储层构型的概念及研究方法自1985年由著名河流学专家Mial提出以来^[1-2]，在露头及现代沉积方面取得了大量的研究成果^[3-6]，但对于地下储层构型研究方面，仅在二维平面、剖面研究取得一些进展，同时对于三维储层构型建模方面的研究也局限于井资料较多的陆上密井网区，对于稀井网区的三维储层建模研究目前还比较欠缺。在陆上密井网区，三维储层构型建模常采用“多井模式拟合”的方法，建立基于井资料的三维储层构型模型。然而受作业成本的限制，海上油气田即使到了开发中后期，仍为稀井网区，对于稀井网区的三维储层构型建模研究目前还处于探索阶段。过去，对于海上稀井网区，由于井资料不足，储层构型研究往往从理论的角度，提出一些储层构型的理论模式，并在理论模式指导下，建立一些理论模型。但由于理论模型是从二维的角度对储层进行定性分析，与地下实际地质情况还存在一定的差距，故理论模型不能满足开发生产的需要。本次研究以海外某海上油田为例，在井资料不足的情况下，充分利用横向分辨率较高的地震资料，从三维的角度对储层进行定量研究，建立更加逼近于地下实际情况的三维储层构型模型，从而为油藏数值模拟提供更详实的地质依据。

本次以海外某油田B1油藏为研究对象，该油田为海上稀井网区（平均井距1.35 km），B1油藏储层相对单一，储层埋藏浅且地震资料品质较好，研究区前期累积了大量研究资料，包括完成层序地层格架，沉积微相以及储层构型二维表征研究。

根据前人的研究成果，研究区属于深水海底扇沉积，B1油藏主要发育朵叶沉积及水道沉积。研究区深水海底扇构型层次可划分为6个层次，分别为：6级单一扇体、5级水道化朵叶体系、4级复合朵叶（水道）系列或复合朵叶（水道）、3级单一朵叶（水道）及2级岩石相序列。这6个构型层次界面都是可以识别的，但是不同资料达到的识别精度不同。岩心资料具有极高的垂向分辨率，利用岩心资料可以很容易识别出2级岩石相序列的构型界面，但受作业成本的限制，取心井的数量有限，岩心资料对于井间预测是无能为力的。通过前人研究认为，地震资料可以满足井间预测的需要，且研究区地震资料可以识别出4级复合朵叶（水道）层次的构型界面。因此，研究区构型表征的层次为4级构型单元，即4级构型单元是本次构型研究的基础。

本次三维地质建模的流程是采用由大到小逐次嵌套建模，依次建立级次最大的三维构造模型（框架模型）、三维储层构型模型、三维岩相模型，及三维储层参数模型，由于本次储层构型表征级次为4级复合朵叶级次，三维储层构型模型不能刻画复合朵叶内部单一朵叶间的泥质夹层，所以本次需要在储层构型模型的控制下，进一步建立三维岩相模型。本次建模的重点及难点是三维储层构型模型的建立。

针对海上稀井网区，本次提出确定与随机相结合的逐级相控建模技术，首先利用井震联合信息及储层构型模式，对储层构型单元进行解剖，包括传统构型二维表征研究即完成储层构型单元平面边界识别（平面划界）及本次引入地震沉积学方法，对储层构型单元垂向演化进行研究，然后利用储层构型解剖的成果，采用确定性建模的方法，建立即与井点信息吻合，井间又符合地质规律的“真3D”储层构型模型，并在构型模型的控制下，依次建立三维岩相模型及三维储层参数模型，最后利用动态数据，验证模型的可靠性（图 1）。

图 1(Figure 1)

图 1 研究技术路线图

针对海上稀井网区，采用“井震模式拟合”的储层构型表征思路，在基于井震联合的精细地层对比（包括井间对比、地震层位解释）的基础上，以微相研究获取的沉积模式为指导，通过对构型单元边界特征的井震分析，开展基于井震联合的单井-剖面-平面的互动表征，按照各构型单元的几何配置关系将构型单元边界进行联结，完成构型单元的“平面划界”。通过研究认为研究区共发育三期复合水道及两期复合朵叶，其中，复合水道Ⅱ为复合朵叶Ⅰ的供给水道，复合水道Ⅲ为复合朵叶Ⅱ的供给水道（图 2）。

图 2(Figure 2)

图 2 B1油藏4级构型单元“平面划界”结果（最小波阻抗属性分布）

本次在传统的储层构型二维表征（储层构型单元平面边界识别）的基础上，进一步对储层构型“垂向演化”进行研究。本次引用地震沉积学90°相位转换及地层切片的技术，开展储层构型“垂向演化”研究。90°相位转换的方法通过将地震相位旋转90°将反射波主瓣提到薄层中心，使地震反射相对于砂岩对称而不是相对于地层顶底界面对称，地震相位也就具有了岩性地层意义^[7]。地层切片则是以追踪的两个等时沉积界面为顶底，在顶底间等比例内插出一系列的层位，沿这些内插出的层位逐一生成切片^[7]。本次在90°相位转换的基础上，以追踪的B1油藏所对应地层的顶与底（相对等时沉积界面），在顶底间等比例切片（平均2 ms）（图 3），提取均方根振幅属性，通过地震属性的连续切片，展现沉积演化过程，充分利用地震资料横向分辨率高的优势，开展构型单元垂向演化的研究，其中B1油藏对应切片1至切片9。

图 3(Figure 3)

