赵力彬 石石 肖香姣 王海应 张杰

1.中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院 2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院

库车坳陷克深2气藏裂缝—孔隙型砂岩储层地质建模方法

赵力彬1石石2肖香姣1王海应1张杰1

1.中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院 2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院

目前，针对低渗透或致密裂缝—孔隙型砂岩储层的地质建模多局限于定性或半定量研究，通常的做法是将裂缝当做基质渗透率的增加因素来考虑，因而无法体现裂缝发育的方向性、不均一性，也无法描述连续合理的变化趋势。为此，针对塔里木盆地库车坳陷克深2气藏储集层为低孔隙度、低渗透率裂缝—孔隙型砂岩的实际情况，提出了一套将地质、地震、测井等手段综合一体化的裂缝—孔隙型砂岩储层地质建模方法。该方法首先利用地震、测井、岩心以及野外露头数据，以区内夹层分布为切入点建立岩性模型，并进行相控参数建模；再通过构造曲率法对该区裂缝的发育区带进行预测，并用其约束裂缝参数建模，从而建立了克深2气藏裂缝性砂岩储层的三维地质模型。实际运用效果证明，该方法所建模型符合地质认识规律，可量化储层参数，适用于裂缝—孔隙型油气藏评价阶段稀井网条件下的地质建模研究。

塔里木盆地 库车坳陷 克深2气藏 裂缝—孔隙型 储集层 地质建模 裂缝（岩石） 曲率 稀井网

对于低渗透或致密的裂缝—孔隙型砂岩储层，裂缝的发育制约着储层内流体的渗流方向，是控制油气富集和产能的主要因素［1］。目前，针对该类储层的地质建模多局限于定性或半定量研究，通用做法是将裂缝当做基质渗透率的增加因素来考虑，即在平面、剖面上划分出不同程度的裂缝发育部位和层段，分层、分区块给基质渗透率一个增加值，以此作为裂缝的存在对宏观渗透率的影响表现［2－3］，因而无法体现裂缝发育的方向性、不均一性，也无法描述连续合理的变化趋势。为此，笔者针对塔里木盆地库车坳陷克深2气藏的实际情况，提出了一套将地质、地震、测井等手段综合一体化的裂缝—孔隙型砂岩储层地质建模方法。该方法以相控建模思路建立基质属性模型，而后以成像测井解释的裂缝参数作为基础数据，并将构造曲率法裂缝预测结果作为约束条件模拟裂缝参数，从而建立了克深2气藏裂缝性砂岩储层的三维地质模型。该方法所建模型符合地质认识规律，可量化储层参数，适用于裂缝—孔隙型油气藏评价阶段稀井网条件下的地质建模研究。

1 地质背景

克深2气藏位于库车坳陷克拉苏构造带克深区带的克深1—克深2段，是继克拉2、大北气田后发现的又一个大型气藏。该构造为一个东西走向的长轴背斜，产层埋深超过6 500 m，测试地层压力在115 MPa以上，压力系数可达1.7，属于典型的深层高压气藏。该气藏的主力含气层位为下白垩统的巴什基奇克组，储层厚度在300 m左右，主要为褐色中细砂岩。对该气藏共做岩心样品分析105块次，其中有裂缝的样品为5个，没有裂缝的样品有100个，孔隙度主值区间介于为4%～8%，平均为5.3%，渗透率主值区间介于0.1～5 m D，平均为1.8 mD，为低孔隙度、低渗透率气藏。储集层类型为裂缝—孔隙型，岩心裂缝线密度平均为4.4条／m，裂缝倾角主要分布在45°～90°，以网状、高角度裂缝为主，平面分布不均。裂缝是克深2气藏高产的地质基础。

2 构造模型

克深2号构造是巨厚膏盐层之下受逆冲断层控制的断背斜构造。为精细刻画其构造模型，建模时综合了地震解释的层面数据、断层数据以及单井的细分层、断点数据等，采用确定性建模与井间克里金插值相结合的方法，综合建立了克深2气藏的构造模型（图1）。考虑工区面积及实际井距，该模型平面网格步长取100 m×100 m，垂向网格细分为270个，一般可分辨出厚度大于0.5 m的单砂体及夹层，基本满足了气藏评价阶段的地质建模要求。

图1 克深2气藏构造模型图

3 基质属性模型

主要采用相控随机建模方法建立克深2气藏基质属性模型。巴什基奇克组的河道砂岩叠置关系复杂，横向延伸范围不好确定，考虑到资料的质量情况，本次岩性建模主要从夹层入手，先建立小尺度夹层模型，进而实现岩性建模。克深2气藏夹层发育规模主要参考了中国石油塔里木油田公司对气藏邻近的克拉苏河露头巴一段、巴二段的地质统计规律成果。露头夹层按层次级别划分，可分为以下3个层次。

