储层建模概念.doc

储层建模概念 1.1 储层建模概念三维储层建模，即建立储层特征三维分布的数字化模型，其本质是基于三维网格表征储层特征的分布，其成果是三维数据体。这一技术是上世纪80年代随着计算机技术的发展而发展起来的。基于计算机存储和显示技术，将储层三维网块化(3D griding)后，对各个网块(grid)赋以各自的储层参数值，并按三维空间分布位置存入计算机内，形成了三维数据体，这样就可以进行储层的三维显示，可以任意切片和切剖面(不同层位、不同方向剖面)，以及进行各种运算和分析。值得注意的是，三维地质建模的概念有狭义和广义之分。狭义的三维地质建模是以单井解释和平面地质研究（包括地质规律研究）为基础，应用三维插值（或模拟）的方法建立三维地质模型；而广义的三维地质建模则涵盖了单井解释、平面地质研究、地质规律（模式）研究等，最终建立三维地质模型。1.2 储层建模意义从本质上讲，三维储层建模是从三维的角度对储层进行定量的研究，其核心是对井间储层进行多学科综合一体化、三维定量化及可视化的预测。与传统的二维储层研究相比，三维储层建模具有以下明显的优势：（1）能更客观地描述储层，克服了用二维图件描述三维储层的局限性（层内非均质性的侧向变化），可从三维空间上定量地表征储层的非均质性，从而有利于油田勘探开发工作者进行合理的油藏评价及开发管理。（2）可更精确地计算油气储量。在常规的储量计算时，储量参数（含油面积、油层厚度、孔隙度、含油饱和度等）均用平均值来表示。显然，应用平均值计算储量忽视了储层非均质因素，例如，油层厚度在平面上并非等厚，孔隙度和含油饱和度在空间上也是变化的。应用三维储层模型计算储量时，储量的基本计算单元是三维空间上的网格，其计算精度比基于平均值的储量计算精度高得多。同时，由于可得到基于网格的储量分布模型，因此，可方便地进行储量查询，如方便地求出不同断块、不同微相、不同流动单元、或任一指定区域的储量值，从而十分有利于储量评价和油藏管理。（3）有利于三维油藏数值模拟。三维油藏数值模拟要求一个把油藏各项特征参数在三维空间上的分布定量表征出来的三维地质模型。实际上，这是三维地质建模兴起的最初原因。油藏数值模拟成败的关键在很大程度上取决于三维储层地质模型的准确性。1.3 储层建模的阶段任务储层表征贯穿于勘探评价与开发的全过程，从第一口发现井到油田枯竭为止是多次滚动进行的，其阶段大体可分为油气藏评价阶段、开发早期阶段和开发中后期阶段。储层建模，作为油气藏表征的核心，由于不同阶段生产任务的不同和获取资料的差异，储层建模的的内容和精度亦有所不同。1.3.1 油气藏评价阶段及开发设计阶段在油气藏评价阶段及开发设计阶段，基础资料主要为大井距的探井和评价井资料（岩心、测井、测试资料）及地震资料。在这一阶段，所建模型的分辨率相对较低（主要是垂向分辨率较低），但可满足勘探阶段油藏评价和开发设计的要求，对评价井设计、储量计算、开发可行性评价以及优化油田开发方案具有十分重要的意义。1.3.2 油田开发方案实施及油藏管理阶段在油田开发方案实施及油藏管理阶段，由于开发井网的完成，基础资料大为丰富，因而可建立精度相对较高的储层模型。这类储层模型主要为优化开发实施方案及调整方案服务，如确定注采井井别、射孔方案、作业施工、配产配注以及进行开发动态分析等，以提高油田开发效益及油田采收率。1.3.3 开发中后期阶段及三次采油阶段在开发中后期和三次采油阶段，可获得的基础资料非常丰富，井资料更多（井距更小，在开发井网基础上，又有加密井、检查井等），特别要指出的是，在该阶段可获取大量的动态资料，如多井试井、示踪剂底层测试及生产动态资料等，因而，可建立精度很高的储层模型。然而，由于储层参数的空间分布对剩余油分布的敏感性极强，同时储层特征及其细微变化对三次采油的敏感性远大于注水效率的敏感性，因此，为了适应该阶段的要求，对储层模型的精度要求更高，要求在开发井网（一般百米级或数百米级）条件下将井间数十米甚至数米级规模的储层参数的变化及其绝对值预测出来，即建立高精度的储层预测模型。这类模型的建立正是储层建模工作者目前的公关研究的主要目标。1.4 储层模型的类型按照储层属性和模型所表述的内容，可将储层地质模型分为两大类，即储层离散属性模型和储层参数模型。 1.4.1 储层离散属性模型储层相、构型单元、流动单元等储层属性属于离散变量的范畴。在三维建模前，需要进行属性编码，将某一属性的不同类别编成不同的整数数值，如对于河流相中的河道、溢岸泛滥平原，分别编码为1、2、3，这样，便可在三维预测的基础上对三维网格进行赋值，形成三维数据体，即网格化的数值模型。