做净毛比模型

2006110001

如何做净毛比模型？
    首先要弄懂净毛比（NTG）的物理意义，然后就可以根据自己的研究对象的特点自主考虑如何赋值了。据我个人的经验而言，认为净毛比（NTG）就是地质模型中某一岩层平面上某一点处垂向上各网格中对地质储量有贡献的网格岩石体积（或厚度）之和与该层岩石平面上该点处垂向上所有网格岩石总体积（或厚度）的比值。除了体积（或厚度）因素外，如果认为地质储量仅与孔隙度有关，则可以根据孔隙度下限值φ0确定NTG，即if(φ＜φ0，0，1）；如果认为地质储量不仅与孔隙度有关，而且还与含油饱和度有关，则可以根据孔隙度和含油饱和度两者下限值φ0和S0确定NTG，即if(φ＜φ0 and S＜S0，0，1）；如果认为地质储量还与其它因素（如泥质百分含量N）有关，则有if(φ＜φ0 and S＜S0，0，1-N）。
    关于净毛比的理解：
    1、净毛比主要用于储量计算，地质含义就是能够产出油气的岩石体积占岩石总体积的比例，体现在地质模型中就是某一模型网格是否存在可动用油气，如果某一模型网格含有可动用的油气，则该模型网格的净毛比就是1，否则为0。
    2、传统的净毛比概念（即有效厚度/砂岩总厚度）是不科学的，因为大庆油田的开发实践证明，表外储层（相当于泥质粉砂岩或粉砂质泥岩）仍然存在可动用的油气储量，因此，按照传统的做法，计算的地质储量就必然偏低，这不足为怪。
    3、相关的话题：以往建立地质模型时，考虑到给数值模拟时地质模型需要粗化，因此，在建立模型时仅将一个沉积单元在垂向上作为一个网格处理，这种做法在实践中仍旧存在问题。具体体现在：井属性曲线离散化时，无论选取怎样的算法，都无法保证最后交给数值模拟的属性模型满足数值模拟的要求，因为离散化属性时选用平均算法将不可避免降低储层属性参数的绝对值，对于渗透率参数而言，偏低的渗透率值将使得数值模拟时出现井层注不进水－－即储层中的油气不能动用，而偏低的孔隙度和饱和度将会对数值模拟计算储量时出现偏差。建议：在建模时应该建立足够精细的模型－－即垂向上应足以表征储层内部的非均质性，这样，在为数值模拟粗化网格时可采取按净毛比加权来处理孔隙度和渗透率，按孔隙度加权来处理饱和度，这样所得到的粗化地质模型对数值模拟就更真实可靠。
    一般而言，净毛比就是取净砂岩（有效厚度）与毛砂岩（砂岩厚度）的比值。
    大庆油田长期以来都是采用有效厚度/砂岩厚度作为净毛比，近年来的油田开发实践证实：表外厚度（一类砂岩和二类砂岩）不仅具有可观的储量，而且能够形成产能，因此，净毛比的计算方法就必须进行变革，如果沿用传统的做法就必然丢失表外厚度这部分储量，油藏数值模拟结果也必然存在问题。目前，有关净毛比求取方法有两种途径可选择使用：
    1、根据表外储层岩石物理属性和流体渗流特点，采用一定的系数（如1/3或1/4）折算成有效厚度，再用有效厚度/砂岩总厚度；
    2、采用砂地比（即砂岩总厚度/地层厚度）做为净毛比。
    前者一般计算的储量偏小一些，储量计算结果相对保守，而且人为的影响较大；后者一般计算的储量偏大一些，需要依据泥质百分含量模型和给出一定的孔隙度下限值辅助计算，以扣除泥质含量和无效孔隙的影响，这种方法比较客观，国外一般都采用这种计算方法。

    净毛比就其定义而言应该是有效厚度与砂岩总厚度的比值，即出油砂岩占总砂岩比例（也就是可动用砂岩占总砂岩的比例）或称贡献值，因此，应该净毛比的数值应该介于0－1之间，而非简单的0或1。
    就喇萨杏油田而言，砂岩总厚度（即有效厚度＋表外厚度）可从DAA05或DAA074静态数据库中提取；对于外围油田而言，可能问题就不是这样简单了，建议用砂地比取而代之，即砂岩厚度/地层厚度×（1－泥质百分含量），再通过设定孔隙度门槛值，对模型数据体进行截断处理，即孔隙度小于门槛值时，孔隙度值为0，否则孔隙度值不变！

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