通过地质建模剖析古潜山碳酸盐岩裂缝性储层地质特征

张立安，王少鹏，张 岚，吴春新，袁 勋

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津300459）

古潜山碳酸盐岩和变质岩是渤海油田重要的油气勘探开发目标，然而裂缝性油藏具有裂缝发育、非均质性强、储集空间与渗流规律复杂等特征，使得该类油藏开发难度较大[1-4]。随着中国海洋石油勘探开发领域不断向更深层挺进，近十年来，在渤海海域已发现多个古潜山油气田并相继投入开发（如BZ19-6、JZ25-1S、CFD18-2、BZ13-1等）。古潜山油田具有地层年代久、储层埋藏深、构造运动期次多、勘探风险大等难题，对古潜山油田的高效开发造成严重制约。诸多学者对潜山裂缝储层做过详尽研究：赵宗举等[5]将塔里木盆地塔中北坡奥陶系碳酸盐岩储层划分为古潜山岩溶储层、埋藏溶蚀储层及内幕白云岩储层3 大类；谭秀成等[6]对四川盆地川中地区磨溪气田嘉陵江组嘉二段砂屑云岩储层进行研究，认为储层孔隙主要为原生孔隙，受沉积微相的控制更明显；王炜等[7]对四川盆地飞仙关组不同类型的鲕粒灰岩储层开展溶解动力学特征研究，发现白云石化鲕粒灰岩比常规鲕粒灰岩的微观溶蚀孔隙更为发育，证实白云石化作用和溶蚀作用更容易形成有利的储层。除此之外，研究普遍认为碳酸盐岩优质储层发育与裂缝关系密切。前人对碳酸盐岩裂缝储层建模方法也进行了探索：王晖等[8]对渤海CFD18-2油田潜山裂缝网格应用随机模拟进行实现和方法优化；AMOUR等[9]对露头中碳酸盐岩缓坡带鲕粒灰岩储层进行模拟，建立了基于不同地层尺度的多种技术综合的地质建模方法。目前，国内有学者正尝试考虑双重介质模型，将基质和裂缝等效为传导率和连通体积两个体系，建立串流方程，解决传统地质建模网格尺寸远大于裂缝等问题，提高数值模拟效率。

由于研究区成像测井和钻井资料少，结合前人对古潜山碳酸盐岩储层及古潜山变质岩储层的研究思路[10-11]，综合运用录井岩屑、测井曲线、钻井取心、三维地震数据和生产动态分析资料，通过恢复古地貌、常规测井曲线（三孔隙度+电阻率）分析和地震属性优选等方法手段，探讨古潜山碳酸盐岩储层发育地质模式，建立古潜山碳酸盐岩裂缝储层双孔介质三维地质油藏模型，为渤南海域Q 油田低效井治理及开发调整井位研究提供地质依据。

1 地质构造特征

渤南低凸起位于渤海海域的南端，大致呈东西向，向东逐步抬升，东、西两支郯庐走滑断裂将其划分为3段[12-13]。Q油田位于渤南低凸起的中段，整个油藏受东侧和西侧的走滑断层以及南侧的大断层控制，整体呈现出向北东方向倾没的单斜构造形态（图1），古潜山内部发育两组相互交织切割的次级小断层，是一个受多期构造活动强烈改造的古潜山断块性油气藏。基底继承性凸起古地貌、多期次构造活动和水平面频繁变化影响着碳酸盐岩储层的发育特征。