1.4.2 储层参数模型储层参数在三维空间上的变化和分布即为储层参数模型，包括孔隙度模型、渗透率模型和含油（或含水）饱和度模型等。 储层建模原则 2、储层建模原则 胜利油田储层以陆相碎屑岩为主，储层成因复杂，非均质性严重。如河流、三角洲等环境形成的储层，在纵横向上相变快，不同规模的非均质性严重。因此，对这类储层进行勘探与开发，将面临储层非均质性的问题。为了建立尽量符合地质实际情况的储层模型，针对胜利油田储层的特点，制定如下建模原则。2.1 多学科综合一体化建模充分应用多学科信息（地质、测井、地震、试井等）进行协同建模（图2-1）。用于储层描述与建模的资料总是不完整的，例如，井眼资料，优点是比较准确，精度高，缺点是一空隙间的局限性；地震资料，优点是横向覆盖广，缺点是吹响分辨率底，多解性强，所以应用多学科优势协同建模。图2-1 多学科综合一体化建模思路2.2 多种建模方法相结合 现有的建模算法都是在数学意义上表达部分地质规律与地质思维。在应用各种数学算法进行储层预测与建模时，由于算法的局限性，得到的建模结果可能不尽人意。确定性建模是根据确定性资料,推测出井间确定的、惟一的储层特征分布。而随机建模是对井间未知区应用随机模拟方法建立可选的、等概率的储层地质模型。应用随机建模方法,可建立一簇等概率的储层三维模型,因而可评价储层的不确定性,进一步把握井间储层的变化。在实际建模的过程中,为了尽量降低模型中的不确定性, 应尽量应用多种建模方法相结合的建模思路。2.3 等时建模 沉积地质体是在不同的时间段形成的。一般地，各时间段的砂体沉积规律有所差别（由于物源供应及沉积作用的差别）。在建模过程中，若将不同时间段的沉积体作为一个层单元来模拟，则不能反应各层的实际地质规律，导致所建模型不能客观地反映地质实际。另外，储层建模过程中的三位网格化一般是在层内进行的，即在层内按等厚或等比例进行三维网格划分，显然，若将不同时间段的沉积体按等厚或等比例地进行网块划分在地质上是不甚合理的。 为了提高建模精度，在建模过程中应进行等时地质约束，即应用高分辨率层序地层学原理确定等时界面，并利用等时界面将沉积体划分为若干等时层。在建模时，按层建模，然后再将起组合为统一的三维沉积模型。这样，针对不同的等时层进行三位网格化，可减小等厚或等比例三维网格化对井间赋值带来的误差；同时，针对不同的等时层输入不同的反映各自地质特征的建模参数，可使所建模型能更客观的反映地质实际。这就是等时约束建模的主要目的。2.4 成因控制建模 沉积相的分布是有其内部规律的。相的空间分布与层序地层之间、相与相之间、相内部的沉积层之间均有一定的成因关系，因此，在相建模时，为了建立尽量符合地质实际的储层相模型，应充分利用这些成因关系，而不仅仅是井点数据的数学统计关系。相的成因关系主要体现于层序地层学原理及沉积模式方面。近二十年来，地质学的飞速发展使人们充分认识到沉积与海平面、构造、气候的关系，并发展了层序地层学这一重要地学分支学科。它对控制沉积物的动态机制有了更好的理解。我们研究的重点已从纯粹的岩性对比转移到成因对比。可容空间和沉积物供给之间的关系控制了纵横向相序。相模式则体现了相带之间及相带内部的成因关系。各种相均有其基本相模式，而各亚相类型、微相空间分布关系和特征均有理论性的综合和描述。例如曲流河的二元结构、点坝的侧向加积、垂向层序特点，以及河口坝的前积和垂向层序等特点。 因此，在相建模时，不论是确定性建模还是随机建模，均应充分应用层序地层学原理及沉积相模式来约束建模过程，即应用层序地层学原里确定等时界面及等时地层格架，并在由等时界面限制的模拟单元层内，依据一定的相模式选取建模参数，进行沉积相的三维建模研究。2.5 相控建模 就参数模型（孔隙度、渗透率、含油饱和度）建模而言，传统的建模途径主要为“一步建模”，即直接根据各井储层参数进行井间插值以建立储层参数三位分布模型。这种方法比较简单，但值得注意的是，它主要适合于具有单一微相分布或者具千层饼状结构的储层参数建模，因为在这种情况下，目标区的储层参数具有同一统计分布。但对于具有多相分布或复杂储层结构（如拼合板状和迷宫状结构）的储层来说，由于不同相的储层参数分布（例如直方图）有较大的差别，因此，应用这种方法将影响甚至严重影响所建模型的精度。事实上，具单一微相分布的储层很少，特别在陆相储层中更为少见。在这种情况下，应采用“相控建模”方法，即首先建立沉积相、储层结构或流动单元模型，然后根据不同沉积相（砂体类型或流动单元）的储层参数定量分布规律，分相（砂体类型或流动单元）进行井间插值或随机模拟，建立储层参数分布模型。这种多步模拟方法不仅与所研究的地质现象吻合，而且能避免大多数连续变量模型对于平稳性/均质性的严格要求。实践证明，这是符合地质规律的、行之有效的储层参数建模方法。