顧開放

（中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆克拉瑪依 834000）

火山巖是盆地充填序列的重要組成部分，為火山多中心多期噴發(fā)產(chǎn)物，后期經(jīng)歷構造擠壓、風化改造、壓實作用影響，造成儲層巖性復雜、儲集空間類型多樣，儲層非均質(zhì)性強，給地質(zhì)甜點預測和井位部署增加難度[1]。

地質(zhì)建模作為常規(guī)油藏描述方法在油田運用較為成熟，但在油氣勘探開發(fā)中一些特殊類型的儲層對地質(zhì)建模提出更為精細、準確、實用的新要求。對于火山巖儲層，前人通過井震結合的方法研究儲層發(fā)育特征，地質(zhì)建模中采用體控、震控約束是行之有效的方法[2]。裂縫是影響產(chǎn)能的關鍵因素，不同級次裂縫建模是火山巖儲層建模中的重難點[3]。

通過對B8井區(qū)未動用油藏儲層進行地質(zhì)建模，并借用碳酸鹽巖油藏縫洞多尺度多級建模經(jīng)驗[4]，優(yōu)化火山巖油藏建模流程，增加建模節(jié)點，使模型結果與井點參數(shù)分布一致，提高了儲層參數(shù)模擬的精度，為油藏開發(fā)部署提供可靠依據(jù)。另外，級控建模方法也適用于巖相難以準確判識物性分布且約束條件復雜的強非均質(zhì)性油藏建模中。

1 概況

準噶爾盆地早石炭世巖漿活動造成地殼受熱膨脹，形成褶皺基底并向沉降盆地擠壓，構成西北緣弧形構造體系[5]。海西末期造山活動強烈，低角度逆斷裂構成西北緣石炭系疊瓦狀斷裂體系，近南北向逆沖推覆斷裂帶內(nèi)伴生的次級斷裂極為發(fā)育。同時，火山爆發(fā)漸停，地層隆起造成沉積間斷，作為盆地山前沖擊扇區(qū)，西北緣石炭系頂部火山巖遭受風化剝蝕與水流侵蝕等后期儲層改造作用強烈，形成斷裂帶內(nèi)大面積裂縫性火山巖風化殼型儲層，與上覆三疊系巨厚泥巖隔層共同形成西北緣良好的儲蓋組合。

B8井區(qū)位于準噶爾盆地西北緣克拉瑪依油田六、七、九區(qū)接壤部位，構造受克烏斷裂、西白百斷裂、九區(qū)中部斷裂等大斷裂帶影響，總體形態(tài)為西北向東南傾的斷鼻（圖1），目的層石炭系與上覆地層呈不整合接觸。

圖1 B8井區(qū)構造位置

2 儲層分布特征

B8井區(qū)油藏位于距石炭系頂界400.0 m以內(nèi)，儲層分布受巖性、風化殼結構和構造活動共同控制。

2.1 巖性是儲層差異分化的基礎

結合巖心觀察、薄片鑒定、錄井、成像測井等資料，研究區(qū)巖石分為三大類：火山熔巖類（玄武巖、安山巖、角礫熔巖）、火山碎屑巖類（凝灰?guī)r、沉凝灰?guī)r、火山角礫巖）和砂礫巖類（凝灰質(zhì)砂礫巖、變質(zhì)砂巖、變質(zhì)礫巖）。

根據(jù)研究區(qū)不同巖石類型統(tǒng)計，石炭系頂部400.0 m內(nèi)以火山碎屑巖類和砂礫巖類為主，少量火山熔巖類，整體分布受火山活動與山前沖積扇體共同控制，局部有混積和旋回特征，縱向上從下向上呈火山巖減少、砂礫巖增多的規(guī)律分布。

準噶爾盆地內(nèi)火山巖儲層分布普遍受巖性巖相控制，火山角礫巖、集塊巖由于大礫石堆積壓實形成殘余粒間孔（石西石炭系），火山熔巖類因成巖過程中氣體膨脹溢出形成氣孔（車排子石炭系），具有較好的原生孔隙條件，這兩類巖石也是區(qū)塊高產(chǎn)的必要條件。此外，不同巖性巖石物理性質(zhì)存在差異，接受儲層改造程度不同，因而不同巖性儲層試油效果也存在差異，統(tǒng)計結果表明，火山熔巖類和局部火山碎屑巖類相對易獲高產(chǎn)（表1）。由于B8井區(qū)鉆遇火山熔巖類儲層只有10.2%，火山碎巖類主要以細碎屑致密凝灰?guī)r沉積為主，少量角礫巖，沉積體系下的砂礫巖類儲層孔隙極易被方解石、綠泥石充填并膠結。從巖石發(fā)育類型來看，研究區(qū)石炭系頂部400.0 m內(nèi)優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育基礎條件較為欠缺。

表1 研究區(qū)不同巖石類型占比、試油情況

2.2 風化殼結構主導儲層縱向發(fā)育程度

沿石炭系頂部向下統(tǒng)計儲層基質(zhì)孔隙度，結果表明，越接近石炭系頂部，風化淋濾作用越強烈，儲層點越密集，儲層物性越好。結合文獻[6–8]，研究區(qū)不整合面250 m內(nèi)為風化殼淋濾帶控制的儲層的主要發(fā)育區(qū)。

