伊拉克A油田白堊系Khasib組生物碎屑灰?guī)r油藏水平井精細(xì)描述及三維地質(zhì)建模研究

鄧 亞 黃婷婷 許家鋮 陳明江 張文旗 王峻嶺田中元 劉達(dá)望 王宇寧

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院；2.中國石油集團(tuán)川慶鉆探工程有限公司地質(zhì)勘探開發(fā)研究院；3.中國石油集團(tuán)長城鉆探工程有限公司測試分公司）

水平井與地層在空間上具有獨特的配置關(guān)系，與傳統(tǒng)的直井或定向井相比，水平井在描述儲層橫向變化方面具有顯著優(yōu)勢。水平井水平段可鉆遇同一界面多次，從而形成多個節(jié)點，以這些節(jié)點為控制，可建立逼近地下真實構(gòu)造的高精度三維構(gòu)造模型，同時也可精細(xì)刻畫井間微構(gòu)造。目前水平井油藏描述研究主要集中在水平井井眼軌跡校正[1-3]、水平井測井解釋[4-5]、水平井構(gòu)造建模及屬性建模[6-11]、水平井剩余油預(yù)測[11]等方面。水平井資料具有豐富的橫向信息，但由于水平井軌跡的特殊性及模型平面和縱向網(wǎng)格尺度的局限性，如何將這些橫向信息充分應(yīng)用于三維地質(zhì)建模是精細(xì)油藏描述面臨的難題[1-6]。其難點在于：一是如何運用水平井建立精細(xì)的構(gòu)造模型，二是如何在構(gòu)造模型基礎(chǔ)上利用水平井建立精確的屬性模型。

中東地區(qū)發(fā)育廣泛的孔隙型生物碎屑灰?guī)r油藏，受沉積、成巖和構(gòu)造等多因素影響，非均質(zhì)性極強(qiáng)，對屬性模型的建立提出巨大挑戰(zhàn)。特別是利用水平井資料在精細(xì)刻畫油藏非均質(zhì)性基礎(chǔ)上，建立精確的三維構(gòu)造模型及屬性模型是一項復(fù)雜的工作[7-12]。筆者以伊拉克A油田Khasib組油藏為例，將地震、測井、地質(zhì)、油藏、鉆采等靜態(tài)和動態(tài)數(shù)據(jù)充分結(jié)合，旨在形成一套基于水平井的生物碎屑灰?guī)r油藏的油藏描述及三維地質(zhì)建模方法，準(zhǔn)確預(yù)測井間微構(gòu)造及物性分布，最終指導(dǎo)油藏動態(tài)分析、數(shù)值模擬、剩余油預(yù)測及開發(fā)方案調(diào)整。

1 地質(zhì)概況

伊拉克A油田位于美索不達(dá)米亞平原中南部，阿拉伯板塊北緣，扎格羅斯山前前陸盆地[13-15]。Khasib組為一長軸背斜構(gòu)造，斷層不發(fā)育，僅在鞍部及局部高點發(fā)育小規(guī)模走滑斷層。Khasib組縱向上共劃分4段：Kh1、Kh2、Kh3和Kh4。Khasib組在土倫晚期發(fā)育碳酸鹽巖緩坡沉積，劃分為一個三級層序。層序底界面為Khasib組與下伏Mishrif組之間的不整合界面，海侵體系域相當(dāng)于Kh4下段，巖性為泥質(zhì)灰?guī)r、浮游有孔蟲灰?guī)r，測井曲線具有波動起伏特征；最大海泛面對應(yīng)Kh4中部泥灰?guī)r段，具有高自然伽馬（GR）、低電阻率（RILD）、低密度（RHOB）、高聲波時差（DT）特征；高位體系域由Kh3和Kh2組成，巖性為浮游有孔蟲灰?guī)r、生屑泥晶灰?guī)r、綠藻灰?guī)r和生屑砂屑灰?guī)r。頂界面為Kh2-1頂部及Kh1頂部發(fā)育的多個侵蝕沖刷界面。