胜利油田建模方法适用性分析 3.1胜利油田储层特点 从胜利油区的油藏及开发特点出发，将油藏分为整装构造、断块、低渗透三种基本类型。胜利油区已投入开发的65个油田中，整装构造油藏、高渗透断块油藏、低渗透断块油藏，其动用储量占油区总动用储量的84.6%，其可采储量占油区总可采储量的91.4%，其年产油量（2000年）占油区年产油量的83.6%；其它几类油藏（特殊岩性油藏、断块稠油油藏、海上油藏）的动用储量、可采储量、年产量分别只占15.4%、8.6%、16.4%。 整装构造油藏的地质特点是：油田面积大，构造简单，油层多，厚度大，储量大，高渗透的砂岩油藏。我局的四大整装构造油田均处于高含水、高可采程度、高剩余采油速度开发阶段，水淹严重，剩余油相当分散，挖潜难度大。搞清储层的平面、层内、层间非均质性，分砂体或分小层研究注采对应状况、完善注采井网、提高水驱控制程度是挖掘整装构造油藏剩余油潜力的主要途径。 断块油藏就是由断块圈闭聚集石油所形成的油藏，其构造、断裂系统复杂，断块面积小，油层多，含油井段长，不同断块之间差异大，层间物性、流体非均质性严重，油水关系复杂，层间矛盾突出。胜利油田20个高渗透断块油藏，大都处于“三高”阶段，平均含水89.6%，平均可采程度74.2%。 精细研究断块油田的断裂组合、断块划分，认识层间非均质性，减缓层间干扰，提高注采对应率水驱控制程度是改善断块油藏开发效果的主要途径。 低渗透率是低渗透油藏的基本特点。裂缝是控制低渗透油藏油井产能、含水上升的主导因素。有效利用天然裂缝和采取人工压裂措施产生诱导裂缝，以提高低渗透油藏的渗透性是改善这类油藏开发效果的根本途径。3.2胜利油田建模关键技术 通过近几年油藏地质建模研究与应用，目前已形成河流、三角洲储层格架建模技术、多条件（沉积相、地震属性）约束条件下的储层参数建模技术、井间层内夹层模型预测技术及低级序断层的精细刻画技术，并取得了一定的应用效果。 利用地震、测井及取心井资料，开展精细地质研究，对于整装油藏主要是韵律段精细划分、层内夹层井点识别及井间预测模式建立、沉积微相划分、储层参数测井精细解释模型的建立；在此基础上建立油藏精细地质模型。首先根据井网、井距、纵向储层细分尺度及满足数值模拟需要，设计合理的模型网格（平面及纵向）；建立能够精细刻画储层及夹层在三维空间分布的储层格架模型（或构型模型）；然后建立沉积微相模型，并在微相控制条件下建立储层参数模型，最后输出模型到数值模拟软件，进行剩余油研究。 整装构造油藏精细油藏描述及剩余油研究应突出以下两项关键技术： 井间储层参数预测技术 ：精细油藏描述阶段，不仅要建立精细的三维地质模型，而且要建立精细的三维预测模型。这就需要应用井间储层参数预测技术对井点以外的资料空白区进行井间预测，研究各种储层参数在注水开发过程中的变化规律，建立各种参数的四维数据体，为精细油藏数值模拟打下基础。孤岛中一区馆34采用了退火模拟、顺序高斯模拟、顺序指示模拟、马尔科夫随机场等四种模拟方法建立了更加符合实际的地质模型。 精细油藏数值模拟技术：整装构造油田面积大、层数多、开发历史长，井多，如何缩小网格步长以体现模拟的精细程度、如何用真正的三维模拟来反映层内剩余油分布。这对于整装构造油田既是关键技术又是难点。胜二区沙二12采用二级二相数值模拟软件模拟21个时间单元，网格步长30m，总结点达72.8万。如果网格步长再缩小，并模拟层内剩余油分布，模拟将难以进行。因此提高三维数值模拟的容量和精度，对于整装构造油藏尤为重要。断块油藏在构造模型研究中应突出以下三项关键技术：构造演化模拟技术 ：临13断块和辛1、23断块运用张性盆地演化模拟软件模拟了断裂发育史，合理进行断裂组合和断块划分。临13断块划分为5个断块组，32个自然断块，这些自然断块又划分为反向型自然断块、混合型自然断块和同向型自然断块三种类型。 断层精细解释技术 ：断层精细解释技术强调地震资料与测井资料相结合，断层线位置要用断面图与分层构造线交会确定。 断层封堵性评价技术：认识断层封堵性，对认识剩余油分布、合理调整注采井网具有重要指导意义。 低渗透油藏精细油藏描述应突出以下关键技术： 地应力测量技术：地应力测量主要有五种方法：即古地磁法、地层倾角测井法、无源微地震法、水力压裂地应力测量法、示踪剂监测法。 地应力场模拟技术：采用有限元法通过实测方法得到的离散地应力数据模拟地应力场的分布。 裂缝描述技术：裂缝的研究内容包括裂缝方向、延伸长度、裂缝宽度、展布规律等。 裂缝油藏数值模拟技术：依靠裂缝油藏数值模拟技术可以优化裂缝参数和注采井网，可以模拟裂缝油藏剩余油分布、预测最终开发效果。