少井條件下的復(fù)雜巖性儲層地質(zhì)建模技術(shù)
——以渤海灣盆地石臼坨凸起A油田為例

張宇焜，王　暉，胡曉慶，張顯文，卜范青，高玉飛，范廷恩

(中海油研究總院，北京 100028)

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少井條件下的復(fù)雜巖性儲層地質(zhì)建模技術(shù)
——以渤海灣盆地石臼坨凸起A油田為例

張宇焜，王暉，胡曉慶，張顯文，卜范青，高玉飛，范廷恩

(中海油研究總院，北京 100028)

鉆井揭示渤海灣盆地石臼坨地區(qū)沙河街組一段、二段儲層垂向巖性為復(fù)雜的碎屑巖和碳酸鹽巖混雜堆積，總體物性為低孔、特低滲，儲層厚度大但隔夾層不發(fā)育，且橫向變化快，內(nèi)部非均質(zhì)性嚴重?？碧皆u價階段由于海上油氣田評價井?dāng)?shù)量有限，儲層認識難度大。針對此類儲層的精細表征，單井上通過元素俘獲譜測井技術(shù)識別儲層復(fù)雜巖性，并結(jié)合核磁共振測井技術(shù)完成不同巖性儲層的滲透率優(yōu)化解釋，在此基礎(chǔ)上根據(jù)巖性和物性特征劃分儲層巖相。同時結(jié)合地層切片演繹技術(shù)和井點巖性分布進行扇三角洲沉積期次劃分，從而搭建精細地層格架。以地層格架為單元，利用地震多屬性分析技術(shù)預(yù)測扇體的空間展布范圍，并通過確定性建模和隨機模擬相結(jié)合的方法多級約束建立儲層巖相模型，最終通過相控隨機模擬的方法得到定量的儲層物性空間分布。該套建模技術(shù)合理表征了石臼坨地區(qū)古近系復(fù)雜巖性儲層的空間分布特征。所建立的地質(zhì)模型在確保等時性的同時，細化了儲層層系，明確了優(yōu)質(zhì)儲層的分布特征，提高了勘探評價階段古近系中深層復(fù)雜巖性儲層預(yù)測的精度。

多級約束；復(fù)雜巖性識別；地層切片；地質(zhì)建模；古近系；石臼坨凸起；渤海灣盆地

中國陸相盆地短物源沉積體系較為發(fā)育，儲集砂體分布多變，沉積相橫向變化快，巖性分布復(fù)雜，儲層中的流體分布多數(shù)受構(gòu)造和巖性的雙重控制[1-2]。復(fù)雜的儲層巖性和多變的沉積體系造成了油氣儲集層連續(xù)性和連通性相對差，儲層非均質(zhì)性嚴重[3]。

渤海灣盆地富集了我國多個重要的含油氣盆地，古近系中深層儲集體廣泛發(fā)育，沉積類型多以扇三角洲為主[4-6]。勘探評價結(jié)果顯示，雖然某些古近系儲層巖性復(fù)雜、認識困難，但是蘊藏著巨大的油氣資源。由于扇三角洲沉積多期疊置，且受深層地震資料品質(zhì)以及海上鉆井資料有限等因素的影響，渤海古近系多為區(qū)域性的沉積特征研究，制約了儲層研究的精度[7]。如何有效的認識并描述儲層，對油田的高效開發(fā)顯得意義重大。

渤海灣盆地石臼坨凸起北部的A油田，古近系沙河街組一段和二段(下文簡稱沙一、沙二段)儲層儲量規(guī)模大，但巖性復(fù)雜，隔夾層不發(fā)育，儲層橫向變化快。同時受制于海上油田評價井井距大，古近系地震資料品質(zhì)低的特點，地質(zhì)建模難度極大。通過地質(zhì)、測井、地球物理等多專業(yè)的結(jié)合，對儲層復(fù)雜巖性進行識別與分類，并對孔滲關(guān)系進行優(yōu)化重構(gòu)，同時提取地震信息確定各沉積時期的扇體展布范圍，從而建立可靠的儲層地質(zhì)知識庫。在此基礎(chǔ)上針對不同級別沉積參數(shù)的特征，建立多級次的儲層相模型，以此對后續(xù)相控物性隨機模擬進行有效約束，提高了少井條件下復(fù)雜巖性儲層建模結(jié)果的可信度。