Kh2是本次研究目標(biāo)層位，可細(xì)分為5個小層，分 別 為 Kh2-1、Kh2-2、Kh2-3、Kh2-4和 Kh2-5，橫向連續(xù)、厚度穩(wěn)定（表現(xiàn)為弱平面非均質(zhì)性及強(qiáng)縱向非均質(zhì)性），為典型的孔隙型生物碎屑灰?guī)r儲層（圖1）。Kh2-1主要為內(nèi)碎屑顆粒灰?guī)r，形成于中—高能量的水動力環(huán)境，為了進(jìn)一步精細(xì)刻畫油藏非均質(zhì)性，將Kh2-1劃分為Kh2-1-1、Kh2-1-2U和Kh2-1-2L。其中，Kh2-1-2U和Kh2-1-2L小層分別發(fā)育區(qū)域性高滲透層和次高滲透層，巖性主要是斑塊狀亮晶砂屑灰?guī)r，高滲透層平均滲透率達(dá)340mD，厚度薄，僅為0.5～1m。Kh2-2為灰褐色生屑泥?；?guī)r，藻類含量減少，內(nèi)碎屑含量增加，水動力能量逐漸增強(qiáng)。Kh2-3為灰褐色斑塊狀綠藻泥?；?guī)r，具有微觀非均質(zhì)斑塊組構(gòu)，為適合藻類生長且較安靜環(huán)境中的沉積。Kh2-4為深灰褐色條紋狀生屑粒泥/泥?；?guī)r。Kh2-5巖性主要為灰白色浮游類（抱球蟲）粒泥灰?guī)r/泥?；?guī)r，是較低能環(huán)境下的沉積。

圖1 A油田構(gòu)造圖與柱狀圖

Kh2油藏整體采用排狀正對水平井注采井網(wǎng)開發(fā)，井距為100m，排距為300m，水平段長度為800m。水平井共266口，其他穿過Kh2油藏的定向井和水平井共計140口。區(qū)域性分布的高滲透層導(dǎo)致產(chǎn)量遞減快、壓力下降較快、欠注量大和含水上升迅速（綜合含水率超過60%）。為此，本文旨在充分利用水平井和直井，在水平井地層精細(xì)對比及水平井軌跡精細(xì)歸位基礎(chǔ)上建立精細(xì)構(gòu)造模型，然后建立生物碎屑灰?guī)r油藏孔隙度和滲透率等屬性模型，實現(xiàn)穩(wěn)油控水開發(fā)。

2 水平井精細(xì)地層對比及精細(xì)構(gòu)造建模

2.1 水平井精細(xì)地層對比

精細(xì)地質(zhì)分層是水平井測井解釋的基礎(chǔ)，更是生物碎屑灰?guī)r油藏三維地質(zhì)建模的重點。本文針對水平井井斜及測井曲線進(jìn)行系統(tǒng)校正后，對測井序列進(jìn)行系統(tǒng)調(diào)研，并根據(jù)不同曲線敏感性，按照探測距離越近敏感性越強(qiáng)的原則，進(jìn)行敏感性排序，作為水平井精細(xì)地層對比的依據(jù)。水平井與導(dǎo)眼井或臨近直井的距離不遠(yuǎn)，地層厚度及產(chǎn)狀等變化不大，在開展小層級別的層位劃分與對比時主要以自然伽馬、聲波時差和電阻率曲線為指導(dǎo)?？紤]到水平井受到上、下圍巖的影響，綜合分析巖心、直井及水平井測井響應(yīng)特征（主要包括測井曲線形態(tài)、變化趨勢及測井值相對變化），分別建立水平井水平段在小層內(nèi)部及小層間穿行時的測井響應(yīng)模式圖（圖2、圖3）。以測井響應(yīng)模式為參考，通過旋回厚度方法，在水平井水平段上確定一系列的層面節(jié)點，從而為建立精細(xì)構(gòu)造模型提供更多的控制點。

