缝洞型油藏连通单元地质建模研究—以哈拉哈塘油田为例

薛江龙，刘应飞，周志军

(1.中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆库尔勒 841000；2.东北石油大学非常规油气成藏与开发省部共建国家重点实验室培育基地，黑龙江大庆 163318)

缝洞型油藏连通单元地质建模研究—以哈拉哈塘油田为例

薛江龙1，刘应飞1，周志军2

(1.中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆库尔勒 841000；2.东北石油大学非常规油气成藏与开发省部共建国家重点实验室培育基地，黑龙江大庆 163318)

针对哈拉哈塘油田奥陶系裂缝孔洞型储层连通单元井组注水效果差异性很大的问题，开展缝洞单元连通井组地质建模研究。哈拉哈塘油田储集空间岩溶洞穴、孔洞、裂缝非常发育，类型形态多变，具有极强的非均质性，储层空间缝洞体识别及连通方式预测与定量评价难度大。本文首先利用地震识别的大型溶洞和蚂蚁体追踪的大尺度裂缝分布,通过确定性建模方法,建立离散大型溶洞模型和离散大尺度裂缝模型；然后在储层的波阻抗数据体和缝洞体储层构造模型的空间约束下，建立缝洞体连通单元的储层孔隙度模型，储层渗透率模型主要通过线性回归建立基质孔隙度、裂缝参数与渗透率关系，结合动态数值试井对静态回归计算的渗透率数值进行修正；最后利用曲率属性形象表征微裂缝，采用多属性协同模拟方法，建立多尺度离散缝洞储集体三维地质属性模型。该方法定量刻画了缝洞储集体在三维空间的展布特征,很好地表征了单元连通井组连通方式，为单元连通井组开发奠定了坚实的地质基础。

碳酸盐岩 缝洞 量化雕刻 单元注水 连通方式 地质模型

Xue Jiang-long, Liu Ying-fei, Zhou Zhi-jun. Three-dimensional geological modeling of connected units in crack-vug reservoirs: An example of the Halahatang oilfield[J]. Geology and Exploration, 2016, 52(6):1176-1182.

0 引言

哈拉哈塘油田位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起西斜坡，北靠轮台凸起，南接北部坳陷，西邻英买力低凸起，是轮古-塔河-哈拉哈塘奥陶系特大型油藏的一部分(张丽娟等，2012；2013)，目标储层主要为一间房组和鹰山组一段储层，储层埋藏深，总体呈准层状，但形态多变，具有极强的非均质性，储层空间岩溶洞穴、孔洞、裂缝非常发育，缝洞体识别及连通方式预测与定量评价难度大。

对于缝洞型碳酸盐岩地质建模研究，学者已经做了大量的工作(杨辉廷等，2004；Matthaietal.,2005;胡向阳等，2013；孙岳等，2013；李相文等，2016)，一是提出了多元约束碳酸盐岩缝洞型油藏三维地质建模方法，采用确定性建模与随机建模方法相结合的方法建立大型溶洞、大尺度裂缝模型、溶蚀孔洞模型、微裂缝模型，进而采用同位条件赋值算法，定量刻画缝洞储集体在三维空间的展布；二是初步探讨碳酸盐岩储层三维地质建模方法，同时提出了“岩溶相控建模”和储集空间的“多类型”建模原则，对不同的储集空间采用不同的建模方法进行建模；三是提出以主应力带为单元，在准确构造建模的基础上,通过地质统计学算法与确定性优势属性有机结合的方式,实现建模过程中井与地震数据的整合，形成了动静态数据相互约束下的碳酸盐岩综合油藏建模方法。

