海上稀井网条件下的曲流河储层构型研究及其应用——以渤海A油田为例

侯东梅，张小龙

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 渤海石油研究院，天津 300459)

侯东梅,张小龙.海上稀井网条件下的曲流河储层构型研究及其应用:以渤海A油田为例[J].西安石油大学学报(自然科学版),2018,33(2):24-30.

HOU Dongmei,ZHANG Xiaolong.Research of architecture of offshore meandering river reservoir under sparse well pattern condition and its application:taking Bohai A oilfield as an example[J].Journal of Xi'an Shiyou University (Natural Science Edition),2018,33(2):24-30.

引　言

储层内部构型的精细研究与表征成为中高含水期油田剩余油挖潜的重要手段[1-3]，尤其对于河流相油田而言，由于河道砂体内部储层构型单元控制着剩余油的分布，因此，弄清河道砂体各构型单元的特征，并对其进行定量表征对油田下步挖潜具有重要意义。近年来，已形成了具有指导意义的曲流河构型研究方法及定量知识库[4-7]，但是相关学者也认识到不同区域构造背景下，曲流河砂体构型单元特征及定量表征关系的差异，且不同井网密度下，构型研究精度存在差异[8-13]。就目前油田开发井井距而言，当井距大于350 m时，井网密度较小，不利于储层的精细研究，而当井距小于200 m时，井网密度较大，为储层的精细刻画提供了有利条件。而海上油田的开发井井距往往大于350 m，这使得海上油田曲流河储层的构型研究常存在困难。

渤海海域A油田于2004年投产，其中明化镇组下段为其主力产层，该储层为曲流河沉积，油藏以底水油藏为主，开发井井距在350～500 m，井网密度仅8 口/km2，投产后表现为综合含水较高、含水上升速度较快的特点，因此，后期剩余油的挖潜重点是对该区曲流河储层构型单元的研究。针对油田开发特点，前人相继开展了侧积层、水平井地质导向、底水油藏水平井生产特征及产能预测等方面的研究[14-17]，储层构型方面仅从测井相和地震相的角度对点坝、侧积层进行简单识别，未将废弃河道、末期河道与点坝、侧积层等构型单元统筹考虑，缺乏河砂共源背景下系统深入的研究。本文以研究区高分辨率地震资料、定向井及丰富的水平井资料为基础，在井震结合精细等时对比的前提下，探讨研究方法的适用性，最终采取多方法融合的手段对各构型单元进行识别与表征，以期指导该油田剩余油的挖潜。

1　研究区概况

A油田位于渤海西部海域，构造上位于渤海湾盆地沙垒田凸起东块的中部，东西与渤中凹陷、歧口凹陷相邻，南北以沙南断裂和沙北断裂与沙南凹陷和南堡凹陷相接，整体具有披覆背斜构造特征(图1(a))。钻井揭示：自上而下发育第四系平原组、新近系明化镇组和馆陶组以及元古界花岗岩地层，凸起边缘发育古近系东营组，局部残留古生界灰岩地层，明上段、明下段和馆陶组为主要含油层位。古生代以后，该区一直为长期性的继承性隆起，在古近纪晚期开始相对沉降，东营组沉积时期在凸起边缘地带发育滨浅湖相砂泥岩与粉砂岩互层沉积，后期隆起，新近纪早期又开始沉降，馆陶组沉积时期发育辫状河相巨厚的砂砾岩沉积， 进入新近纪明化镇组沉积发育曲流河相的砂泥岩互层沉积[18-19]。明化镇组作为研究区的主要开发层系(图1(b))，受披覆构造背景及曲流河沉积背景的影响，油水分布主要受构造和岩性双重控制，纵向和平面上存在多套油水系统，主要发育层状-构造油藏和岩性-构造油藏。油藏埋深600～1 100 m，含油面积12 km2，钻井数96 口，钻井密度仅为8口/km2，井距350～500 m，地震资料频带范围为10～100 Hz，主频为60 Hz，分辨率7 m。

图1　A油田构造位置、井位分布及油层综合柱状图Fig.1　Structure location,well distribution and stratigraphic comprehensive histogram of A oilfield

2　研究方法及构型层次探讨

针对曲流河的储层构型研究方法，可以概括为定性和定量2种。定性研究方法主要包括露头和现代沉积研究、探地雷达研究、钻井资料方法、高分辨率地震方法等，定量研究方法主要是指基于定量模式研究总结出的一系列经验公式，包括河流满岸宽度公式、河流满岸深度公式、单一曲流带宽度公式[20]等。基于研究区井距大的特点，定量公式法的精度及储层构型模式尚存在不足，且曲流河各构型单元为三维地质体，一维资料信息往往难以识别及表征。钻井资料纵向上的精度较高，高分辨率地震资料横向精度较高，因此，本文融合钻井资料和高分辨率地震资料，利用两者的优势解决大井距条件下的储层构型研究精度问题。构型层次可简单分为河道层次、点坝层次、点坝内部构型层次。密井网条件下，储层的构型层次可选择点坝内部构型层次，研究区虽然井距较大，但水平井资料丰富，可用于点坝内部构型层次的分析。

