伊拉克BU油田碳酸鹽巖儲層沉積過程數(shù)值模擬

王鵬飛，霍春亮，葉小明，劉衛(wèi)林，徐 靜

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津300459）

伊拉克BU油田一直采用天然能量開發(fā)，隨著開發(fā)的深入，天然能量衰竭嚴重，采出程度僅為6%左右［1］，迫切需要注水開發(fā)，以確保地層壓力平衡。為制定合理可行的注水方案，需對研究區(qū)不同沉積期次儲層展布范圍及演化規(guī)律進行更加詳細地研究，確定優(yōu)勢儲層發(fā)育帶。為此，以BU油田Mishirif組段為重點研究層位，在前人相關(guān)認識的基礎(chǔ)上［1-2］，從段沉積控制因素及沉積演化規(guī)律入手，綜合應(yīng)用巖心、地震、測井及分析化驗等資料，選取沉積過程控制因素的定量參數(shù)，對各沉積期次的儲層沉積過程進行數(shù)值模擬，獲得不同巖性儲層在時間和空間上的演化特征，以期為BU油田注水方案編制提供地質(zhì)依據(jù)，也為類似厚層碳酸鹽巖儲層勘探開發(fā)提供指導(dǎo)和借鑒。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

BU油田屬于伊拉克米桑（Missan）油田群，位于伊拉克東南部米桑省，毗鄰伊朗邊界，西北距巴格達約350 km，南距巴士拉約175 km。區(qū)域構(gòu)造位于扎格羅斯造山帶和阿拉伯臺地東部邊緣的過渡帶上，屬于扎格羅斯構(gòu)造低角度褶皺帶，BU油田位于西背斜構(gòu)造帶，分為南、北2個高點，斷層不發(fā)育［2］。Mishirif組段是油田重要儲油層之一，地質(zhì)儲量占整個油田群的70%以上［1］；沉積類型為碳酸鹽巖臺地，儲層厚度大，平均厚度為80 m；依據(jù)生物碎屑含量將其巖性劃分為顆?；?guī)r、泥?；?guī)r、粒泥灰?guī)r、含粒泥晶灰?guī)r和泥晶灰?guī)r，根據(jù)巖性和電性特征，垂向上由上到下可以劃分為Ⅰ—Ⅵ共6個小層；沉積能量整體呈增高的趨勢，但在Ⅴ小層和Ⅲ小層發(fā)育2個短時高能沉積帶，因此，形成了高低能量交替的沉積環(huán)境。處于高能沉積環(huán)境的Ⅰ，Ⅲ和Ⅴ小層以顆?；?guī)r和泥?；?guī)r為主，其中Ⅰ小層儲層厚度最大，平均為15 m，是油田主力產(chǎn)層；處于低能沉積環(huán)境的Ⅱ，Ⅳ和Ⅵ小層以泥晶灰?guī)r、含粒泥晶灰?guī)r和粒泥灰?guī)r為主，其中Ⅵ小層儲層厚度最大，平均為25 m。儲集空間類型包括原生粒間孔、鑄?？?、次生粒間溶孔、基質(zhì)微孔及少量溶蝕孔洞和微裂縫。受沉積和成巖作用影響，儲層非均質(zhì)性較強，孔隙度和滲透率變化范圍較大；其中孔隙度為1.4%～29.7%，平均為17.2%，滲透率為0.2～3 212 mD，平均為16.2 mD；Ⅰ小層為高孔高滲透儲層，其余均為中孔中滲透儲層。

