马朗凹陷牛东地区卡拉岗组火山岩储层建模研究

2014-06-27潘雪峰刘媛萍徐星安陈义才陈恭洋

物探化探计算技术 2014年3期

潘雪峰，刘媛萍，徐星安，陈义才，陈恭洋

(1.西南石油大学，成都 610000；2.成都理工大学能源学院，成都 610059；3.河南煤层气开发利用有限公司，郑州 450000；4.长江大学计算机科学学院，荆州 434023)

0 引言

随着石油工业的发展和勘探开发的进行,国内、外相继在火山岩储层中发现了一些油气藏[1-2]。由于火山岩储层的分布及物性受多种因素的控制,再加上裂缝的大量发育，使其储层建模研究工作难度增加。马朗凹陷牛东地区卡拉岗组火山岩油藏已完钻五十余口生产井，储层试采投产统计结果表明，储层非均质性强，裂缝的发育是产能控制的关键性因素[3-4]。进一步认识卡拉岗组火山岩储层内部各属性参数的发育和分布特征，以及裂缝的发育分布情况，通过建立精细的三维地质模型，采用蚂蚁体示踪的方法对火山岩体内的裂缝发育特征进行系统研究，为油田的后期开发提供有利依据。

1 地质概况

牛东区块位于条山凸起前缘牛东鼻隆构造带上[5], 该构造带位于三塘湖盆地马朗凹陷东北部, 近东西向展布, 北依南倾逆冲断层, 并被次级背冲式断层切断, 自西向东发育牛东两个断背斜：①牛东鼻隆带呈北东-南西方向倾伏于马朗凹陷中；②牛圈湖鼻隆带呈北东-南西方向倾伏于马朗凹陷中，与牛东鼻隆带之间以凹槽相隔。

根据岩心和薄片资料的鉴定结果以及成像测井资料，牛东地区卡拉岗组火山岩以玄武岩为主，其次为安山岩和火山碎屑岩[6],根据牛东地区石炭系火山岩岩石学特征、纵向序列和火山作用特征，可以分成溢流相、爆发相和过渡相。

2 地质模型的建立

2.1 构造模型

构造模型反映储层的空间格架，由层面模型和断层(面)模型组成。通过研究区五十多口井的地质分层对比和地震解释结果，同时结合火山岩的成因模式，精细模拟了卡拉岗组多期次喷发旋回界面与断层的空间配置关系，建立储层三维可视化构造模型[7](图1)。牛东区块卡拉岗组构造表现为北东-南西向的鼻状隆起，幅度为450 m，断层呈北西-南东方向。

图1 牛东区块卡拉岗组构造模型Fig．1 Structural model in Niudong area of kalagang formation

2.2 岩相模型

牛东地区卡拉岗组火山岩具有多期喷发的特征，同一口井纵向上和井间横向上的岩相变化大。在岩相建模过程中，岩心与测井解释信息是硬信息，地震资料由于具有多解性，作为软信息参与建模。与地层岩相有关的地震属性主要有振幅、相对声阻抗、道包络、瞬时频率等。通过优选发现，振幅包络属性与岩相关系密切, 对火山岩的岩性区分较好。因此，以单井岩相划分为第一变量，岩相趋势面和属性体两个参数为第二约束条件变量，进行储层火山岩微相建模。岩相类型以溢流相为主、其次为火山爆发相和过渡相(图2)。

2.3 储层孔隙度模型

根据牛东地区卡拉岗组火山岩的岩心观察及薄片鉴定，储层的储集空间为原生气孔、次生溶蚀孔及裂缝。储层孔隙度建模是在相控的基础上采用井震结合，地震属性资料主要为波阻抗。建模时以岩相模型为一级变量，高分辨率波阻抗体为二级变量，分别在纵向和横向上加以约束(二级约束)，采用协模拟方法插值，即用井数据作“硬”数据，用反演波阻抗属性做“软”数据约束模拟孔隙度，建立合理的孔隙度模型[8](图4)。从图3可知，波阻抗与孔隙度呈较好的关系，所以波阻抗可以作为软数据约束。