图 3 过井地震剖面（90°相位转换）

通过对B1油藏垂向演化研究，认为B1油藏优势相储层朵叶砂的展布范围为先逐渐扩大，再逐渐萎缩的演化过程（图 4）。

图 4(Figure 4)

图 4 B1油藏垂向演化研究地层切片展示（均方根振幅属性）

本次三维地质建模的难点是“真3D”储层构型模型的建立。所谓“真3D”储层构型建模是相对于“假3D”储层构型模型的概念，其核心是建立既与井点吻合，井间又符合地质规律的真正意义上的三维地质模型。

受作业成本的限制，基于井资料的“多井模式拟合”的三维储层构型建模方法不能应用于井资料较少的海上油气田。如图 5a所示，针对海上稀井网区，传统做法是直接利用储层构型表征“平面划界”的结果，采用确定性建模（直接赋值）方法建立构型模型，如图 5b所示，同一构型边界内（复合朵叶），除井孔信息外，井间构型单元垂向无变化，且构型单元边界处发生突变，显然传统方法建立的模型井间不符合地质规律，故称之为“假3D”储层构型模型。

图 5(Figure 5)

图 5 （a）传统储层构型建模方法（b）传统建模方法存在的问题

本次在传统构型表征“平面划界”研究的基础上，进一步对构型单元垂向演化进行研究，利用“平面划界”结果首先建立初始构型模型（“假3D”储层构型模型），并采用确定性建模地质模式预测（人机交互）的方法对模型进行再处理，在模型中定量刻画构型单元垂向演化，建立既与井点吻合，井间又符合地质规律的“真3D”储层构型模型（图 6、图 7）。

图 6(Figure 6)

图 6 B1油藏“真3D”储层构型模型栅状切片图

图 7(Figure 7)

图 7 过3井、5井“真3D”储层构型模型剖面图

图 8展示B1油藏“真3D”储层构型模型其中的9张切片，其中K=22及K=1分别对应B1油藏的底部切片及顶部切片，可以看出各储层构型单元由下至上构型单元先逐渐扩大再逐渐萎缩，符合地层切片所得到的储层垂向演化结果，当K=9时，各储层构型单元展布范围最广。模型中复合水道Ⅱ（粉色）为复合朵叶Ⅰ（橘色）的供给水道，复合水道Ⅲ（红色）为复合朵叶Ⅱ的供给水道，井间储层展布符合地质模式认识。

图 8(Figure 8)

(黄色为复合朵叶Ⅱ、橘色为复合朵叶Ⅰ、绿色为朵叶边缘、粉色为复合水道Ⅱ、红色为复合水道Ⅲ ) 图 8 B1油藏“真3D”储层构型模型9张切片图

为了进一步刻画复合朵叶内部单一朵叶间的深海页岩相，需要进行建立三维岩相模型。本次三维岩相建模是采用序贯指示模拟的方法，该方法最大的优点是可以模拟复杂各向异性的地质现象及连续分布的极值。对于具有不同连续性分布的类型变量（储层构型单元），可分别指定不同的变差函数，从而可建立各向异性的模拟图像^[8]。

具体建模思路为，以单井岩相模型为基础，在“真3D”储层构型模型的控制下，分构型单元设置不同的变差函数，并在相对应的三维岩相概率体（地震属性）的趋势约束下，采用序贯指示模拟的方法，进行井间三维预测（模拟或插值），从而建立三维岩相模型。如图 9、图 10所示，复合朵叶为好砂的概率最高，复合朵叶边缘为差砂，与地质认识相符。

图 9(Figure 9)

图 9 B1油藏三维岩相模型（K=9）

图 10(Figure 10)

图 10 B1油藏三维岩相模型栅状切片图

储层参数（孔隙度、渗透率、饱和度）三维建模的目的是获取各种参数的三维分布规律，明确其空间非均质性特征，使模型更符合实际^[9]。储层参数受控于岩相类型，本次采用“相控建模”思路，针对不同的岩相类型设置不同的参数，以反映各岩相内部储层参数空间变化的差异性。本次储层参数建模是在相控基础上进行的，即在岩相模型控制下，分别设置参数，应用序贯高斯随机建模方法，建立了研究层段孔隙度、渗透率和饱和度三维模型。图 11是B1油藏的孔隙度、渗透率模型，如图所示，复合朵叶Ⅰ与复合朵叶Ⅱ物性最好，向朵叶边缘延伸物性逐渐变差。

图 11(Figure 11)

图 11 B1油藏三维孔隙度（左）、渗透率（右）模型栅状切片

储层地质模型是数值模拟研究的基础，而数值模拟研究又可通过历史拟合等手段来验证储层地质模型的可靠性^[10]。通过研究区1口生产井的历史拟合结果，产液量完全吻合，井底流压、气油比和含水率数模以及实际生产数据的整体趋势一致（图 12）。通过多项开采指标的历史拟合证实模拟模型可以较好反映油藏实际地质情况，从而验证了模型的可靠性。

图 12(Figure 12)

图 12 研究区含水率历史拟合曲线

（1）建立符合地质规律的“真3D”储层构型模型，需要在“平面划界”研究的基础上，进一步对构型单元垂向演化进行研究。

（2）引入地震沉积学90°相位转换及地层切片技术，定性研究构型单元垂向演化；并采用确定性建模地质模式预测的方法，定量刻画构型单元垂向演化，建立“真3D”储层构型模型。

（3）在“真3D”储层构型模型的控制下，依次建立三维岩相模型、三维储层参数模型，最后利用动态数据，验证了模型的可靠性。