1）巴三段顶部和巴二段顶部的初始湖泛及最大湖泛沉积泥岩。该类夹层泥岩质纯，厚度及分布范围相对较大，夹层厚度介于1～3 m，横向延展一般大于450 m，夹层宽厚比在150以上。

2）单河道砂体的顶部或河道间沉积的泥岩、粉砂质泥岩。其单层厚度较薄，一般介于0.5～2 m，横向延伸一般小于200 m，呈断续状分布，夹层宽厚比在100以上。

3）单河道砂体的底部或内部的滞留沉积。该类夹层厚度多介于0.1～0.3 m，野外实测其延伸长度小于50 m，呈断续状分布。克深2气藏巴什基奇克组夹层发育类型与露头基本相似，但考虑岩性建模精度问题，只对厚度相对较大的前两类夹层进行模拟。从统计规律上看，克深2气藏夹层厚度主要分布在0.5～3 m，参考气藏内部的夹层对比及露头夹层的宽厚比，夹层宽度分布范围取80～500 m，夹层长宽比取3［1］，取夹层延展方向与物源方向一致，采用基于目标的随机建模方法进行岩性模拟。图2为岩性随机建模的一个实现，泥岩夹层厚度较薄，横向的分布连续性较差，与地质认识基本一致。

在岩性建模的基础上进行基质孔隙度、渗透率建模。基质孔隙度建模主要将岩性建模结果作为束缚条件，先分层段统计输入、输出数据的变化范围及分布趋势，平面上考虑用物源方向、纵向上用变差函数统计值作为约束，采用序贯高斯方法随机模拟。对基质渗透率的模拟与孔隙度的步骤基本一致，首先对其进行对数变换，使其分布接近正态分布，用截断高斯模拟方法进行随机模拟（图2）。

4 裂缝参数模型

图2 克深2气藏孔隙度及岩性模型图

从钻井岩心、成像测井、储层物性、生产测试等资料看，克深2气藏储层段裂缝较发育。克深2气藏共有取心井3口，在长度为19.84 m的岩心中见裂缝47条。3口成像测井解释的裂缝密度介于0.32～1.91条／m，裂缝倾角主值区间40°～80°，走向近似东西，与构造长轴即克深2气藏南北边界断层走向基本一致。102块常规物性分析样品中，裂缝样品渗透率明显高于非裂缝样品（图3）。另外，从生产测试情况的来看，克深2气藏各井测试渗透率均较高，如克深201井20 m井段测试渗透率为28 mD，而岩心实测渗透率均值只有0.09 m D，说明储层段裂缝发育，而且可以沟通大套储集层，明显改善储层渗流能力。

图3 克深2气藏岩心实测孔隙度、渗透率关系图

4.1 裂缝预测

克深2气藏由于发育上千米厚的膏盐岩地层，同时又为山前高陡构造，气藏的地震资料品质较差，一般较难用于储层及裂缝的预测研究［4］。目前，针对该类型气藏，多从裂缝成因角度对其进行定性预测，如常用的有构造应力模拟法、构造曲率法［5－8］。研究中主要采用构造曲率法对克深2气藏天然裂缝进行预测，预测结果和分布规律符合单井测井及试井解释成果。

构造曲率法是进行构造拉张裂缝分布评价预测的传统方法［9］。一般可采用2种方法求曲率值：①利用经钻井校正后的构造剖面图编制岩层的曲率图；②根据地震剖面图或地震构造图，用计算方法（倾角变化率法、三点圆弧法、五点曲线拟合法、极值主曲率法、垂直二次微商法等）求取、编制岩层的曲率图。编制出岩层的曲率图后，再评价、预测构造拉张裂缝的分布情况［10］。本次研究是采用经过井点校正的构造图来进行曲率计算的。网格化的层面曲率计算有很多种方法，当层面在解释工作站上是以网格的形式建立时，非常适合曲率的计算，本次研究采用差分法来确定曲率（图4）。

过层面上某一点有无穷多个正交曲率，但只有一个曲率最大，称为极大曲率Kmax（也即主曲率）。若已知点0、1、2、3、4、5、6、7、8共9个点的高程，则0点的主曲率Kmax可用下式表示：

