低幅构造砂质辫状河油藏三维地质建模研究——渤海旅大油田馆陶组

杨志成 吕坐彬 李红英 刘喜林 王欣然

(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)

1 研究区概况

旅大油田(简称LD油田)27-2油田位于渤海东部海域郯庐断裂在下辽河坳陷和渤中坳陷的过渡带，处于渤东低凸起向东北方向延伸的倾没端，东西毗邻渤东和渤中两大生油凹陷，北部为辽中生油凹陷[1]。油田主力含油层系馆陶组为典型的低幅构造油藏，沉积相类型属于辫状河沉积。储层岩石类型主要有岩屑长石砂岩或砂质砾岩，属于中 — 高孔、中 — 高渗型储层：孔隙度介于13.8%～29.8%(平均为21.7%)，渗透率一般大于10.0×10-3μm2(最高可达3 582.5×10-3μm2，平均为466.5×10-3μm2)。LD27-2油田共有30口井，其中探井7口，开发井23口(包括油井22口，水源井1口)[2-3]。

2 高分辨地层学等时地层的构建

低幅构造油藏的构造平缓，油田开发以水平井为主，微构造刻画的难度较大。在构造模型构建中，垂向单元精度的确定至关重要。在Cross方高分辨率层序地层学的指导下，首先建立研究区等时地层格架，在确立等时地层单元时，对受控于古地貌、沉积物供给AS变化的短期旋回进行了多维验证，以确保沉积体的等时性。同时，以单砂体为单位进行三维地质模型构建，每个砂体建模参数的设定，均充分考虑了沉积过程的期次和沉积演化特征，严格控制，避免“穿时”现象的出现。按照“旋回对比、分级控制、多维互动”的原则，结合LD油田馆陶组精细小层对比结果，以馆陶组I、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ共5个油组为研究对象，划分了27个小层，从而保证了后续研究中垂向单元的精度。图1所示为LD油田馆陶组精细小层对比图。

3 细网格体系的确立

由于LD油田馆陶组以辫状河沉积为主，主要发育心滩、河道及河道间沉积，溢岸沉积不充分发育，砂体叠置连片发育，砂体呈现千层饼、拼合板的形态，内部纵向发育多套厚度较薄(厚度为1～4 m)的隔夹层。油田采用水平井开发模式，对于储层发育较充分的边底水油藏而言，垂向上细分层系、明确隔夹层的发育特征和规模是实现隔夹层精细解剖的重要内容。用常规的粗网格(间距为100～200 m)难以描述有效砂体的形态和河道间沉积的特征，因此，选取了较小的网格系统，网格间距为南北向20 m，东西向20 m。同时，纵向上隔层以层厚为网格间距，建模目标层网格间距为1 m，网格总数为221×224×33，共计1 633 632 个。

4 低幅构造三维地质模型的构建

4.1 低幅构造精细构造建模

LD油田构造为低幅构造，海上油田定向井资料较少，地震资料对于局部区域的刻画精度作用有限，构造的边部预测难度较大。在此，首先结合地球物理资料对内部及边部的10条正断层进行刻画，确立LD油田馆陶组的三维地质断层模型。然后，根据精细构造解释的12个地层层面划分原则及井震结合原理，利用高分辨层序地层学的小层划分结果，通过等效变换，在人机交互的过程中调整Z值，放大低幅构造中不同特征的构造形态。结合精细层面解释方案、高分辨率层序地层划分方案以及生产动态资料，确立层面的展布特征。针对不同小层的构造面，通过调整纵向比例尺，凸显微构造的特征，在局部层面刻画时进行微构造调整。同时，增加6口虚拟井，以高分辨地层学的等时地层对比结果为约束，对边部构造进行准确控制。研究结果显示，LD油田馆陶组油藏内部存在6个局部高点，对剩余油分布具有控制作用。图2所示为地层建模过程中的等效变换。

图1 LD油田馆陶组精细小层对比图

图2 地层建模过程中的等效变换

4.2 古地貌恢复

针对低幅构造沉积规律难以厘定的难点，采用古地貌恢复的方法明确储层展布规律。在此，结合地层研究及精细地震解释，结合层序地层学理论，采用印模法进行古地貌恢复。LD油田馆陶组沉积稳定无明显剥蚀，以馆陶组III油组顶部一套发育稳定的泥岩为标志层，将标志层顶部拉平，计算标志层顶部到油组底部的厚度差值，表征古地貌的形态。研究结果显示，LD油田古地貌呈现“两隆夹一洼”的形态，西部隆起较为平缓，东部隆起较高，且发育范围广泛。油藏主要位于东西两个隆起夹持的低洼地带，受到古地貌的控制以及沉积物的供给储层平面展布范围大，厚度较厚。研究区位于渤东低凸起向东北方向延伸的倾没端，物源来自北东方向，储层的发育方向由北向南展布，中部厚度较厚储层具有一定规模。图3所示为LD油田馆陶组古地貌恢复结果。