建模途径 4、建模途径对于建模方法目前各种书籍文献论述的比较清楚了，这里只对目前通过长期建模验证的比较适用的建模方法进行一个简单概括。详见附件建模途径储层建模步骤 5、建模步骤当前国内外储层地质建模的总体思路和方法基本上是一致的，即在广泛收集地质（包括露头、钻井及综合测试）、地震及测井资料的基础上，利用沉积学、储层地质学和一系列数学方法来定量表征二维或三维储层的宏观几何形态及内部特性参数的空间变化，最终利用计算机来动态地模拟储层的空间变化特征。三维建模一般遵循从点-面-体的步骤，即首选建立各井点的一维垂向模型，其次建立储层的框架(由一系列叠置的二维层面模型构成)，然后在储层框架基础上，建立储层各种属性的三维分布模型。一般的，广义的三维储层建模主要包含六个环节，即数据准备、构造建模、储层相建模、储层参数建模、储量计算、如果要将储层模型用于油藏数值模拟，应对其进行粗化。详见附件储层建模步骤。建模基础理论 1、三维地质建模目的三维储层建模是从三维的角度对储层进行定量的研究并建立其三维模型，其核心是对井间储层进行多学科综合一体化、三维定量化及可视化的预测。与传统的二维储层研究相比，三维储层建模具有以下明显的优势：能更客观地描述储层，克服了用二维图件描述三维储层的局限性。三维储层建模可从三维空间上定量地表征储层的非均质性，从而有利于油田勘探开发工作者进行合理的油藏评价及开发管理。可更精确地计算油气储量。 有利于三维油藏数值模拟。储层地质模型主要是为油藏模拟服务的。油藏数值模拟要求一个把油藏各项特征参数在三维空间上的分布定量表征出来的地质模型；实际的油藏数值模拟还要求把储层网块化，并对各个网块赋予各自的参数值来反映储层参数的三维变化。2、三维地质模型三维地质模型一般指三维构造模型（断层模型、层面模型）；地层模型（纵向网格细分）；沉积相模型；储层物性参数模型（孔隙度模型、渗透率模型、含油饱和度模型）。3、Direct软件三维地质建模步骤：第一步：点击角点网格，完成层模型定义；第二步：骨架网格剖分（断层模型检查、二级边界定义、生成顶面、中面、底面网格骨架面）；第三步：构造插值（生成砂层组顶面的构造面）；第四步：地层创建（在砂层组顶面控制下创建小层的构造面）；第五步：垂向网格划分；第六步：BW创建（井数据网格化-沉积相、孔渗饱参数）；第七步：沉积相表征（指示克里金、序贯指示）；第八步：相控参数表征（普通克里金、序贯高斯、相控）；第九步：油气水界面插值；第十步：储量计算；第十一步：模型粗化； 4、三维建模数据来源三维地质建模基本数据包括：单井的坐标数据、分层数据、测井解释的孔渗饱参数、油气水流体性质；地震解释的断层及层面数据。分层数据是建立等时地层格架的基础。首先是根据地震解释的砂层组顶面构造及断裂系统建立起砂层组的层面模型和断层三维模型，然后根据单井分层建立起砂层组内各小层或单层的层面模型。因此，单井不同级别的分层可靠性是决定地层格架的关键。在建立三维模型之前加强全区的逐级细分单元的统层闭合后才能确保三维构造模型的质量。物性参数模型的孔、渗、饱参数来源于测井资料二次处理及解释。由于开发历程比较长，测井仪器存在系统误差，声波时差未进行标准化处理，原始的测井解释参数不能直接用于三维建模。因此，必须开展全区范围内的声波时差标准化，测井参数二次解释，得到统一刻度的孔、渗参数值。相控参数建模体现沉积相带对储层物性控制。沉积相建模是地质建模的核心，相模型水平高低决定三维地质模型的水平高低。单井相（取芯井、非取芯井）是基础，剖面相（各微相接触关系）及平面相（平面上各微相组合的合理性）是关键。 提高储层随机建模精度的地质约束原则吴胜和教授 （石油大学2001年） 1、地质约束原则-是指在建模过程中，不仅应用建模目标取得实际数据（如井数据、地震数据等）以及根据该数据应用地质统计学方法分析得出的统计特征参数（如变差函数的变程、分形维数），还必须应用地质原理和地质知识等地质知识条件（如层序地层学原理、沉积模式、储层构型模式等）来约束建模过程。第一：等时约束建模-应用高分辨率层序地层学原理确定等时界面，并利用等时界面将沉积体划分为若干等时层。在建模时，分别按照各等时层建模，然后将其组合为统一的三维储层模型。这样针对不同的等时层输入反映各自地质特征的建模参数，可是所建模型更客观反映地质实际，同时也可减少等厚或按等比例三维网格化对井间赋值带来的误差。第二：成因控制建模-应充分应用层序地层学原理及沉积相模式来约束建模过程，依据层序演化模式及相模式（相序规律、砂体叠加规律、微相组合方式以及各相几何学特征）来选取建模参数，以使相模型尽量符合地质实际。