紅崗油田高臺(tái)子油藏成巖相控建模研究

熊 平，胡望水，肖杭州，張亞兵，陳順順

（1.東華理工大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，江西南昌330013；2.長(zhǎng)江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，湖北武漢430100；3.吉林油田勘探開發(fā)研究院，吉林松原138000；4.吉林油田紅崗采油廠，吉林松原138000)

沉積作用和成巖作用在儲(chǔ)層的形成和演化中起著非常重要的作用。沉積作用控制著儲(chǔ)層巖性顆粒的大小和分布，成巖作用控制著儲(chǔ)層物性的形成和演化，這兩者共同決定著儲(chǔ)層最終的物性。沉積相研究可以弄清砂體展布特征，在此基礎(chǔ)上進(jìn)行成巖相研究能進(jìn)一步找出有利的成巖儲(chǔ)集體，進(jìn)而研究?jī)?chǔ)集體形成過(guò)程、空間分布和儲(chǔ)層定量評(píng)價(jià)，更好的指導(dǎo)油氣藏的勘探和開發(fā)[1-2]。紅崗油田高臺(tái)子地區(qū)前人已做了大量有關(guān)基礎(chǔ)地質(zhì)和儲(chǔ)層建模等方面的研究工作，但所建模型多為相控屬性模型，模型中未能體現(xiàn)成巖相對(duì)儲(chǔ)層物性的控制作用[3-4]。本文在沉積相、成巖相研究的基礎(chǔ)上，采用成巖相控隨機(jī)建模的方法建立更精確的三維屬性模型，為后續(xù)油藏?cái)?shù)值模擬和剩余油分布研究提供基礎(chǔ)模型，指導(dǎo)剩余油的開發(fā)。

1 油藏概況

紅崗油田構(gòu)造上位于松遼盆地南部中央坳陷區(qū)紅崗階地南端，構(gòu)造類型為一個(gè)近南北向的長(zhǎng)軸背斜，東翼緩、西翼陡并受逆斷層控制[3]。高臺(tái)子油藏儲(chǔ)層為白堊系青山口組，儲(chǔ)層巖性主要為粉—細(xì)砂巖。油藏類型為構(gòu)造層狀與構(gòu)造巖性油氣藏，含油面積22.8km2，石油地質(zhì)儲(chǔ)量2381×104t；含氣面積6.9km2，天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量7.16×108m3。自20世紀(jì)70年代勘探開發(fā)以來(lái)，先后經(jīng)歷了滾動(dòng)開發(fā)上產(chǎn)階段、快速降產(chǎn)階段和低水平穩(wěn)產(chǎn)階段。由于油層層數(shù)多、單層厚度比較小、儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)等原因，造成油田開發(fā)中出現(xiàn)水淹嚴(yán)重、注水效率低、穩(wěn)產(chǎn)難、采油率低等問(wèn)題。急需建立精確的儲(chǔ)層地質(zhì)模型進(jìn)行油藏?cái)?shù)值模擬研究，獲取剩余油分布特征和分布區(qū)域，尋找有利潛力區(qū)，指導(dǎo)下一步開發(fā)。

2 沉積相

通過(guò)巖芯觀察和薄片分析等，確定高臺(tái)子油藏儲(chǔ)層巖性主要為灰色、深灰色、灰黑色粉—細(xì)砂巖，含有少量鈣質(zhì)泥質(zhì)粉砂巖、粗粉砂巖。層理類型主要為塊狀層理、板狀交錯(cuò)層理、平行層理、變形層理、波狀層理及水平層理。粒度特征表現(xiàn)為二段式和三段式。結(jié)合區(qū)域地質(zhì)資料和測(cè)井資料分析，認(rèn)為紅崗地區(qū)屬于辮狀河三角洲沉積體系，主要發(fā)育水下分流河道、河口壩、遠(yuǎn)砂壩、前緣席狀砂等微相。根據(jù)巖芯與測(cè)井曲線的相關(guān)分析，得到了各微相的典型識(shí)別特征，并依此進(jìn)行了單井相和聯(lián)井相分析，建立了研究區(qū)沉積相模式，獲取了高臺(tái)子油層各小層沉積微相的平面展布，為后續(xù)沉積微相建模提供了基礎(chǔ)。

3 成巖相

3.1 成巖相類型及特征

成巖相是沉積物在沉積、成巖環(huán)境下經(jīng)歷了一定成巖演化后形成的產(chǎn)物，具有特定的巖石顆粒、膠結(jié)物、組構(gòu)和孔洞縫特征，代表了儲(chǔ)層經(jīng)歷了成巖作用后所具有的巖石學(xué)特征、巖石物理特征，能夠直接反映儲(chǔ)層現(xiàn)今的物性特征，是表征儲(chǔ)層性質(zhì)、類型和優(yōu)劣的成因性標(biāo)志[2，5]。

通過(guò)鑄體薄片、掃描電鏡等資料的詳細(xì)觀察，依據(jù)儲(chǔ)層微觀成巖特征將研究區(qū)成巖相類型劃分為溶蝕成巖相和致密成巖相，溶蝕成巖相對(duì)儲(chǔ)集層物性起建設(shè)性影響，致密成巖相對(duì)儲(chǔ)層物性起破壞性影響。其中溶蝕性成巖相劃分為粒間溶孔發(fā)育成巖相、斑狀膠結(jié)成巖相兩類，致密成巖相劃分為致密膠結(jié)成巖相、致密壓嵌式成巖相兩類。