2 沉積過程數(shù)值模擬

2.1 技術(shù)流程

沉積過程數(shù)值模擬技術(shù)已在中外油田取得了一些應(yīng)用成果，證明其是可行的［3-6］。但對于碳酸鹽巖儲層的沉積過程模擬實例較少，本次研究依據(jù)BU油田的地震、測井、巖心和分析化驗等資料，分析可容空間和碳酸鹽巖產(chǎn)率對沉積過程數(shù)值模擬的控制作用。其中可容空間用古水深、地層沉降和海平面升降表征；碳酸鹽巖產(chǎn)率用產(chǎn)率隨沉積時間、深度和波浪的變化表征。由于難以獲得準(zhǔn)確的關(guān)鍵參數(shù)，因此，以單井地層厚度和巖性擬合程度為標(biāo)準(zhǔn)，通過優(yōu)化參數(shù)，進行多次模擬實驗，直至得出較為合理的沉積數(shù)值模型，分析碳酸鹽巖臺地沉積演化特征，具體技術(shù)流程如圖1所示。

圖1 沉積過程數(shù)值模擬技術(shù)流程Fig.1 Technical flow chart of numerical simulation results of reservoir sedimentary process of

2.2 沉積數(shù)值模型建立

依據(jù)上述技術(shù)流程，開展BU油田碳酸鹽巖儲層沉積過程數(shù)值模擬。建立的沉積數(shù)值模型長度為36.6 km，寬度為14.4 km，面積為527.04 km2，平面網(wǎng)格間距為0.2 km。模擬目的層為段，儲層平均厚度為80 m，沉積時間為距今96～90 Ma，總沉積時長為6 Ma，時間步長為0.1 Ma，巖性設(shè)置為顆粒灰?guī)r、泥?；?guī)r、粒泥灰?guī)r、含粒泥晶灰?guī)r和泥晶灰?guī)r5種。

2.3 沉積過程控制參數(shù)分析

可容空間變化、碳酸鹽巖產(chǎn)率是影響碳酸鹽巖沉積的主控因素［7-9］，因此這2個因素是沉積過程數(shù)值模擬的關(guān)鍵參數(shù)?；诔练e背景、古生物和巖心分析化驗資料，通過井震結(jié)合定量化表征關(guān)鍵參數(shù)的初始值。

2.3.1 可容空間變化

可容空間是指沉積物表面與基準(zhǔn)面之間可供潛在沉積物充填的空間，由早期未被充填遺留下來的古地形和后期形成的沉積地層組成，并隨地質(zhì)年代發(fā)生變化。早期遺留下來的古地形為初始可容空間，由基底初始水深決定，古地貌越低，基底初始水體越深，初始可容空間越大；反之，古地貌越高，基底初始水體越淺，初始可容空間越小。沉積過程中可容空間的變化是形成地層沉積的基礎(chǔ)，受控于基底沉降與基準(zhǔn)面的變化?；壮两悼捎涩F(xiàn)今地層厚度與水深變化來反推，基準(zhǔn)面的變化用海平面升降曲線來表征，二者的綜合即為可容空間的總變化。

由研究區(qū)古生物和沉積環(huán)境資料可知，研究區(qū)碳酸鹽巖儲層沉積時期的水深為0～50 m。以地震解釋層位和井點分層為硬數(shù)據(jù)，建立研究區(qū)三維構(gòu)造模型，對該模型進行褶皺恢復(fù)和去壓實作用，恢復(fù)研究區(qū)古地貌，確定碳酸鹽巖形成的初始地形。綜合古生物和古地形分析，獲得初始水深平面分布圖（圖2），確定初始可容空間。沉積過程中水深的變化幅度遠小于地層厚度，因此，水深變化對可容空間的影響可以忽略。用MB21段的地層厚度與沉積時間的比值來表征基底沉降速率，平均沉降速率為14.3 m/Ma，最大沉降速率為22.7 m/Ma，最小沉降速率為7.3 m/Ma。由巖性旋回變化規(guī)律和古生物分布特征可知，底部Ⅵ小層以泥晶灰?guī)r和含粒泥晶灰?guī)r為主，頂部Ⅰ小層以顆?；?guī)r為主，因此，從距今96～90 Ma，海平面整體是一個由深變淺的過程，在中間有2期短暫的旋回變化，巖性以顆粒灰?guī)r、泥?；?guī)r和粒泥灰?guī)r為主。由BU-3井的單井巖性解釋結(jié)果和沉積厚度變化可得BU油田MB21段相對海平面變化曲線。