1　建模意義及難度

渤海A油田位于石臼坨凸起東傾末端北側(cè)邊界斷裂下降盤的斷坡帶上，南依石臼坨凸起，北臨秦南生油凹陷，構(gòu)造上為一斷鼻構(gòu)造，屬于斷層和地層超覆共同形成的構(gòu)造-地層復(fù)合圈閉?？碧皆u價發(fā)現(xiàn)古近系沙一、沙二段扇三角洲沉積體為主要含油層系，油田范圍內(nèi)僅鉆探A-4和A-5兩口評價井。鉆井揭示，單井油層累積厚度達200 m，最大單油層厚度約130 m。儲層垂向上發(fā)育鮞粒白云巖、生物白云巖、白云質(zhì)砂巖、凝灰質(zhì)砂巖、砂巖和灰質(zhì)砂巖等不同巖性。儲層平均孔隙度和滲透率分別為14.5%和4.5×10-3μm2，雖然為低孔特低滲儲層，但儲層酸化后測試單井日產(chǎn)油量可達1 000 m3。

在儲量評價階段，沙一、沙二段儲層垂向上并未考慮內(nèi)部巖性的變化，僅依據(jù)構(gòu)造層狀模式，籠統(tǒng)按2個單元計算油田儲量。油田開發(fā)階段，若儲層空間分布模式不清，仍按照構(gòu)造層狀模式采用常規(guī)規(guī)則井網(wǎng)開發(fā)，勢必在開發(fā)過程中造成巨大的不確定性，并加大早期投資風(fēng)險。因此，為合理開發(fā)此類復(fù)雜低滲油藏，通過地質(zhì)模型定量表征優(yōu)質(zhì)儲層的空間分布，能在油田前期研究階段有效規(guī)避儲層認識不清帶來的開發(fā)風(fēng)險。而地質(zhì)建模的難度主要體現(xiàn)在，如何利用有限的井資料和品質(zhì)較低的地震資料，對這類巖性復(fù)雜、厚層、儲層橫向變化快且低滲的油藏進行合理表征。

2　儲層表征關(guān)鍵技術(shù)

儲層表征的關(guān)鍵在于通過鉆井、測井、地震等資料的分析，解剖儲層內(nèi)部結(jié)構(gòu)特征和變化規(guī)律。同時確定單一成因單元的定量幾何形態(tài)和各成因單元的定量組合模式，從而建立研究區(qū)的地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)特征，進而建立合理的地質(zhì)知識庫，以此為儲層表征提供可靠的輸入?yún)?shù)[8-9]。針對研究區(qū)巖性復(fù)雜、儲層分布認識困難，并且井資料少、地震資料品質(zhì)不高的特點。筆者通過元素俘獲譜測井(ECS)、核磁共振測井以及地層切片演繹和地震多屬性分析等新方法的應(yīng)用，完成了儲層復(fù)雜巖性的識別與分類，提高了滲透率解釋精度，并確定了不同沉積時期儲層的展布范圍，為地質(zhì)建模提供了可信度更高，也更為精細的輸入?yún)?shù)。

2.1復(fù)雜巖性識別

受復(fù)雜巖性的影響，研究區(qū)2口評價井的常規(guī)測井曲線規(guī)律性不強，但2口井都進行了ECS測井，其中A-5井較A-4井而言，測井項目更加齊全，巖心、壁心資料包含了該區(qū)所有復(fù)雜巖性。根據(jù)ECS測井利用快中子與地層中的原子核發(fā)生非彈性散射碰撞及熱中子俘獲的原理，通過解譜并利用氧化物閉合模型得到地層中主要造巖元素硅、鈣、鐵、鋁、硫、鈦、釓的相對含量，并通過地層元素含量和礦物含量的關(guān)系，經(jīng)特定的閉合模型，可以得出地層中各種礦物含量的特性[10-11]。

結(jié)合ECS測井技術(shù)可以宏觀判斷巖性礦物組合的特點，同時根據(jù)中子、密度曲線與巖性有較好的一致性關(guān)系，以A-5井為學(xué)習(xí)井，利用基于圖形的聚類分析法劃分巖性。如圖1所示，灰質(zhì)砂巖段中子、密度曲線重合，自然伽馬中值，硅元素含量在0.25、鈣元素含量在0.1左右。而凝灰質(zhì)砂礫巖的中子、密度曲線呈反交會特征，自然伽馬低值，硅元素含量在0.4左右、鈣元素含量低，其值低于0.05，鋁元素含量在0.2左右，也表現(xiàn)為低值。在ECS測井劃分巖性的基礎(chǔ)上，結(jié)合巖心和薄片資料進一步識別巖性。通過該方法確定了沙一、沙二段共發(fā)育灰質(zhì)巖屑砂巖、鮞粒白云巖、表鮞狀巖屑砂巖、含生屑白云質(zhì)砂礫巖、生屑白云巖、凝灰質(zhì)砂礫巖這6類巖性。

