塔河油田6～7区孔洞型碳酸盐岩储层建模

陈培元，杨辉廷，刘学利，钟学彬，杨新涛

1)油气藏地质及开发工程国家重点实验室，西南石油大学，成都, 610500； 2)西南石油大学地球科学与技术学院，成都，610500；3)中石化西北油田分公司研究院，乌鲁木齐，830011； 4)中国石油天然气股份有限公司新疆油田分公司，新疆克拉玛依，834000

内容提要：塔河油田6～7区奥陶系碳酸盐岩储层受岩溶作用影响，非均质性极强。因此，准确地刻画储集体的形态及三维空间展布对油气田的勘探开发至关重要。在对研究区奥陶系缝洞型碳酸盐岩储层纵向发育规律的认识的基础上，首次提出采用“多点统计学”进行储集相建模的基本思路。根据地震属性与孔洞型储层之间的对应关系优选“特征属性”，建立基于“特征属性”的“训练图像”；以钻井、地震识别以及测井解释成果作为硬数据，地震波阻抗的溶洞发育概率体作为软数据，进行“储集相”模拟。结果表明：该方法不仅实现了对孔洞型储集体形态的模拟，而且再现了孔洞型储集体的复杂结构及空间分布，同时模拟结果与该类型储集体的纵向发育规律相符。

储层随机建模是以已知信息为基础，以随机函数为理论，应用随机模拟方法，产生可选的、等概率的储层模型的方法(许长福等，2006)。近年来，随着将地震、地质、钻井、测井、生产动态等方面数据的全面结合，出现了越来越多的新方法与技术，在碎屑岩储层的应用过程中取得了良好的效果(Deutsch and Journel, 1996; 吴胜和和熊琦华，1998)。然而，碳酸盐岩缝洞型储层是一种受古岩溶作用及构造作用影响十分强烈的储层，其发育特征复杂随机，不受沉积相控制，非均质性极强，表征难度极大(Choquette and Pray, 1970；Loucks, 2007；Sayago et al., 2012；康玉柱，2008)，碎屑岩储层建模中较为成熟的方法并不适用于该类储层。因此，探索合理有效的碳酸盐岩缝洞型储层建模方法，客观地刻画缝、洞体在空间的三维展布，对于缝洞型储层非均质性的定量表征、油气储量的精确计算以及油气田的进一步勘探与开发具有重要的意义。

尽管目前国内很多学者针对该类储层提出了多种建模方法，如“岩溶相控”或“储集相控”建模方法(杨辉廷等，2004；张淑品等，2007；刘立峰等，2010)，“溶洞类型建模”和“波形数据体”的约束原则(赵敏等，2008)、“RMS属性体”约束的建模方法(万方等，2010)以及“多类多尺度”建模方法(侯加根等，2012)等，但整体上都难以解决该类储层不具“层”的特性，同时也难以准确地表征其纵向发育规律。鉴于此，本文以塔河油田6～7区缝洞型碳酸盐岩储层为例，从孔洞型储层纵向发育规律出发，以该类储层与地震属性之间的特殊对应关系为依据，充分利用地震资料与井资料分别在平面和纵向上具有高密度采样的特点，提出了采用“多点统计学”进行孔洞型储层建模的思路，进行探索性研究。力求实现高精度储层地质建模，最大限度地满足油气田高效开发的迫切需要。

1 地质概况

塔河油田构造上位于塔里木盆地沙雅隆起阿克库勒凸起西南斜坡，西临哈拉哈塘凹陷，东靠草湖凹陷，南接满加尔凹陷及顺托果勒隆起(图1)(何发岐，2002)，是中国第一个特大型古生界海相碳酸盐岩油田，主力含油层位为奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏(焦方正和窦之林，2008；闫相宾等，2002)。该区地质历史上经历了多次构造运动，以加里东中晚期、海西早期、海西晚期形成的不整合面为界，纵向上形成了具有不同沉积特征的层状结构(林忠民，2002)。多期次构造活动和多次海平面升降导致研究区多组系裂缝发育，岩溶叠加改造作用显著，形成了以溶蚀孔洞及裂缝为主要储集空间的古岩溶型储集层，具有独特的不具“层”特性(即受岩溶作用影响，纵向上孔洞呈条带状或者串珠状)以及非均质性极强的储集特征(林忠民，2002；鲁新便，2003)。研究表明，研究区基质孔隙基本不具备储渗能力，储集空间以岩溶作用形成的溶洞为主，油田多年来生产实践也表明，近95%的油气产量来自于溶洞型储层(焦方正和窦之林，2008)。根据钻井地层和生物地层划分对比，区内下奥陶统已揭示的地层主要为鹰山组，除沙88井之外，各井均未钻穿该组(图1)。鹰山组属碳酸盐岩开阔台地相的台内浅滩与滩间海的沉积(赵宗举等，2009)。