基于上述分析，本次研究首先利用定向井、水平井联合地震开展精细对比，将曲流河砂体纳入等时单元内，剖析曲流河各构型单元一维和二维特征，进而利用地震资料采用多属性融合手段，结合水平井测井相剖析曲流河各构型单元的三维特征，以实现局部点坝内部构型层次的精细表征。

3　多维度融合储层构型表征

3.1　河道级次砂体的对比与划分

利用井震结合、相控约束、等高程控砂等进行地层的精细划分与对比是储层小尺度研究的关键，而其前提要弄清储层沉积的成因、沉积特征、沉积标志层等。曲流河相单砂体级别储层的特点可以概括为：1)单一河道从形成到废弃，沉积的河道砂体是小尺度对比的最小单元；2)单一河道的全层序沉积厚度大体反映了河流的满岸沉积厚度，其顶界是一个等时面；3)不同沉积时期发育的河道砂体顶界面各不相同，但同期河道砂体应与周边标准层具有基本相同的高程差；4)河道间往往为细粒沉积，表现为厚薄厚的沉积特征。因此，河道层次是二维对比与划分的最小尺度。基于此，在旋回对比、分级控制的原则下，在精细旋回划分的基础上，将复合河道纳入单一旋回下，通过高程差异、厚度变化的差异、岩性变化差异等，进行单一河道的识别与划分，并利用高分辨率地震反演资料，对单一河道划分结果进行验证与修正，实现河道层次构型单元的二维识别与划分。从图2可以看出，河道砂体在井震关系上具有较好的对应特征，单一河道识别特征明显。

图2　A油田B砂体河道砂体井震划分示意图(剖面线见图3)Fig.2　Division of channel sandbody of B sandbody in A oilfield according to logging and seismic data

3.2　河道及点坝级次砂体的表征

3.2.1研究流程及适应性分析对于复合砂体，研究的关键在于分析其内部分隔性。曲流河沉积背景下，重点是“连片”砂体中残留下的河道。稀井网条件下井间构型元素的变化及其沉积演化过程难以形象地展现出来。基于此，制定了“沿河找砂、弃砂找河、砂河共源”的河道及点砂坝识别的全新指导理念。就方法而言，除密井网下的精细分析外，主要依靠谱分解、地震多属性融合、统计学反演、多方法综合分析等手段[21-24]，研究区地震资料频带范围为10～100 Hz，主频60 Hz，分辨率达7 m，基于资料及沉积特点，尝试利用振幅属性识别点砂坝、相干体识别河道，进而以RMS融合工具为手段，综合分析河道及点砂坝的分布特征。

3.2.2点坝及河道的识别在不同类型曲流河沉积背景下，相干切片上显示的影像利用方式也不尽相同[25-26]。对于单一带状河道，“顺河摸砂”，只找河道，井震结合就能够刻画出河道形态。对于复合河道形成的曲流河，如果“抛弃”砂，只找古河道(废弃河道)，沉积微相刻画就迎刃而解。通过常规均方根振幅属性提取，能够在平面上利用属性强弱较好地识别不同构型单元，强振幅属性反射区域多为点坝砂体沉积，而弱振幅属性反射区为河道砂体或河道间泥质沉积(图3(a))，与剖面特征整体吻合(图2)，但该方法会存在河道局部成像不清楚、河道组合存在多解性的问题。因此，本次研究基于Petrel平台，对常规振幅属性进行倾角校正后提取相干切片，该方法能够较好地突显出数据体里的微小差异，精细刻画河道(图3(b))。

图3　河道及点坝砂体Fig.3　Characterization of channel and point bar sandbody

3.2.3点坝及河道的空间展布在点坝和河道分布特征清楚的情况下，如何进行组合并就空间分布形态进行刻画是曲流河储层构型研究的关键，其研究重点在于如何优选参数，实现砂、泥沉积同期展示，达到地下地质情况直观可视。本次研究提出“沿河找砂、弃砂找河、砂河共源”的指导理念，运用振幅对比属性和RMS属性融合技术将曲流河沉积背景下的河道与点坝同时展现，这种基于属性融合的分析方法能清楚地识别废弃河道、末期河道的展布，以及河道与砂体的关系(图3(c))，通过井震资料匹配，对“砂、泥、河”刻画符合程度达90%。该方法解决了常规地震难以分辨的末期河道识别问题，实现了点坝及河道砂体的三维表征。通过融合技术发现研究区存在2类曲流河，一是低弯度曲流河，点坝砂体规模较小，以河道沉积为主(图(4(a))；二是高弯度曲流河，点坝砂体较发育，以点坝沉积为主(图4(b))，为该油田含油砂体的主要沉积类型。