图1 渤南海域Q油田区域位置Fig.1 Regional location of Oilfield Q in Bonan Sea Area

研究区古潜山岩石类型十分复杂，太古界发育花岗变质岩，古生界发育碳酸盐岩，中生界发育火山碎屑岩。储层主要由寒武系和奥陶系的碳酸盐岩组成，是在太古界花岗变质岩基岩上发育的碳酸盐岩裂缝性储层。研究区发生过多期沉积间断，晚古生界和中生界地层均有缺失。下寒武统在西部和南部为剥蚀区，中寒武统地层总体为东厚西薄，上寒武统至奥陶系发生多次不同程度的地层剥蚀。录井、井壁取心和测井解释资料显示，府君山组、馒头组、毛庄组、亮甲山组和马家沟组碳酸盐岩地层均含油气，为Q 油田的主要含油层系，钻井揭示古潜山碳酸盐岩地层厚度差异大，储层厚度变化快。

2 储层发育特征

2.1 储层平面展布规律

研究区基底继承性凸起的古地貌既控制着地层发育特征，也严格控制着碳酸盐岩储层平面展布规律。由于研究区碳酸盐岩经过构造抬升作用，形成了一个向西南倾没的单斜构造，古生界地层遭受长期剥蚀而缺失严重，形成了大规模的岩溶构造，发育了大量的溶蚀孔洞。古近系沙河街组沉积砂泥岩地层披覆在古潜山碳酸盐岩地层之上，由于碳酸盐岩顶面之上缺乏一个较为稳定的填平补齐作用面，因此，无法采用常规的印模法进行古地貌恢复。为了解决上述难题，本研究将趋势面法和印模法相结合，有效地解决了上覆地层接触模式下的古地貌恢复问题，突出岩溶古地貌上方的正地形。通过对研究区古岩溶地貌恢复，按地形分为岩溶高地带、岩溶斜坡带和岩溶洼地带（图2）。其中岩溶高地呈点状或碎片状分散分布；岩溶斜坡呈带状或片状连片分布；岩溶洼地分布在研究区东北部和南部的局部低部位。岩溶高地带和岩溶斜坡带是白云岩石化最有利的区域，石膏和硬石膏局部发育，在后期埋藏及成岩过程中易溶解，发育溶蚀孔、洞，形成优质储层。新生代海平面上升，逐渐沉积海侵体系域，古近系沙河街组砂泥岩地层逐渐超覆于古潜山碳酸盐岩地层之上。由于碳酸盐岩古潜山底部为太古界花岗变质岩基岩，碳酸盐岩地层顶部和底部均为非渗透层，致使地层水更容易沿孔隙和裂缝平行运动，造成顺层侵蚀，形成内幕溶蚀储层，然而古潜山内部受地层水的溶蚀作用整体改造程度相对局限。

图2 渤南海域Q油田古生界岩溶古地貌分布Fig.2 Distribution of Paleozoic Karst paleogeomorphology of Oilfield Q in Bonan Sea Area

2.2 储层垂向发育规律

Q 油田古生界碳酸盐岩储层下油组发育沿层溶蚀带，中间发育不稳定厚致密段和泥岩段隔层，上油组主要发育垂向淋滤带和风化壳带，垂向上整体具有明显的分带性（图3）。由于下油组的碳酸盐岩地层和底部的太古界花岗变质岩基底为不整合接触关系，在成岩作用期间，地层水近似平行地层方向运动而发生溶蚀作用，当构造运动使古生界碳酸盐岩地层局部出露地表，受到大气水的淋滤作用，储层进一步发生风化改造作用，主要形成粒间溶孔和溶蚀裂缝，发育潜山内幕溶蚀型储层。上油组储层位于碳酸盐岩古潜山顶部，厚度范围为0～150 m，油气集中分布在0～130 m。在新生代古近系沙河街组碎屑岩地层沉积之前，遭受大幅构造抬升，古潜山碳酸盐岩地层持续出露地表，遭受长期风化剥蚀、表生水淋滤作用和构造活动而生成风化岩溶带，主要形成溶孔、溶洞和溶缝，发育风化壳岩溶型储层，也是油气大量聚集的有利区带。

图3 渤南海域Q油田古生界储层垂向分带Fig.3 Vertical zoning of Paleozoic reservoir of Oilfield Q in Bonan Sea Area