图1 塔里木盆地塔河油田区域位置图Fig. 1 Regional geological setting of the Tahe Oilfield, Tarim Basin

2 储层特征及纵向发育规律

2.1 储层特征

根据塔河油田主要探井岩石薄片分析报告统计结果，本区奥陶系碳酸盐岩基本上都属颗粒—灰泥石灰岩类型，结晶石灰岩及生物粘结石灰岩很少。实测物性统计发现，孔隙度小于2%的样品高达90%以上，平均约80%以上的样品小于1%，孔隙度大于2%，即具备储集能力的样品少于5%；渗透率小于1mD的特低渗样品占85%以上，其中65%左右的样品渗透率小于0.1mD，渗透率大于1mD的样品仅占10%左右。表明研究区奥陶系碳酸盐岩储层总体呈低孔、低渗特征，储层基质岩块基本不具备储渗能力。

受岩溶及构造影响研究区储渗空间形态多样，且大小悬殊、分布不均。其中溶蚀孔洞是研究区主要的储集空间，钻井中的异常如放空、漏失、扩径、钻时急剧降低等，以及取不上芯、成像测井图像显示等都直接表明地下存在溶蚀洞穴，这种现象在塔河油田的吻合率达85%以上(焦方正和窦之林，2008)。溶蚀孔洞的发育没有组构选择性，发育分布孤立、稀疏。构造运动期间地层发生变形、断裂而产生的裂缝是连通孤立分布的溶蚀孔洞的主要“桥梁”，同时裂缝也是塔河油田奥陶系油藏最发育、岩芯最常见的储集空间之一。

图2 塔河油田6～7区溶洞纵向发育规律Fig. 2 Development regularity of karst cave of the sixth—seventh blocks in the Tahe Oilfield in the vertical

2.2 储层纵向发育规律

塔河油田6～7区溶洞整体上比较发育，且钻遇率高，截止目前实际完钻井数137口，揭示溶洞井89口，钻遇溶洞个数124，溶洞钻遇率达64.9%，多为未充填、半充填。溶洞的发育与古地貌、断裂的发育程度密切相关，平面上集中分布在断裂带附近。尽管溶洞的分布受多种因素的影响，但纵向上分布仍具有一定的规律。统计发现，距鹰山组顶(T74)0～49m范围内(C1)共钻遇65个溶洞，占52.4%；49～141m范围内(C2)钻遇43个溶洞，占34.7%；141m以下(C3)的深度共钻遇16个溶洞，占12.9%(图2)。相对而言，浅层溶洞更为发育，随着深度的增加，地层经受岩溶的时间较短、强度降低，所形成的溶洞个数也逐渐减少。

表1 塔河油田6～7区孔洞型储层地震识别模式统计表Table 1 Seismic identification model TAB of vuggy reservoir of the sixth—seventh blocks in the Tahe Oilfield

3 应用分析

3.1 地震属性优选

缝洞系统是塔河油田下奥陶统碳酸盐岩储层的主要储集空间和渗流通道(马晓强等，2013)。地震波在缝洞系统中传播时通常具有以下几个方面的显著差异：① 缝洞系统对地震波具有较强的吸收和衰减作用；② 缝洞系统是一个低地震波速的异常体；③ 缝洞系统常成为地震波的散射和绕射源；④ 不同裂缝系统的纵、横波响应特征有别(温志新等，2008)。因此，根据上述特征，利用振幅、频率等地震属性的差异来识别缝洞系统。

下奥陶统鹰山组主要为碳酸盐岩台地沉积，沉积环境相对单一，岩性以灰岩为主，为地震属性优选排除了岩性带来的不便。此外，目的层顶界以不整合面与上覆地层的砂泥岩接触，声波速度差异较大，使得目的层顶界具有清晰的反射界面。研究发现，下奥陶统内部如果缝洞系统不发育时，反射同相轴稳定，但当缝洞系统发育时，则会出现不规则的反射(图3a)，常表现为同相轴不连续、强振幅、低速度等特征(图3b)，且常表现为层速度、波阻抗和吸收系数明显降低的现象(图3)(闫相宾等，2007)。

