复杂碳酸盐岩礁滩气藏三维地质建模研究

刘勇 杨洪志 刘义成 胡碟 马旸 别沁

(1.西南油气田分公司勘探开发研究院，成都 610041;2.西南油气田分公司输气处工艺研究所，成都 610215)

礁型油气藏中往往富集较多的油气资源，全球排名前十的大型天然气藏中就有2个礁型气藏［1］。国内以生物礁滩沉积为主的碳酸盐岩气藏主要分布于四川盆地环开江—梁平海槽带及塔里木盆地塔中I号坡折带。此类储集体埋藏深，沉积时代久远，历经多期次构造运动并遭受强烈的同沉积期溶蚀及成岩期改造，原始沉积层序已被打乱，形成了一套总体有序、局部无序的沉积体，储层非均质性极强，储集层分布异常复杂。如何有效建立此类型气藏的储层定量评价与三维地质模型，一直是制约气藏开发效果的主要技术难题与研究重点［2］。

自20世纪90年代以来，油气储层描述已向定量建模和精确预测方向发展。实践中更是需要定量化的研究手段，精确描述地下储层物性的空间分布及储层非均质性特征，建立精细的定量储层地质模型［3-5］。本次研究以四川盆地LG气藏为例，综合采用确定性建模与随机建模方法，根据地质、测井、地震、露头等资料，对复杂碳酸盐岩礁滩储层三维地质模型进行初步探索［6］。

LG地区生物礁滩主要分布于二叠系长兴组及三叠系飞仙关组。飞仙关组的飞四底界、长兴组的长顶构造形态均表现为一个由西北至东南方向平缓抬起的单斜构造，其东段构造褶皱强，中段和西段褶皱稍弱。在LG1-LG2井一线发育多个串珠状的低幅潜高，NWW 走向。地层倾角2°～3°，断层不发育，仅见个别以单线断点出现的微错断层，断距极小，且未穿层。根据LG礁滩气藏特点，以北北东向为I方向，沿台缘礁滩带自北西向南东垂直方向为J方向，建模面积约3 420 km2，有51口井。

1 地层特征精细刻画

根据野外剖面观测、钻井岩心描述并结合过井地震剖面与测井曲线响应特征，精细划分小层层序旋回，为地层框架模型搭建奠定基础。

层序地层学从宏观和整体格架上奠定了沉积体系研究的基础，沉积构成分析则深化了对沉积体系内部特征的解析，成为储层非均质性研究的最基础内容。LG地区礁滩体储层主要受沉积礁滩体发育及沉积期的间歇性水平面升降影响，导致礁滩体顶面遭受大气淡水的淋滤、溶蚀作用。精确划分高频层序旋回及刻画旋回中礁滩的展布特征，是模型基础数据构成的关键环节。

LG地区长兴组—飞仙关组为一套碳酸盐岩台地相沉积。根据成像测井与倾角测井上所表现出的旋回特征，结合野外剖面、单井岩电特征分析，将长兴组生物礁纵向划分为3个成礁旋回，飞仙关组从下至上划分为5个三级层序，每个层序都由一个海侵体系域(TST)和一个高水位体系域(HST)组成。图1所示为LG礁滩气藏层序地层综合柱状图。图上显示从下至上，长兴组 —飞仙关组总体上表现为向上变浅的沉积旋回。每一旋回特征在台缘外带地层中可以进行井间横向对比，且上述特征在各井的表现较为稳定，在地震剖面上也容易识别。

图1 LG礁滩气藏层序地层综合柱状图

2 刻画区域地层构造模型

通过“关键构造面+层序节点控制技术”定义骨架三维模型，精细刻画区域地层构造模型。结合复杂碳酸盐岩礁滩气藏的地质特点，对比目前业界主流的建模软件［7-8］，选择Petrol E＆P作为本次建模的首选平台。

地层格架模型采用确定性建模方法建立，各模块分别由层数据、断层数据和井数据加以控制。传统的层数据仅指地层分层数据，尚不足以精确控制各旋回礁滩分布特征，而且礁型油气藏通常为典型的岩性圈闭气藏，运用常规构造顶底面搭建骨架模型方法不能很好地反映礁滩纵向发育生长变化规律［9］。引入高分辨率层序地层学理论及研究成果，用于控制礁滩在层序旋回中的分布，可更加精确地刻画礁滩分布格局。建模基本思路是，通过“关键构造面+层序节点控制技术”定义骨架三维结构，精细刻画区域构造特征，最后建立格架模型。

LG礁滩储层构造建模中采用三维地震解释的构造层面数据及层序地层分层数据，其中解释层面数据为飞四底部构造、飞仙关组下储层顶界构造、飞仙关底界构造共计3个层面的地震预测数据。将地震预测层面数据对应层序节点数据以进行约束，将纵向飞仙关划分为5个层序，长兴组划分为3个旋回节点，再采用克里金插值法分别模拟得到各层序构造面，进而进一步约束不同层序格架内构造小层的迭代关系，搭建沉积体系框架模型。图2所示为LG地区礁滩储层关键层面三维构造平面图。

