MM断块综合开发方案 石油大赛设计15

全国石油工程设计大赛

NationalPetroleumEngineeringDesignContest

参赛作品

题目：MM断块综合开发方案

作品说明

本作品是在已有的油藏地面概况、地质静态资料、实验室分析、

生产动态资料的基础之上，对其综合整理分析后进而编制出了关于MM

断块油藏的一个总体的开发方案。MM断块油藏总体开发方案的设计包

括油藏工程及数值模拟、钻完井工程设计、采油工艺设计、地面工程

设计、经济评价和HSE综合评价六大部分。其中油藏工程方案依托现

有的油田地质静态资料、实验室资料、生产动态资料，通过油藏工程

方法和数值模拟方法确定出油藏合理开发技术政策界限，并对比优选

出最佳开发方案；钻完井工程方案设计结合地质和生产数据等资料确

定合理的钻井的各项参数、固井设计参数和完井方式；采油工艺方案

设计根据相关生产数据确定合理的采油工艺、增产增注、修井等相关

技术指标；油田地面工程方案设计根据前期已有的油田开发数据来确

定地面油气集输和相关处理工艺；最后对整个涮断块油藏总体开发方

案进行经济评价和HSE风全国石油工程设计大赛作品简介风险评估，

并提出相关的解决措施，以使总体开发方案的目的性和实用性得到落

实。

本设计中，严格按照石油行业各标准规范的要求，结合分析已知

断块圈闭构造地质概况、已钻井实钻资料及开发资料，对井身结构，

固井工程，钻井配套设备，钻具组合及强度校核，钻井参数，钻井液,

油气井压力控制，各次开钻施工重点要求及注意事项，钻井复杂情况

及事故的预防与处理，钻前工程及HSE管理、钻井周期、成本及技术

经济指标计划和完井工程等各部分进行了详细设计，形成了针对个对

该区块气井钻完井工程设计报告，该设计报告整合了钻完井工程中安

全，高效，经济，环保等多方面因素，对现场钻完井施工具有一点的

指导作用。生产中采用超正压射孔，达到提高采收率的效果。有机的

将射孔、压裂技术一体化结合，效益显著。针对气层埋藏较深且为高

气液比汕藏，特采用泡沫排水采气工艺。在增产方面特色的使用了李

根生教授主持的国家自然科学基金项目“连续油管水力喷射压裂技术”

的研究成果，效果明显。结合该区块的地理环境与人文因素情况，利

用天然气开发先进工艺特采用了井口自动化监测设施，充分节省了人

力资源，加强了对井场的系统管理。集输管道采用多井单管串接方式

在节约管道成本的同时做到了天然气的高效集输，采用常温分离多井

集气站方式，共建立六座综合集气站；此外，考虑到环境保护因素，

特引进了环保型放散器，对气液固污染物做到了综合处理。

本次设计在自己有资料的基础上查阅了大量文献及资料，在老师

的指导及团队成员的通力合作之下完成了本次大赛的设计。

目录

第1章油藏概况.....................................................6

1.1油藏概况.........................................................6

1.2气藏数值模拟研究................................................21

1.3气藏气田参数优化研究............................................38

第2章钻井工程方案................................................51

2」钻井工程设计依据与原则...........................................51

2.2井眼轨道优化方案................................................55

2.3井身结构设计方案................................................65

2.4钻机选型........................................................68

2.5钻井液方案......................................................74

2.6直井水力参数设计................................................80

2.7钻井新工艺新技术应用............................................83

2.8地面设备井控技术................................................85

2.9固井方案........................................................88

2.10井下复杂情况预防及处理.........................................90

第3章采气工程方案.................................................91

3.1射孔工艺........................................................91

3.2采气方式选择及工艺设计.........................................110

3.3增产措施.......................................................123

3.4采气特殊问题治理的技术要求.....................................130

第4章地面建设工程设计............................................139

4.1地面建设工程绪论................................................139

4.2地面工程开发方案...............................................142

4.3天然气集输方案设计.............................................159

4.4地面建设工程配套工程...........................................160

4.5地面工程HSE.......................................................................................................162