孔洞作为一种重要的储集层类型，在研究区地震剖面上主要表现为“串珠状”反射结构(杨子川等，2007)，通过对研究区高精度三维地震与钻井井漏、放空等对应关系的分析，发现研究区缝洞型储层具“串珠状”反射特征的井有100口，占73%(表1)。

图3 缝洞系统的地震反射特征(a)原始地震；(b)均方根振幅)Fig. 3 Seismic reflection characteristics of fracture—vuggy system (a) Original seismic date; (b)RMS amplitude

图4 塔河油田6～7区下奥陶统不同时间切片均方根振幅属性 (a)0～13ms；(b)13～43ms；(c)43～66msFig. 4 Different time slices RMS amplitude of Lower Ordovician of the sixth—seventh blocks in the Tahe Oilfield

地震资料是目前储层地质建模最可靠的基础资料，然而受多因素的影响变化较大，因此优选出对储层段敏感程度高的地震属性参数对于缝洞型储层的表征至关重要。万方等(2010)通过提取三维地震资料的多种地震属性，将属性剖面与岩性剖面进行对比，发现均方根振幅最能表现碳酸盐岩储层地质特征。此外，撒利明等(2011)从理论和实际应用两方面探讨了缝洞型储层的识别问题，同样认为振幅是判别与预测碳酸盐岩缝洞型储层的主要特征参数，频率次之。

基于此，分别对研究区纵向不同时间切片内振幅变化率参数提取(图4)，振幅变化率只与振幅的横向变化有关，而与振幅的绝对值无关。地震正演模拟结果表明，在碳酸盐岩存在裂缝、溶洞时，振幅会发生变化，所以振幅变化率大的地方很可能裂缝、溶洞发育(杨子川，2004)。纵向上自上而下振幅变化率值逐渐增大，异常体越来越清晰。故针对研究区缝洞型碳酸盐岩储层，本文优选“均方根振幅”作为“特征属性”进行缝洞的预测。

3.2 训练图像建立

一般地，训练图像的建立既要综合研究区的资料及原型模型，又要考虑训练图像的平稳性，即训练图像内目标体的几何构型及目标形态在全区基本不变，不存在明显趋势或局部的明显变异性(尹艳树等，2011)。根据钻井及研究资料，研究区缝洞型储层除了在溶洞大小上存在差异外，在目标体的几何构型及形态方面差异不大，均呈不规则状。根据露头、岩芯、测录井资料统计，可将研究区溶洞分为大型溶洞(直径大于100×103μm)与溶蚀孔洞(直径由几百到100×103μm)两种类型。考虑到训练图像平稳性的要求，在进行建模过程中，首先要建立包含两种类型溶洞的储集相训练图像，然后在此基础上根据钻井识别的溶洞建立大型溶洞的训练图像。

训练图像的建立充分的结合钻井、地震以及测井解释成果，在优选“特征属性”的基础上，建立“特征属性”与“溶洞体”之间的对应关系。首先，对地震数据按照建模网格的要求进行重采样；然后，对“特征属性”进行地质解释，同时考虑训练图像的大小，尽可能地去反映储集相(溶洞)在空间的结构特征，将其转换为一种训练图像(图5)。由于训练图像仅仅反映了储集相(溶洞)的定量分布模式，因此不要求完全忠实于井数据，只要求反映储集相(溶洞)在空间变化的结构性。其作用相当于变差函数，但它反映了空间多点的结构性(吴胜和和李文克，2005)。

图5 塔河油田6～7区“特征属性”与对应的“训练图像”: (a)均方根振幅；(b)训练图像Fig. 5 Feature attribute and the its corresponding training image of the sixth—seventh blocks in the Tahe Oilfield: (a)RMS amplitude；(b)Training image

