沉积相耦合岩石物理类型的孔隙型碳酸盐岩油藏建模方法

王鸣川，段太忠，杜秀娟，廉培庆，李艳华，张文彪

(中国石化 石油勘探开发研究院，北京 100083)

孔隙型碳酸盐岩油藏分布广泛，国外较早就开展了孔隙型碳酸盐岩油藏建模研究。早期的碳酸盐岩油藏建模沿用碎屑岩中成熟的沉积相控建模方法，在沉积相模型的约束下，对测井解释的孔隙度和渗透率采用序贯高斯模拟方法进行建模[1-5]。这种方法相对简单易行，不同资料情况下均可建立油藏属性模型，但所建模型对碳酸盐岩油藏开发效果的预测性差。随着对孔隙型碳酸盐岩油藏认识的深入，不同学者提出岩石物理类型约束属性建模方法[6-11]。该方法基于取心井资料，通过分析油藏的地质(静态)与岩石物理(流动)特征，以及二者之间的相互作用，通过统计、聚类等方式，划分能够表征碳酸盐岩油藏复杂孔渗关系的岩石物理类型，采用序贯指示模拟方法建立三维岩石物理类型模型，并通过岩石物理类型控制的孔渗关系和饱和度分布规律，建立渗透率和饱和度三维模型[12-14]。该建模方法的孔隙度模型一般基于测井孔隙度数据，通过序贯高斯模拟方法建立。随着地震技术的进步和分辨率的提高，研究人员不断探索将地震属性与井数据结合，降低油藏模型的不确定性[6]，但目前国内外的井震联合建模研究，着眼于建立地震波阻抗与孔隙度的相关关系，从而建立更为可靠的孔隙度三维模型，对岩石物理类型的三维模型依然采用基于变差函数的随机模拟方法建立[15]。此类方法虽然能够建立较为可靠的孔隙度模型，但是由于岩石物理类型模型因随机模拟导致其可靠性差，进而导致岩石物理类型约束建立的渗透率模型和饱和度模型可靠性差，无法满足油藏开发预测的要求。本文以扎格罗斯盆地F油藏为例，通过对孔隙型碳酸盐岩储层的沉积相、岩石物理类型以及岩石物性的联合研究，突破传统“相控”属性建模和“震控”属性建模的思路[16-20]，形成了沉积相耦合岩石物理类型的孔隙型碳酸盐岩油藏建模方法。

1 F油藏概况

F油藏位于扎格罗斯盆地中部，沉积在阿拉伯板块被动大陆边缘的碳酸盐岩缓坡带上而成，面积约500 km2，油藏埋深4 100～4 500 m，构造形态为一南北向展布的宽缓的长轴背斜构造。该油藏2012年投产，钻井共55口。含油层系主要为白垩系的F1和F2段，岩性为灰岩。储集空间类型以孔隙为主，有少量裂缝和孔洞(图1)，裂缝在油藏压力下是闭合的，孔洞后期部分被充填。储层平均孔隙度为12.5%，平均渗透率为13.8×10-3μm2，孔隙度中等，渗透率低，属中低孔、低渗储层。由于受沉积、成岩作用影响大，储层非均质性强。

2 建模方法和流程

图1 扎格罗斯盆地F油藏岩心CT扫描孔隙类型统计

F油藏沉积、成岩作用复杂，沉积相对孔—渗关系和饱和度分布控制作用不明显，难以进行沉积相控渗透率和饱和度建模，而岩石物理类型却能较好地控制孔—渗关系和饱和度分布；同时，孔隙度和岩石物理类型在不同沉积相内的分布具有一定的规律性。因此，针对该类油藏的特征，采用沉积相控制建立油藏的岩石物理类型和孔隙度模型，再利用岩石物理类型对孔—渗关系和饱和度分布的控制作用，建立渗透率和饱和度模型，从而提出沉积相耦合岩石物理类型的孔隙型碳酸盐岩油藏建模新方法(图2)，有效提高了岩石物理类型三维建模的可靠性，进而提高了渗透率和饱和度模型的可靠性，为该类油藏的有效开发奠定了可靠的地质基础。