图4　属性融合识别的点坝及河道展布Fig.4　Recognition of point bar and channel distribution by seismic attributes fusion

3.3　水平井资料检验及侧积层刻画

3.3.1水平井识别废弃河道根据废弃河道的形成机理，可知废弃河道由泥或砂泥交互沉积充填，河道底部充填砂体，而河道上部以泥质或纯泥岩等细粒沉积充填为主。为规避底水影响，保证油柱高度，研究区水平井往往贴着储层顶部钻进，在不钻出储层顶的前提下，水平井若钻遇大套泥岩段可指示水平井钻遇废弃河道。通过对34口水平井钻井资料、测井资料以及岩屑录井资料的综合分析，并结合探边工具，总结出研究区废弃河道相的水平井测井相标志：自然伽马曲线升高，GR值一般在80 API左右或以上，接近泥岩基线，电阻率曲线降低，RT值减小，呈台阶状(图5(a))。识别水平井钻遇废弃河道结果与地震资料刻画结果吻合较好。

图5　利用水平井识别废弃河道及侧积层Fig.5　Recognition of abandoned channel and lateral accretion bodies based on horizontal wells

3.3.2水平井识别侧积夹层国内外研究表明，点坝内部泥质侧积层的岩性主要包括泥岩、页岩、粉砂质泥岩及部分泥质粉砂岩，水平井测井对侧积层的响应较为明显。由于研究区水平段往往只进行常规电阻率和自然伽马测井，在对水平井测井曲线标准化处理及测井去噪音后，综合考虑水平井轨迹及录井，在确保水平井井段处于点坝之中的基础上，根据对泥岩、页岩、粉砂质泥岩响应较为明显的自然伽马与电阻率曲线进行交汇以识别侧积层，建立适合研究区侧积夹层的识别标准，泥质侧积层自然伽马值大于75 API，电阻率小于4 Ω·m，点坝砂体自然伽马值小于75 API，电阻大于6 Ω·m，点坝与侧积层的交接带或为砂质泥岩侧积层自然伽马值则在65～75 API，电阻率在4～6 Ω·m。根据该标准对水平井进行侧积层的整体识别与划分(图5(b))。

4　基于构型研究的剩余油分布规律及挖潜措施

4.1　剩余油分布规律

基于上述构型认识，认为研究区存在3种剩余油分布模式。平面上，部分注采井间受废弃河道、河间砂(泥)等物性变差相带的遮挡，注采对应率低，容易形成遮挡型剩余油；纵向上，根据点坝构型模式，侧积夹层在储层顶部发育，形成半连通体，造成厚油层顶部剩余油富集；在目前开发井网井距为350～500 m的条件下，受物性差异的影响，井间剩余油富集。根据上述认识，结合近年开发井生产效果，发现单一点坝内水淹厚度与生产井产液量、井距存在一定关系，建立了井距、累产液与水淹厚度相关的水淹图版(图6)。当生产井产液量小于100×104m3，距离150 m左右无明显水淹特征；当产液量在(100～300)×104m3，250 m左右水淹厚度在2～5 m，产液量与点砂坝体积比越大，水淹厚度越大。

图6　A油田B砂体水淹层定性判断图版Fig.6　Qualitative identification chart for waterflooded zones of B sand body in A oilfield

4.2　挖潜措施及效果

在此优选剩余油富集、低水淹区域部署23口水平调整井，结合油田构型研究成果，在保证油柱高度、储层钻遇率的前提下，实施了23口水平调整井，优质储层钻遇率平均大于80%，入层深度平均控制在1 m之内，投产后产量合计超过了钻前预测300 m3/d，生产效果非常好。

5　结论及认识

(1)稀井网条件下河道小尺度构型单元划分的关键是在单一沉积旋回内，通过高程、厚度差异、岩性差异等进行单一河道的识别与划分，利用高分辨率地震反演资料修正划分结果，可实现河道层次构型单元的二维识别与划分。

(2)利用倾角校正的振幅对比属性与RMS属性融合技术，能够将废弃河道、点坝砂体在同一沉积时期内展示出来，辅助水平井资料检验与补充，能够实现稀井网条件下曲流河储层构型的精细研究。

(3)稀井网条件下，点坝砂体上开发井井间剩余油富集，废弃河道及储层上部泥质侧积层的遮挡使得研究区剩余油主要富集于点坝侧积体中上部，靠近点坝上部部署水平井是该类型砂体剩余油挖潜的有效方式。

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