4.6环境保护.......................................................165

第5章气田开发资金预测............................................168

5.1总投资估算....................................................170

5.2经济评价......................................................178

附录...............................................................182

第1章油藏概况

第1章油藏概况

1.1油藏概况

1.1.1气田地理与交通

地理位置位于M市B区C村东北约10公里。工程地区夏、秋季多阴雨，地

震基本烈度为6度，是影响工程安全的主要气象因素之一。交通及通讯不便，附

近无配套集输设施覆盖区。

该块为新增储量区，没有形成开发井网，周围无井站和集输管网及配套设施,

A向东22公里可进入最近的配套集输设施覆盖区MNo

图LIXX油田M断块气藏地理位置图

1.1.2试米简况

Ml井试气射开NPEDC9层位，井段3611〜3614m,压裂后针阀开启1/2,孔

板直径8mm,日产气1.1475X10%?,日产水On?,累积产气1.7697X1013,累

积产水On?,低产井,2011年9月试采，初期日产气1.4197X10%?,至2011年10

3

月，累计产气47.3691X104m3,水usm0

M4井试气射开NPEDC9层位，井段3652〜3655m，压裂后针阀开启1/3,孔板直

径8mm,日产气1.1495XIO%?,日产水4.5n?,累积产气2.5U8X10%3,累积

产水10.1n?,属工业气流井。2011年7月试采，初期日产气1.6251X10%,至2011

年9月，累计产气59.7689X10%?,水0.060?。

1.1.3区域地质

-5-

第1章油藏概况

1.1.3.1区域构造特征

区块构造位置处于XX盆地XX斜坡，该区块具备良好的天然气成藏条件。下

伏陆相-海陆交互相煤系地层呈广覆式分布且成熟度高；总体近南北向的NPEDC9、

NPEDC10砂体在平缓的西倾单斜背景下，与侧向的河流间湾泥质岩遮挡及北部上

倾方向的致密岩性遮挡一起构成了大面积的岩性圈闭。NPEDC9组稳定分布的近

100m河漫滩相泥岩，构成上古生界气藏的区域盖层。NPEDC9和NPEDC10段储层

属河流-三角洲相砂体，面积宽广，物性较好，构成了良好的储集体。井区含气面

积约276.5km?,平均煤层厚度11m,气层有效厚度20m。

本区构造特征明显、规律性强，地层北东高-南西低，整体呈向西倾斜的单斜。

统计地层坡度较缓，每千米下降2T5m,没有大的构造起伏，且NPEDC9段顶面、

NPEDC10段顶面的微构造形态有很好的继承性，构造的主体基本上是向西倾斜的单

斜构造，只在局部发育微幅度鼻隆构造。

表1.1NPEDC9顶面、NPEDC10顶面鼻隆构造情况

鼻根鼻端埋起止高隆起幅

延伸长度面积

层位埋深深差度

(Km)(Km2)

(m)(m)(m)(m)