对于储层物性参数模型，建模方法主要采用随机模拟及相关属性约束，而缝洞型碳酸盐岩单井钻遇过程中多发生放空漏失，渗透率、孔隙度参数很难录取。特别是对于渗透率属性模型，采用随机模拟及井间插值，由于缝洞型油藏非均质性很强，很难准确表征连通井组井间属性。本文在前人研究成果的基础上，采用动静态相结合的方式建立油藏连通单元地质模型，基于缝洞体量化雕刻(王兆峰，2010；杨鹏飞等，2013；李小波等，2014；苗青等，2014；李国会等，2015)进行储层确定性建模，通过井震结合建立缝洞储层构造模型和波阻抗约束得到储层孔隙度模型。储层渗透率模型主要通过线性回归建立基质孔隙度、裂缝参数与渗透率关系，结合动态数值试井(韩永新等，2006；张冬丽等，2010；彭朝阳等，2010；李林地等，2013；徐文斌，2014)对静态回归计算的渗透率数值进行修正。动静结合建立合理的确定性缝洞型油藏连通井组储层地质模型，更好地用于连通井组数值模拟研究，进而指导裂缝孔洞型储层缝洞单元剩余油分布研究。

1 缝洞单元连通模式

碳酸盐岩油藏储层非均质性极强，连通缝洞单元如何连通、是否存在高渗通道对注水波及效率起关键作用。提高注水驱油效果，一方面需开展油藏地质研究，依据连通方式、能量等合理选取注采参数，设计注水方案，另一方面井间连通方式差异大，连通单元内各井受效差异大，注水开发必须突出差异化注水、动态完善。结合地震反射特征、AFE裂缝预测、生产动态分析将目前哈拉哈塘油田缝洞单元注采井间连通模式主要分为三种类型：第一种是通过地下暗河管道连通，第二种是通过表层裂缝孔洞型储层沟通，第三种是通过大尺度缝或断裂带沟通(李小波等，2014)。

表层裂缝孔洞型储层连通单元井组，发育大尺度缝与弥散缝，由于储层非均质性极强，不同缝洞连通单元注采井组之间裂缝发育的差异性很大，伴随不同连通井间大尺度缝与弥散缝比例不尽相同，不同连通单元井间连通方式不同。构建合理准确的缝洞连通单元的地质模型，差异化指导不同注采井组之间的注水开发。

2 连通单元缝洞体地质建模

2.1 连通单元储层描述

表层裂缝孔洞型储层连通井组地震剖面图(图1b)上，注采井间表层地震相呈弱反射特征；地震相叠合储层剖面图上(图1a)，连通井组之间表层主要以溶洞次强反射(孔洞型)储层为主，裂缝相发育1-5相，分布大尺度缝与弥散缝；测井成像上显示井间小角度传导性裂缝十分发育，单井钻遇地质储层横向对比，井间储层高阻层发育，有效隔层隔开储层的上部与下部，注采井组通过表层裂缝孔洞储层连通。综合成像测井、裂缝储层预测、地震反演，综合识别表层裂缝孔洞型储层连通注采井组。然后基于储层地质认识和缝洞体量化雕刻方法，建立连通注采井组的地质模型(构造模型、属性模型、裂缝模型)，用于数值模拟研究与矿场试验注水开发。

2.2 构造模型

基于缝洞体量化雕刻思路(李国会等，2015)，通过井震结合建立连通单元注采单元时间域几何空间结构模型，结合哈拉哈塘地区叠后地震数据体特征，平面网格步长采用25×25m，纵向上1ms划分为一个小层。利用时间域层面与深度域层面构建速度场模型，通过场速度模型时深转换，再结合储层钻遇单井实钻分层数据井校，最终得到准确的深度域储层构造模型。通过典型井组连井地层对比(图2)，表明B-A连通井组之间地层存在高阻层，高阻层起隔层遮挡作用，单元地质模型不考虑下部储层对上部的影响，综合考虑典型注采单元储层构造模型中只考虑高阻层之上0～20m范围内的表层裂缝孔洞型储层，模型网格数Nx=90，Ny=83，Nz= 20，总网格节点数为149400。

图1 裂缝孔洞型连通井组储层描述Fig. 1 Description of crack-cavity type connected well-group reservoirsa-地震相叠合储层剖面图;b -B井—A井连井地震剖面图a-superposition of seismic facies and reservoir; b-well-tie seismic profile of well A-well B

