呂 洲，杜 瀟，王友凈，張 杰，李 楠，王 鼐，王 君，洪 亮，郝晉進(jìn)

1 中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院；2 中國(guó)石油杭州地質(zhì)研究院；3 中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院西北分院

0 前 言

成巖相研究是儲(chǔ)層描述與表征的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。成巖相的概念是鄒才能等［1］系統(tǒng)提出的，成巖相是構(gòu)造、流體、溫壓等條件對(duì)沉積物綜合作用的結(jié)果，是表征儲(chǔ)集體性質(zhì)、類(lèi)型和優(yōu)劣的成因標(biāo)志。在孔隙型碳酸鹽巖儲(chǔ)層表征過(guò)程中，成巖相是儲(chǔ)層質(zhì)量的主控因素，可用于研究?jī)?chǔ)層形成機(jī)理、空間分布和定量評(píng)價(jià)。相應(yīng)地，成巖相的地質(zhì)建模也是孔隙型碳酸鹽巖儲(chǔ)層地質(zhì)建模中的核心步驟，對(duì)后續(xù)的巖石類(lèi)型、儲(chǔ)層屬性建模起到控制作用，直接影響了優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層展布的表征精度。國(guó)內(nèi)外學(xué)者基于巖心觀察、薄片鑒定、巖心實(shí)驗(yàn)等手段，在一維的巖心尺度上，對(duì)成巖作用類(lèi)型、成巖期次及演化、成巖作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響方面作了大量研究［1-6］，提出了擴(kuò)容性和致密化兩大類(lèi)成巖相類(lèi)型，用于劃分不同成巖作用的組合。隨著研究的深入，基于核磁測(cè)井等特殊測(cè)井的成巖相測(cè)井解釋、利用神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)進(jìn)行巖心標(biāo)定下的常規(guī)測(cè)井曲線神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)學(xué)習(xí)的研究，推動(dòng)成巖相研究向二維測(cè)井尺度定量表征發(fā)展［7-16］。而在三維地質(zhì)建模領(lǐng)域，成巖相的空間發(fā)育特征需要在成巖相特征一維和二維描述的基礎(chǔ)上，研究成巖相發(fā)育的主控因素，并將地質(zhì)認(rèn)識(shí)與地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)算法相結(jié)合，使用地震屬性、層序特征等作為空間約束條件，完成成巖相的地質(zhì)建模［17-20］。

本次研究以伊拉克H油田上白堊統(tǒng)Hartha組孔隙型碳酸鹽巖儲(chǔ)層為研究對(duì)象，為解決儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)、孔隙類(lèi)型差異顯著和微觀孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜等問(wèn)題，從成巖作用的角度，解釋了孔隙性生物碎屑灰?guī)r儲(chǔ)集性能產(chǎn)生明顯差異的原因，完成了巖心成巖作用表征、成巖相劃分及孔喉特征分析、成巖相測(cè)井響應(yīng)及神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)學(xué)習(xí)、成巖相空間約束條件分析及地質(zhì)建模等研究工作。研究成果為孔隙性生物碎屑灰?guī)r成巖相表征與建模提供了方法與實(shí)例。

1 研究區(qū)地質(zhì)特征

1.1 區(qū)域地質(zhì)背景

H油田位于伊拉克東南部的美索不達(dá)米亞盆地前淵帶南部（圖1a），是一個(gè)以北西—南東向的背斜為構(gòu)造、以生物碎屑碳酸鹽巖為主要儲(chǔ)層的巨型油田。自晚二疊世至晚白堊世，美索不達(dá)米亞盆地接受了較厚的以碳酸鹽為主的緩坡—臺(tái)地相沉積，具有碳酸鹽緩坡與碳酸鹽臺(tái)地交互發(fā)育的特征。上白堊統(tǒng)Hartha 組的沉積開(kāi)始于狹窄、蒸發(fā)的盆地，在晚白堊世隨著盆地緩慢下沉而形成緩坡相碳酸鹽沉積，直到演變?yōu)樯钏h(huán)境開(kāi)始盆地相的Shirani?sh 組泥灰?guī)r沉積而結(jié)束［21］。