圖2 BU油田初始水深平面分布Fig.2 Map of initial water depth of BU Oilfield

表1 BU油田不同巖性產(chǎn)率隨沉積時間的變化特征Table1 Variation of productivity with time for different lithology in BU Oilfield

2.3.2 碳酸鹽巖產(chǎn)率

碳酸鹽巖在孤立臺地上生長，其產(chǎn)率受沉積時間、水深、波浪改造作用共同影響。不同的沉積環(huán)境形成不同的沉積產(chǎn)物。通過薄片鑒定識別出巖性，標(biāo)定測井曲線，并與自然伽馬、中子、密度曲線相結(jié)合，采用神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)算法，進行單井巖性劃分［10］。通過統(tǒng)計實鉆井點各小層不同巖性含量來表征沉積時期每種巖性的產(chǎn)率。按沉積時間單元統(tǒng)計各井點巖性含量與沉積時間的比值來定義各巖性隨沉積時間變化的產(chǎn)率（表1）。同時，從單井沉積旋回劃分結(jié)果來看，水體越淺，越容易沉積顆?；?guī)r等高能粗粒物質(zhì)；水體越深，越容易沉積泥晶灰?guī)r等低能細粒物質(zhì)，因此，可以定義巖性隨水深的變化，即從水深為0～50 m，每10 m范圍內(nèi)，由深到淺發(fā)育的沉積巖性依次為顆?；?guī)r、泥?；?guī)r、粒泥灰?guī)r、含粒泥晶灰?guī)r和泥晶灰?guī)r。波浪改造作用包括波浪深度、角度及頻率，不同的波浪改造作用對碳酸鹽巖建造的影響不同，由巖性劃分結(jié)果可見，研究區(qū)臺地四周均有顆粒灰?guī)r發(fā)育，說明在每個方向均受到波浪能量的改造，因此，波浪角度分別定義為45°，135°，225°，315°，波浪改造作用深度范圍定義為5～20 m，碳酸鹽巖臺地呈ES—WN向延伸，其產(chǎn)率較高。

表2 BU油田模擬地層厚度與實鉆井地層厚度對比Table2 Comparison of simulated formation thickness with drilled data of BU Oilfield

2.4 模擬結(jié)果分析

采用法國石油研究院研發(fā)的Dionisos軟件開展沉積過程數(shù)值模擬。沉積過程是復(fù)雜的，獲取的資料具有不完備性，模擬結(jié)果必然會存在一定的不確定性，因此，需要對模擬結(jié)果進行優(yōu)選，重點檢查模擬結(jié)果與實際地層厚度及巖性之間的關(guān)系。檢查各沉積單元單井模擬地層厚度與實鉆地層厚度的誤差，當(dāng)與局部井點誤差較大時，對模擬地層沉降進行微調(diào)，直到與實鉆井地層厚度誤差控制在10%以內(nèi)（表2），當(dāng)進行大幅度調(diào)整時，需檢查地層對比結(jié)果的等時性。當(dāng)模擬結(jié)果與實鉆井巖性有較大差異時，調(diào)整不同水深巖性發(fā)育及其產(chǎn)率，同時，考慮波浪能量的方向與大小，波浪能量作用較強的部位，顆粒灰?guī)r發(fā)育，反之泥晶灰?guī)r發(fā)育。