图2 B井-A井连井地层对比Fig. 2 Stratigraphic correlation of well-tie B-A

2.3 属性模型

连通井组的储层空间构造模型并不能描述缝洞体油藏属性特征，需要结合实钻井数据进行标定，包括录井响应特征(放空、漏失)、储层类型、测井数据等。以实钻井测井解释储层类型及对应的孔隙度数据为依据，通过分析不同储层类型(Ⅰ类储层、Ⅱ类储层、非储层)相应的孔隙度分布，建立起其与波阻抗二者的交会关系。以测井解释孔隙度为主，把储层的波阻抗数据体和缝洞体储层构造模型作为空间约束，采用协同克里金模拟方法(苗青等，2014)，最终得到缝洞体连通单元的储层孔隙度模型(图3)。

储层渗透率采取动静态结合方法，静态上主要通过线性回归建立基质孔隙度、裂缝参数与渗透率关系，动态试井对静态回归计算的渗透率数值进行验证，从而得到储层渗透率空间分布模型。基质渗透率，对于裂缝-孔隙双重介质不可能完全用岩心孔隙度来求取储层渗透率，也不可能用低孔段和中孔段的岩心孔隙度来求岩块渗透率，因为它里面包含着较多的天然裂缝和人工诱导微裂缝。在低孔段选其渗透率变化的下限，在高孔段选其渗透率变化的实际回归值，在中孔段无法分别确定孔隙、裂缝对渗透率的贡献，故只好按低孔和高孔段渗透率变化趋势来取，于是可得出基块渗透率(Km)的估算公式为：

Km=0.0795φ2.0683

式中：Km-基质渗透率，μm2；φ-基质孔隙度，无量纲。

对于裂缝渗透率，通过对区块21块带有裂缝的岩心及用岩心人工造缝后，测量其渗透率，并与显微镜下观察到的裂缝宽度进行统计分析。实验结果表明裂缝宽度与裂裂缝渗透率Kf随裂缝宽度W增加而呈指数增加，拟合求得裂缝宽度与裂缝渗透率的关系式为：

式中：Kf-岩心裂缝渗透率，μm2；W-岩心裂缝宽度，m；Φf-岩心裂缝孔隙度，无量纲；L-岩心长度，m；S-岩心横截面积，m2。

测井裂缝渗透率的近似估算与地质对比，上式可变换为：

Kf=8.22185×105×φf×W1.596

静态岩心回归的渗透率模型，利用动态数值试

图3 储层孔隙度体Fig. 3 Data cubes of reservoir porosity

井进行修正(韩永新，2006；张冬丽，2010；彭朝阳，2010；李林地，2013)。基于静态缝洞体的刻画，构建单井或井组的数值模型，综合解析分析结果与静态线性回归计算结果，调整井筒储集系数、储集体系数及周围网格的渗透率，进行全压力史、双对数曲线、半对数曲线拟合。对比分析数值试井解释数据与静态回归渗透率数值的差异，对整体静态模型的渗透率进行修正，特别是没有井控制的地区，其渗透率可以较好地进行校正，提高动态模型的精度，尽可能地使地质模型更加接近地下实际情况(李勇等，2009；肖阳等，2012；康志江等，2014)。

2.4 裂缝模型

表层裂缝孔洞型储层连通注采单元碳酸盐岩储层裂缝十分发育，分布微裂缝与大尺度裂缝。微裂缝主要采用曲率属性体预测裂缝技术：地震曲率属性能有效地描述断裂和裂缝横向不连续和垂向位错。大型的凹陷在地震倾角属性上会表现出与断裂相似的构造特征。与地震倾角属性不同，曲率属性能更好地描述储层的断裂特征和垂向上的非连续性(苗青等，2014；孙维凤等，2014)。在研究区，最大曲率属性能有效地描述与断裂和岩溶作用相关的裂缝通道。在最大曲率属性的剖面上，微断裂和裂缝通道往往表现为黑色的线状构造特征(较大曲率值)，在横向上可切割储层。本文采用利用曲率属性形象表征微裂缝，通过曲率属性构建微裂缝模型(图4)。对于大尺度缝，是对蚂蚁体进行岩层切片，按层搜索追踪得到沿层展布的大尺度缝分布(图5)。