圖2 井軌跡在不同小層內(nèi)的測井響應(yīng)模式

2.2 精細(xì)構(gòu)造模型

三維構(gòu)造模型是綜合利用三維地震、分層及小層厚度等數(shù)據(jù)，通過插值算法得到油藏頂?shù)椎臉?gòu)造模型。水平井構(gòu)造建模需重點考慮精細(xì)分層問題，確保井軌跡空間位置的準(zhǔn)確性，避免出現(xiàn)穿層現(xiàn)象（部分井段進(jìn)入其他層位，與測井曲線發(fā)生矛盾），同時刻畫井軌跡在某一層段的空間位置與走向。首先，基于水平井地層對比結(jié)果，運用水平井及直井分層數(shù)據(jù)，采用“地震層面約束+趨勢線控制+虛擬井局部優(yōu)化”方法，將直井和水平井充分耦合，使井上分層數(shù)據(jù)與構(gòu)造模型充分吻合，為屬性模型建立奠定了基礎(chǔ)。構(gòu)造模型質(zhì)量控制的重點是核實井軌跡和測井?dāng)?shù)據(jù)是否吻合。為克服部分直井與水平井電測曲線的系統(tǒng)誤差，以及井軌跡與構(gòu)造、鄰井分層、屬性模型不匹配等問題，研究分析鉆井地質(zhì)情況及鄰井資料，經(jīng)過反復(fù)練習(xí)論證，對異常點進(jìn)行處理及校正，采用多方法校正部分井軌跡，使直井和水平井有效耦合，最終實現(xiàn)井軌跡與構(gòu)造、屬性模型相匹配。如圖4所示，校正前，由于系統(tǒng)誤差，構(gòu)造圖出現(xiàn)局部畸變現(xiàn)象，圖4a中，A、B、C 3口井井點處層面均發(fā)生畸變。以B井為例，鄰井1井、2井通過測井曲線分析Kh2-1層面頂分層點分別為-2583.5m、-2584.3m,兩井距離為256m，B井與2井距離為40m，但B井Kh2-1層面分層點為-2580.8m，比2井高3.5m，造成局部構(gòu)造畸變。模型結(jié)果與該區(qū)構(gòu)造認(rèn)識產(chǎn)生矛盾，這是因為不同井型的井在測井時由于電纜拉伸與壓縮產(chǎn)生系統(tǒng)誤差，導(dǎo)致部分井存在校深問題。為此，以相鄰直井軌跡為參考和依據(jù)，反復(fù)對比水平井測井曲線，針對與鄰井相同分層點但海拔深度出現(xiàn)較大差異的水平井，以直井分層點為標(biāo)準(zhǔn)，上下平移水平井軌跡進(jìn)行優(yōu)化和校正。通過校正，畸變問題得到解決，構(gòu)造更加穩(wěn)定，符合構(gòu)造地質(zhì)認(rèn)識。

圖4 構(gòu)造校正前后對比圖

其次，運用“地震層面約束+趨勢線控制”方法進(jìn)行構(gòu)造面控制。為了保證井眼軌跡嚴(yán)格按照分層結(jié)果，需要將地層對比結(jié)果、地震數(shù)據(jù)有機(jī)統(tǒng)一。根據(jù)地層對比結(jié)果，已經(jīng)明確了水平段軌跡在地層中的相對位置。以地震解釋層面為參考，可以將軌跡上下層面的信息通過數(shù)字化趨勢線形式實現(xiàn)，使之滿足地層精細(xì)對比結(jié)果。通過手動方式，根據(jù)地層對比數(shù)據(jù)，以地震解釋層面為參考，逐井排地在三維空間調(diào)整趨勢線的相對位置，使之滿足地層精細(xì)對比結(jié)果，得到每一排水平井水平段距離不同層面的趨勢線。

如圖5所示，假設(shè)軌跡上的點至Kh2-4層頂面的垂直距離為d，在C點開始進(jìn)入Kh2-3，此時軌跡距離Kh2-4頂面距離最遠(yuǎn)，d值最大，從C點到A點時，從水平井測井曲線可知，自然伽馬逐漸增大，聲波時差逐漸降低，密度增大，此時水平段逐漸遠(yuǎn)離Kh2-3小層頂面，d值逐漸減小。當(dāng)軌跡到達(dá)A點時，自然伽馬值最大，電阻率和聲波時差變化相對較小，此時軌跡距離Kh2-4頂面保持相對穩(wěn)定。從剖面圖可以看出，當(dāng)運用分層點隨機(jī)插值時，無法對Kh2-4頂面進(jìn)行控制，且軌跡貼著層面（黑色虛線為隨機(jī)插值得到的Kh2-4層頂面）。為了規(guī)避隨機(jī)插值造成的誤差，可通過測井曲線確定的d值的大小調(diào)整Kh2-4層頂面趨勢線（紅色線為手動趨勢線），運用相同的方式可得每口水平井水平段所對應(yīng)的Kh2-4層頂面趨勢線，然后將所有相同層面的構(gòu)造趨勢線通過Petrel形成初步的構(gòu)造約束面，進(jìn)而參與構(gòu)造建模。