圖1　石臼坨凸起A油田A-5井沙一、沙二段儲層典型巖性測井曲線特征Fig.1　Typical lithologic logs of the 1st and 2nd Member of Shahejie Formation for Well A-5 in A oilfield,Shijiutuo Uplift

圖2　石臼坨凸起A油田沙一、沙二段儲層巖性孔-滲關(guān)系擬合圖Fig.2　Fitting relationship between the reservoir porosity and permeability for the 1st and 2nd Member of Shahejie Formation in A oilfield of Shijiutuo Uplift

2.2孔-滲關(guān)系重構(gòu)與巖相分類

由于研究區(qū)巖性垂向變化復(fù)雜多樣，全井段統(tǒng)一進行孔隙度和滲透率擬合時，整體相關(guān)性較差。通過儲層巖性的識別為不同巖性段的孔滲關(guān)系重構(gòu)提供了地質(zhì)依據(jù)，但是在同一巖性段內(nèi)，孔滲關(guān)系重構(gòu)還需要考慮相似性的原則。例如A-5井巖心分別取在鮞粒白云巖段儲層的頂部和底部，但是孔滲關(guān)系略有差異，核磁共振測井的T2譜特征顯示，未取心段與底部鮞粒白云巖相似，T2譜峰長，有拖尾現(xiàn)象，因此未取心段可借鑒底部鮞粒白云巖段的儲層孔滲關(guān)系?？傮w而言孔滲關(guān)系重構(gòu)按照巖性相同或相似，物性相近的原則，少數(shù)服從多數(shù)，成層成段的進行孔滲關(guān)系擬合，孔滲關(guān)系重構(gòu)結(jié)果如圖2。

根據(jù)不同巖性孔滲重構(gòu)擬合關(guān)系對滲透率進行再解釋，在此基礎(chǔ)上，結(jié)合巖性、物性以及毛管壓力曲線特征對垂向儲層巖相由好到差依次劃分為Ⅰ類、Ⅱ類和Ⅲ類(表1)。

表1　石臼坨凸起A油田沙一、沙二段儲層巖相劃分依據(jù)

2.3扇三角洲沉積特征

古近系扇三角洲儲層埋藏深，地層厚度橫向變化快[12]。扇體的沉積期次劃分和平面展布范圍刻畫，是儲層認識的關(guān)鍵，也是地質(zhì)建模的重要約束條件。儲層沉積特征的空間認識主要依靠地震資料豐富的井間橫向信息，但限于中深層地震資料品質(zhì)原因，如何提高地震垂向分辨率，降低其多解性是提高儲層預(yù)測精度的關(guān)鍵[13-15]。

目標層位扇三角洲儲層為雜亂、不連續(xù)的地震反射特征，僅根據(jù)地震相橫向的變化，追蹤同相軸確定沉積體系邊界較難實現(xiàn)。通過旋回對比，結(jié)合垂向巖性、油水關(guān)系和地震層序，將目標層段劃分為3套油組。其中上部的Ⅰ油組自下而上發(fā)育白云質(zhì)砂礫巖、白云質(zhì)砂巖、灰質(zhì)砂巖，總體來看碳酸鹽含量高，油組厚度大。中部的Ⅱ油組發(fā)育砂礫巖和生屑云巖，碳酸鹽含量低。下部的Ⅲ油組發(fā)育凝灰質(zhì)砂礫巖，無碳酸鹽成分。在地震可識別的地層格架間按線性比例做切片，用地層切片來適應(yīng)傾斜且厚度橫向變化的地層內(nèi)部地震屬性提取的等時性，從而使地震屬性能夠刻畫不同沉積時期扇體的延伸范圍，客觀反映沉積體系的變化特征。以上部最厚的Ⅰ油組為例，在其頂?shù)酌嬷g內(nèi)插非等間距時間層面，沿層提取地震屬性，所生成的地層切片清晰地反映出了不同沉積期次扇體的展布特征。最終確定了Ⅰ油組內(nèi)的3個二級層序界面，并自下而上細分出Ⅰ-1，Ⅰ-2和Ⅰ-3這3期扇體。依次對這3期扇體進行頂?shù)酌娴亩鄬傩蕴崛〔⑦M行敏感屬性分析，從屬性圖(圖3)上可以看出自下而上各期扇體的發(fā)育范圍呈現(xiàn)出依次減小的特征。

