碳酸盐岩缝洞储集体分尺度量化表征

邓光校，胡文革，王震

（1.中国地质大学（武汉）地球物理与空间信息学院，武汉 430074；2.中国石化a.西北油田分公司勘探开发研究院；b.西北油田分公司，乌鲁木齐 830011）

塔里木盆地北部塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏经过近二十年的勘探开发实践[1-3]，针对缝洞型储集体预测方面取得了较好的效果，发展集成了一系列的缝洞型储集体预测技术[4-9]，并对缝洞的定量预测也进行了积极探索，对定量计算方法和影响因素等方面做了分析[10-12]，解决了缝洞的宏观识别与预测，而在进一步探索缝洞空间结构刻画、精细量化表征等方面还面临诸多技术难题，缝洞空间结构精细描述精度低，无法满足高效开发的需求。因此，以塔里木盆地北部塔河油田三维地震资料为基础，根据地震分辨率、定量计算理论、缝洞模型正演模拟等方面的研究成果，探索确定一套缝洞尺度划分的方法和依据，以期为国内外同类型油藏的精细量化描述提供参考。

1 前期缝洞预测和量化描述概况

前期碳酸盐岩缝洞型油藏勘探开发主要基于时间偏移处理的地震数据体，以寻找“串珠状”异常反射为主[13]，常用振幅变化率、本征值相干、蚂蚁体等预测储集层，其思路是把大尺度厅堂型溶洞、小型缝洞以及溶蚀孔缝进行综合识别，微观上不加以区分，在平面上和剖面上描述出地震异常的展布范围和分布特征（图1），为井位部署提供依据。同时，基于这些储集层预测技术，初步完成了缝洞的量化研究[14]，计算得到塔河油田探明地质储量。2006—2015年为塔河油田快速增储上产阶段，新钻井放空漏失自然完井率约为30%，新钻井建产率超过90%，取得了较好的应用效果。

图1 研究区地震异常展布特征Fig.1.Distribution characteristics of seismic anomalies in the study area

2 缝洞分尺度量化表征思路

随着塔河油田碳酸盐岩油藏开发的不断深入，缝洞储集体规模不断变小，缝洞储集体内剩余油分布也越来越复杂，应用一种预测方法解决所有问题的预测思路和不同尺度缝洞不加以区分的刻画描述方式，不能满足缝洞型油藏高效开发的需求。特别是2016—2020 年，塔河油田碳酸盐岩缝洞刻画由前期的宏观预测向缝洞空间结构和缝洞间连通关系的精细表征转变，由快速增储上产的开发模式向不断提高采收率的高效开发转变，缝洞储集体刻画和量化技术亟待更新。

缝洞储集体是由不同尺度的洞、孔和缝组成的集合体，如何把这些不同尺度的地质异常进行细分，并采取针对性的方法逐类刻画和描述，是缝洞量化的关键。需要逐步开展缝洞分类定级，从一种方法解决一个问题，多种手段解决不同问题的思维出发，开展有针对性的缝洞刻画技术研究，建立不同尺度缝洞刻画技术方法体系，使缝洞刻画和量化描述技术与生产结合的更加紧密。

从塔河油田碳酸盐岩油藏生产实践出发，把缝洞储集体按尺度分成定量刻画缝洞、半定量识别缝洞和定性预测缝洞，由于影响缝洞刻画精度的因素非常复杂，为了减少干扰，重点从纵向分辨能力的角度来分析缝洞高度的变化对刻画精度的影响。大尺度的缝洞可以精细刻画其体积大小，外部形态特征，能进行定量刻画[15]；小—中尺度缝洞只能识别其空间位置和中心点，体积计算的不确定性较大，仅能进行半定量识别；孔缝在平面上能大致预测其分布范围，在地震剖面上识别其反射特征，仅能进行定性预测。针对这3 种尺度的缝洞，分别采取不同的预测技术开展量化表征研究，是提高量化描述精度的第一步，而这3 种尺度如何划分就显得尤为关键。