1.2 層序地層

Hartha 組是伊拉克東南部地區(qū)坎潘階上部的主要地層（圖1b），其底部與下伏Sadi 組為平行不整合接觸，頂部與上覆Shiranish 組整合接觸。Hartha組由2 個(gè)三級(jí)層序組成，發(fā)育2 個(gè)向上變淺旋回。沉積環(huán)境為碳酸鹽緩坡，主要儲(chǔ)層為內(nèi)緩坡相的碳酸鹽巖。Hartha組以石灰?guī)r為主，普遍存在不同程度的白云石化。研究區(qū)Hartha 組發(fā)育上下2套巖性地層單元，為HA層和HB 層，上部HA層平均厚度約為15 m，是H油田的主要產(chǎn)油層位之一。

圖1 研究區(qū)構(gòu)造位置和地層單元?jiǎng)澐諪ig.1 Tectonic location and stratigraphic unit division of the study area

1.3 巖石學(xué)特征

研究區(qū)HA 層以顆粒灰?guī)r和泥?；?guī)r為主，底部發(fā)育部分粒泥灰?guī)r。顆粒以生物碎屑為主，顆粒間被灰泥充填，含少量亮晶方解石，生物碎屑由厚殼蛤、底棲有孔蟲(chóng)、棘皮類(lèi)組成。泥?；?guī)r中的生物碎屑包括雙殼類(lèi)、棘皮類(lèi)、軟體類(lèi)和綠藻類(lèi)，以及少量浮游有孔蟲(chóng)。粒泥灰?guī)r的主要成分為泥晶，含少量生物碎屑、介殼或內(nèi)碎屑等顆粒，顆粒含量較低。HB 層以粒泥灰?guī)r和泥灰?guī)r為主，不含或含少量生物碎屑。

1.4 沉積相特征

由巖性和生物組合所指示的沉積環(huán)境表明，研究區(qū)HA 層沉積期的水體能量普遍較低，處于正常浪基面附近或以下，沉積環(huán)境局限程度較高，鹽度比正常海水稍高，但局部也發(fā)育水體能量較高的灘相環(huán)境。由取心井所揭示的巖性和生物類(lèi)型組合顯示，HA 層發(fā)育內(nèi)緩坡灘相，根據(jù)水動(dòng)力差異可分為兩類(lèi)：一類(lèi)是強(qiáng)水動(dòng)力條件下沉積的以厚殼蛤、棘皮類(lèi)為主要顆粒的高能灘相；另一類(lèi)是水動(dòng)力中等條件下的以有孔蟲(chóng)為主要顆粒的低能灘相，灘和潟湖—潮下帶粒泥灰?guī)r頻繁交互。HB 層發(fā)育中、外緩坡粒泥灰?guī)r和泥灰?guī)r。

1.5 儲(chǔ)層物性

據(jù)HA層樣品實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)：研究區(qū)目的層段孔隙度主要分布在10%~22%范圍，平均值為16.7%；滲透率主要分布在（0.1~3 445）×10-3μm2范圍。由儲(chǔ)層孔隙度—滲透率交會(huì)圖可見(jiàn)（圖2），高孔隙度段儲(chǔ)層滲透率出現(xiàn)了顯著的差異性：相同孔隙度條件下，滲透率極差超過(guò)100倍。如何通過(guò)成巖相劃分，建立巖石類(lèi)型并精確表征孔滲關(guān)系差異是儲(chǔ)層研究和地質(zhì)建模的關(guān)鍵［22-26］。

圖2 伊拉克H油田Hartha組HA層孔隙度-滲透率交會(huì)圖Fig.2 The porosity-permeability crossplot of HA layer of Hartha Formation in H Oilfield,Iraq