3.3 储集相模型建立

多点统计学储层建模一方面需要训练图像，另一方面需要“软数据”进行井间约束，有助于减少井间随机模拟的随机性。由于三维地震资料具有覆盖面广、横向采集密度大的优点，可将其作为缝洞型储层地质建模的约束条件，从而利用地震数据横向连续性的特点，减少井间模拟的不确定性。前人研究认为，波阻抗对奥陶系碳酸盐岩溶洞的响应十分灵敏(赵彬等，2011；刘立峰等，2011)。然而，波阻抗反演作为地下岩石及流体的综合响应，对其信息的解释不是唯一的，所以直接将波阻抗作为一种反映溶洞的确定性信息并不合适。侯加根等(2013)提出恰当的做法是分析洞穴发育与波阻抗之间的相关关系，将其作为一种概率来使用。这一点恰好满足了多点统计学地质建模时对软数据属性的要求，即必须分布在0～1之间。基于此，本文选取波阻抗数据，以波阻抗数据与洞穴发育之间的对应性，建立条件概率作为软数据属性。

在建立了训练图像之后应用多点地质统计学模拟SNESIM算法对两种类型的储层进行随机模拟。以单井测井解释储集相类型为硬数据，“波阻抗条件概率”作为软数据，经过单井相数据准备及粗化、训练图像的扫描构建训练树、选择随机模拟路径、序贯求取各个模拟点的条件概率分布函数等一系列步骤，最终得到了储层相模拟结果(图6)。在本次建模过程中为了更好的验证模型的合理性，选取了125口井参与建模(抽稀井数不超过10%)，其他井用来检验。

4 模型可靠性验证

4.1 建模方法可行性

方法可行性检验是模型可靠性验证的基础，通过储集相模拟的纵向发育特征与地质认识相结合来进行验证。现代岩溶理论表明，垂向上，自地表向下，地下水动力逐渐减弱，岩溶发育强度也逐渐减弱，表现出明显的分带性，形成的溶洞规模逐渐变小、数量逐渐变少(侯加根等，2012)。塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩储层受岩溶作用影响强烈(焦方正和窦之林，2008)，前文已述塔河油田6～7区浅层溶洞最为发育，随着深度的增加，所形成的溶洞个数也逐渐减少。通过对储集相切片分析(图7)，首先，可以看出储集相的形态各不相同，其次，随着距T74(下奥陶系顶面)深度的增加，储集相比例逐渐减少，且在表层储集相比例最大，其中最重要的一点是解决了该类储层纵向不具“层”的特性，这些与地质认识是相符的，说明了采用“多点统计学”的建模方法是可行的。

4.2 抽稀井

图6 塔河油田6～7区孔洞型储层储集相三维模型Fig. 6 3D modeling of vug reservoir of the sixth—seventh blocks in the Tahe Oilfield

在对模型可行性肯定的基础上，通过抽稀井的方法，一方面可以观察模拟方法对该井位处预测值是否忠实于井点数据，另一方面可以分析模型对储集体垂向识别厚度的精度，即模型对对储集体“薄”的性质的刻画，同时从纵向实现对模型的验证。通过选取研究区未参与建模的井进行分析(图8)，观察其模拟实现中储集体厚度与测井解释厚度的误差。

图7 塔河油田6～7区储集相模型切面Fig. 7 Modeling slices of fracture—vuggy reservoir of the sixth—seventh blocks in the Tahe Oilfield

从上图可以看出，井点处模拟实现的储集体厚度与测井解释储集体厚度基本一致，个别井存在储集体模拟厚度的误差，但均在允许范围内，说明了模型较精确的刻画了储集体厚度，满足了建模精度的要求。

5 结论

(1)根据孔洞型储层地震响应特征，优选“均方根振幅”作为特征属性，并据此针对不同规模的孔洞分别建立不同的“训练图像”，保证训练图像的平稳性。

图8 塔河油田6～7区测井解释与模型对比图Fig. 8 Comparison diagram of well logging interpretation and modeling of the sixth—seventh blocks in the Tahe Oilfield

(2)以单井测井解释储集相为“硬数据”，以波阻抗数据与洞穴发育之间的对应性，建立条件概率作为“软数据”，提出采用SNESIM算法进行多点统计学“孔洞型”储集相三维建模。建模结果真实模拟了孔洞型储层的形态，再现了储集体的复杂结构、空间分布及非均质性。

(3)通过建模方法可行性与抽稀井两个方面对该方法进行验证。“多点统计学”建模结果显示储集相随深度的增加，比例逐渐减少，与储集体纵向发育规律相符；模拟实现的储集相纵向结果与单井储集相纵向发育厚度相符，这些都说明了该方法是可行的。