图2 LG地区礁滩储层关键层面三维构造平面图

本次地质建模平面网格间距为50 m×50 m，垂向上将主要储层区划分为28个小层，非储层单元划分为2个小层，垂向上共划分为30个小层，模拟精度较高，能够满足精细刻画储层模型的要求。图3所示为LG1井区礁滩气藏三维地质构造模型格架图。从模型平面切片看，长兴组旋回顶面构造及飞仙关组层序顶面构造能够较好反应局部礁滩沉积特征，沿J方向沉积坡折分异明显，相带雏形初显。

图3 LG1井区礁滩气藏三维地质构造模型格架图

3 “层序格架内地震约束+井控沉积微相”精细建模

沉积相建模是指在构造模型的基础上，根据沉积模式，应用井资料(单井相剖面或参数)进行井间三维预测(模拟或插值)，从而建立相的三维分布。优势沉积相建模的思路是，采用“层序格架内地震约束+井控沉积微相”精细建模技术［10］，建立 LG礁滩气藏优势微相模型。

3.1 沉积相模拟算法

定义一个量化沉积相模型之前，首先要综合分析各种“硬”“软”数据。在本工区沉积相建模过程中，“硬”数据为储层地质模式，提供不同沉积相和沉积微相的大小、形状及纵向分布模式。“软”数据为约束条件(包括数值分析结果)，指采用确定性与基于象元的截断高斯随机建模方式建立LG地区礁滩沉积相、沉积微相地质模型。

3.2 沉积相建模结果

首先根据前期地质研究成果，采用确定性建模方式，建立工区内各层段的沉积相，在单井沉积微相粗化和各小层变差函数分析的基础上，分小层进行沉积微相模拟;其次根据各沉积相的微相类型，结合单井沉积微相纵向展布特征，采用序贯高斯模拟算法进行沉积微相模拟。图4所示为LG1井区部分沉积微相三维模型。结合气藏沉积微相分布特征分析，所建沉积微相模型与地质认识相对吻合，能够真实反映研究区沉积微相特征，沉积微相空间展布格局准确合理。图5所示为沉积微相模型剖面图。

图4 LG1井区部分沉积微相三维模型

图5 沉积微相模型剖面图

模型最终结果与实钻井反映的微相分布规律基本一致，经过层序体系域空间精细刻画后的微相展布特征更明确。

4 “相控+地震储层预测技术”建模

在微相模型的基础上，对每个小层相带内部的孔隙度和渗透率分别进行数据结构分析［11］。根据研究区地质分析结果，平行相带边缘为长变程方向，与其垂直的方向为短变程方向，分别求取这2个方向及其垂直方向的实验变差函数。通过不断调整各个方向的步长、步长容限、角度容限、带宽等参数计算合理的实验变差函数，确定储层发育的方位、延伸长宽度、控制因素，确定主方向、最大和最小变程，在此基础上得到了各向异性的变差函数模型。在高斯转换和变差函数分析的基础上，以单井物性数据为主要输入数据，以优选的沉积相模拟结果作为相控数据，结合三维地震储层预测成果作为空间约束条件，采用“相控+地震储层预测技术”进行双控储层物性随机建模。可分别利用序贯高斯模拟和序贯指示模拟建立基质孔隙度和渗透率模型［12-15］。

LG礁滩三维孔隙度模型见图。飞仙关组下储层孔隙度发育区主要集中于台地边缘带，平均有效孔隙度都在7%以上，并且横向上较为连续，东侧储层非均质性明显增强;长兴组储层孔隙度沿台缘高、中、低错落分布，且以中、低孔为主，其非均质性明显，纵横向变化均较大，储层孔隙度纵横向分布范围的规模明显比飞仙关组小。飞仙关组下储层在台地边缘为中高渗，东侧渗透率相对较高，其他井区域渗透率都较低。如图6所示，长兴组渗透率较高区主要分布于台缘礁发育区。

图6 LG礁滩气藏孔隙度模型和渗透率模型

5 结语

储层地质模型建立的过程是地质工作者对地下目标认识和实现可视化的过程，模型的准确有效性既取决于建模工作者对地下储层认识和掌握程度，也取决于对建模原理方法的理解和对软件的熟练使用程度。其中地质认识最为重要，建模的各种方法不能替代地质工作者的认识和经验。

采用“关键构造面+层序节点控制技术”定义骨架三维模型，精细刻画区域构造及旋回特征，建立地层构造模型;利用“层序格架内地震约束+井控沉积微相”技术精细建立微相模型;沉积微相精细模型基础上，利用“相控+地震储层预测技术”建立储层属性模型。建立的模型准确刻画了地层构造特征，展现了复杂礁滩纵向多旋回沉积序列，明确了不同类型储层纵向及平面展布规律，为储量计算及有利储渗体研究提供了理论支持。

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