粒間溶孔發(fā)育成巖相主要特征表現(xiàn)為顆粒間呈支架狀接觸，粒間原生孔和粒內(nèi)孔多見，粒間溶孔比較常見，吼道較粗，孔喉連通好，殘余碳酸鹽巖膠結(jié)物含量低，石英次生加大、微晶石英和晚期自生綠泥石常見。該成巖相中物性條件較好，基本上為中孔中滲，微觀非均質(zhì)性弱。斑狀膠結(jié)成巖相主要特征是粒間溶孔帶與膠結(jié)帶呈鑲嵌分布，形態(tài)上表現(xiàn)為不規(guī)則斑塊狀?？紫额愋椭饕獮榱ｉg溶孔和晶間溶孔，孔喉表現(xiàn)為粗—細(xì)喉峰的雙峰型的特征，儲(chǔ)層微觀非均質(zhì)性強(qiáng)。

致密膠結(jié)成巖相孔隙類型主要是膠結(jié)物晶間孔、殘余粒間微孔，物性較差，孔隙度一般小于8%，滲透率小于5mD。致密壓嵌式成巖相顆粒成份主要為巖漿噴出巖或泥巖巖屑，顆粒間呈凹凸—縫合狀接觸，無(wú)自生膠結(jié)物，孔滲條件差不具備儲(chǔ)集性能。

3.2 成巖相平面展布特征

為更好表征儲(chǔ)層物性，需要得到研究區(qū)成巖相的平面、空間分布規(guī)律和特征。由于不同類型成巖相在結(jié)構(gòu)、成分、物性上的差異，導(dǎo)致其在測(cè)井曲線上具有不同的響應(yīng)特征[6]。根據(jù)取芯井段成巖相分析，結(jié)合測(cè)井資料，通過(guò)統(tǒng)計(jì)分析建立了各成巖相測(cè)井識(shí)別特征（表1），并應(yīng)用到非取芯井，采取聯(lián)井閉合對(duì)比得到單井各小層成巖相類型，并編制了各主力小層成巖相平面展布圖，得到了各小層平面上各成巖相的分布范圍和特征。

表1 紅崗油田高臺(tái)子油藏成巖相測(cè)井曲線特征

4 成巖相控建模

4.1 成巖相控建模思路

儲(chǔ)層地質(zhì)建模是油藏描述中的一項(xiàng)重要高新技術(shù)，是綜合運(yùn)用鉆井、巖芯、地震、測(cè)井、試井、開發(fā)動(dòng)態(tài)等資料，定量表征儲(chǔ)層屬性的三維分布及其變化，廣泛應(yīng)用于油氣藏的后期開發(fā)。模型的準(zhǔn)確性直接影響后期的油氣藏研究、開發(fā)決策，目前常用的建模方法主要是相控建模[7-9]，即首先建立確定性的能為儲(chǔ)層參數(shù)空間分布提供邊界控制信息的離散型模型（沉積相或巖相模型），然后在相模型的控制下進(jìn)行儲(chǔ)層連續(xù)參數(shù)的空間模擬，建立儲(chǔ)層屬性模型，這是相模型約束下單一控制下的建模，存在一定的局限性，即不能反映相內(nèi)部由于成巖演化造成儲(chǔ)層物性不同的特點(diǎn)。針對(duì)于此，本次建模采用多級(jí)相控建模的方法：首先建立確定性沉積相、成巖相模型，然后建立沉積相模型控制下的儲(chǔ)層屬性模型，并依此模型作為數(shù)據(jù)輸入，再建立成巖相模型約束下的儲(chǔ)層屬性模型。

4.2 成巖相控建模結(jié)果

根據(jù)前面建模思路，建立了研究區(qū)高臺(tái)子油藏多級(jí)相控屬性模型。圖1 為G25 層成巖相模型和多級(jí)相控（沉積相、成巖相）下的孔隙度和滲透率模型。最終屬性模型中孔隙度、滲透率具有一定區(qū)別，較好反映了儲(chǔ)層參數(shù)的非均質(zhì)性，模型更精確，更符合油田開發(fā)動(dòng)態(tài)資料。

5 結(jié)語(yǔ)

在巖芯觀察、薄片和掃描電鏡分析的基礎(chǔ)上，結(jié)合測(cè)井資料，對(duì)紅崗油田高臺(tái)子油藏進(jìn)行了沉積相、成巖相綜合研究，得到了沉積相、成巖相基本類型及其分布特征，其中成巖相可劃分為粒間溶孔發(fā)育成巖相、斑狀膠結(jié)成巖相、致密膠結(jié)成巖相、致密壓嵌式成巖相四類，并總結(jié)出各類成巖相基本特征和平面上成巖相分布特征。在此基礎(chǔ)上，在沉積相模型和成巖相模型的約束下，建立了成巖相控下的儲(chǔ)層屬性模型，較好表征了三角洲相儲(chǔ)層內(nèi)部物性的空間分布，對(duì)后續(xù)開發(fā)調(diào)整和剩余油的開采提供了重要的依據(jù)，對(duì)同類油氣藏的開發(fā)具有重要的借鑒意義。

圖1 紅崗油田高臺(tái)子油藏G25層多級(jí)相控屬性模型