2 成巖相特征

2.1 成巖作用類(lèi)型

根據(jù)巖心觀察和薄片鑒定，研究區(qū)的成巖作用類(lèi)型主要包括海水膠結(jié)作用、埋藏膠結(jié)作用、準(zhǔn)同生溶蝕作用、埋藏溶蝕作用、壓實(shí)作用和白云石化作用。

海水膠結(jié)作用在目的層段普遍發(fā)育，以方解石膠結(jié)為主，顆粒周邊發(fā)育粒狀方解石，向粒間孔或體腔孔中心方向生長(zhǎng)。埋藏膠結(jié)作用形成的膠結(jié)物通常填充在裂縫、體腔孔和鑄?？字?，膠結(jié)物成分以片狀方解石、鐵方解石和白云石為主。準(zhǔn)同生溶蝕作用通常具有組構(gòu)選擇性，形成體腔孔。埋藏溶蝕作用通常具有非組構(gòu)選擇性，形成形狀不規(guī)則的溶孔。壓實(shí)作用的強(qiáng)弱在不同深度取心段差異較大，顆粒的接觸關(guān)系由點(diǎn)接觸到線接觸。白云石化作用通常伴隨著埋藏膠結(jié)作用，白云石交代方解石或鐵方解石后形成白云石膠結(jié)物發(fā)育在體腔孔或鑄?？字?。研究區(qū)上述6種成巖作用的典型鑄體薄片如表1所示。

表1 伊拉克H油田Hartha組不同類(lèi)型成巖作用典型鑄體薄片特征Table 1 Photos of cast petrographic thin sections showing different types of diagenesis of Hartha Formation in H Oilfield,Iraq

2.2 成巖相劃分

通過(guò)巖心觀察和薄片鑒定，按照6 種成巖作用的強(qiáng)弱關(guān)系和形成的主要孔隙類(lèi)型，將研究區(qū)儲(chǔ)層劃分為5種巖心成巖相：

原生孔隙型成巖相 主要發(fā)育在高能灘相儲(chǔ)層中，厚殼蛤和棘皮類(lèi)生物碎屑顆粒含量高、顆粒體積較大，形成了大量的原生粒間孔。顆粒外的灰泥包殼抑制了膠結(jié)作用，僅形成少量粒狀膠結(jié)物，良好的顆粒支撐結(jié)構(gòu)減輕了壓實(shí)作用對(duì)原生孔隙的影響，使得大量原生孔隙得以保留，加上少量顆粒發(fā)生準(zhǔn)同生溶蝕形成的鑄模孔和埋藏溶蝕形成的溶孔，形成了連通性良好的原生孔隙型成巖相。

溶孔型成巖相 主要發(fā)育在高能灘的邊部，生物類(lèi)型以軟體、棘皮、有孔蟲(chóng)為主，顆粒含量高、顆粒體積較小，原生粒間孔較少。強(qiáng)烈的埋藏溶蝕作用形成的溶孔，部分粒間孔和少量顆粒發(fā)生準(zhǔn)同生溶蝕形成的鑄?？祝纬闪诉B通性良好但是孔隙大小差異明顯的溶孔型成巖相。

體腔孔型成巖相 主要發(fā)育在低能灘相儲(chǔ)層中，生物類(lèi)型以有孔蟲(chóng)為主，顆粒含量中等，顆粒體積較小，顆粒間充填大量灰泥，原生粒間孔基本不存在。強(qiáng)—中等準(zhǔn)同生溶蝕作用形成大量體腔孔，在弱—中等埋藏膠結(jié)作用和白云石化作用下，部分體腔孔保留，形成孔隙較大但連通性差的體腔孔型成巖相。