3 缝洞分尺度量化理论门槛值的确定

缝洞定量刻画、半定量识别和定性预测的尺度主要根据模型正演模拟分析来确定[16-18]。缝洞模型设计遵循从简单到复杂的原则，首先设计一组简单的正方形二维缝洞模型（图2a），正方形缝洞边长分别为20 m、40 m、80 m、120 m 和160 m，为避免缝洞间绕射波场相互干扰影响成像，其横向间隔均大于500 m，采用非均质介质波动方程数值模拟，正演模拟观测系统：炮检距50 m，道间距50 m，最大满覆盖次数60次，激发子波为主频30 Hz的雷克子波。

不同边长正方形缝洞模型与正演模拟叠前深度偏移剖面叠合（图2b）显示，当正方形缝洞边长小于80 m 时，地震记录为短“串珠状”反射，缝洞顶和底的反射叠加，难以区分；当正方形缝洞边长不小于80 m时，缝洞顶和底的反射逐渐区分开，顶反射基本水平，其形态比底反射更接近缝洞模型，即地震波对缝洞顶的刻画比缝洞底部更清晰，也更准确。

将缝洞模型和地震属性叠合（图2c、图2d）对比可知，当正方形缝洞边长不小于40 m 时，从均方根振幅和振幅变化率上看，缝洞顶和底较清晰；而缝洞边长小于40 m 时，各种地震属性均为一个能量团，缝洞顶、底难以区分。综上所述，缝洞外部形态若要精细成像，特别是顶底面若要分离开来，缝洞最小的极限高度，即缝洞定量刻画的理论高度为40～80 m。

设计1 组六边形二维缝洞模型，缝洞高度分别为10 m、20 m、30 m、40 m、50 m、60 m、80 m和100 m（图3a），其他参数与正方形二维缝洞模型一致。从正演模拟叠前深度偏移剖面及均方根振幅剖面（图3b、图3c）可以看出，不同高度缝洞产生的能量异常及形态特征与缝洞高度正相关，即随着缝洞高度的增加，异常体能量也逐渐变强。当缝洞高度大于60 m 时，其外部形态在地震剖面及地震属性剖面上均与六边形缝洞相似，缝洞顶、底能清晰分辨，可通过地震属性刻画缝洞形态；当缝洞高度不大于50 m 时，其外部形态在地震剖面及地震属性剖面上均无法分辨，仅表现为“串珠状”强反射特征。

图2 不同边长正方形二维缝洞模型、叠前深度偏移剖面和地震属性剖面Fig.2.2D fracture⁃vug models,prestack depth migration sections and seismic attribute sections in squares with different sides

图3 不同尺度二维缝洞模型正演模拟结果、叠前深度偏移剖面和均方根振幅剖面Fig.3.Forward modeling result,prestack depth migration sections and RMS amplitude sections of 2D fracture⁃vug models on different scales

为了进一步明确缝洞外部形态刻画的高度临界值，设计3组缝洞模型，缝洞宽度分别为30 m、80 m 和200 m，高度为40～90 m，间隔为2 m，其他参数与正方形二维缝洞模型一致。3 组模型经正演模拟后，通过地震属性计算出所有缝洞的高度，并与缝洞模型高度进行交会分析，从缝洞高度校正系数与缝洞高度拟合曲线（图4）可以发现，3 组模型的变化趋势基本一致，相关性较好；缝洞高度为50～54 m 时，计算得到的缝洞高度与缝洞模型高度吻合较好，校正系数约为1.0，缝洞高度小于50 m 时，计算得到的缝洞高度与缝洞模型高度呈近似线性校正关系。

