级控法地质建模在火山岩储层中的应用——以准噶尔盆地B8井区油藏为例

顾开放

（中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依 834000）

火山岩是盆地充填序列的重要组成部分，为火山多中心多期喷发产物，后期经历构造挤压、风化改造、压实作用影响，造成储层岩性复杂、储集空间类型多样，储层非均质性强，给地质甜点预测和井位部署增加难度[1]。

地质建模作为常规油藏描述方法在油田运用较为成熟，但在油气勘探开发中一些特殊类型的储层对地质建模提出更为精细、准确、实用的新要求。对于火山岩储层，前人通过井震结合的方法研究储层发育特征，地质建模中采用体控、震控约束是行之有效的方法[2]。裂缝是影响产能的关键因素，不同级次裂缝建模是火山岩储层建模中的重难点[3]。

通过对B8井区未动用油藏储层进行地质建模，并借用碳酸盐岩油藏缝洞多尺度多级建模经验[4]，优化火山岩油藏建模流程，增加建模节点，使模型结果与井点参数分布一致，提高了储层参数模拟的精度，为油藏开发部署提供可靠依据。另外，级控建模方法也适用于岩相难以准确判识物性分布且约束条件复杂的强非均质性油藏建模中。

1 概况

准噶尔盆地早石炭世岩浆活动造成地壳受热膨胀，形成褶皱基底并向沉降盆地挤压，构成西北缘弧形构造体系[5]。海西末期造山活动强烈，低角度逆断裂构成西北缘石炭系叠瓦状断裂体系，近南北向逆冲推覆断裂带内伴生的次级断裂极为发育。同时，火山爆发渐停，地层隆起造成沉积间断，作为盆地山前冲击扇区，西北缘石炭系顶部火山岩遭受风化剥蚀与水流侵蚀等后期储层改造作用强烈，形成断裂带内大面积裂缝性火山岩风化壳型储层，与上覆三叠系巨厚泥岩隔层共同形成西北缘良好的储盖组合。

B8井区位于准噶尔盆地西北缘克拉玛依油田六、七、九区接壤部位，构造受克乌断裂、西白百断裂、九区中部断裂等大断裂带影响，总体形态为西北向东南倾的断鼻（图1），目的层石炭系与上覆地层呈不整合接触。

图1 B8井区构造位置

2 储层分布特征

B8井区油藏位于距石炭系顶界400.0 m以内，储层分布受岩性、风化壳结构和构造活动共同控制。

2.1 岩性是储层差异分化的基础

结合岩心观察、薄片鉴定、录井、成像测井等资料，研究区岩石分为三大类：火山熔岩类（玄武岩、安山岩、角砾熔岩）、火山碎屑岩类（凝灰岩、沉凝灰岩、火山角砾岩）和砂砾岩类（凝灰质砂砾岩、变质砂岩、变质砾岩）。

根据研究区不同岩石类型统计，石炭系顶部400.0 m内以火山碎屑岩类和砂砾岩类为主，少量火山熔岩类，整体分布受火山活动与山前冲积扇体共同控制，局部有混积和旋回特征，纵向上从下向上呈火山岩减少、砂砾岩增多的规律分布。

准噶尔盆地内火山岩储层分布普遍受岩性岩相控制，火山角砾岩、集块岩由于大砾石堆积压实形成残余粒间孔（石西石炭系），火山熔岩类因成岩过程中气体膨胀溢出形成气孔（车排子石炭系），具有较好的原生孔隙条件，这两类岩石也是区块高产的必要条件。此外，不同岩性岩石物理性质存在差异，接受储层改造程度不同，因而不同岩性储层试油效果也存在差异，统计结果表明，火山熔岩类和局部火山碎屑岩类相对易获高产（表1）。由于B8井区钻遇火山熔岩类储层只有10.2%，火山碎岩类主要以细碎屑致密凝灰岩沉积为主，少量角砾岩，沉积体系下的砂砾岩类储层孔隙极易被方解石、绿泥石充填并胶结。从岩石发育类型来看，研究区石炭系顶部400.0 m内优质储层发育基础条件较为欠缺。