式中各参数可用差分法由下式求得：

图4 差分法确定曲率示意图

根据以上方法计算构造主曲率值，得到气藏顶面构造主曲率等值线图，如图5所示。由图5可见，克深2气藏构造主曲率值主要分布在0.000 2～0.000 4之间，断层附近及地层形态急剧弯曲变化的区域曲率值较大。从单井上看，A5井曲率值最大，其次是A4井，最小的是A2井，反映的规律与成像测井的裂缝解释规律完全一致（FMI成像测井裂缝密度：A5为1.9条／m、A4为0.82条／m、A2为0.32条／m），说明在现阶段将构造主曲率法用于克深2气藏的裂缝预测是行之有效的。

图5 最大主曲率图

4.2 裂缝建模

裂缝渗透率和产状参数建模主要以克深2气藏成像测井解释的裂缝参数作为基础数据，但由于测井仅能刻画气层纵向变化规律，对于渗透率级别缺乏有效刻度，因而笔者首先用单井试井解释的渗透率对其进行校正，然后将其粗化至数值模拟网格，并将其与构造主曲率进行相关性分析。裂缝参数建模主要采用序贯高斯及截断高斯方法对裂缝孔隙度、渗透率进行模拟。图6为克深2气藏白垩系巴什基奇克组裂缝渗透率模型的一个实现，其渗透率值主要分布在2～20 mD，与试井解释的渗透率（0.3～28 mD）区间基本一致。其中，A5井的裂缝渗透率可以高达30 mD，A4渗透率在10 mD左右，而A2井的渗透率不到5 mD，与成像测井、试井解释结果及构造主曲率预测的裂缝发育区带基本相同。

图6 裂缝渗透率模型图

5 结束语

裂缝性砂岩储集层三维地质建模是一项综合性研究工作，需要综合地质、测井、地震、岩心、露头以及生产动态等多方面资料和手段，才能建立符合实际地质情况的三维模型。本次所建模型定量描述了克深2气藏储层基质物性及裂缝参数的空间展布，为该气藏评价、试采井位部署（如A5等裂缝发育井区是最有利的生产井部署区）以及开发机理数模研究等提供了依据，取得了较好的效果，并总结出了一套适用于裂缝性油气藏评价阶段稀井网条件下的建模方法。

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Geologic modeling of fractured and porous sandstone reservoirs in the Keshen－2 gas pool of the Kuqa Depression，Tarim Basin

Zhao Libin1，Shi Shi2，Xiao Xiangjiao1，Wang Haiying1，Zhang Jie1
（1.Exploration and Development Research Institute，Tarim Oilfield Company，PetroChina，Korla，Xinjiang 841000，China；2.Exploration and Development Research Institute，PetroChina，Langfang，Hebei 065007，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 10，pp.10－13，10／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

At present，the geologic modeling of low permeability or tight fractured and porous sandstone reservoirs is qualitative or semi－quantitative in nature.Generally，the fractures are regarded as a factor of enhancing matrix permeability，thus neither their orientation，heterogeneity nor their continuous variation can be rationally integrated in the model.As the reservoirs in the Keshen－2 gas pool of the Kuqa Depression，Tarim Basin，are fractured and porous sandstones with low permeability and low porosity，a comprehensive modeling method with geologic，seismic and logging data integrated is proposed for this type of sandstone reservoirs with dual－porosity system.First，by use of seismic，logging，core and outcrop observation data，a lithologic model is built according to the distribution of interbeds in the study area，and the facies－controlled petrophysical parameter modeling is performed.Then，the structure curvature method is used to predict the distribution of fractures，and the fracture parameters constrained are identified in modeling.Finally，a 3D geologic model is built for the sandstone reservoirs in the Keshen－2 gas pool.Results of field application show that models built with this method can reveal the real geologic conditions，quantify reservoir parameters，and will be used to evaluate the fractured and porous reservoirs with sparse well spacing.

Tarim Basin，Kuqa Depression，Keshen－2 gas pool，fractured－porous type，reservoir，geologic modeling，fracture（rock），curvature，spaese well spacing

赵力彬等.库车坳陷克深2气藏裂缝—孔隙型砂岩储层地质建模方法.天然气工业，2012，32（10）：10－13.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.10.003

赵力彬，1979年生，工程师，硕士；毕业于中国石油大学（北京），从事开发地质研究工作，担任副项目长。地址：（841000）新疆维吾尔自治区库尔勒市中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院。电话：（0996）2174814。E－mail：zhaolb－tlm＠petrochina.com.cn

（修改回稿日期 2012－08－06 编辑 居维清）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.10.003

Zhao Libin，engineer，born in 1979，is engaged in research of development geology.

Add：Korla，Xinjiang 841000，P.R.China

E－mail：zhaolb－tlm＠petrochina.com.cn