NPEDC9顶-2050>-2280>23021310-352684.59

NPEDC1O顶-2050>-2340>29023610-352857.88

1.1.3.2地层对比及含气层系划分

XX油田钻井揭示的地层自上而下依次为：第四系，白垩系，侏罗系的NPEDC1

组、NPEDC2组、NPEDC3组，三叠系的NPEDC4组、NPEDC5组、NPEDC6组、

NPEDC7组，二叠系的NPEDC8组、NPEDC9组、NPEDC1O组、NPEDC11组，

石炭系的NPEDC12组，奥陶系的NPEDC13组。该地区地层除缺失中上奥陶统、

志留系、泥盆系和下石炭统以及古近系、新近系外，其它地层发育基本齐全。

含气目的层为NPEDC9段的NPEDC91组与NPEDC92组；NPEDC1O段的

NPEDC1O1组、NPEDC102组、NPEDC1O3组。(见地层分层及岩性剖面)。

-6-

第1章油藏概况

表1.2

补心井口坐标层位及层深m

井号海拔

mXYNPEDC92NPEDC103

Ml1368.288746625218815

M21348872817822849636563776

M31363.418734822.1231300.13644.33770

M41362.648730748.8224161.9636563762

M51371.948739595.7222260.0

M61365875113227882135803660

M71376.6874518221318836333753

M81352.7919357522402238703755

M101368.18736130216758.236463733

1.1.3.3储层特征

1.1.3.3.1储层沉积特征

XX油田钻井揭示的地层自上而下依次为：第四系，白垩系，侏罗系的NPEDC1

组、NPEDC2组、NPEDC3组，三叠系的NPEDC4组、NPEDC5组、NPEDC6组、NPEDC7

组,二叠系的NPEDC8组、NPEDC9组、NPED二0组、NPED二1组,石炭系的NPEDC12

组，奥陶系的NPEDC13组。该地区地层除缺失中上奥陶统、志留系、泥盆系和下

石炭统以及古近系、新近系外，其它地层发育基本齐全。

含气目的层为NPEDC9段的NPEDC91组与NPEDC92组；NPEDC10段的NPEDC101

组、NPEDC102组、NPEDC103组。（见地层分层及岩性剖面）。

NPEDC9为一套河流相砂岩，岩性为浅灰色含砾粗砂岩、灰白色中一粗粒砂岩

及灰绿色石英砂岩，是上古生界主力产气层段；

NPEDC10段以河道沉积为主，岩性为灰色、灰黑色细一中粒岩屑砂岩、岩屑质

石英砂岩和泥质岩，砂岩成分成熟度低，厚度约40m左右。为上古生界主要产气

层段之一。以M8井资料为例，分析其地质分层与岩性描述见表1.4：

表L3地质分层与岩性描述

倾

底界倾

地质厚度角

分层深岩性向

时代m

m(°)(°)