表1 研究区不同岩石类型占比、试油情况

2.2 风化壳结构主导储层纵向发育程度

沿石炭系顶部向下统计储层基质孔隙度，结果表明，越接近石炭系顶部，风化淋滤作用越强烈，储层点越密集，储层物性越好。结合文献[6–8]，研究区不整合面250 m内为风化壳淋滤带控制的储层的主要发育区。

波阻抗反演结果与井点解释储层和出油点吻合度较高，波阻抗越低，孔隙储层越发育，且越靠近石炭系顶部，储层带发育越厚，与风化壳储层纵向分布特点吻合（图2）。

图2 石炭系储层波阻抗反演

2.3 构造运动形成储层多级断裂系统

根据取心和成像测井识别井点裂缝特征及控制因素，分析认为主要有以下两个方面。

（1）构造运动是裂缝发育的主控因素。石炭系火山岩构造裂缝以近东西向的裂缝最为发育，其次为近南北向裂缝，两组裂缝数量比约为2∶1，可能与海西末期、燕山末期构造运动有关。裂缝倾角主要为50°～90°，以中高角度裂缝为主。越靠近大断裂，裂缝普遍越发育，K95井位于克乌断裂带上，井点裂缝发育导致取心破碎（图3）。

（2）岩性是裂缝发育的次要控制因素。各类岩石均能形成构造缝，受不同类型岩石应力敏感性差异影响，裂缝发育程度不同，其中火山熔岩类裂缝最为发育，成像图上暗色正弦型曲线密集，多组斜交缝、网状缝和伴生的微裂缝共同发育；爆发相火山角砾岩和凝灰岩次之，斜交缝、不规则缝发育；砂砾岩类有效缝欠发育，成像测井显示成层性强，见白色高阻正弦曲线，以层间缝和充填斜交缝为主；岩性变化界面周围也容易因应力差异产生裂缝。岩心可见方解石、绿泥石（半）充填斜交缝和微裂缝，反映表生淋滤作用下裂缝内热液流动活跃（图3）。

图3 研究区石炭系火山岩岩性、裂缝成像测井与取心特征

裂缝的存在造成地下介质的方位各向异性，引起地震反射同相轴的振幅、频率和相位变化，因此，利用地震资料可有效预测断裂和裂缝分布[9–10]。通过提取并筛选出对井点裂缝敏感、响应关系好的地震属性进行裂缝的井间预测，尝试结果表明沿层提取的蚂蚁体属性和曲率属性能够准确识别断裂带和伴生裂缝，当蚂蚁体大于–0.4，曲率体大于1.7时，相应裂缝层出现的概率明显增加，可卡出发育规模裂缝的截止值（图4、图5）。

图4 石炭系顶部不整合面蚂蚁体属性与构造断裂

图5 裂缝出现概率与蚂蚁、曲率体关系

最终，通过不同尺度的资料（岩心/薄片–成像/常规测井–地震）识别不同尺度的断裂（微裂缝–裂缝–断层），并相互验证，量化断裂特征为裂缝建模提供基础数据。

3 储层建模

地质建模算法的使用因“藏”而异，传统上分布较均匀的油藏或固矿模型的建立经常使用确定性插值算法，但在非均质性较强的油藏储层建模中更偏向于使用随机插值算法。为了保证井点数据到井间的合理外推，需依据不同尺度数据形成多方面、多角度的立体约束条件，做到确定性更强的“随机”模拟。研究区建模多使用地质统计学方法进行约束，在准确的构造框架下，根据井点数据拟合不同变量、平面及垂向的变化趋势、变差函数，与相关地震属性协同模拟，可以准确地建立储层参数模型，描述储层非均质性。

3.1 构造与岩相建模

利用已有数据点，以图1中绿色框线作为模型边界，囊括克乌断裂以北的B8油藏和东侧已开发邻区，模型纵向上为石炭系顶界下不整合带250.0 m，纵向网格厚度约1.0 m，平面20.0 m×20.0 m。

根据井间测井解释岩性对比，结合地震资料，模型区识别出两个凝灰岩体和三个熔岩体。西北部和东北部的两个凝灰岩体是早期扎伊尔山火山群远火山口的一部分，分别来自两个喷发中心，以致密堆积的火山碎屑岩类为主，夹薄层火山熔岩；熔岩体靠近南部逆掩断裂，是石炭系末期底部火山突破地层薄弱处、裂隙式喷发的产物，由断裂带附近向山前减薄，呈铲状覆盖于中期形成的冲积扇体之上。

