红岗油田高台子油藏成岩相控建模研究

熊 平，胡望水，肖杭州，张亚兵，陈顺顺

（1.东华理工大学地球科学学院，江西南昌330013；2.长江大学地球科学学院，湖北武汉430100；3.吉林油田勘探开发研究院，吉林松原138000；4.吉林油田红岗采油厂，吉林松原138000)

沉积作用和成岩作用在储层的形成和演化中起着非常重要的作用。沉积作用控制着储层岩性颗粒的大小和分布，成岩作用控制着储层物性的形成和演化，这两者共同决定着储层最终的物性。沉积相研究可以弄清砂体展布特征，在此基础上进行成岩相研究能进一步找出有利的成岩储集体，进而研究储集体形成过程、空间分布和储层定量评价，更好的指导油气藏的勘探和开发[1-2]。红岗油田高台子地区前人已做了大量有关基础地质和储层建模等方面的研究工作，但所建模型多为相控属性模型，模型中未能体现成岩相对储层物性的控制作用[3-4]。本文在沉积相、成岩相研究的基础上，采用成岩相控随机建模的方法建立更精确的三维属性模型，为后续油藏数值模拟和剩余油分布研究提供基础模型，指导剩余油的开发。

1 油藏概况

红岗油田构造上位于松辽盆地南部中央坳陷区红岗阶地南端，构造类型为一个近南北向的长轴背斜，东翼缓、西翼陡并受逆断层控制[3]。高台子油藏储层为白垩系青山口组，储层岩性主要为粉—细砂岩。油藏类型为构造层状与构造岩性油气藏，含油面积22.8km2，石油地质储量2381×104t；含气面积6.9km2，天然气地质储量7.16×108m3。自20世纪70年代勘探开发以来，先后经历了滚动开发上产阶段、快速降产阶段和低水平稳产阶段。由于油层层数多、单层厚度比较小、储层非均质性强等原因，造成油田开发中出现水淹严重、注水效率低、稳产难、采油率低等问题。急需建立精确的储层地质模型进行油藏数值模拟研究，获取剩余油分布特征和分布区域，寻找有利潜力区，指导下一步开发。

2 沉积相

通过岩芯观察和薄片分析等，确定高台子油藏储层岩性主要为灰色、深灰色、灰黑色粉—细砂岩，含有少量钙质泥质粉砂岩、粗粉砂岩。层理类型主要为块状层理、板状交错层理、平行层理、变形层理、波状层理及水平层理。粒度特征表现为二段式和三段式。结合区域地质资料和测井资料分析，认为红岗地区属于辫状河三角洲沉积体系，主要发育水下分流河道、河口坝、远砂坝、前缘席状砂等微相。根据岩芯与测井曲线的相关分析，得到了各微相的典型识别特征，并依此进行了单井相和联井相分析，建立了研究区沉积相模式，获取了高台子油层各小层沉积微相的平面展布，为后续沉积微相建模提供了基础。

3 成岩相

3.1 成岩相类型及特征

成岩相是沉积物在沉积、成岩环境下经历了一定成岩演化后形成的产物，具有特定的岩石颗粒、胶结物、组构和孔洞缝特征，代表了储层经历了成岩作用后所具有的岩石学特征、岩石物理特征，能够直接反映储层现今的物性特征，是表征储层性质、类型和优劣的成因性标志[2，5]。

通过铸体薄片、扫描电镜等资料的详细观察，依据储层微观成岩特征将研究区成岩相类型划分为溶蚀成岩相和致密成岩相，溶蚀成岩相对储集层物性起建设性影响，致密成岩相对储层物性起破坏性影响。其中溶蚀性成岩相划分为粒间溶孔发育成岩相、斑状胶结成岩相两类，致密成岩相划分为致密胶结成岩相、致密压嵌式成岩相两类。

粒间溶孔发育成岩相主要特征表现为颗粒间呈支架状接触，粒间原生孔和粒内孔多见，粒间溶孔比较常见，吼道较粗，孔喉连通好，残余碳酸盐岩胶结物含量低，石英次生加大、微晶石英和晚期自生绿泥石常见。该成岩相中物性条件较好，基本上为中孔中渗，微观非均质性弱。斑状胶结成岩相主要特征是粒间溶孔带与胶结带呈镶嵌分布，形态上表现为不规则斑块状。孔隙类型主要为粒间溶孔和晶间溶孔，孔喉表现为粗—细喉峰的双峰型的特征，储层微观非均质性强。

致密胶结成岩相孔隙类型主要是胶结物晶间孔、残余粒间微孔，物性较差，孔隙度一般小于8%，渗透率小于5mD。致密压嵌式成岩相颗粒成份主要为岩浆喷出岩或泥岩岩屑，颗粒间呈凹凸—缝合状接触，无自生胶结物，孔渗条件差不具备储集性能。

3.2 成岩相平面展布特征

为更好表征储层物性，需要得到研究区成岩相的平面、空间分布规律和特征。由于不同类型成岩相在结构、成分、物性上的差异，导致其在测井曲线上具有不同的响应特征[6]。根据取芯井段成岩相分析，结合测井资料，通过统计分析建立了各成岩相测井识别特征（表1），并应用到非取芯井，采取联井闭合对比得到单井各小层成岩相类型，并编制了各主力小层成岩相平面展布图，得到了各小层平面上各成岩相的分布范围和特征。

表1 红岗油田高台子油藏成岩相测井曲线特征

4 成岩相控建模

4.1 成岩相控建模思路

储层地质建模是油藏描述中的一项重要高新技术，是综合运用钻井、岩芯、地震、测井、试井、开发动态等资料，定量表征储层属性的三维分布及其变化，广泛应用于油气藏的后期开发。模型的准确性直接影响后期的油气藏研究、开发决策，目前常用的建模方法主要是相控建模[7-9]，即首先建立确定性的能为储层参数空间分布提供边界控制信息的离散型模型（沉积相或岩相模型），然后在相模型的控制下进行储层连续参数的空间模拟，建立储层属性模型，这是相模型约束下单一控制下的建模，存在一定的局限性，即不能反映相内部由于成岩演化造成储层物性不同的特点。针对于此，本次建模采用多级相控建模的方法：首先建立确定性沉积相、成岩相模型，然后建立沉积相模型控制下的储层属性模型，并依此模型作为数据输入，再建立成岩相模型约束下的储层属性模型。

4.2 成岩相控建模结果

根据前面建模思路，建立了研究区高台子油藏多级相控属性模型。图1 为G25 层成岩相模型和多级相控（沉积相、成岩相）下的孔隙度和渗透率模型。最终属性模型中孔隙度、渗透率具有一定区别，较好反映了储层参数的非均质性，模型更精确，更符合油田开发动态资料。

5 结语

在岩芯观察、薄片和扫描电镜分析的基础上，结合测井资料，对红岗油田高台子油藏进行了沉积相、成岩相综合研究，得到了沉积相、成岩相基本类型及其分布特征，其中成岩相可划分为粒间溶孔发育成岩相、斑状胶结成岩相、致密胶结成岩相、致密压嵌式成岩相四类，并总结出各类成岩相基本特征和平面上成岩相分布特征。在此基础上，在沉积相模型和成岩相模型的约束下，建立了成岩相控下的储层属性模型，较好表征了三角洲相储层内部物性的空间分布，对后续开发调整和剩余油的开采提供了重要的依据，对同类油气藏的开发具有重要的借鉴意义。

图1 红岗油田高台子油藏G25层多级相控属性模型