波阻抗反演結果與井點解釋儲層和出油點吻合度較高，波阻抗越低，孔隙儲層越發(fā)育，且越靠近石炭系頂部，儲層帶發(fā)育越厚，與風化殼儲層縱向分布特點吻合（圖2）。

圖2 石炭系儲層波阻抗反演

2.3 構造運動形成儲層多級斷裂系統(tǒng)

根據(jù)取心和成像測井識別井點裂縫特征及控制因素，分析認為主要有以下兩個方面。

（1）構造運動是裂縫發(fā)育的主控因素。石炭系火山巖構造裂縫以近東西向的裂縫最為發(fā)育，其次為近南北向裂縫，兩組裂縫數(shù)量比約為2∶1，可能與海西末期、燕山末期構造運動有關。裂縫傾角主要為50°～90°，以中高角度裂縫為主。越靠近大斷裂，裂縫普遍越發(fā)育，K95井位于克烏斷裂帶上，井點裂縫發(fā)育導致取心破碎（圖3）。

（2）巖性是裂縫發(fā)育的次要控制因素。各類巖石均能形成構造縫，受不同類型巖石應力敏感性差異影響，裂縫發(fā)育程度不同，其中火山熔巖類裂縫最為發(fā)育，成像圖上暗色正弦型曲線密集，多組斜交縫、網(wǎng)狀縫和伴生的微裂縫共同發(fā)育；爆發(fā)相火山角礫巖和凝灰?guī)r次之，斜交縫、不規(guī)則縫發(fā)育；砂礫巖類有效縫欠發(fā)育，成像測井顯示成層性強，見白色高阻正弦曲線，以層間縫和充填斜交縫為主；巖性變化界面周圍也容易因應力差異產(chǎn)生裂縫。巖心可見方解石、綠泥石（半）充填斜交縫和微裂縫，反映表生淋濾作用下裂縫內(nèi)熱液流動活躍（圖3）。

圖3 研究區(qū)石炭系火山巖巖性、裂縫成像測井與取心特征

裂縫的存在造成地下介質(zhì)的方位各向異性，引起地震反射同相軸的振幅、頻率和相位變化，因此，利用地震資料可有效預測斷裂和裂縫分布[9–10]。通過提取并篩選出對井點裂縫敏感、響應關系好的地震屬性進行裂縫的井間預測，嘗試結果表明沿層提取的螞蟻體屬性和曲率屬性能夠準確識別斷裂帶和伴生裂縫，當螞蟻體大于–0.4，曲率體大于1.7時，相應裂縫層出現(xiàn)的概率明顯增加，可卡出發(fā)育規(guī)模裂縫的截止值（圖4、圖5）。

圖4 石炭系頂部不整合面螞蟻體屬性與構造斷裂

圖5 裂縫出現(xiàn)概率與螞蟻、曲率體關系

最終，通過不同尺度的資料（巖心/薄片–成像/常規(guī)測井–地震）識別不同尺度的斷裂（微裂縫–裂縫–斷層），并相互驗證，量化斷裂特征為裂縫建模提供基礎數(shù)據(jù)。

3 儲層建模

地質(zhì)建模算法的使用因“藏”而異，傳統(tǒng)上分布較均勻的油藏或固礦模型的建立經(jīng)常使用確定性插值算法，但在非均質(zhì)性較強的油藏儲層建模中更偏向于使用隨機插值算法。為了保證井點數(shù)據(jù)到井間的合理外推，需依據(jù)不同尺度數(shù)據(jù)形成多方面、多角度的立體約束條件，做到確定性更強的“隨機”模擬。研究區(qū)建模多使用地質(zhì)統(tǒng)計學方法進行約束，在準確的構造框架下，根據(jù)井點數(shù)據(jù)擬合不同變量、平面及垂向的變化趨勢、變差函數(shù)，與相關地震屬性協(xié)同模擬，可以準確地建立儲層參數(shù)模型，描述儲層非均質(zhì)性。

3.1 構造與巖相建模

利用已有數(shù)據(jù)點，以圖1中綠色框線作為模型邊界，囊括克烏斷裂以北的B8油藏和東側已開發(fā)鄰區(qū)，模型縱向上為石炭系頂界下不整合帶250.0 m，縱向網(wǎng)格厚度約1.0 m，平面20.0 m×20.0 m。

根據(jù)井間測井解釋巖性對比，結合地震資料，模型區(qū)識別出兩個凝灰?guī)r體和三個熔巖體。西北部和東北部的兩個凝灰?guī)r體是早期扎伊爾山火山群遠火山口的一部分，分別來自兩個噴發(fā)中心，以致密堆積的火山碎屑巖類為主，夾薄層火山熔巖；熔巖體靠近南部逆掩斷裂，是石炭系末期底部火山突破地層薄弱處、裂隙式噴發(fā)的產(chǎn)物，由斷裂帶附近向山前減薄，呈鏟狀覆蓋于中期形成的沖積扇體之上。