图3 LD油田馆陶组古地貌恢复结果

4.3 沉积微相建模

LD油田馆陶组为辫状河沉积，显示出“砂包泥”的沉积特征，主要发育心滩和辫状水道沉积。其主要特点是，在河流的整个宽度范围内发育有多个被心滩分开的河道，河道宽且浅，摆动频繁，多个心滩纵向叠制，形成心滩复合体。陆源碎屑以长石或岩屑质石英砂岩为主，颗粒分选为中等, 呈次圆 — 次棱角状, 颗粒以支撑结构为主。辫状水道与心滩直接存在少量以细粒沉积为主，且岩性为泥岩和泥质粉砂岩的坝间沉积。沉积微相以心滩、辫状河道、坝间泥与越岸沉积为主。

心滩是辫状河沉积储层中的主要微相类型，以板状交错层理和槽状交错层理为主，反映了较强的水动力条件。其积序列中, 具有向上粒度变细的正韵律或复均质韵律的特点。结合古地貌恢复的研究结果，沿北东 — 南西方向展布的低洼控制以及充沛的北东方向物源供给，心滩连片发育相互叠制形成心滩复合体。

辫状河道在本区辫状河沉积储层中较少，以槽状交错层理为主，反映较强的水动力条件。这说明在河道沉积时期, 冲刷作用频繁。辫状水道测井曲线以钟型为主，底部突变, 顶部渐变或突变,呈正韵律,反映水动力逐渐向上减弱的特征。

坝间泥岩沉积的形成，是由于洪水期水流携带的沉积物溢岸或者越岸，在地形较低部位沉积所致。沉积岩石主要为灰色或灰绿色粉砂质泥岩、泥质粉砂岩和泥岩组成，多呈块状，发育水平层理。

结合岩心相、测井相研究，对沉积相类型进行划分，确立了5种沉积微相组合关系：心滩与心滩组合；坝间泥与心滩组合；辫状河道与坝间泥组合；辫状河道与辫状河道组合；辫状河道-越岸沉积组合。图4所示为不同沉积微相组合模式。

图4 不同沉积微相组合模式

根据油田沉积微相和单井沉积微相，确立了研究区辫状河沉积模式。在其约束下采用序贯指示模拟的方法构建三维地质沉积微相模型，经过质量控制和储层特征分析，基于相控三维地质建模技术，利用序贯高斯模拟算法确立研究区目的层的物性参数模型。图5所示为LD油田馆陶组辫状河沉积模式。

4.4 三维地质储层物性建模

储层物性建模技术已经逐渐成熟，在国内外多个油田得到应用[4-7]。本次研究采用基于沉积模式利用相控储层建模的方法，通过沉积体约束提高地质模型的精度[8-9]。储层物性建模的主要任务是提供三维储层属性场，具体操作分4步:第一步是数据准备；第二步是数据变换; 第三步是计算变差函数；第四步是选择模拟方法，在井数据和相模型的约束下建立储层物性。

图5 LD油田馆陶组辫状河沉积模式

根据LD油田储层物性参数统计，模型孔隙度介于13.8%～29.8%，平均21.7%；渗透率一般大于10.0×10-3μm2，最高可达3 582.5×10-3μm2，平均466.5×10-3μm2。以井点粗化后的数据为基础束，利用沉积模式作为趋势约束，采用序贯高斯模拟的方法对三维地质物性模型进行了研究。图6所示为LD油田馆陶组储层物性模型。研究结果显示，物性较好的区域受辫状河沉积体的控制，沿南北方向发育较好，其中心滩物性最好的辫状河道发育较次，坝间泥及越岸沉积物性最差。根据三维地质模型储量与原始储量等数据，以及质量控制、油藏数值模拟的结果，运用该方法构建的三维地质模型符合地质认识且研究精度较高。

图6 LD油田馆陶组储层物性模型

5 应用效果

结合更新的三维地质模型进行历史拟合，其储量拟合误差率仅1.4%，这表明模型准确性较高。LD油田馆陶组采用水平井分层系天然能量开发方式，从2009年开始投产至2017年底，开采时间长达8 a,综合含水率为72.2%。对剩余油富集区进行深入挖潜，采取一系列油井措施调整产液结构，通过提高生产压差的方法有效增加油井的泄油面积，从而提高水驱波及体积，控制含水上升速度，改善油田开发效果。图7 所示为LD油田含水率数值模拟曲线。

图7 LD油田含水率数值模拟曲线

6 结 语

依据Cross高分辨率层序地层学原理，确立了LD油田馆陶组的等时地层格架，将研究区目的层划分27个小层，从而保证了后续研究中垂向单元的刻画精度。结合精细地质层面解释结果和单井层序划分结果，通过等效变换的方式对低幅构造内部的微构造进行精细刻画。研究结果显示，LD油田馆陶组油藏内部存在6个局部高点，对剩余油分布具有控制作用。基于研究区的沉积微相组合模式，结合其沉积模式的刻画与古地貌恢复结果，根据井点粗化后的数据，采用序贯高斯模拟手段实现了三维地质储层模型刻画。储量拟合及生产验证结果均显示，所建三维地质模型模拟精度较高。