圖5 趨勢線控制方法示意圖

最后，采取“虛擬井”進(jìn)行層面模型局部優(yōu)化。在“地震層面約束+趨勢線控制”進(jìn)行構(gòu)造面建模后，仍然有部分井軌跡與地層對比結(jié)果不一致，為此，采用虛擬井對部分矛盾之處進(jìn)行校正，即在待修正區(qū)域增加新的直井作為虛擬井，通過調(diào)整虛擬井分層點位置，采用空間插值控制相鄰分層點之間構(gòu)造面的趨勢，從而達(dá)到對構(gòu)造面的局部校正。如圖6所示，水平井尾部測井曲線顯示軌跡已經(jīng)回穿到Kh2-1-2L小層中，若不加虛擬井，水平井尾部軌跡將穿過Kh2-1-2L的構(gòu)造頂面進(jìn)入Kh2-1-2U內(nèi)（圖7中2條黑色虛線為不加虛擬井得到的層面）。為了對微構(gòu)造進(jìn)行調(diào)整，在該井尾部添加一口虛擬井，增加Kh2-1-2L和Kh2-1-2U分層控制點，確保軌跡尾部在Kh2-1-2L小層內(nèi)（圖6中2條紅色實線即為增加虛擬井后的層面）。在對工區(qū)所有直井、水平井進(jìn)行對比分層的基礎(chǔ)上，利用水平井水平段測井資料判別小層分層，增加分層數(shù)據(jù)點，采用“地震層面約束+趨勢線控制+虛擬井局部優(yōu)化”方法，將直井和水平井耦合，同時使水平井測井?dāng)?shù)據(jù)與構(gòu)造模型充分吻合，最后得到三維地質(zhì)模型，為屬性模型建立奠定了基礎(chǔ)（圖7）。

圖6 虛擬井局部優(yōu)化方法示意圖

圖7 精細(xì)構(gòu)造模型

3 巖石類型劃分及建模

3.1 巖石類型劃分

碳酸鹽巖儲層具有極強(qiáng)的非均質(zhì)性，要建立符合地質(zhì)實際的三維地質(zhì)模型，關(guān)鍵是對該類儲層進(jìn)行精細(xì)的刻畫和表征。研究提出將巖石細(xì)分為具有相似孔隙結(jié)構(gòu)、相似孔滲關(guān)系、相似滲流特征的不同巖石類型，以此為基礎(chǔ)開展儲層精細(xì)描述及三維地質(zhì)建模，有效提高模型可靠性[16-22]。首先，利用巖心觀察、薄片鑒定及掃描電鏡等資料，根據(jù)礦物組分、顆粒類型、沉積結(jié)構(gòu)等特征將油藏劃分為8種巖相（圖8）；然后，根據(jù)形態(tài)的相似性將圖9a所示的原始毛細(xì)管壓力曲線分為13種類型，分別代表13種巖石物理相，將這13種類型的毛細(xì)管壓力曲線分別進(jìn)行粗化，得到圖9b和圖9c所示的各巖石物理相有代表性的毛細(xì)管壓力曲線；最后，將具有相同或相似巖相和相同巖石物理相的巖石劃分為同一種類型，得到13種巖石類型。

圖8 不同類型巖相薄片特點

圖9 毛細(xì)管壓力曲線分類結(jié)果

3.2 巖石類型模型

通過單井巖石類型識別完成油藏巖石類型劃分，用字母RT及不同數(shù)字后綴標(biāo)記不同巖石類型（圖10）。巖石類型橫向分布連續(xù)，變化相對較弱；縱向上非均質(zhì)性相對較強(qiáng)，巖石類型變化較大。其中，Kh2-1小層內(nèi)部物性差異大，巖石類型多達(dá)6種，每個巖石類型厚度不到1m。Kh2-1-2U（RT3）和Kh2-1-2L（RT5、RT6）小層分別為區(qū)域性分布的次高滲透層和高滲透層，是影響注水開發(fā)最重要的層段。按照傳統(tǒng)的相建模方法將相曲線粗化到網(wǎng)格中時，厚度薄且橫向變化大的相在粗化過程中會產(chǎn)生一定程度的失真，造成粗化前后厚度變化。因此，本文按照同一類巖石類型具有相似孔隙結(jié)構(gòu)、相似物性特征，不同巖石類型之間物性差異較大這一原則，考慮到巖石類型橫向連續(xù)性，將一個或多個相鄰且相似的巖石類型定義為一個小層，次高滲透層、高滲透層分別定義為獨立的小層，以確定性層面的建模方式建立巖石類型小層框架，保證厚度較薄的高滲透層在粗化前后單井中厚度的一致性，在小層框架的控制下，將直井和水平井識別的巖石類型曲線進(jìn)行粗化。通過巖相數(shù)據(jù)分析，得到合理的變程參數(shù)?？紤]到巖石類型在工區(qū)內(nèi)分布的連續(xù)性，采用Assign values和Indicator kriging確定性建模方法，建立了Kh2層巖石類型模型（圖11）。