研究区岩石类型的分布受火山爆发强度、古地形、后期构造运动和成岩改造等多种因素共同控制，混积岩类比常规碎屑岩类复杂，存在火山岩体内夹砂砾岩、冲积扇体内携有大量火山碎屑物质的现象。

在岩体约束下，选用序贯指示模拟方法进行岩相建模，该方法不受正太分布假设的约束，可用于模拟复杂的各向异性的地质现象。

3.2 储层参数建模

在常规碎屑岩建模过程中，岩石类型简单，不同岩石类型储层性质具有明显差异。建立岩相模型（包含不同岩性）后，使用相控约束建模方法即可进行储层参数模拟。由于研究区石炭系各岩石类型存在大量致密性非储层（参数值接近零），且储层物性普遍较差，解释储层参数为右偏正态分布，采用常规相控模拟时储层参数受非储层参数“拖拽”影响，分布向低值偏移，不能确保模型参数与未粗化测井值分布一致，所建参数模型与实际不符（图6a）。为了避免低值“拖拽”效应，采用级控建模方式，即在建立岩相模型后，将岩相内储层与非储层分开，再单独对储层进行模拟，模拟结果较好，模拟参数与原分布一致（图6b）。

图6 测井解释储层与模型基质孔隙度分布

以基质孔隙度为例，级控法建模主要步骤为：①井点参数处理，以测井解释孔隙度值计算“储层相”离散曲线，小于0.1%为“非储层”，大于0.1%为“储层”；②粗化，将解释孔隙度曲线、“储层相”离散曲线粗化到纵向1 m的模型网格中；③约束条件处理，将波阻抗反演体采样到模型中并进行质控，去除极端值，使其在1.125e7～1.400e7kg·m–2·s–1内正态分布。建立网格到顶面距离的几何模型“to_C”，将质控后的反演波阻抗体与“to_C”相乘得到约束条件属性体“Control_PayZone”；④相控建立“储层相”模型，分岩相使用序贯指示模拟方法建立“储层相”离散属性体，相关概率变量选择“Control_PayZone”；⑤储层参数模拟，在“储层相”模型约束下，使用高斯随机模拟方法模拟孔隙度参数分布，“非储层相”赋予0。

裂缝建模也按照上述步骤进行，井点裂缝参数由常规测井结合成像测井资料进行综合解释，控制条件由蚂蚁体和曲率体组合而成。

通过层级控制，在保证岩相对储层分布的基本控制下，将其他多种储层控制条件更容易的融入到“储层相”建模中。级控建模结果在基质与裂缝孔隙度参数建模方面很好的呈现了储层在熔岩体、风化壳中上部和断裂附近较为发育的特征，更好地与井点参数分布相匹配。

3.3 模型应用

火山岩油藏开发经验表明，储层物性越好，裂缝与基质孔隙配合度越高，储层含油性越好。在完成储层参数建模后，通过融合基质孔隙度模型和裂缝孔隙度模型可以对储层品质进行分类评价，快速识别出裂缝与孔隙都相对发育的地质甜点，指导后续钻井设计和开发部署。

HW95150井是2019年邻区新钻的一口定向井，该井岩性和物性分布与模型预测基本一致（图7、8），A靶–B靶长度为735.0 m，井轨迹靠近石炭系顶部不整合面，整体位于B8熔岩体底部，岩性以火山熔岩为主，夹砂砾岩，储层钻遇率达95%，平均日产油10.6 t，生产效果良好。

图7 研究区石炭系火山岩三维模型

图8 J512井–HW95150井基质孔隙度剖面

4 结论

（1）B8井区火山岩油藏储层影响因素较多，整体上受岩性、构造和风化壳结构共同控制，火山熔岩类、风化壳中上部淋滤带和断层附近裂缝发育带是优质储层发育区。

（2）级控建模方法中，通过岩体控制岩相模型、波阻抗反演体控制基质孔隙度模型、蚂蚁体和曲率体控制裂缝孔隙度模型，确保建立比较准确的地质模型。通过在岩相建模和储层参数建模之间加入“储层相”建模节点，使模拟结果与井点参数分布更加一致，提高了储层参数模拟的精度，为油藏开发部署提供了可靠依据。