第三：多步建模-首先应用离散随机模拟方法建立三维沉积相或储层结构模型；然后根据不同沉积相（砂体类型）的储层参数定量分布规律，分相（或砂体类型）进行连续变量的随机模拟，建立三维储层参数分布模型。如存在影响流体渗流的裂缝，还要在相控建模的基础上对裂缝分布进行模拟。第四：应用地质模式优选随机模拟方法-如果预知相（如河道相）的几何构型（几何形态和组合方式），则基于目标的标点过程法为首选方法；对于具有排序分布的相组合（如三角洲平原、前缘和前三角洲的组合）来说，截断高斯模拟方法最为适合；如果既不知道几何构型，相组合又无排序现象，则选择序贯指示模拟。对于储层参数模拟来说，基于高斯分布的方法能有效地对奇异值分布的储层参数进行建模，但是很难控制极值分布的连续性，而指示模拟方法很适合解决这类问题。如果储层参数分布符合统计自相似特征，则可应用分形模拟方法。第五：应用原形模型确定统计特征参数-一般地，当模拟目标区井点较多时，统计特征参数可通过井点数据或其他条件数据来求去。实际上，当模拟目标区内实际的变程小于最小井距时，则单纯应用井点数据计算的平面变差函数，不能反映最小井距内储层特征或参数的变异性。露头区或现代沉积区-进行三维空间的砂体结构测量，并可在三维空间进行密集采样和岩石物性（孔隙度、渗透率）测定，取样网格可密至米级甚至厘米级，因此可建立十分精细的三维储层地质模型（结构模型和参数分布模型）。开发成熟油田的密井网区，尤其是具有成对井的密井网区，也可建立原型模型。 2、地质约束条件下储层随机建模流程：第一：进行数据准备，即建立地震、地质、测井、测试等多学科数据库；第二：开展地质概念模式研究，主要是建立层序地层发育模式及沉积相模式；第三：确定地层内部的等时界面，据此建立等时地层各家模型和构造模型；第四：根据地质概念模式优选随机模拟方法，包括优选类型变量（如沉积相、流动单元、裂缝等）建模和连续变量（孔隙度、渗透率及流体饱和度建模的随机模拟方法）；第五：根据多学科数据和（或）原离散模型确定随机模拟所需的统计表征参数；第六：进行多步随机模拟（相建模、相控参数建模、裂缝建模）第七：通过随机模拟得出多个模拟实现。据此进行储层非均质图形显示、不确定性评价、体积计算、模型粗化既油藏数值模拟。 油气储层相控随机建模技术的约束方法-于兴河2005年9月地学前缘 随机建模方法在实际应用中还存在的不足： 1、各种建模软件与模拟算法的针对性较强，要求的条件较多；而多数操作与研究人员却没有从算法本身的原理与条件出发，去分析其适用范围就直接应用，这就导致了模拟实现与地质研究认识的较大差异，致使多数人员把这种并不正确的结果作为“法宝”对地下储层进行评价与预测，这就出现了“用烤面包机来蒸馒头”，即将地质建模与模拟去逼近计算机或数学“真实”的现象。 2、将地质研究结果或他人资料直接输入到计算机中，不加分析或约束的去建模，或者简单地用少量资料约束，而并非用地质学的科学思维去指导或约束，这就出现了“垃圾进去垃圾出来”的现象；省直出现地质研究与建模“两张皮”的严重现象。观点之一： 随机建模所生成的储层地质模型的好坏依赖于地质概念或沉积（微）相的空间展布特征，尤其是平面分布特征；而假设的随机函数模型正确与否，拥有的数据量及科学的约束方法，都将影响到最总终达到“逼近地质真实”的目的。观点之二：相控建模技术的关键之处在于如何将地质概念模型转化为随机模型。观点之三：确定性建模-对井间或控制点间的位置区给出确定性的预测结果，试图从具有确定性资料的控制电（如井点）出发，推测触点间（如井点）确定的、唯一的、真实的储层参数。随机建模-是以现有的有限数据和信息为基本条件，以地质模型和数据统计原理为基础，采用一定的计算方法，通过计算机技术人工合成多个可选的、等概率的和高精度的，反映现有参数数据空间分布或该参数理论分布的模型。亦即对控制点间应用随机模拟方法给出多种可能的预测结果或实现。相控建模-依据沉积相在时间域、空间域的展布特征对沉积储层随机建模进行约束，即以垂向演化与平面分布-沉积模式为蓝本，采用数理统计学方法，综合应用确定性和随机建模技术定量表征砂体的空间分布，并使得物性模型可更加精细地刻画储层的非均质性，同时为不确定性评价提供重要参考依据。其核心是从沉积环境的成因角度来指导建模过程，利用沉积相带的平面展布和垂向演化趋势来约束建模结果，并将得到的模型实现与实际的地质研究模型相验证来优选，是得最终优选的模型能够真实地反映地下地质体的空间展布。观点之四： 大量的油田开发和生产实践证明，沉积微相的分布规律直接影响着地下流体（油气）流动的特征，这是由于沉积微相制约着砂体的垂向叠置形式与侧向连通性，而且不同相带的砂体比同类相带的砂体有更大的储层物性差异。 观点之五：进行科学地相控建模应具有三个约束条件：相序指导、概率一致、变差函数与定量地质知识库相结合。