研究區(qū)巖石類型的分布受火山爆發(fā)強度、古地形、后期構造運動和成巖改造等多種因素共同控制，混積巖類比常規(guī)碎屑巖類復雜，存在火山巖體內(nèi)夾砂礫巖、沖積扇體內(nèi)攜有大量火山碎屑物質(zhì)的現(xiàn)象。

在巖體約束下，選用序貫指示模擬方法進行巖相建模，該方法不受正太分布假設的約束，可用于模擬復雜的各向異性的地質(zhì)現(xiàn)象。

3.2 儲層參數(shù)建模

在常規(guī)碎屑巖建模過程中，巖石類型簡單，不同巖石類型儲層性質(zhì)具有明顯差異。建立巖相模型（包含不同巖性）后，使用相控約束建模方法即可進行儲層參數(shù)模擬。由于研究區(qū)石炭系各巖石類型存在大量致密性非儲層（參數(shù)值接近零），且儲層物性普遍較差，解釋儲層參數(shù)為右偏正態(tài)分布，采用常規(guī)相控模擬時儲層參數(shù)受非儲層參數(shù)“拖拽”影響，分布向低值偏移，不能確保模型參數(shù)與未粗化測井值分布一致，所建參數(shù)模型與實際不符（圖6a）。為了避免低值“拖拽”效應，采用級控建模方式，即在建立巖相模型后，將巖相內(nèi)儲層與非儲層分開，再單獨對儲層進行模擬，模擬結果較好，模擬參數(shù)與原分布一致（圖6b）。

圖6 測井解釋儲層與模型基質(zhì)孔隙度分布

以基質(zhì)孔隙度為例，級控法建模主要步驟為：①井點參數(shù)處理，以測井解釋孔隙度值計算“儲層相”離散曲線，小于0.1%為“非儲層”，大于0.1%為“儲層”；②粗化，將解釋孔隙度曲線、“儲層相”離散曲線粗化到縱向1 m的模型網(wǎng)格中；③約束條件處理，將波阻抗反演體采樣到模型中并進行質(zhì)控，去除極端值，使其在1.125e7～1.400e7kg·m–2·s–1內(nèi)正態(tài)分布。建立網(wǎng)格到頂面距離的幾何模型“to_C”，將質(zhì)控后的反演波阻抗體與“to_C”相乘得到約束條件屬性體“Control_PayZone”；④相控建立“儲層相”模型，分巖相使用序貫指示模擬方法建立“儲層相”離散屬性體，相關概率變量選擇“Control_PayZone”；⑤儲層參數(shù)模擬，在“儲層相”模型約束下，使用高斯隨機模擬方法模擬孔隙度參數(shù)分布，“非儲層相”賦予0。

裂縫建模也按照上述步驟進行，井點裂縫參數(shù)由常規(guī)測井結合成像測井資料進行綜合解釋，控制條件由螞蟻體和曲率體組合而成。

通過層級控制，在保證巖相對儲層分布的基本控制下，將其他多種儲層控制條件更容易的融入到“儲層相”建模中。級控建模結果在基質(zhì)與裂縫孔隙度參數(shù)建模方面很好的呈現(xiàn)了儲層在熔巖體、風化殼中上部和斷裂附近較為發(fā)育的特征，更好地與井點參數(shù)分布相匹配。

3.3 模型應用

火山巖油藏開發(fā)經(jīng)驗表明，儲層物性越好，裂縫與基質(zhì)孔隙配合度越高，儲層含油性越好。在完成儲層參數(shù)建模后，通過融合基質(zhì)孔隙度模型和裂縫孔隙度模型可以對儲層品質(zhì)進行分類評價，快速識別出裂縫與孔隙都相對發(fā)育的地質(zhì)甜點，指導后續(xù)鉆井設計和開發(fā)部署。

HW95150井是2019年鄰區(qū)新鉆的一口定向井，該井巖性和物性分布與模型預測基本一致（圖7、8），A靶–B靶長度為735.0 m，井軌跡靠近石炭系頂部不整合面，整體位于B8熔巖體底部，巖性以火山熔巖為主，夾砂礫巖，儲層鉆遇率達95%，平均日產(chǎn)油10.6 t，生產(chǎn)效果良好。

圖7 研究區(qū)石炭系火山巖三維模型

圖8 J512井–HW95150井基質(zhì)孔隙度剖面

4 結論

（1）B8井區(qū)火山巖油藏儲層影響因素較多，整體上受巖性、構造和風化殼結構共同控制，火山熔巖類、風化殼中上部淋濾帶和斷層附近裂縫發(fā)育帶是優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育區(qū)。

（2）級控建模方法中，通過巖體控制巖相模型、波阻抗反演體控制基質(zhì)孔隙度模型、螞蟻體和曲率體控制裂縫孔隙度模型，確保建立比較準確的地質(zhì)模型。通過在巖相建模和儲層參數(shù)建模之間加入“儲層相”建模節(jié)點，使模擬結果與井點參數(shù)分布更加一致，提高了儲層參數(shù)模擬的精度，為油藏開發(fā)部署提供了可靠依據(jù)。