圖10 巖石類型劃分結(jié)果

圖11 Kh2層巖石類型模型

4 屬性模型

4.1 水平井屬性建?；A(chǔ)

水平井與直井聯(lián)合建模時，水平井的特殊性會導(dǎo)致數(shù)據(jù)分析存在誤區(qū)和失真，進(jìn)而導(dǎo)致模型精度不夠。本文以機(jī)理模型為基礎(chǔ)進(jìn)行論證說明。如圖12所示，地層厚度約1m，自下而上滲透率逐漸降低（100mD、10mD、1mD），單個網(wǎng)格水平方向大小為50m，垂直方向大小為0.125m，直井和水平井的深度采樣間隔均為0.125m/點，水平段長800m。對直井而言，測井采集的數(shù)據(jù)分布和不同滲透層厚度分布比例均為1/3，以直井做數(shù)據(jù)分析能夠反映真實的地質(zhì)信息。對于水平井而言，水平段軌跡一般平行于層面鉆進(jìn)，且軌跡多位于物性相對較好的地層網(wǎng)格內(nèi)，即高滲透層（100mD）將被采集大量數(shù)據(jù)點，導(dǎo)致數(shù)據(jù)分析中物性分布向好的方向偏移，這與實際地質(zhì)信息不符，以該數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)進(jìn)行屬性建模會導(dǎo)致較大的模型誤差。水平井?dāng)?shù)量越大、水平段越長時，誤差越大。圖12b統(tǒng)計分布顯示，當(dāng)水平段加入數(shù)據(jù)分析后，數(shù)據(jù)分布會存在部分高值，以該數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，會造成比較嚴(yán)重的誤差。為了規(guī)避上述誤差，數(shù)據(jù)分析時須去除水平段，以直井及去除水平段的水平井聯(lián)合做分析，并以直井和保留水平段的水平井作為硬數(shù)據(jù)，進(jìn)行屬性建模。

圖12 水平井和直井?dāng)?shù)據(jù)分析示意圖

4.2 孔隙度模型

在巖石類型模型控制下，分析各類巖石類型孔隙度與地震屬性的相關(guān)性，根據(jù)相關(guān)系數(shù)，對孔隙度模型進(jìn)行約束。Kh2油藏孔隙度與地震古地貌相關(guān)性較好，相關(guān)系數(shù)達(dá)到0.7。本文采用序貫高斯模擬，利用地震古地貌作為協(xié)同約束參數(shù)，在巖石類型模型控制下，建立不同巖石類型下的孔隙度分布模型。傳統(tǒng)的地質(zhì)建模多采用直井井點數(shù)據(jù)，井間多采用地震數(shù)據(jù)體進(jìn)行預(yù)測和隨機(jī)插值，模擬結(jié)果往往受井?dāng)?shù)據(jù)、變差函數(shù)、地震數(shù)據(jù)及建模方法的影響，井間儲層預(yù)測不確定性較高。水平井水平段位于直井之間，平面上穿過多個網(wǎng)格，增加了數(shù)據(jù)樣本點，降低了井間插值帶來的不確定性，因此本次建模充分利用了大量水平井孔隙度資料。從結(jié)果來看，模型很好地反映了儲層橫向分布的連續(xù)性，不同巖石類型及小層之間物性差異較大，井間物性分布更接近于地質(zhì)實際（圖13）。

圖13 孔隙度模型

4.3 滲透率模型

基于巖石類型劃分，根據(jù)取心井孔滲關(guān)系，獲得不同巖石類型滲透率與孔隙度的關(guān)系。用擬合的孔滲關(guān)系式計算取心井滲透率，并與實驗獲得的滲透率進(jìn)行對比。從對比結(jié)果看，模型預(yù)測的滲透率與巖心實測滲透率較為吻合，表明孔滲關(guān)系可靠。因此，基于巖石類型及孔隙度模型，利用孔滲關(guān)系可以直接獲得不同巖石類型的滲透率模型。

