紅崗油田高臺子油藏成巖相控建模研究

熊 平，胡望水，肖杭州，張亞兵，陳順順

（1.東華理工大學地球科學學院，江西南昌330013；2.長江大學地球科學學院，湖北武漢430100；3.吉林油田勘探開發研究院，吉林松原138000；4.吉林油田紅崗采油廠，吉林松原138000)

沉積作用和成巖作用在儲層的形成和演化中起著非常重要的作用。沉積作用控制著儲層巖性顆粒的大小和分布，成巖作用控制著儲層物性的形成和演化，這兩者共同決定著儲層最終的物性。沉積相研究可以弄清砂體展布特征，在此基礎上進行成巖相研究能進一步找出有利的成巖儲集體，進而研究儲集體形成過程、空間分布和儲層定量評價，更好的指導油氣藏的勘探和開發[1-2]。紅崗油田高臺子地區前人已做了大量有關基礎地質和儲層建模等方面的研究工作，但所建模型多為相控屬性模型，模型中未能體現成巖相對儲層物性的控制作用[3-4]。本文在沉積相、成巖相研究的基礎上，采用成巖相控隨機建模的方法建立更精確的三維屬性模型，為后續油藏數值模擬和剩余油分布研究提供基礎模型，指導剩余油的開發。

1 油藏概況

紅崗油田構造上位于松遼盆地南部中央坳陷區紅崗階地南端，構造類型為一個近南北向的長軸背斜，東翼緩、西翼陡并受逆斷層控制[3]。高臺子油藏儲層為白堊系青山口組，儲層巖性主要為粉—細砂巖。油藏類型為構造層狀與構造巖性油氣藏，含油面積22.8km2，石油地質儲量2381×104t；含氣面積6.9km2，天然氣地質儲量7.16×108m3。自20世紀70年代勘探開發以來，先后經歷了滾動開發上產階段、快速降產階段和低水平穩產階段。由于油層層數多、單層厚度比較小、儲層非均質性強等原因，造成油田開發中出現水淹嚴重、注水效率低、穩產難、采油率低等問題。急需建立精確的儲層地質模型進行油藏數值模擬研究，獲取剩余油分布特征和分布區域，尋找有利潛力區，指導下一步開發。

2 沉積相

通過巖芯觀察和薄片分析等，確定高臺子油藏儲層巖性主要為灰色、深灰色、灰黑色粉—細砂巖，含有少量鈣質泥質粉砂巖、粗粉砂巖。層理類型主要為塊狀層理、板狀交錯層理、平行層理、變形層理、波狀層理及水平層理。粒度特征表現為二段式和三段式。結合區域地質資料和測井資料分析，認為紅崗地區屬于辮狀河三角洲沉積體系，主要發育水下分流河道、河口壩、遠砂壩、前緣席狀砂等微相。根據巖芯與測井曲線的相關分析，得到了各微相的典型識別特征，并依此進行了單井相和聯井相分析，建立了研究區沉積相模式，獲取了高臺子油層各小層沉積微相的平面展布，為后續沉積微相建模提供了基礎。

3 成巖相

3.1 成巖相類型及特征

成巖相是沉積物在沉積、成巖環境下經歷了一定成巖演化后形成的產物，具有特定的巖石顆粒、膠結物、組構和孔洞縫特征，代表了儲層經歷了成巖作用后所具有的巖石學特征、巖石物理特征，能夠直接反映儲層現今的物性特征，是表征儲層性質、類型和優劣的成因性標志[2，5]。

通過鑄體薄片、掃描電鏡等資料的詳細觀察，依據儲層微觀成巖特征將研究區成巖相類型劃分為溶蝕成巖相和致密成巖相，溶蝕成巖相對儲集層物性起建設性影響，致密成巖相對儲層物性起破壞性影響。其中溶蝕性成巖相劃分為粒間溶孔發育成巖相、斑狀膠結成巖相兩類，致密成巖相劃分為致密膠結成巖相、致密壓嵌式成巖相兩類。