第四系2015黄色流沙、粘土夹砾石层260<1

-7-

第1章油藏概况

上部为棕红色、灰紫色砂岩夹

灰绿色、暗紫色泥岩，下部为

1^860840260<1

棕红色、浅红色块状中一粗粒

砂岩，斜层理十分发育

棕红色泥岩为主，下部夹粉、

NPEDC1970110260<1

细粒砂岩，上部夹杂色泥岩

主要为棕红色泥岩与灰白色

罗系NPEDC21370400260<1

砂岩

深灰色泥岩与灰色砂岩为主，

NPEDC31655285260<1

夹煤层

上部为泥岩夹粉细砂岩,中部

以厚层、块状砂岩为主夹砂质

NPEDC42405750260<1

泥岩、碳质泥岩，下部为长石

砂岩夹紫色泥岩

上部棕紫色泥岩夹砂岩，下部

NPEDC52705300260<1

为灰绿色砂岩、砂砾岩

NPEDC62810105棕红色泥岩夹灰色砂岩260<1

灰绿色砂岩夹棕褐、浅棕色泥

NPEDC73115305M-1260<1

石

上部棕红色泥岩夹肉红色砂

NPEDC83400285岩,下部肉红色砂岩夹棕红色260<1

泥岩

上部以杂色、灰色泥岩夹灰绿

NPEDC93670270色砂岩为主，下部以灰白色砂260<1

二繇

岩夹深灰色泥岩为主

深灰色泥岩与灰白色砂岩互

NPEDC10375585260<1

层，夹煤层及煤线

灰黑色泥岩夹浅灰色砂岩和

NPEDC11378025260<1

煤层

灰黑色煤层、深灰色泥岩、砂

NPEDC12380020260<1

质泥岩、铁铝岩

1.1.3.3.2储层岩况特征

储层砂岩：主要为岩屑石英砂岩（占60.6%）,其次为岩屑砂岩（占22.2%）和石

英砂岩（占17.2%）,成熟度中等~高，石英（46.0仁98.8%,平均82.9%）。

填隙物：含量平均12.6%,其中胶结物含量平均7.3%,以硅质（平均3.2%）、

高岭石（平均1.9%）和含铁方解石（平均1.K）为主，以及少量铁白云石、白云石、

方解石、绿泥石、伊利石及混层、菱铁矿和黄铁矿等。杂基平均5.3%,有水云母（伊

利石）、绿泥石和凝灰质。

孔隙类型：该区块砂岩储层孔隙类型多样、演化机理复杂，依据成因可分为

粒间孔、粒间溶孔、长石溶孔、岩屑溶孔、铸模孔、晶间微孔、杂基溶孔、收缩

缝和微裂隙等。

-8-

第1章油藏概况

孔隙组合：面孔率为0Q13%,平均1.5%,以岩屑溶孔为主，占52.02%,其次

为晶间微孔（占15.87%）、粒间孔（占12.20%）、粒间溶孔（占10.87%）、杂基溶孔（占

7.16%）o

胶结物：主要有自生粘土矿物（高岭石、伊利石、伊/蒙混层、绿泥石）、碳酸

盐矿物（方解石、含铁方解石、白云石、铁白云石、菱铁矿）、硅质（次生加大和自

生石英），个别井段可见石盐、钙盐和石膏等盐类矿物。

1.1.3.3.3储层物性特征

收集、整理并录入了研究区10口取心井100余块样品的物性资料进行统计分

析，结果表明：本区孔隙度分布在0.4〜20%之间，平均7.2%；渗透率分布在0.001〜

2398X10-3klm2之间，平均值0.43X10-3口m2；其中，孔隙度主要分布在5〜10%

之间（占56.5%）,渗透率主要分布在0.1〜1之间（占55.9%）,表明储层主体属

超低渗储层。

1.3.4储层敏感性分析

根据X衍射粘土矿物分析，本区岩石粘土矿物组成为：绿泥石（46.8%）、伊利

石（31.5%）、高岭石（20.1%）、伊蒙混层（3.67%）,伊/蒙间层比G09L粘土以不同

的产状充填于孔隙之中或包裹于颗粒表面，不同程度的降低了孔隙与渗透性，同

时包壳的形成也不同程度地增强了颗粒的抗压强度并阻止了次生加大的形成，降

低成岩作用对孔隙的影响。储层与外界流体接触后，由于条件改变而发生物理、

化学反应，影响储层孔隙结构，使储层渗透性变差，从而不同程度地损害储层，

导致产能下降。根据多口井的敏感性试验，本区储层具有弱-中等酸敏、弱碱敏、

中等盐敏、水敏和速敏变化大，由无〜强均存在。

碱敏试验分析表

直渗透2

孔不同PH下底层水渗透率X10hm

井

径率碱敏

井深长度隙碱敏

号

X1011.513.0程度

（m）(cm)(c>m度7.008.5010.00指数

m00评价

2（%）

M3585.4.662.490.5112.0.0240.020.0230.020.020.16弱碱

4925233744514066敏

M3723.5.390.170.0010.000.0010.000.000.17弱碱

2.57.8

425-197917616151敏

M3655.5.290.0240.020.020.010.21弱碱

2.50.56.50.021

416277706952敏

M3650.5.212.490.410.0240.020.0230.020.020.10弱碱

7.1

443195139421159敏

0.000.00

M3646.5.142.490.030.0000.000.0000.09弱碱

3.3017016

40449318401791775

67敏

-9-

第1章油藏概况

表L4碱敏试验分析表

水敏试验分析表

气体

孔地层无离子

渗透

隙水渗注入无离水渗透

井井深长度直径率水敏水敏程

度透率子水量率

号指数度评价

(m)(cm)(cm)X10闾

X10-3(PV)X10”

3um

2Um2ym2

M3645.0.0000.00017

5.3692.50.0444200.029无

4441849

M3649.0.001

5.2312.50.1476.4200.001020.027无

45705

M3653.0.010

5.1832.50.2446.6200.01020.028无

495

M3670.0.000

5.5682.50.1745.5200.000530.025无

46554

表1.5水敏试验分析表

盐敏试验分析表

孔

直气体渗透率xlO'n?