3　復(fù)雜巖性地質(zhì)建模

針對此類復(fù)雜油藏，以儲層表征關(guān)鍵技術(shù)所建立的地質(zhì)知識庫為依托，采用確定性和隨機性相結(jié)合的建模思路，通過多級約束的方法逐級降低模型的不確定性[16-17]。

3.1多級約束相控建模

根據(jù)地震解釋成果確立斷層的空間分布和組合關(guān)系，并以地層切片演繹技術(shù)所識別出的5個扇三角洲沉積時期的二級構(gòu)造框架層面數(shù)據(jù)為控制條件，結(jié)合小層劃分與對比所取得的地層頂?shù)咨疃葦?shù)據(jù)作為主變量，通過收斂性算法建立構(gòu)造模型。它有效表征了各層序界面的形態(tài)，細分了大套儲層，并體現(xiàn)了地層厚度的變化特征，是相模型的空間格架基礎(chǔ)。在構(gòu)造框架的控制下，結(jié)合地震多屬性分析技術(shù)所刻畫的各沉積期次扇體的展布范圍，采用確定性建模的方法建立扇體沉積模型。扇體沉積模型在空間上反映了各單期扇體的沉積期次和展布特征，體現(xiàn)了儲層的結(jié)構(gòu)性和連續(xù)性。

由于扇三角洲的空間展布特征決定了不同類型儲層巖相的分布規(guī)律，而儲層流體的分布又受控于不同類型的儲層巖相。以扇體沉積相模型為約束，對單井劃分的儲層巖相進行特征分布函數(shù)分析，并采取序貫指示隨機模擬法建立儲層巖相模型。其結(jié)果在保證模型等時性的同時，對不同類型巖相的空間分布進行了合理的預(yù)測。從圖4中可以看出，物性最好的Ⅰ類儲層在Ⅰ-2小層全區(qū)都有較好分布，而Ⅰ-1小層主要以Ⅲ類儲層為主，整個沙一、沙二段儲層非均質(zhì)性嚴重。

在儲層巖相模型的基礎(chǔ)上，可在不同類型巖相的約束下根據(jù)儲層物性的分布規(guī)律，通過序貫高斯隨機模擬方法分相控制進行井點屬性的插值外推，從而建立儲層物性模型。筆者首先應(yīng)用該方法建立研究區(qū)的孔隙度模型，進而根據(jù)孔隙度和滲透率的相關(guān)性，以孔隙度模型為第二變量協(xié)同約束滲透率模型的隨機模擬過程。通過儲層巖相(圖4)和儲層物性(圖5)的對比可以看出，兩者的分布特征有較好的對應(yīng)關(guān)系。

3.2模型質(zhì)控及應(yīng)用

通過有效厚度、孔隙度、滲透率和凈毛比等參數(shù)的井點值和模型平均值之間的對比，發(fā)現(xiàn)誤差均控制在1.5%以內(nèi)，反映出應(yīng)用復(fù)雜巖性地質(zhì)建模技術(shù)所建立的地質(zhì)建模具有較高的置信度，并對儲層非均質(zhì)性進行了合理的定量表征。

該套地質(zhì)模型不僅為油藏數(shù)值模擬提供了可靠的地質(zhì)平臺，同時也成為指導(dǎo)開發(fā)層系劃分和井網(wǎng)、井型部署的有效載體?；谠撃Ｐ椭匦掠嬎懔说刭|(zhì)儲量，確定了原探明石油地質(zhì)儲量中存在約20%的地質(zhì)風(fēng)險。儲層在垂向上細化了5套層系，平面上確定了各沉積期次的巖性邊界，有效指導(dǎo)了開發(fā)層系劃分。依據(jù)儲量計算結(jié)果和層間屬性對比分析得出Ⅰ-2小層為本區(qū)的優(yōu)勢層位，確立了優(yōu)先開發(fā)該層位，進而帶動其他層位開發(fā)的策略。在井位部署和鉆井順序優(yōu)化方面，依托模型依次確立了5口開發(fā)兼評價井用于揭示儲層是否存在氣頂、評價南部主斷層位置、落實油水界面和井間儲層變化、并確立東西兩側(cè)儲層邊界。

圖3　石臼坨凸起A油田沙一、沙二段Ⅰ油組地震屬性Fig.3　Seismic attributes for Ⅰ oil unit in the 1st and 2nd Member of Shahejie Formation in A oilfield,Shijiutuo Uplifta.Ⅰ-3小層；b.Ⅰ-2小層；c.Ⅰ-1小層