第一：结合地质沉积微相研究的认识，保证随机建模模型的“相序”符合地质规律，即各微相间的垂向与侧向接触关系具有与相序变化的一致性；这就避免了“胳膊前面长耳朵，而不是长手”的关键。第二：保证各实现的微相分布统计概率与单井沉积微相数据离散化至三维网格后的统计概率相一致，简言之，所建模型各种微相的分布概率于原始数据（单井微相划分）统计概率的一致性。第三：各微相的三维空间变差函数与通过地质研究所建立的定量知识库具有一致性。观点之六：依据地质约束方法进行的建模过程强调在等时控制的基础上考虑以下几个问题：第一：可容空间和沉积物供应的相互关系对沉积物分布的影响；第二：定量地质知识库建立的可靠性及其在研究区的具体应用；第三：普遍的相模式如何在研究区内得到具体应用和量化；第四：在优选相控建模方法和定义相控建模参数（相边界、宽/厚比等）是应充分体现砂体之间的成因关系，而不仅仅是数学上的空间分布关系，既遵循：“逼近地质真实，而不是逼近数学真实”这一原则。观点之七：等时控制原则-基于层序地层学原理，在由等时界面确定和控制的模拟单元或流动单元内进行；而成因控制原则是参考可容空间的变化，依据相序规律、砂体空间叠置规律和微相组合方式，依照定量知识库的数据来进行。相类型选择标准-既要能概括所有的砂体成因类型，又要力求简单；既要强调其沉积成因，又要重视适用与效果。如果研究重点是储层物性参数的分布，不同相类型之间岩石物性参数分不应当有所区别；如果研究重点是注水效果分析或三次采油前期研究，则泥质、钙质、或相对低渗透夹层得分布相当重要。观点之八：沉积微相模型-沉积微相的研究必须在大相（沉积体系）与亚相的背景下逐级开展研究。沉积微相研究的工作方法有单井相、测井相、岩石组合及平面相等：第一：沉积微相模型是相控储层建模过程中非常重要的一步，前期的各种沉积微相研究认识将直接对后期相控建模提供明确的指导作用。第二：根据基础地质资料确定地质概念模式，其作用就是用于选择随机模拟的方法、统计特征参数，一直到随机模拟的实现。第三：选择一种适合研究区域地质特征的随机模拟方法。第四：随机模拟需要输入的参数包括两类：统计特征参数：包括变差函数（各种微相与岩性指标的变差函数、岩石物性变差函数）、特征值、累计概率分布函数特征值（砂岩面积或体积密度、岩性与相的分布概率、岩石物性概率密度函数）、砂体宽厚比、长宽比、分布直方图；还要统计研究区域的相序特征。第五：进行储层沉积相的随机模拟，建立N个随机实现。第六：以测井解释的物性数据为基础，应用随机模拟的沉积微相模型为约束条件，采用相控建模技术对不同沉积微相的各种物性参数分别建模，这些模型主要用来表征各种沉积微相内部物性的变化特征。观点之九：模型优选标准：第一：各实现与定性地质概念模型的符合率。第二：随机实现的统计参数与输入参数的吻合率，如忠实于现有数据的空间分布规律与特征。如各微相概率分布的一致性及拟合程度的高低。第三：能够反映储层的非均质性特征，如渗透率奇异值的分布和沉积微相平面展布的几何特点。第四：抽稀检验，根据模拟实现是否实于未输入模型的实数据和特征进行判断，即能够预测模型中预测值的不确定性。第五：通过套合方法优选出个小层可靠的并较好反映地址微相研究结果的沉积微相模型。 建立Direct3.0数字工区注意事项 第一部分：软件的定位及工区设置 1、软件的定位 国外软件的定位-petrel RMS:三维地质建模；国内中文界面的应用软件发展趋势-矢量绘图软件为主流,如卡奔双弧GeoMapMapgisGPTMap等；Direct完全按照油藏描述的研究思路,强化基础地质研究的软件系统,既有矢量成图,又有地质建模的一体化研究平台。国外软件算法多,商业化程度高,但是系统庞大复杂,应用门槛高,难以大面积普及.缺乏二维平面参数表征,基础研究相对薄弱。国内中文界面软件发展势头强,未来占据更大市场,简单易学,当然商业化程度较低。实际工作中本着实用的原则,多个软件相互补充,不是非此即彼的思维.发挥各自软件的特色。保持开放的心态接受软件，其实每个软件都有自己的一套体系,都有其优势。软件只是一种工具,是为地质研究工作服务的。因此,按照自己的地质思路应用好软件,解决地质问题才是最终目的，不要只跑流程,而不顾地质结果。目前还存在一种现象:重视建模,忽视了基础数据的准确性、合理性、匹配性。Direct3.0到底能做什么？集成钻井取芯数据、测井曲线、测井解释参数及油气水层结论，生成综合测井图、岩芯图等；声波时差标准化及孔渗参数解释；砂层补充解释、隔夹层解释；多井地层对比，提高闭合精度（最实用）；地震解释的断层、层面构造加载；可以建立油组、小层、单层的微构造、厚度图、参数分布图、相图、储量计算、渗透率非均质参数计算、隔夹层平面分布。