气体渗隙地层水临界

径

井井深透率度渗透率盐度

号(m)xlO’NX1O-3P50%35%20%0%mg/

2

cm)m~2(>%mL

(cm)

M3722.25.460.00100.00100.00094158

2.50.136.60.001130.001

4958683

M3649.95.372.492376

0.2966.80.01950.01940.01930.01920.0184

42592

M3654.95.285940

2.50.4196.80.02510.02490.02440.02420.024

4715

M3645.75.092.490.00010.00010.00010.00010.00015940

0.0332.6

416974726767655

表1.6盐敏试验分析表

-10-

第1章油藏概况

酸敏试验分析表

气酸液

体

地

层

酸

直

长

渗酸后地

渗

水

孔用酸

敏

层

径

度

透层水渗

名

率

透

井井隙量敏

位

指

率浓度透率

号深称程

(c>m度数

c>m0-3(%)xio-V

(%)xl(p>v度

X1otlrrm2m2

-3g

2

m

365弱

4.42.40.0450.50.2

M40.90.877.8HC1150.0329酸

42925875

4-1敏

365弱

5.20.450.0080.50.1

M45.92.59HC1150.0073酸

4159883

4敏

364弱

5.0U.1O0.000U.1

M47.52.56.6HC1150.60.0004酸

327594

1敏

372弱

5.30.210.0010.50.2

M43.22.57.4HC1150.0012酸

6296745

5-2敏

表1.7酸敏试验分析表

1.1.3.5储层相渗特征

气水相对渗透率曲线

j

E展

榔0.30

照

燮

文

。kig

典0.20

r箕•kiw

0.10

0.00

0102030405060708090100

含水饱和度Sw，。。

图1.2气水相对渗透率曲线

-11-

第1章油藏概况

1.1.3.6流体性质

1.1.3.6.1地层气性质

以M4井为例，地层条件下气体体积系数4.204x10-3m3/(标)m3、气体偏差系

数1.024、压缩系数2.305x10⑵/MPa、粘度2.1928x10-2mPa・s,地面条件下气体的

相对密度为0.79o

1.1.3.6.2地层水性质

在参考压力13Mpa条件下，水的体积系数为1.12n?/(标)n?,粘度为L5mPa・s,

压缩系数为5.6”10渣/MPa,岩石的压缩系数9.98x10-3/MPa。地面条件下水的相对

密度为1.00。水质分析报告如下表：

1.1.3.7气藏类型

分别对M4井NPEDC9层位的3627.00-3632.00m井段和M5井的NPEDC10

层位3674.00-3677.00m井段取样并进行高压物性分析，得下表：

PVT分析研究成果数据表(1)

井段：3627.00-3632.00m层位NPEDC9

地层压力：33.17MPa地层温度：120.9℃

地层条件气体体积系数：4.204'10-3m3/m3临界压力5.80MPa

地层条件气体偏差系数：1.0240临界温度-69.5℃

平均分子量：17.48油气藏类型：干气

PVT分析研究成果数据表(2)