4　結(jié)論

1) 復(fù)雜巖性儲層地質(zhì)建模的關(guān)鍵在于巖性的識別與分類，以及扇體展布特征研究。通過地層切片演繹、地震多屬性分析、元素俘獲譜測井、核磁共振測井等新方法的應(yīng)用，細化了地層格架，確定了不同沉積時期儲層的展布范圍，識別并分類了儲層的復(fù)雜巖性，并以此為基礎(chǔ)提高了滲透率解釋精度?；谏鲜稣J識建立了儲層地質(zhì)模式，并取得了更能客觀反映地質(zhì)特征的建模參數(shù)。

圖4　石臼坨凸起A油田沙一、沙二段東西向儲層巖相模型過井剖面Fig.4　East-west well-tied profile of the lithofacies model for the 1st and 2nd Member of Shahejie Formation in A oilfield,Shijiutuo Uplift

圖5　石臼坨凸起A油田沙一、沙二段東西向滲透率模型過井剖面Fig.5　East-west well-tied profile of the permeability model for the 1st and 2nd Member of Shahejie Formation in A oilfield,Shijiutuo Uplift

2) 依托巖心分析、測井和地震新技術(shù)的結(jié)合應(yīng)用，通過確定性與隨機性相結(jié)合的建模方法，多級約束建立目標油田的地質(zhì)模型。該方法在確保了地質(zhì)模型等時性的同時，對儲層非均質(zhì)性進行了定量表征，提升了儲層物性分布的地質(zhì)概念，有效降低了少井條件下地質(zhì)模型的不確定性。

3) 通過該模型的應(yīng)用，細化了垂向地層格架，確定了平面上各期扇體的巖性邊界，精細表征了各層系中不同巖相內(nèi)的地質(zhì)儲量規(guī)模和物性分布特征，識別低滲儲層中的“甜點”。依托模型開展層間屬性對比分析確立了油田的優(yōu)勢層位，同時，也為開發(fā)層系劃分，井網(wǎng)、井型部署，以及鉆井順序優(yōu)化和評價井的部署提供了地質(zhì)依據(jù)。

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(編輯張亞雄)

Reservoir modeling of complex lithologies with sparse wellsA case from A oilfield in Shijiutuo uplift,Bohai Bay Basin

Zhang Yukun,Wang Hui,Hu Xiaoqing,Zhang Xianwen,Bu Fanqing,Gao Yufei,Fan Tingen

(CNOOCResearchInstitute,Beijing100028,China)

The 1stand 2ndMember of Shahejie Formation reservoir in Shijiutuo uplift of Bohai Bay Basin are complex in vertical lithology because of the nature of mixed clastics and carbonates.The reservoirs feature in low porosity and super-low permeability,large thickness but underdeveloped barriers and baffles with quick lateral variance,and strong internal heterogeneity.As there are limited appraisal wells available in offshore oilfield during the exploration and evaluation stage,it is difficult to understand the reservoirs.In order to finely describe these reservoirs,element capture spectroscopy logging was used to identify the complex reservoir lithology in single well,and nuclear magnetic resonance logging technique was used to optimize permeability interpretation of different lithologies. Then the reservoir lithofacies were divided according to the identified lithologies and petrophysics.By combining seismic attribute slice analysis with lithology distribution of wells,we identified different sedimentation stages of fan deltas and established a stratigraphic framework.By taking the stratigraphic framework as units,we predicted spatial extent of sandbody through seismic multi-attribute analysis and finished the lithofacies model with multilevel constraints by integrating deterministic modeling with stochastic simulation.Finally,we established the reservoir physical parameter modeling by using the lithofacies model as constraint.The modeling method adequately simulated the Paleogene reservoir heterogeneity in Shijiutuo uplift.In addition to ensuring isochronisms,the model with stratigraphic framework can realize fine subdivision of the reservoirs,and accurately map the high quality reservoir distribution,thus improve the prediction accuracy of the deep Paleogene reservoir withcomplex lithology in exploration and evaluation stages.

multilevel constraint,complex lithology recognition,stratal slice,geological modeling,Paleogene,Shijiutuo Uplift,Bohai Bay Basin

2014-10-28;

2016-04-15。

張宇焜(1986—)，男，碩士、工程師，油藏描述及開發(fā)地質(zhì)。E-mail:zhangyk3@cnooc.com.cn。

國家科技重大專項(2011ZX05030-005-03)。

0253-9985(2016)03-0450-07

10.11743/ogg20160320

TE122.2

A