晶間孔型成巖相 主要發(fā)育在低能灘相的邊部或潟湖環(huán)境中，生物碎屑含量進(jìn)一步降低，僅發(fā)育少量有孔蟲(chóng)，灰泥含量高，基本不存在原始粒間孔，少見(jiàn)鑄?？缀腕w腔孔，部分裂縫被強(qiáng)烈的埋藏膠結(jié)作用形成的鐵方解石膠結(jié)物和強(qiáng)—中等白云石化作用形成的白云石膠結(jié)物所充填，僅保留少量晶間孔或微孔，形成連通性差的晶間孔型成巖相。

微孔型成巖相 主要發(fā)育在潮下帶和潟湖中，顆粒含量少，強(qiáng)烈的壓實(shí)作用和膠結(jié)作用使得孔隙度大幅降低，僅存在少量微孔，形成物性最差的微孔型成巖相。

2.3 成巖相控制下的微觀孔喉特征

原生孔隙型成巖相儲(chǔ)層以粒間孔為主，發(fā)育部分溶孔、少量鑄?？缀臀⒖祝幻?xì)管力曲線呈極低排驅(qū)壓力、無(wú)平直段的特征；孔喉分布曲線呈典型的雙峰狀，右峰在 10~30 μm 之間，左峰在 0.2~0.5 μm 之間；滲透率主要由右峰貢獻(xiàn)，為(100~3 000)×10-3μm2，孔隙度為20%~27%。以A1井為例，深度2 600.11 m，孔隙度為23.08%，滲透率為221.18×10-3μm2，鑄體薄片、掃描電鏡和高壓壓汞均來(lái)自同一塊栓塞樣（圖3）。

圖3 伊拉克H油田Hartha組儲(chǔ)層原生孔隙型成巖相微觀孔喉特征（A1井2 600.11 m）Fig.3 Characteristics of microscopic pore throat of primary pore diagenetic facies of Hartha Formation reservoir in H Oilfield,Iraq（Well A1 2 600.11 m）

溶孔型成巖相儲(chǔ)層以溶孔為主，發(fā)育部分粒間孔、少量微孔；毛細(xì)管力曲線呈低排驅(qū)壓力、平直段較短的特征；孔喉分布曲線呈雙峰—多峰狀特征，右峰在5~8 μm之間，左峰在0.1~0.3 μm之間；滲透率主要由右峰貢獻(xiàn)，為(10~100)×10-3μm2，孔隙度為18%~23%。以A1 井為例，深度2 611.10 m，孔隙度為17.71%，滲透率為26.19×10-3μm2，鑄體薄片、掃描電鏡和高壓壓汞均來(lái)自同一塊栓塞樣（圖4）。

圖4 伊拉克H油田Hartha組儲(chǔ)層溶孔型成巖相微觀孔喉特征（A1井2 611.10 m）Fig.4 Characteristics of microscopic pore throat of dissolution pore diagenetic facies of Hartha Formation reservoir in H Oilfield,Iraq（Well A1 2 600.11 m）

體腔孔型成巖相儲(chǔ)層以體腔孔為主，毛細(xì)管力曲線呈高排驅(qū)壓力、平直段長(zhǎng)的特征，孔喉分布曲線呈典型的單峰特征，峰值在0.2~0.5 μm之間；滲透率主要分布在(1~10)×10-3μm2之間，孔隙度為20%~35%。以A2 井為例，深度2 566.10 m，孔隙度為26.17%，滲透率為1.73 ×10-3μm2，鑄體薄片、掃描電鏡和高壓壓汞均取自同一塊栓塞樣（圖5）。

圖5 伊拉克H油田Hartha組儲(chǔ)層體腔孔型成巖相微觀孔喉特征（A2井2 566.10 m）Fig.5 Characteristics of microscopic pore throat of mouldic-intrafossil pore diagenetic facies of Hartha Formation reservoir in H Oilfield,Iraq（Well A2 2 566.10 m）