2.3 储层地质模式

古潜山碳酸盐岩地层中部发育灰质致密层或泥岩层，以此为界可以将研究区主要含油层位划分为下油组和上油组。上油组储层发育优于下油组，其中上油组储层厚度比较稳定，分布范围相对广阔，主要发育孔隙、孔洞、裂缝。岩溶斜坡带和岩溶高地是岩溶孔隙发育的有利区，优质储层位于研究区西南部，呈点状、带状或片状分布，其中N1井区和S1井区储层最为发育，是油田后续开发调整的有利地区。8D井区和T1井区位于古地貌较低的岩溶洼地区域，隔夹层发育、储层物性差（图4）。

图4 渤南海域Q油田古生界储层发育模式Fig.4 Development model of Paleozoic reservoir of Oilfield Q in Bonan Sea Area

3 储层地质建模

古潜山碳酸盐岩裂缝储层地质建模必须综合考虑沉积对原生孔隙分布规律的控制作用、溶解对次生溶蚀孔洞的改造作用、地震属性的井间约束作用和构造活动对裂缝发育的控制作用，结合成因建模规律和迭代建模思路，以平面分区和垂向分带为相控，利用商业软件Petrel 2020建立双重介质油藏储层地质模型。

3.1 储层构造建模

研究区面积约29 km2，井距500～1 000 m，综合考虑后期数值模拟需要和开发调整井网部署要求，平面网格上X、Y方向均确定为100 m，纵向网格精度确定为0.5 m。Q 油田构造总体呈北东倾没的单斜，共发育23条断层，将钻井分层数据作为控制，以地震解释构造层面为约束，嵌入断层数据，通过克里金插值法建立层面构造模型。

3.2 储层裂缝建模

以往对渤海湾盆地区域构造的研究表明，新生代时期渤南低凸起主要接受拉张应力作用，断层主应力方向为北东—南西[14-15]。依据岩心构造应力测试分析结果，岩石力学参数内摩擦系数为0.54，泊松比为0.28。根据岩心观察、随钻核磁测井和成像测井资料显示，Q油田沿北东和西北方向发育两组裂缝（表1），裂缝宽度为0.05～0.25 mm。第一组裂缝倾角50°～85°，属于高角度裂缝；第二组裂缝倾角20°～40°，属于低角度裂缝。其中，下油组裂缝密度为5.0条/m，上油组裂缝密度为14.0条/m。

表1 渤南海域Q油田岩心测量裂缝产状特征统计Table 1 Fracture occurrence characteristics measured by core of Oilfield Q in Bonan Sea Area

研究区目的层段取心资料和成像测井项目极少，因此，大多数井裂缝的识别只能依靠常规测井方法。通过参考以往常规测井识别裂缝的方法，将其应用于研究区，判别裂缝的存在。通过标定发现根据深浅双侧向电阻率的高低及其差异性质识别裂缝产状具有一定效果，是由于地层中裂缝对地层电阻率的影响非常大，裂缝导电路径曲折度和导电截面积变化率一般都比孔隙小，电阻率值明显下降。统计结果表明：高角度裂缝发育区声波曲线并无异常，电阻率为幅度较大的正差异，电阻率值较高，微球幅度变化很大；低角度裂缝发育区声波测井异常增大，中子、密度曲线相关性较好，电阻率差异小，裂缝呈负差异特征或基本无差异。识别结果与岩心分析结果吻合程度较好。

研究通过地震的手段分析储层裂缝的空间展布，分别提取下油组和上油组顶面的沿层平均曲率、最大曲率、最小曲率和高斯曲率等曲率属性，通过对比分析发现，最大曲率对缝洞系统最为敏感，与钻井吻合较好（图5），对裂缝分布预测有较好的指示作用。