井段：3674.00-3677.00m取样层位：NPEDC10

地层压力：33.08MPa地层温度：108.6℃

地层条件气体体积系数：3.994X10-3m3/ms临界压力：6.29MPa

地层条件气体偏差系数：L0016临界温度：-14.0℃

平均分子量：17.89油气藏类型：干气

-12-

第1章油藏概况

1.1.3.7.1压力与温度系统

区块内钻探10口井，气藏埋深约-3624〜-3694m。M4、M5、M6、M9井试气

证实为工业气流井。以M4井为例，地温梯度为3.36℃/100m,压力梯度为

0.921MPa/100m,为正常的温压系统，该井NPEDC9层位高压物性分析，临界压

力5.80MPa、临界温度-69.5C,油气藏类型为干气。

1.2气藏数值模拟研究

1.2.1储层地质模型的建立

储层建模实际上是要建立能够精确地描述储层结构及储层参数的空间分布和

变化特征的三维地质模型，它是油田勘探开发的主要地质依据，也是油藏精细描

述的最终结果。

储层地质建模有两种途径，即确定性建模和随机建模。确定性建模是对井间

未知区给出定性的预测结果，即试图从已知确定性资料的控制点（如井点）出发，推

测出井点间、确定的、唯一的储层参数。所应用的主要储层预测方法有两种，一

是储层沉积学方法，二是储层地震学方法。随机建模则是对储层不确定性的评价,

是指以己知的信息为基础，以随机函数为理论，应用随机模拟方法，产生可选的、

等概率的储层模型的方法。模拟方法可分为两类，一类是以目标物体为基本模拟

单元的方法，另一类是基于象元为基本模拟单元的方法。随机模拟对于储层非均

质的研究具有更大的优势，因为随机模拟更能反映储层性质的离散性口工

因此，在消化吸收XX油田油藏地质研究成果的基础上，采用三维随机模拟

的办法建立了XX油田油藏非均质地质模型。最后建立储层三维地质模型应用于

油藏数值模拟。

1.2.1.1构造模型

建立构造模型是地质建模工作的第一步，断层模型的准确与否直接影响属性

模型以及整个地质模型的可靠性和实用性。建立构造模型基本要求包括：各层面

要与钻井上的交点位置在三维空间位置要完全吻合；储层构造要与地质认识吻合

等

根据地质静态资料各种储层物性等值线图，结合地质认识，采用PETREL地

质建模软件中进行数据处理。结果如下：

-13-

第1章油藏概况

图1.3NPEDC9顶面构造图

图1.4NPEDC10顶面构造图

由上图可以看出，首先综合前期可得的地质资料可以看出本区构造特征明显、

规律性强,地层北东高-南西低，整体呈向西倾斜的单斜。统计地层深度在2170、2310

米之间，每千米下降2T5m,地层整体坡度较缓，没有大的构造起伏，且NPEDC9

段顶面、NPEDC10段顶面的微构造形态有很好的继承性，构造的主体基本上是向西

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第1章油藏概况

倾斜的单斜构造，只在局部发育微幅度鼻隆构造。

10km

M2

*

M4

*

M8

图1.5NPEDCT砂体厚度分布图（原始）

图1.6NPEDCT砂体厚度分布图（处理后）

对比上图与砂体厚度图可以看出，对于NPEDC9］小层砂体分布在M5,M6,

M9处厚度较大且由东向西逐渐变薄，平均厚度为6.29米。

纵向上，由各小层分布图可以看出，NPEDC9?小层砂体较厚，NPEDC91小层,

NPEDC10?小层，NPEDC93小层次之，NPEDCIO】小层基本无分布。

1.2.2属性模型

储层建模有两种基本途径，即确定性建模（DeterministicModeling）和随机建

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第1章油藏概况

模（StochasticModeling）。

确定性建模是对井间未知区给出确定性的预测结果，即试图从具有确定资料

的控制点（如井点）出发，推测出点间（如井间）确定的、唯一的、真实的储层

参数。确定性建模方法主要有储层地震学方法、储层沉积学方法及地质统计学克

里金方法。

随机建模，是指以已知的信息为基础，以随机函数为理论，应用随机模拟方

法,产生可选的、等概率的储层模型的方法，亦即对井间未知区应用随机模拟方法

给出多种可能的预测结果。这种方法承认控制点以外的储层参数具有一定的不确

定性，即具有一定的随机性。因此采用随机建模方法所建立的储层模型不是一个,

而是多个，即针对同一地区，应用同一资料、同一随机模拟方法可得到多个模拟

实现（即所谓可选的储层模型）。通过各模型的比较，可了解由于资料限制而导致