晶間孔型成巖相儲(chǔ)層以晶間孔為主，鑄體薄片和掃描電鏡均顯示孔隙主要存在于方解石膠結(jié)物之間；滲透率主要分布在（0.1~10）×10-3μm2之間，孔隙度為10%~20%。以A3 井為例，深度2 585.31 m，孔隙度為13.20%，滲透率為0.47 ×10-3μm2，鑄體薄片、掃描電鏡均取自同一塊栓塞樣（圖6，該類(lèi)儲(chǔ)層厚度較薄，未做壓汞取樣）。

圖6 伊拉克H油田Hartha組儲(chǔ)層晶間孔型成巖相微觀孔喉特征（A3井2 585.31 m）Fig.6 Characteristics of microscopic pore throat of intracrystalline pore diagenetic facies of Hartha Formation reservoir in H Oilfield,Iraq（Well A3 2 585.31 m）

微孔型成巖相儲(chǔ)層以微孔為主，鑄體薄片顯示孔隙主要存在于灰泥中，掃描電鏡照片顯示少量微孔發(fā)育在微晶方解石之間；毛細(xì)管力曲線呈極高排驅(qū)壓力、平直段長(zhǎng)的特征，孔喉分布曲線呈典型的單峰特征，峰值小于0.1 μm；滲透率小于0.1×10-3μm2，孔隙度小于10%。以A1井為例，深度2 613.13 m，孔隙度為4.5%，滲透率為0.01×10-3μm2，鑄體薄片、掃描電鏡和高壓壓汞均取自同一塊栓塞樣（圖7）。

圖7 伊拉克H油田Hartha組儲(chǔ)層微孔型成巖相微觀孔喉特征（A1井2 613.13 m）Fig.7 Characteristics of microscopic pore throat of micro-pore diagenetic facies of Hartha Formation reservoir in H Oilfield,Iraq（Well A1 2 613.13 m）

2.4 成巖相與層序、沉積相、巖石類(lèi)型的關(guān)系

據(jù)上述5類(lèi)巖心成巖相特征描述可知，成巖相與層序特征、沉積相、巖石類(lèi)型密切相關(guān)。儲(chǔ)層與層序界面的距離、高能灘到低能灘再到潟湖和潮下帶的水體深度和水動(dòng)力強(qiáng)度的變化、生物碎屑類(lèi)型和顆粒含量的變化等，共同影響著不同類(lèi)型成巖作用的強(qiáng)弱，進(jìn)而形成不同類(lèi)型的成巖相，具體如表2所示。

表2 伊拉克H油田Hartha組儲(chǔ)層成巖相類(lèi)型與層序、沉積相、巖石類(lèi)型之間的關(guān)系Table 2 Relationship between diagenetic facies types and sequence,sedimentary facies and rock types of Hartha Formation reservoir in H Oilfield,Iraq

2.5 成巖相測(cè)井識(shí)別

對(duì)取心井成巖相特征綜合柱狀圖進(jìn)行分析可以發(fā)現(xiàn)，原生粒間孔型和溶孔型成巖相發(fā)育位置相近，測(cè)井曲線特征差異不大，原因是這2類(lèi)成巖相儲(chǔ)層經(jīng)歷的成巖作用類(lèi)型及程度近似，形成的孔隙類(lèi)型和孔喉特征也相近。同樣地，體腔孔型和晶間孔型成巖相也具有相似的特征。為便于測(cè)井識(shí)別，將原生孔隙型和溶孔型成巖相歸為1 類(lèi)測(cè)井成巖相，體腔孔型和晶間孔型成巖相歸為2 類(lèi)測(cè)井成巖相，微孔型成巖相歸為3 類(lèi)測(cè)井成巖相。選取自然伽馬和三孔隙度曲線進(jìn)行神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)學(xué)習(xí)，在2口巖心標(biāo)定的取心井中神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)學(xué)習(xí)結(jié)果與成巖相劃分結(jié)果擬合程度超過(guò)90%，在盲井檢驗(yàn)的取心井神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)學(xué)習(xí)結(jié)果與成巖相劃分結(jié)果擬合程度超過(guò)80%，達(dá)到了可以推廣到非取心井的擬合精度要求。綜合上述成巖相劃分標(biāo)準(zhǔn)及其對(duì)應(yīng)的微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征，完成了研究區(qū)取心井的成巖相特征綜合柱狀圖（圖8）。