（引入建模算法、相控思想这是不同于一般绘图软件的地方）。三维地质建模及构型建模。完全满足油藏描述的需求。 2、三种数据库供选择，一般采用Access数据库（涉及工区修复）； 3、内置了参数设置、井类型、岩性符号、油气水层符号（符合中石油标准）；提示：根据本地区测井系列，修改内置的测井参数符号（微电极RN RL ML1 ML2）; 声波时差有AC DT第二部分：单井数据输入-原始数据（而不是二手数据） 单井是基础 1、井位信息：来源于完井地质总结（坐标、补心高度、完井时间、完钻井深），井别-根据开发井网确定（采油井、注水井、注聚井、工程报废井、报废利用井、动态监测井等）；根据井身结构可分直井、定向井（五段式、三段式）、大斜度井、水平井；还有探井、评价井、开发井、钻井取芯井；依据开发历程可分基础井网、加密井网、更新井或细分开发层系等。软件提供9个井组-利用井组体现开发历程、井型变化等。问题：井名不规范不统一会造成数据加载不成功。问题：横坐标8位、纵坐标7位，如出错不出现工区。利用电子表格直方图统计检查数据。问题：补心高度受控于钻机型号，补心高度不能缺少。方补心、方钻杆、补心高度、补心海拔、补心高度对井深的影响（微构造研究的影响）。井位加载后可以打开工区检查是否合理。 2、井斜数据：测深 井斜角 方位角三维显示检查井轨迹合理性；三段式定向井、五段式定向井、大斜度井、水平井井轨迹；二维构造底图检查井口、井底位置的合理性。可以查询某一深度的井位坐标。 3、测井曲线（原始测井曲线、带有解释参数的测井曲线、二次解释后的测井曲线）格式众多-716、文本、Las；利用数据转换器便捷实现转换。曲线缺失严重，可利用统计功能自动统计每一条曲线的缺失情况。曲线存在异常值特别多；声波时差有米制、英制两种单位。原始测井曲线一般有8条：井径、自然伽马、自然电位； 感应电导率、微电极、普通电极系电阻率；孔隙度测井（声波、密度、中子）。测井解释参数：一米8个电（0.125m）；如果是没有进行二次解释的孔渗参数，就存在系统误差，?能用于平面参数表征。需要进行声波时差标准化及测井参数计算。软件内置计算器及各种公式。 4、砂体数据-测井解释成果数据表（小层数据表）油气水层解释结论-与内置的对比，检查是否漏掉，是否符合本油田的习惯。测井解释序号一定要保留，不能缺失。有效厚度-理解有效厚度的含义、来源，存在问题很多，如何解决？ 5、钻井取芯井岩芯颜色、岩性、含油性、分析孔、渗参数等加载； 6、各种单井模版制作，生成每口井的综合测井图检查曲线、砂体、参数的一致性。 7、定义流体离散属性，加载数据； 8、定义地层格架-书写规范，尤其是 。上标不能实现。地质分层横排、顶界而不是大家习惯的底界分层数据。 9、定义相类型-砂岩相、泥岩相；河道、河漫滩、天然堤、决口扇等；第三部分：断层加载、构造加载 1、 断层加载：断层多边形、断层stick， 2、 地震解释的关键面构造加载； 问题：同一断层在不同层位相交；不同层位的构造等高线相交，地层产状不合理。第四部分：多井对比 多井是关键（在手工对比基础上，检查对比闭合精度） 1、标准井：多口标准井均匀分布在工区范围，而不是一口标准井。 2、骨架剖面：标准井全区闭合 3、横剖面：沿着主河道方向； 4、纵剖面：投影检查闭合情况。 5、 栅状图 6、分层数据表：自动输入；可以用地层厚度图、顶面构造图检查地质分层的合理性； 7、 油藏剖面：断层产状、地层产状、流体分布三者合理性。 8 、多次层拉平对比-解决断失地层问题、横向曲线对比方式只是习惯但不符合沉积模式。 9、相剖面-不同相之间接触关系；第五部分：平面层 平面是结果 1、 平面层的定义：油组、砂层组、小层、单层；按级别逐级定义； 2、 参数提取：厚度类、孔渗参数、非均质参数；相、流体等离散属性；砂体微构造； 3、 参数提取方法：参数截断法、砂厚加权平均等； 4、 相（流体）表征：变差函数、 5、 参数表征：相控、径向基函数、克里金、序贯高斯模拟等；、 6、 储量计算；第六部分：矢量成图软件Toosoon 1、其他软件兼容性： 2、岩石矿物成分三角形图、粒度概率曲线及C-M图、裂缝玫瑰图等； 数字工区成果展示清单 1、多井统层对比； 1.1、标准井（砂层组、小层、单层）； 1.2、骨架剖面； 1.3、横剖面； 1.4、纵剖面； 1.5、栅状图； 2、 单井声波时差标准化及参数计算； 2.1、声波时差直方图； 2.2、参数计算的公式； 2.3、单井综合测井图（孔渗饱参数）； 2.4、参数统计，分布范围合理性判断； 3、沉积相多维互动（单井-剖面-平面） 3.1、钻井取芯井单井相识别； 