的井间储层预测的不确定性，以满足油田开发决策在一定风险范围的正确性。若

将这些实现用于三维储量计算，则可得出一个储量分布，而不是一个确定的储量

值，因此可更客观地了解地下储量，从而为开发决策提供重要的参考依据。随机

模拟方法很多，主要有标点过程、序贯高斯模拟、截断高斯模拟、序贯指示模拟、

分形模拟等。

图1.7NPEDCT渗透率分布图

采用序贯高斯模拟建立属性参数模型对连续的随机变量，采用序贯高斯模拟

方法。该算法的优点是算法稳定，用于产生连续变量的实现，当用于模拟比较稳

定分布的数据时，序贯高斯模拟能快速建立模拟结点，适用于服从高斯分布的变

量或易于转换为高斯分布的变量，一般是指一些分布区域较窄、取值稳定均一、

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第1章油藏概况

少有奇异值出现的近似服从高斯分布的变量，在实际情况中，孔隙度等属性的分

布正是具备上述特征，因而可采用序贯高斯模拟建立三维属性模型；研究中在对

砂体厚度、孔隙度、渗透率等参数进行相应数据变换的基础上，采用序贯高斯模

拟方法建立研究区块的孔隙度、渗透率、净毛比模型。

渗透率模型

渗透率往往与孔隙度具有一定的相关性，但其相关性又往往不能通过•个准

确的函数表达。本次渗透率建模采用非常适合从孔隙度到渗透率转换的云转换方

法，当然还是在以井上的渗透率数据为硬数据，在相控条件下完成。

考虑到渗透率不满足正态分布，其对数值大致满足正态分布，而地质统计学

方面的算法基本上都假设数据满足正态分布。因此，本次渗透率建模分为两步，

首先对井上的渗透率取对数用云变换方法建立模型，再用指数函数进行反对数变

换得到最终的渗透率模型。

以井渗透率对数曲线为硬数据，孔隙度模型为软数据，同时在变差函数的控

制下，用云转换方法模拟出渗透率的对数值模型，再用指数函数进行反对数变换

得到最终的渗透率模型。

图1.8NPEDC91孔隙度分布图

孔隙度模型

孔隙度和渗透率属于连续型属性，对于连续性属性建模应该采用相控技术。

因为岩相的分布决定孔、渗属性的分布，相控建模能够保证孔、渗属性都分布在

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第1章油藏概况

砂岩内，并且不同的岩相类型内的孔、渗属性具有不同的分布规律。

本次孔隙度建模采用序贯高斯方法，按算法要求，首先分别对井上的砂岩内

的孔隙度数据进行概率和变差函数分析。以井岩性曲线为硬数据，平面沉积相为

软数据，同时在变差函数的控制下，用序贯高斯方法模拟出孔隙度模型。孔隙度

完全分布于砂岩之中，且不同砂岩类型具有不同的孔隙度分布规律。

通过连井剖面进行质量检查，发现井穿过的网格与井数据完全吻合，孔隙度

完全分布于砂岩之中，说明井数据和岩相模型同时起到了控制孔隙度分布的作用。

1.2.3储量分类评价

综合国内外储层条件类似的气田，对储层进行分类评价如下：

(1)1类储层

I类储层的孔隙度大于8.0%,渗透率大于LOxio'n?。沉积相类型为心滩或

边滩，岩性以中、粗粒石英砂岩为主，溶孔、残余粒间孔和晶间孔是储层主要的

储集空间，孔连的通性中等，发育较多微裂隙，为中等产能储层。

典型的区域包括NPEDC92的大部分，NPEDC91和NPEDC102小层的部分。

(2)II类储层

II类类储层孔隙度最大8.0%,最小5.0%,渗透率在0.10〜0.50义10一3即2左右。

沉积类型为辫状河心滩或曲流河边滩，以及河道边部或小型决口河道，以中、粗

粒岩屑石英砂岩、岩屑砂岩为主。残余粒间孔、各类溶孔、晶间孔和微孔组成复

合型孔隙网左右，孔喉连通性一般。为中等产能或低产能储层。

典型的区域包括NPEDC9)NPEDCIO?和NPEDCl小层的主要河道部分。

(3)HI类储层

此类储层孔隙度一般小于5.0%,渗透率一般小于0.10x10-3^/。沉积类型为

天然堤沉积和溢岸的薄层砂体，岩性以岩屑砂岩为主，微孔、晶间孔和孤立的杂

基溶孔为储层的主要储集空间，孔喉细小、连通性差，通常以致密夹层出现，很

难成为储集层。

典型的区域包括NPEDC101的全部，NPEDC102和NPEDC103小层的部分。

1.2.4网格系统的划分

在进行网格系统划分时，考虑能够尽量利用油藏精细描述的结果，所划分的

网格系统能反映油藏非均质性，非均质程度和微细变化，使计算结果能充分体现

各地质因素如沉积相、微构造和各开发因素如注采井网的调整对地下油水运动、

油水分布的控制和影响，同时还要兼顾计算机的容量、计算能力和计算速度。

根据油藏精细描述的要求，地质模型纵向上可分为5个小层，同时考虑到井