圖8 伊拉克H油田取心井Hartha組成巖相和孔隙類(lèi)型綜合柱狀圖Fig.8 Comprehensive columns of diagenetic facies and pore types of Hartha Formation reservoir of the coring wells in H Oilfield,Iraq

3 成巖相地質(zhì)建模方法

3.1 成巖相的空間約束條件

前文成巖相特征的分析實(shí)現(xiàn)了巖心尺度的成巖作用特征描述和成巖相劃分，并通過(guò)巖心測(cè)井標(biāo)定實(shí)現(xiàn)了測(cè)井成巖相識(shí)別。在此基礎(chǔ)上，需確定成巖相的空間展布特征的控制因素，作為三維地質(zhì)建模的空間約束條件。

首先，根據(jù)不同成巖相特征分析結(jié)果和成巖相類(lèi)型與沉積相特征的關(guān)系分析，1 類(lèi)測(cè)井成巖相儲(chǔ)層在沉積期的水體深度較淺且水體能量顯著強(qiáng)于2 類(lèi)測(cè)井成巖相。綜合分析測(cè)井成巖相識(shí)別結(jié)果和伽馬能譜數(shù)據(jù)，可得出測(cè)井成巖相與鈾/釷鉀比有相關(guān)性（圖9a）。原因是鈾的含量與水體深度成正相關(guān)關(guān)系：當(dāng)水體深度較淺時(shí)，鈾伽馬較低，而陸源輸入的釷鉀含量較高，所以較低的鈾/釷鉀比代表了水體深度較淺。水動(dòng)力較強(qiáng)的環(huán)境，有利于1類(lèi)測(cè)井成巖相的發(fā)育。隨著鈾/釷鉀比的升高，水體逐漸加深，水動(dòng)力減弱，2 類(lèi)和3 類(lèi)測(cè)井成巖相的比例開(kāi)始增加。

圖9 伊拉克H油田Hartha組HA層儲(chǔ)層測(cè)井成巖相的空間約束條件Fig.9 The relationship between the log diagenetic facies and controlling factors of HA layer of Hartha Formation in H Oilfield,Iraq

其次，1 類(lèi)測(cè)井成巖相與2 類(lèi)測(cè)井成巖相的主要區(qū)別在于溶蝕作用和膠結(jié)作用的強(qiáng)弱差異導(dǎo)致的孔隙類(lèi)型的區(qū)別。根據(jù)成巖相類(lèi)型與層序特征的關(guān)系，無(wú)論是準(zhǔn)同生期還是埋藏期，碳酸鹽巖的溶蝕作用和膠結(jié)作用均與層序界面相關(guān)。研究區(qū)HA 層作為一套向上變淺的三級(jí)層序，距離HA 頂部層序界面距離越近，溶蝕作用發(fā)生的可能性越大，反之，膠結(jié)作用發(fā)生的可能性越大。因此，1 類(lèi)測(cè)井成巖相與2 類(lèi)測(cè)井成巖相在縱向上的分布概率與距離HA 層序界面頂面的距離成正相關(guān)關(guān)系，越接近頂部，越有利于1 類(lèi)測(cè)井成巖相的發(fā)育（圖9b）。

最后，因?yàn)椴煌蓭r相孔隙類(lèi)型的差異，造成了孔隙形狀的明顯差異。不同類(lèi)型的測(cè)井成巖相在縱波時(shí)差分布區(qū)間上存在明顯差異［27］：當(dāng)縱波時(shí)差較小時(shí)，體腔孔、晶間孔和微孔發(fā)育的可能性較大，2 類(lèi)和3 類(lèi)測(cè)井成巖相較為發(fā)育；隨著縱波時(shí)差的增大，粒間孔和溶孔比例增加，1 類(lèi)測(cè)井成巖相的比例升高（圖9c）。