3 沉积相建模

3.1 沉积模式的建立与沉积特征分析

图2 沉积相耦合岩石物理类型地质建模方法

图3 扎格罗斯盆地F油藏沉积模式

图4 扎格罗斯盆地F油藏沉积亚相特征

根据区域沉积背景及周边油区同一油藏的沉积模式，结合F油藏取心井岩心描述、薄片、化石鉴定、测井及地震资料综合研究，划分出5种亚相：浅滩、滩间、滩前、潟湖和开阔海，建立了沉积相模式(图3)。根据岩性、古生物特征以及测井曲线形态，分析了各沉积亚相的特征(图4)。

3.2 沉积相分析

在该区沉积模式的指导下，对取心井的测井曲线、岩心照片等资料与沉积相进行分类研究，得到各沉积亚相的岩心相标志和测井相标志(图4)。对于未取心井沉积相的划分，在未取心井测井曲线数据的基础上，提出了基于PCA的KNN沉积亚相自动识别方法[21]。以7口取心井为目标，对沉积亚相预测结果进行交叉检验，与取心井人工沉积亚相划分结果相比(图5)，预测符合率达到85%以上，证明该方法可靠。采用该方法对F油藏48口未取心井进行沉积亚相划分。在此基础上，通过地震属性的提取、优选和聚类，建立沉积亚相对应的地震相，并根据单井沉积亚相对地震相进行校正，得到基于地震相的平面沉积亚相图。

3.3 沉积相模型

沉积相是一种离散属性，且F油藏沉积相为非规则目标体，故建模采用序贯指示模拟方法。变差函数是变量空间分布的核心控制函数，由于孔隙型碳酸盐岩油藏沉积相非均质性强，采用分层分相的办法指定变差函数，这些变差函数能够代表沉积相的规模和空间分布特征。以F油藏55口井的沉积相数据为硬数据，以校正后的小层平面地震相为趋势约束，建立沉积相三维分布模型(图6)。

通过分析沉积相三维分布模型可以发现，横向上，浅滩沿东西方向分布，中间被滩间亚相充填，滩前亚相分布于浅滩周围，与沉积模式吻合较好。限于油藏的规模，开阔海和潟湖亚相的横向分布虽大致与沉积模式一致，但分布形态不明显；纵向上，下部浅滩亚相广泛发育，中部主要发育滩间、开阔海等亚相，上部浅滩亚相分布较中部增多，与剖面相地质分析结论具有较好的一致性。

4 岩石物理类型建模

图5 扎格罗斯盆地F油藏沉积相自动识别

图6 扎格罗斯盆地F油藏沉积相三维分布模型

图7 不同控制条件下的孔渗交会

孔隙型碳酸盐岩油藏由于成岩作用强烈，导致沉积相内部孔渗关系的规律性差(图7a)，难以采用传统沉积相控建模的思路建立可靠的油藏渗透率模型。但通过研究发现，采用改进的Winland R35岩石物理类型分类方法，可以建立岩石物理类型控制下孔渗的相关性，并且孔渗相关性较高[12, 22](图7b，表1)；同时，基于岩石物理类型的饱和度分布也具有一定的规律性。因此，在属性建模之前，需先建立可靠的岩石物理类型模型。

表1 各岩石物理类型参数

图8 地震波阻抗与岩石孔喉半径交会

由于岩石物理类型的划分采用岩石物理分类方法，只考虑孔隙度、渗透率和毛管压力等因素，没有确定的地质概念和地质模式与之匹配，所以如果岩石物理类型三维建模在单井数据的基础上直接采用序贯指示模拟方法，因无地质模式等先验地质认识作为约束，难以建立可靠的空间分布模型。虽然孔喉半径与地震波阻抗的相关性差(图8)，但通过不同沉积相内孔喉半径分布可以看出，岩石物理类型在沉积相内的分布具有一定的规律性(图9)。因此，以沉积相三维模型为约束，在井岩石物理类型数据的基础上，采用序贯指示模拟方法，分相建立岩石物理类型三维模型。从沉积相与岩石物理类型模型对比图(图10)可以看出，RT1类和RT2类岩石物理类型主要发育于浅滩部位，RT4类岩石物理类型主要发育于潟湖和开阔海部位。