從模擬結(jié)果（圖3）來看，Ⅰ，Ⅲ和Ⅴ小層主要發(fā)育顆?；?guī)r和泥粒灰?guī)r，Ⅱ，Ⅳ和Ⅵ小層主要發(fā)育含粒泥晶灰?guī)r和泥晶灰?guī)r，與實鉆井巖性基本一致。用模擬結(jié)果定義沉積相，BU油田高部位發(fā)育生物礁，周緣發(fā)育碎屑灘，其中碎屑灘分為灘核、灘緣和開闊海。模擬結(jié)果還可以表征儲層的非均質(zhì)性，不同沉積時期巖性具有差異。對模擬結(jié)果做等時切片（圖4），可以看出不同沉積時期沉積物的建造過程。從下向上依次為：第1期（距今96～94 Ma），沉積時期水體較深時，生物礁不發(fā)育，以開闊海為主；第2期（距今94～93.8 Ma），水體短時間下降，礁體發(fā)育，在高部位形成生物礁，周緣發(fā)育小范圍灘體；第3期（距今93.8～93.1 Ma），水體上升，生物礁被淹沒，僅在局部高點發(fā)育生物礁，大面積發(fā)育開闊海；第4期（距今93.1～92.5 Ma），水體下降明顯，大面積發(fā)育生物礁和灘體，第5期（距今92.5～91.2 Ma），水體緩慢上升，礁體分布范圍縮小，伴有周緣灘體和開闊海大面積發(fā)育；第6期（距今91.2～90 Ma），水體大幅下降，生物礁大面積發(fā)育，開闊海不發(fā)育，是最好的儲層形成時期。

圖3 BU油田模擬結(jié)果與實鉆井巖性劃分對比Fig.3 Comparison of simulated lithology with drilled data of BU Oilfield

圖4 BU油田儲層沉積過程數(shù)值模擬結(jié)果Fig.4 Numerical simulation results of reservoir sedimentary process of BU Oilfield

3 模擬結(jié)果應(yīng)用

三維地質(zhì)建模是利用隨機模擬算法對儲層分布進行預(yù)測，已在中外眾多油田獲得良好的應(yīng)用效果，其關(guān)鍵是等時約束建模和成因控制建模［11-16］。因此，以沉積過程數(shù)值模擬結(jié)果作為地質(zhì)建模的約束條件，是一種新的建模思路。將模擬結(jié)果按沉積時間做切片，輸出顆?；?guī)r概率分布體，對每個時間切片所反映的顆粒灰?guī)r概率分布在三維地質(zhì)模型中進行賦值，并建立顆粒灰?guī)r三維地質(zhì)模型，以該模型為約束條件，以井點解釋的顆粒灰?guī)r含量數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)數(shù)據(jù)建立巖相概率分布模型（圖5）。在此基礎(chǔ)上，采用相控建模的策略，運用序貫高斯隨機模擬算法，進行孔隙度和滲透率模型的建立，這種建模方法既遵循地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)原理，又符合沉積儲層分布規(guī)律。根據(jù)該研究成果，BU油田注水開發(fā)方案采用底注頂采的模式，由于底部相對致密的泥晶灰?guī)r發(fā)育高角度微裂縫，在縱向上溝通儲層，當(dāng)?shù)撞孔⑺畷r，水沿著微裂縫向上流動，可將頂部顆粒灰?guī)r中的油驅(qū)出，該油田已完成4口井方案實施，恢復(fù)了地層壓力，緩解了局部壓力虧空現(xiàn)象，在剩余油富集區(qū)，日產(chǎn)油量能力增幅近50%，達0.38×104m3/d，BU油田整體日產(chǎn)油能力提高近19%，達0.94×104m3/d。

4 結(jié)論

本文提出了一種基于沉積過程的碳酸鹽巖儲層模擬方法，用該方法獲取的模擬結(jié)果作為約束條件，與序貫高斯隨機模擬算法相結(jié)合，進行三維地質(zhì)模型的建立，可以得到既符合沉積規(guī)律又遵循地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)特征的巖相模型。對碳酸鹽巖臺地沉積影響因素進行分析，認為可容納空間變化、碳酸鹽巖產(chǎn)率等環(huán)境參數(shù)對儲層分布范圍的影響較大。沉積過程數(shù)值模擬可以為儲層分布提供預(yù)測模型，在少井及地震資料分辨率受限的情況下，可以提供定量地質(zhì)模型。