5 模型驗證

三維地質(zhì)模型對數(shù)值模擬精度、剩余油預(yù)測和開發(fā)策略調(diào)整具有重要影響，需要對三維地質(zhì)模型進(jìn)行驗證，確保模型結(jié)果的準(zhǔn)確性與合理性。驗證方法包括抽稀井驗證、實鉆井驗證及生產(chǎn)動態(tài)驗證等[11]。本文采用實鉆井及生產(chǎn)動態(tài)相結(jié)合的方法對模型進(jìn)行驗證。

首先，選取鉆遇Kh2油藏的新井M4作為檢驗井。該井位于兩口直井之間，與相鄰水平井距離150m。從預(yù)測構(gòu)造頂面深度、物性參數(shù)與實測結(jié)果對比來看，構(gòu)造模型差異僅為0～0.5m（圖14），巖心實測滲透率與預(yù)測滲透率值吻合度高，說明模型對構(gòu)造及物性的預(yù)測均符合要求。

圖14 模型預(yù)測構(gòu)造與實鉆后構(gòu)造對比

其次，關(guān)注水平井水平段軌跡在模型中的位置，分析每口采油井和注水井動態(tài)響應(yīng)特征，重點分析軌跡位于高滲透層和次高滲透層時動態(tài)響應(yīng)特征，達(dá)到對模型的驗證。根據(jù)含水上升規(guī)律，選取3種類型采油井：含水緩慢上升型、含水快速上升型和含水突竄型（圖15）。對應(yīng)不同含水上升類型的水平井軌跡剖面圖中，選擇滲透率作為背景屬性，深紅色部分代表高滲透率，即模型刻畫的高滲透帶。如圖15a所示，當(dāng)水平井軌跡位于高滲透層以下，即Kh2-2層中時，注水后含水突破慢，含水上升速度緩慢；當(dāng)水平井軌跡部分進(jìn)入高滲透層時，容易形成高滲透通道，注水后含水快速上升；當(dāng)水平井軌跡大部分位于高滲透層時，特別容易形成高滲透通道，采油井在極短時間內(nèi)含水率上升到60%。圖15c可見，注水突破后半個月含水率上升到40%，一個月后含水率上升到60%以上。綜上，生產(chǎn)動態(tài)特征與模型有著重要關(guān)系，水平井水平段與高滲透層的相對空間位置對生產(chǎn)動態(tài)具有重要影響，從地質(zhì)模型、水平井軌跡和生產(chǎn)動態(tài)方面綜合分析，最終獲得模型驗證，也說明了三維地質(zhì)模型的合理性和準(zhǔn)確性。

圖15 不同含水上升類型水平井生產(chǎn)情況及水平軌跡剖面圖

6 結(jié)論

（1）研究建立了水平井分別位于小層內(nèi)部及在不同小層間穿行的12種測井響應(yīng)模式，奠定了水平井精細(xì)地層對比的基礎(chǔ)。提出了地震層面約束、趨勢線控制及虛擬井局部優(yōu)化相結(jié)合的方法，有效解決了水平井軌跡空間位置問題。采用直井及水平井直井段進(jìn)行數(shù)據(jù)分析，規(guī)避水平井造成的數(shù)據(jù)分析誤差，并以直井和保留水平段的水平井作為硬數(shù)據(jù)進(jìn)行屬性建模。

（2）目標(biāo)油藏孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜、孔滲關(guān)系多樣，建立儲層的巖石類型模型是生物碎屑灰?guī)r油藏屬性建模的關(guān)鍵。采用巖相和巖石物理相相結(jié)合的方法，將Kh2油藏劃分為13種巖石類型，通過數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)換和分析，采用序貫高斯模擬方法，建立不同巖石類型控制的巖石類型、孔隙度和滲透率模型。

（3）本文研究對象是大型海相生物碎屑灰?guī)r儲層，具有水平方向非均質(zhì)性較弱、垂向方向非均質(zhì)性較強(qiáng)的特點。研究顯示，模型對于縱向、橫向非均質(zhì)性都較強(qiáng)的儲層適應(yīng)性較差。