图9 不同沉积相内孔喉半径分布频率

5 油藏属性建模

属性分布是油藏定量表征最重要的目标。以沉积相模型和岩石物理类型模型为约束，采用沉积相耦合岩石物理类型的方法建立孔隙型碳酸盐岩油藏属性三维分布模型。

5.1 孔隙度模型

序贯高斯模拟方法是应用最广泛的连续变量模拟方法，该方法不仅能容易地条件化井数据，而且可以充分考虑数据的统计分布特征和局部突变值，因此，孔隙度建模采用序贯高斯模拟方法。由于孔喉半径决定孔隙度和岩石物理类型的分布规律，即孔喉半径大相应的孔隙度也大，因此，沉积相对孔隙度与其对岩石物理类型具有类似的控制关系，从而孔隙度建模可采用沉积相模型进行约束。以测井孔隙度数据为基础，在沉积相模型的控制下，采用序贯高斯模拟建立孔隙度三维分布模型(图11a)。从图11a孔隙度模型和图6a沉积相模型的展布来看，二者具有很好的一致性。

图10 沉积相与岩石物理类型对比

图11 孔隙度和渗透率三维模型

图12 含水饱和度三维模型

5.2 渗透率模型

渗透率是表征油藏流体在储层中流动能力的最重要的参数。与测井孔隙度相比，测井渗透率的不确定性更大，通常通过其与孔隙度的关系，选择适合的方法进行建模。对于F油藏，根据不同岩石物理类型孔渗之间的相关性，采用岩石物理类型控制的确定性方法建立渗透率的三维分布模型(图11b)。

渗透率模拟的结果显示，渗透率值主要集中在0～10×10-3μm2之间，大于10×10-3μm2的高渗透率值大多出现在RT1类岩石物理类型里。渗透率分布的变化主要受岩石物理类型控制，与沉积相分布趋势相关性差。与孔隙度相比，渗透率的变化范围更大。

5.3 饱和度模型

可靠的饱和度模型，不仅是地质储量计算的关键，也是油藏数值模拟的重要基础数据场。目前的饱和度模型通常以测井饱和度数据为硬数据，采用序贯高斯模拟方法来建立，另外将其他相关属性，如孔隙度，作为第二变量进行协同模拟。该方法建立的饱和度模型，难以应用于油藏数值模拟。为了既能建立更为可靠的饱和度模型，又能与后续油藏数值模拟很好地结合，在岩石物理类型模型的基础上，采用饱和度高度函数对油藏的饱和度场进行确定性建模。该方法以排驱压力、束缚水饱和度、Corey指数三者与喉道半径的对应拟合关系式为基础，通过饱和度高度函数和油水界面数据，即可计算得到油水界面以上对应位置处基于岩石物理类型的含水饱和度(图12)。

采用饱和度高度函数建立的饱和度三维分布模型能够较好地反映饱和度的分布规律，构造高部位，含油饱和度相对较大；剖面上，能够很好地反映不同油水系统下的流体分布关系。

6 结论

(1)岩石物理类型能够较好地控制孔隙型碳酸盐岩油藏孔—渗和饱和度的分布规律，弥补该类油藏“相控”或“震控”渗透率和饱和度建模的不足。

(2)采用改进的Winland R35方法将F油藏划分为4种岩石物理类型，并以沉积相模型控制建立了三维岩石物理类型模型，解决了岩石物理类型三维建模无地质模式约束的难题。

(3)针对地震属性与孔隙度属性、沉积相内孔隙度属性与渗透率属性无法建立较好相关性的孔隙型碳酸盐岩油藏，以F油藏为原型，提出了沉积相耦合岩石物理类型的孔隙型碳酸盐岩油藏建模方法，降低了该类油藏属性三维建模的不确定性，为油藏数值模拟提供了可靠的油藏参数场。

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