3 地质模型应用

3.1 动用地质储量计算

利用上述三维地质模型计算典型井组的缝洞体地质模型储量56×104t，误差5%以内，模型符合精度高。利用网格积分法分洞穴、孔洞及裂缝等储集体类型，计算了不同储层类型储量16.8×104t、33.6×104t、5.6×104t，典型连通井组之间以孔洞储层为主，地震特征以片状反射为主，与储层地质认识相符(图1)，进一步也明确了储量富集有利区及剩余油分布，指导井间加密及单元连通井组开发。

3.2 指导连通井组注水开发

应用典型井组的缝洞体地质模型建立其数值模型，初次单井指标整体拟合符合率80%，进一步验证了静态地质模型的可靠性，动态指导注水开发。A井与B井通过裂缝孔洞型储层连通，分布大尺度缝与微裂缝。通过模拟不同注采比(1∶1， 1∶2，1∶3，1∶4，1∶5 )井组注水效果，提高单元注水开发效果。矿场实践实施三轮注水，A井受效显著，累计增油2500t，吨水换油率由0.16提高至0.26。

4 结论

(1)采用动静态结合的技术思路，静态线性回归基质孔隙度与渗透率、裂缝长度、孔隙度与裂缝渗透率关系曲线求取渗透率，动态试井进行验证。综合求取的渗透率数值应用数值模型，模型应用得到很好的验证。

图4 平面储层微裂缝展布图Fig. 4 Planar distribution of reservoir fissure

图5 平面储层大尺度裂缝展布图Fig. 5 Planar distribution of large-scale reservoir fissure

(2)以哈拉哈塘油田裂缝孔洞型储层为例，对于不同连通井组，需要准确刻画井间裂缝分布，构建合理的连通单元地质模型，差异化指导不同井组的注水开发。

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Three-Dimensional Geological Modeling of Connected Units in Crack-Vug Reservoirs: An Example of the Halahatang Oilfield

XUE Jiang-long1, LIU Ying-fei1, ZHOU Zhi-jun2

(1.ResearchInstituteofExplorationandDevelopmentofTarimOilfield,Korla,Xinjiang841000; 2.NortheastPetroleumUniversity,AccumulationandDevelopmentofUnconventionalOilandGas,StateKeyLaboratoryCultivationBaseJointly-constructedbyProvinceandtheMinistryofScienceandTechnology,Daqing,Heilongjiang163318)

For the Ordovician crack-vug carbonate reservoirs in the Halahatang oilfield, the water injection effects are highly different between connected unit well groups. This work used the geological modeling to address this issue. The reservoirs in this oil field contain numerous cracks and vugs with strong heterogeneities both in vertical and lateral directions. So the recognition of cracks and vugs and prediction and quantitative evaluation of connection patterns are very difficult. Firstly, the large-scale vugs are recognized with seismic data and crack distribution is tracked with the ant-body method. Large-scale vug and large-scale crack models are then established by the deterministic modeling. With the spatial constraint of the wave impedance data and crack-cavity reservoir structure models, the reservoir porosity model of connected units is established. Through linear regression, the relationship between matrix porosity, crack parameters and permeability is determined and reservoir permeability model is established. Combined with dynamic numerical well testing, the permeability model is corrected. At last, micro cracks are described with the curvature attribute. The multiscale scatter crack-vug reservoir property models are established using the multiattribute synergy analogy procedure. These approaches allow us to describe quantitatively the three-dimensional space distribution of crack-vug reservoirs and characterize connection patterns of unit-well groups, which provide a theoretical support for exploitation in such wells of the oilfield.

carbonate reservoir, quantitative description of cracks and cavities, unit water injection, well connectivity, geology model

2015-10-25；[修改日期]2016-03-21；[责任编辑]郝情情。

国家重大专项“塔里木碳酸盐岩油藏重大开发试验”(2011ZX05004-004)资助。

薛江龙(1987年-)，男，工程师，从事碳酸盐岩油藏勘探开发相关工作。E-mail：xuejianglong1987@163.com。

周志军(1966年-)，男，教授，博士生导师，从事油气田开发方面的科研和教学工作。E-mail：sygc423@163.com。

P617.9

A

0495-5331(2016)06-1176-07