图4 缝洞高度校正量版Fig.4.Correction template of fracture and vug heights

一般认为地震成像的纵向分辨率为1/4波长[19-20]，塔河油田奥陶系碳酸盐岩地层岩性以灰岩为主，地层速度为5 800～6 100 m/s，当目的层的地震资料主频为30 Hz 时，纵向上可分辨缝洞的高度为50 m（速度取6 000 m/s），缝洞高度小于50 m 时，在地震剖面上无法分辨缝洞高度及形态，地震资料的理论纵向分辨率与正演模拟结论一致。因此，缝洞定量刻画的高度临界值可确定为50 m，即缝洞高度大于50 m 时，其体积、外部形态特征能进行定量刻画。

缝洞模型正演模拟结果表明，当缝洞高度小于50 m时，缝洞在地震剖面上最典型的特征是“串珠状”强反射，虽然不能够分辨其大小和外部形态，但可以肯定是缝洞，其空间位置、中心点的识别和描述较可靠，体积计算虽然不确定性较大，但也可以通过体积校正量版进一步确定，能进行半定量识别。

塔河油田碳酸盐岩储集空间以洞和缝为主，钻井揭示缝洞高度一般为1～10 m，远小于地震分辨率[21]。设计1 个缝洞随机模型，缝洞高度为2～8 m（图5a）。从正演模拟叠前深度偏移剖面上可以看出，地震反射以杂乱反射为主（图5b），“串珠状”反射特征不明显，而六边形二维缝洞模型中高度为10 m 的缝洞“串珠状”反射特征较为明显，当缝洞高度小于10 m 时，表现为杂乱反射特征，仅能进行定性预测。

图5 小尺度缝洞随机模型（a）和正演模拟叠前深度偏移剖面（b）Fig.5.(a)Stochastic model of small fractures and vugs and(b)prestack depth migration section of forward modeling

4 缝洞分尺度量化与分析

将塔河油田缝洞分3 种尺度，开展分级标定和刻画（图6），并对表层厅堂洞和暗河岩溶系统溶洞进行分级评估和储量分类复算（表1），降低储量不确定性，为研究区储量充分动用提供依据。

针对塔河油田西部斜坡区低产低效开发井，利用分尺度量化方法，对缝洞体积转换后计算地质储量，通过储量与产量对比分析，确定8 口井可实施调整侧钻、14 口井实施大排量酸压，以达到沟通储集体的目的，18 井次获得成功，有效率为81.8%，累计增油4.80×104t。TP154X为直井，供液不足，酸压后累计产油0.60×104t，重新分尺度量化确定为高度60 m 的厅堂洞，经过体积转换后计算地质储量，确定前期储量未完全动用，实施小井距侧钻76 m 后（图7），在一间房组顶界面之下80～84 m 放空漏失后完井并建产，目前累计产油1.35×104t，日产油60 t。

5 结论

（1）碳酸盐岩缝洞储集体非均质性强，空间结构复杂，“串珠状”地震反射特征只是缝洞集合体的综合响应，缝洞储集体作为一个整体开展预测和刻画难度大，多解性强，可靠程度低。

（2）经过缝洞模型正演模拟、理论计算与实际资料综合应用，初步明确了缝洞可分为高度大于50 m、10～50 m 和小于10 m 分尺度开展定量、半定量和定性预测，缝洞量化表征可靠程度更高。针对不同尺度缝洞储集体，开展相对应的预测方法研究，更有利于确定目标地质体，从而提高油藏描述精度。

图6 研究区缝洞分布Fig.6.Distribution of fractures and vugs in the study area

表1 研究区缝洞分尺度储量复算结果Table 1.Recalculation results of reserves in fractures and vugs on various scales in the study area

图7 TP154XCH井确定缝洞位置Fig.7.Prediction of fracture⁃cave of TP154XCH well

（3）影响地震“串珠状”反射特征的缝洞外形轮廓以及体积计算的因素较多，缝洞量化的应用研究除了从单个缝洞进行有效的分辨和量化描述，还需要建立更完善的缝洞模型库，分尺度建立相对应的缝洞量化技术和体积转换量版，逐步实现缝洞地震异常向地质体的转化。