图5 渤南海域Q油田井间地震属性剖面Fig.5 CrosswellseismicprofileofOilfieldQinBonanSeaArea

以钻井取心获得的裂缝参数为硬数据，以地震数据提取的曲率属性为软数据（图6），采用趋势序贯指示法插值建立裂缝概率模型，结合生产动态数据对概率模型进优化，以优化模型为约束，应用商业软件Petrel 2020 建立离散裂缝片的三维空间分布模型（图7）。

图6 渤南海域Q油田古生界沿层最大曲率Fig.6 Maximum curvature of Paleozoic along formation of Oilfield Q in Bonan Sea Area

图7 渤南海域Q油田古潜山裂缝片三维模型（DFN）Fig.7 3D model of fracture of buried-hill（DFN）of Oilfield in Bonan Sea Area

3.3 储层属性建模

实际中，基质和裂缝系统属于一个统一的复合水动力体系，将裂缝网格模型与基质模型耦合，得出古潜山碳酸盐岩裂缝性储层的双重介质油藏模型，油藏数值模拟结论更符合实际地质模型[16]。裂缝性储层属性包括基质孔隙度和渗透率、裂缝孔隙度和渗透率。其中，基质体系孔隙度和渗透率建模属于常见的建模思路，输入古潜山碳酸盐岩平面展布和垂向分带认识成果作为约束条件，采用井点数据简单克里金插值即可得到基质属性模型。裂缝孔隙度的计算可以通过离散裂缝片（DFN）面积乘以平均裂缝宽度来求取。裂缝渗透率的计算方法有两种，一种是利用试井解释渗透率校正基质渗透率求取，但试井分析存在很大不确定性，因此，本次研究采取第二种方法，利用离散裂缝片和平均裂缝宽度进行等效渗透率计算。通过对裂缝网格模型进行粗化，得到裂缝网络模型的裂缝孔隙度属性模型、sigma 因子（图8）和裂缝渗透率属性模型（图9），并利用油藏数值模拟方法对裂缝模型进行评估验证和筛选，运用迭代建模的思路不断优化提升地质油藏模型。

图8 渤南海域Q油田古潜山sigma因子分布Fig.8 Sigma factor distribution of Oilfield Q of buried-hill in Bonan Sea Area

图9 渤南海域Q油田古潜山裂缝渗透率模型Fig.9 Fracture permeability model of buried-hill of Oilfield in Bonan Sea Area

此次研究表明，该油田内部裂缝发育程度横向及纵向差异较大，储层表现出很强的非均质性。根据古潜山碳酸盐岩双重介质油藏地质模型，分析油田不同开采阶段基质和裂缝的生产特征及流场规律，结合储层层间分布特征，解决实际生产矛盾，同时也为潜山裂缝性油藏不稳定注水技术研究提供了地质依据。该油田自1987 年投产以来，先期投产的区块油井表现出初期产量高、含水上升快、产量递减大的开发特征，投产10 a 油田关停。应用上述研究成果，分析油田潜力区块，并优化不同注采单元注采参数。分析油田生产动态，结合地质模型证实了BZ28-1井和N1井之间的连通性，且两井之间存在稳定的非渗透隔层，对N1井新解释58.0 m储层进行补孔，采油井BZ28-1 井增油效果较为明显，实现累增油2×104m3，含水率降低29%，成功治理低效井。同时积极寻找油田潜力，在N1区块和S1井区新部署3口调整井，目前平均单井初期日产油达100 m3/d，预计可提高采收率2.4%。

4 结论

1）古地貌决定碳酸盐岩沉积特征，从而影响白云岩展布规律，研究区S1井区和N1井区白云岩最发育，易于产生裂缝和溶蚀孔隙，形成优质储层。

2）研究区碳酸盐岩上油组储层以裂缝型储层为主，下油组储层溶蚀孔隙发育；上油组裂缝发育程度和储层发育厚度均比下油组好。

3）应用常规测井曲线和最大曲率地震属性预测古潜山裂缝发育规律，建立双孔介质地质模型，为油田动态分析和增储上产提供地质依据。