綜合上述3種空間約束條件，將伽馬能譜測(cè)井、地層深度和縱波速度地震反演轉(zhuǎn)化為鈾/釷鉀比、層序界面距離、縱波時(shí)差3 個(gè)屬性場(chǎng)，代入3 種屬性與測(cè)井成巖相的概率分布關(guān)系，形成概率體，作為三維地質(zhì)建模的空間約束變量。

3.2 成巖相地質(zhì)建模

以研究區(qū)全部過(guò)路井的單井測(cè)井神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)學(xué)習(xí)結(jié)果為成巖相地質(zhì)建模的“硬數(shù)據(jù)”，將測(cè)井成巖相解釋結(jié)果作為縱向分布趨勢(shì)（圖10a），以綜合了鈾/釷鉀比、層序界面距離、縱波時(shí)差的3 類(lèi)測(cè)井成巖相概率場(chǎng)(圖10b—10d)為協(xié)同模擬的空間約束，采用序貫指示方法，建立了研究區(qū)成巖相三維地質(zhì)模型（圖10e）。成巖相建模結(jié)果很好地預(yù)測(cè)了3 類(lèi)測(cè)井成巖相的三維空間展布特征，有效地區(qū)分了研究區(qū)Hartha 組HA 層的孔隙度—滲透率差異，為屬性模型的建立提供了約束條件。

3.3 成巖相建模結(jié)果的不確定性

成巖相建模結(jié)果的不確定性主要體現(xiàn)在隨機(jī)模擬時(shí)變差函數(shù)設(shè)置的不確定性。因缺乏露頭表征和相關(guān)的研究文獻(xiàn)參考，不同成巖相儲(chǔ)層的展布形態(tài)和接觸關(guān)系缺乏定量化的模式指導(dǎo)，只能依據(jù)井?dāng)?shù)據(jù)特征大致確定變程范圍。類(lèi)似地，主變程方向和傾角也只能通過(guò)類(lèi)比沉積相展布特征作近似處理。這些不確定性造成了成巖相建模結(jié)果的不確定性，需要采用不同的變差函數(shù)設(shè)置形成若干地質(zhì)模型的實(shí)現(xiàn)，結(jié)合數(shù)值模擬研究，應(yīng)用動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)的擬合結(jié)果來(lái)判別合適的參數(shù)設(shè)置。

4 結(jié) 論

（1）伊拉克H 油田上白堊統(tǒng)孔隙性碳酸鹽巖成巖作用包括海水膠結(jié)作用、埋藏膠結(jié)作用、準(zhǔn)同生溶蝕作用、埋藏溶蝕作用、壓實(shí)作用和白云石化作用。依據(jù)成巖作用差異和孔隙類(lèi)型差異，在研究區(qū)HA 層巖心尺度上劃分出5種成巖相類(lèi)型，分別是原生孔隙型成巖相、溶孔型成巖相、體腔孔型成巖相、晶間孔型成巖相和微孔型成巖相。

（2）將5 種巖心尺度的成巖相類(lèi)型合并為3 種差異較為明顯的測(cè)井成巖相，通過(guò)基于巖心標(biāo)定的常規(guī)測(cè)井曲線進(jìn)行神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)學(xué)習(xí)，有效地識(shí)別了非取心井測(cè)井成巖相，完成了研究區(qū)單井成巖相識(shí)別。

（3）以成巖相單井識(shí)別數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，通過(guò)鈾/釷鉀比、層序界面距離、縱波時(shí)差3種屬性建立的成巖相三維空間概率場(chǎng)為約束條件，建立了研究區(qū)HA層成巖相三維地質(zhì)模型，并通過(guò)不確定性分析，提高地質(zhì)模型的預(yù)測(cè)精度，為屬性模型的建立提供了基礎(chǔ)。