粒間溶孔發育成巖相主要特征表現為顆粒間呈支架狀接觸，粒間原生孔和粒內孔多見，粒間溶孔比較常見，吼道較粗，孔喉連通好，殘余碳酸鹽巖膠結物含量低，石英次生加大、微晶石英和晚期自生綠泥石常見。該成巖相中物性條件較好，基本上為中孔中滲，微觀非均質性弱。斑狀膠結成巖相主要特征是粒間溶孔帶與膠結帶呈鑲嵌分布，形態上表現為不規則斑塊狀。孔隙類型主要為粒間溶孔和晶間溶孔，孔喉表現為粗—細喉峰的雙峰型的特征，儲層微觀非均質性強。

致密膠結成巖相孔隙類型主要是膠結物晶間孔、殘余粒間微孔，物性較差，孔隙度一般小于8%，滲透率小于5mD。致密壓嵌式成巖相顆粒成份主要為巖漿噴出巖或泥巖巖屑，顆粒間呈凹凸—縫合狀接觸，無自生膠結物，孔滲條件差不具備儲集性能。

3.2 成巖相平面展布特征

為更好表征儲層物性，需要得到研究區成巖相的平面、空間分布規律和特征。由于不同類型成巖相在結構、成分、物性上的差異，導致其在測井曲線上具有不同的響應特征[6]。根據取芯井段成巖相分析，結合測井資料，通過統計分析建立了各成巖相測井識別特征（表1），并應用到非取芯井，采取聯井閉合對比得到單井各小層成巖相類型，并編制了各主力小層成巖相平面展布圖，得到了各小層平面上各成巖相的分布范圍和特征。

表1 紅崗油田高臺子油藏成巖相測井曲線特征

4 成巖相控建模

4.1 成巖相控建模思路

儲層地質建模是油藏描述中的一項重要高新技術，是綜合運用鉆井、巖芯、地震、測井、試井、開發動態等資料，定量表征儲層屬性的三維分布及其變化，廣泛應用于油氣藏的后期開發。模型的準確性直接影響后期的油氣藏研究、開發決策，目前常用的建模方法主要是相控建模[7-9]，即首先建立確定性的能為儲層參數空間分布提供邊界控制信息的離散型模型（沉積相或巖相模型），然后在相模型的控制下進行儲層連續參數的空間模擬，建立儲層屬性模型，這是相模型約束下單一控制下的建模，存在一定的局限性，即不能反映相內部由于成巖演化造成儲層物性不同的特點。針對于此，本次建模采用多級相控建模的方法：首先建立確定性沉積相、成巖相模型，然后建立沉積相模型控制下的儲層屬性模型，并依此模型作為數據輸入，再建立成巖相模型約束下的儲層屬性模型。

4.2 成巖相控建模結果

根據前面建模思路，建立了研究區高臺子油藏多級相控屬性模型。圖1 為G25 層成巖相模型和多級相控（沉積相、成巖相）下的孔隙度和滲透率模型。最終屬性模型中孔隙度、滲透率具有一定區別，較好反映了儲層參數的非均質性，模型更精確，更符合油田開發動態資料。

5 結語

在巖芯觀察、薄片和掃描電鏡分析的基礎上，結合測井資料，對紅崗油田高臺子油藏進行了沉積相、成巖相綜合研究，得到了沉積相、成巖相基本類型及其分布特征，其中成巖相可劃分為粒間溶孔發育成巖相、斑狀膠結成巖相、致密膠結成巖相、致密壓嵌式成巖相四類，并總結出各類成巖相基本特征和平面上成巖相分布特征。在此基礎上，在沉積相模型和成巖相模型的約束下，建立了成巖相控下的儲層屬性模型，較好表征了三角洲相儲層內部物性的空間分布，對后續開發調整和剩余油的開采提供了重要的依據，對同類油氣藏的開發具有重要的借鑒意義。

圖1 紅崗油田高臺子油藏G25層多級相控屬性模型