图2 牛东地区卡拉岗组火山岩相模型Fig．2 Facies model of volcanics in Niudong area of kalagang formation

图3 牛东地区卡拉岗组波阻抗—孔隙度关系图Fig．3 Acoustic impedance-porosity relation-ship in Niudong area of kalagang formation

图4 牛东区块卡拉岗组三维孔隙度模型Fig．4 3D porosity model in Niudong area of kalagang formation

2.4 储层含油饱和度模型

由于火山岩非均质行强，属于双孔介质，为了更加准确地估算储量，使含油饱和度模型更加贴近地下的真实分布情况，本次含油饱和度模型建立，是利用毛管压力函数(又称J(Sw)函数)作为核心，采用常规变差函数作为参数，运用克里金方法模拟含油饱和度模型。先通过多条实验室毛管压力曲线得到实验平均毛管压力曲线，再将实验室毛管压力变换为地层毛管压力，然后将地层毛管压力换算为油藏高度，最后用油藏高度或油水界面以上的高度从毛管压力曲线求出油藏原始含油饱和度SO,SO=100-SW。

Ⅰ类：

Ⅱ类：

Ⅲ类：

图5 牛东地区卡拉岗组压汞曲线Fig．5 Mercury penetration curve in Niudong area of kalagang formation

在利用毛管压力曲线建立的含油饱和度模型上，任意切取了一条剖面和油藏剖面在横向上和纵向上进行对比，均是比较合理的(图版1)。

图版3 牛东地区C2k油藏单井初始产能分布图及牛东地区C2k 裂缝强度分布Fig. 3 Initial production distribution of single reservoir well and Fracture inten sity distributing of C2K in Niudong area(a)初始产能分布图；(b)裂缝强度分布

2.5 裂缝模型

牛东地区卡拉岗组岩心观察和测井解释表明裂缝非常发育，而裂缝的识别和描述难度相对较大。一般来说，裂缝按照发育的级别分为三类，即大裂缝、中等裂缝和微小裂缝，大中型的裂缝一般通过地震等资料来识别，而其他的则通过测井数据等方式获得。通过牛东地区卡拉岗组五十多口井的测井资料解释了开启裂缝，主要以低角度网状缝为主，走向杂乱，各种方向的裂缝相互切割交织成网，这样更能改善油藏的渗流能力(图6)。

对构造等大中型尺度的裂缝，在断层识别的基础上，采用蚂蚁追踪的方法来识别由大中型尺度裂缝组成的断裂带。从蚂蚁体层面以及蚂蚁体的提取的断层裂缝上来看，裂缝非常发育，走向杂乱，各种方向的裂缝相互切割交织成网(图版2)。

对于小尺度的裂缝，利用成像测井以及取芯资料，建立小尺度裂缝的三维空间模型。裂缝密度模型是反映裂缝密度的三维分布，利用基质建模的三维地质网格作为载体，在裂缝预测的基础上，来建立裂缝密度模型的。由于裂缝是一个非常复杂的渗流系统，随机性强，比较复杂，在建模的过程中可以根据地质经验，综合应用多学科手段提取相关的属性加以约束。本次裂缝建模利用从地震体中提取与裂缝相关的属性蚂蚁体以及距断层距离信息作为约束条件，来建立裂缝强度模型(图7)。可以看出，大断层的附近和构造的相对高部位构造缝的密度相对较大，特别是在北部的边界断层附近是裂缝发育的主要地区。

从建立的裂缝密度模型来看，断层附近的裂缝比较发育，结合油藏单井初始产能分布和裂缝强度分布(图版3)来看，该区块单井产能主要受到裂缝的控制，构造高部位及断层附近正是裂缝发育的有利位置。结合地质认识和油藏生产动态，裂缝发育对储层的产量十分敏感，裂缝发育指数越大，表明裂缝系统对整个储集体的沟通性越好，储层的产油量也就越高，与客观认识相符，从而也进一步验证该建模的可靠性。