3.2、非取芯井单井相识别； 3.3、数据砂层厚度批量快速识别； 3.4、沉积微相自动识别； 3.5、多井剖面相（反映砂体接触关系）； 3.6、平面相（变差函数调试、平面相分布合理性）； 4、断层模型 4.1、断层多边形数据检查（同一条断层不能相交）； 4.2、断层接触关系检查； 4.3、断层模型不同方位展示； 5、 砂层组层面模型； 5.1、砂层组顶面构造图展示； 5.2、三维显示层面模型； 6、 构造模型（断层+层面） 6.1、三维显示效果展示； 7、三维相模型 7.1、三维相模型三维显示； 7.2、切片显示、栅状图显示； 8、相控参数模型 8.1、孔隙度模型展示； 8.2、渗透率模型展示； 8.3、含油饱和度模型展示； 8.4、净毛比模型展示； 9、储量计算 9.1、油水界面模型展示； 9.2、储量计算成果表； 9.3、储量查询； 10、模型粗化 常用的测井曲线英文与汉字名称对照岩 岩性曲线：2 CAL 井径 GR 自然伽马 SP 自然电位 孔隙度曲线：3 AC 声波时差 DT 声波时差 DEN 补偿密度 CN 补偿中子 CNL 补偿中子 FPLC 补偿中子 普通电极系：四种探测半径 R0 4 0.4米电位电阻率/R045 0.45米电位电阻率/R05 0.5米电位电阻率 R1 1米底部梯度电阻率/R25 2.5米底部梯度电阻率/R4 4米底部梯度电阻率 ML1 微电位电阻率 /ML2 微梯度电阻率 RLML 微梯度电阻率 /RNML 微电位电阻率 侧向测井： LLD 深侧向电阻率 LLS 浅侧向电阻率 RMSF 微球型聚焦电阻率 /RS 浅侧向电阻率 /RD 深侧向电阻率 感应测井： RILD 深感应电阻率 RILM 中感应电阻率三维地质建模 现代油藏描述的目的是为油藏数值模拟提供精细的油藏地质模型。它是在油藏多学科综合研究的基础上对油（气）藏的类型、几何形态，规模、油藏内部结构、储层物性参数的三维空间分布以及流体性质空间变化和分布的高度概括，是油藏特征的三维表征，也是人们进行油藏综合评价以及油藏数值模拟的重要基础，还是设计开发方案和调整方案优化的依据。其重要意义在于提高油田开发的预见性。油藏模型的建模是以油藏各种属性参数数据体为支柱，以计算机为手段，综合地质统计学、分形几何学、神经网络等分析方法，用二维、三维图形显示成果。利用该技术方法能够建立流动单元、单砂体、小层、油藏或油田规模的油藏地质模型及反映油藏特征的油藏动态模型。为了建立更精细、更准确的三维地质模型。在进行三维地质建模前，开展基础地质研究，或对前人地质研究成果进行复查是非常必要的基础准备工作。因此，Direct软件将基础地质研究与三维地质建模有机的结合起来，形成一个有机的整体。通过基础地质研究为三维地质建模提供精细的基础数据，再通过三维地质建模反过来验证基础地质研究的准确性。下例是应用Direct软件在永3断块的三维地质建模研究。储层建筑结构研究 储层构型(Reservoir architecture)，亦称为储层建筑结构，是指不同级次储层构成单元的形态、规模、方向及其叠置关系。在油气勘探开发领域，地下储层构型研究主要用于油气田开发。随着油气开发程度的不断深入，砂体内部的剩余油挖掘逐渐成为油田开发的主要目标，而储层构型（导致储层内部的渗流屏障和渗流差异）是控制这部分剩余油的重要因素。因此, 地下储层构型研究是提高油气采收率、最大限度地开发油气资源的关键所在，这对我国石油工业乃至国民经济的可持续发展具有十分重大的现实意义。研究目的及意义。 在油田开发中后期，大量的油气已被采出，但仍有相当数量的油气滞留在地下。我国六、七十年代开发的主力油田（包括胜利油区的孤岛油田、孤东油田、胜坨油田、大港油区的港西油田、大庆油区的萨尔图油田等），大部分已进入高或特高含水阶段产量递减期，但采收率相对较低，一般为30%左右，而相当数量的剩余油以不同规模、不同形式、零散地分布于长期水驱（或聚驱）后的油藏中。 油藏开发中后期可动剩余油分布的控制因素很多，大体可分为两大类，即地质因素和开发工程因素2。地质因素主要为油藏非均质性，包括储层非均质性、微构造、流体非均质性等；工程因素主要为井网条件及注采关系等。其中储层非均质性是控制剩余油分布的重要因素。长期以来，众多学者对“宏观”的砂体规模及“微观”的孔隙规模剩余油研究较多，已达到较高的研究程度，也取得了较好的应用效果。然而，随着油气开发程度的不断深入，砂体内部结构控制的剩余油挖潜逐渐成为油田开发的主要目标，因此，砂体内部的非均质（如复合砂体内部成因单元之间的界面、砂体内部夹层等）及其对剩余油分布的控制作用显得越来越重要。但是，这种“中观”规模的砂体内部非均质性