东海陆架某气田分流河道砂体分级构型及潜力分布

陈 波

（中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200335）

分流河道砂体是浅水三角洲沉积体系的主要储层格架，砂体纵向上叠置类型多样，平面上展布形态多为条带状或土豆状，空间上分布具有随机性，多受地形、构造等因素控制[1]。近年来，分流河道砂体的研究较为广泛，国内学者研究了分流河道砂体内部构型单元的空间展布特征以及识别标志[2]，根据岩相组合类型精细解剖了单一分流河道内部的夹层类型和建筑结构[3]，建立了定量、可靠的地质模式，指导了剩余油气分布预测[4]。同时有学者利用正演模拟等手段划分出分流河道内单一河道[5]，均取得了较好的研究成果，如利用地震分频处理技术预测河道砂岩体的走向和相互关系[6]，在渤海油田约1100m深处探索了复合砂体构型表征技术，提出了利用地震敏感属性表征复杂叠置河道带的方法，实现了剩余油气预测和注采连通性分析[7]。总的来看，以往研究对象大部分是以陆上油气田为主，借助于密井网下丰富的井资料信息开展研究，而对海上油气田的研究相对较少，主要受海上油气田埋藏较深、井数稀少、井资料匮乏导致，如东海西湖凹陷内油气藏埋深一般处于3000m以下、单个构造内探井和开发井总井数相较陆上油气田非常稀少，而且一般仅探井钻探阶段采集主要目的层的岩心样品，因此砂体展布及井间刻画较难开展。针对以上难点，以东海盆地西湖凹陷重要油气产区黄岩区HY气田渐新统花港组河流相强非均质性储层为研究对象，充分利用海上丰富的且覆盖范围较广的地震资料，结合岩心、测井、生产等基础数据，采用储层构型、地震沉积学等方法，分别从复合河道、单一河道以及单一河道内单一心滩等3个尺度，对分流河道砂体展开储层刻画和定量表征，发现不同油气水系统，并建立高精度地质模型，预测有利储层分布，从而指导剩余油气挖潜研究。

1 研究区概况

东海陆架盆地是我国海上重要的含油气盆地之一，20世纪70年代初开始对东海开展油气勘探，经过40余年的勘探开发形成了东部海上重要的油气产区。西湖凹陷位于东海陆架盆地中段的浙东拗陷东部，凹陷整体呈NNE向展布（图1），是一个新生代断—坳复合型盆地。凹陷经历了早期断陷、中期拗陷和晚期整体沉降等3个阶段，自西向东可分为西次凹、中央反转构造带和东次凹等3个次级构造单元[8]。

图1 研究区地理位置与井位分布图Fig.1 The geography and well location of study area

研究工区HY气田为西湖凹陷重要的油气产区之一，位于西湖凹陷中央反转构造带南部，气田圈闭面积约60km2，仅有3口探井分布于构造的北部、中部和南部，探井井距1.5km以上，含油气层位埋深3000~3600m。气田共有5口开发井，开发井距0.5~1.2km不等。该气田主力产气层为渐新统花港组H5层，地层厚度60~100m，砂岩厚度15~35m不等，埋深约3500m，研究区内该层仅1口井取心，岩石类型以中细砂岩、粉砂岩为主，颗粒粒度细、分选好、磨圆中等，属于中深层、低孔低渗型储层。

HY气田于2005年实施三维采集，本次研究采用叠前时间偏移处理成果，处理面元12.5m×25.0m。对主要含油气层段（2500~3200ms）地震资料频谱分析表明，有效信号频带分布范围15~45Hz，主频约30Hz，其垂向分辨率约32m，与研究目的层的砂岩厚度相当。同时地震资料的最小分辨率为波长的1/4，约8m。因此，本区能够利用地震资料较好地刻画复合河道的内部结构。

2 层序地层格架建立及特征

研究区在渐新统花港组沉积时期进入拗陷期，层序地层发育样式受气候及湖平面变化影响较大。以往研究采用Vail经典层序地层学分析方法，通过识别湖/海泛面及其在岩心、测井、地震等资料上的典型反映，结合西湖凹陷构造演化规律，将西湖凹陷黄岩区渐新统花港组划分为2个三级层序（SQ1、SQ2），SQ1相当于花港组下段，SQ2相当于花港组上段（图2）。

图2 研究区层序地层划分及过井地震剖面图Fig.2 Sequence stratigraphic division and cross well seismic profile of the study area

SQ2层序沉积时期构造活动相对减弱，断层不发育，层序结构中以低位体系域（LST）、水进体系域（TST）为主，高位体系域（HST）为辅，层序顶界面与上覆地层在研究区呈平行整合接触，发育多套稳定的泥岩；地震剖面上各砂层组顶底界面具有强振幅、中强连续反射特征。通过井点砂泥岩发育特征及岩相组合关系可将其进一步细分为H1~H5共5个砂层组（图2）。

区域研究指示物源主要来自北侧，同时西侧存在局部物源[9]，砂体类型以水道类沉积为主。其中花港组上段自下而上由三角洲平原分流河道逐渐向三角洲前缘、辫状河、曲流河沉积体系演化[10-13]，主要的储集体类型有三角洲平原分流河道、辫状河心滩、曲流河边滩等，本次研究的目的层H5层为三角洲平原分流河道砂体。各井在H5层钻遇砂岩以中细砂岩为主，GR曲线均为底部突变的箱状砂体，表明早期水动力较强，以下切作用为主，箱型内部齿化现象严重（图3），存在泥质含量增加的特点，指示水体能量变化频繁。

目的层仅1口井取心，取心段以块状砂岩为主，发育冲刷面（图3①⑦），冲刷面之下为泥质沉积，之上见定向排列砾石沉积，砾石半径0.3~0.8cm不等，向上粒度逐渐变细，内部偶见扁平泥岩撕裂屑，局部位置发育较薄的条带状泥质夹层（图3②）；河流分叉改道后，水体能量减弱，以泥质沉积为主，内部可见水体能量增强后，水流携带的砂岩沉积形成的灰白色砂质纹层（图3③⑧）；局部沉积时期水体较浅，水栖生物发育，可见生物扰动、垂向虫孔、碳质纹层等现象（图3④⑤）；另可见厚层块状砂岩内发育斜层理（图3⑥）、交错层理。取心段整体以块状层理为主，表明水动力强，沉积物供给充足，短时间内沉积量较大。

图3 取心段沉积特征Fig.3 Sedimentary characteristics of coring interval

3 叠置样式分级表征

受限于海上油气田埋深大、范围广、井数少的特点，构型级次较难达到Mail[14]及吴胜和[15]等提出的河流相储层构型划分方案的精度。部分学者通过井震结合，形成了以“复合砂体”为核心的海上河流相复合砂体构型理论和表征方法，一般对应五、六、七级构型单元[16]。笔者结合地震资料分辨率、地质体形态和开发单元规模，针对研究区开展了复合河道、组成复合河道的单一河道、单一河道内的单一心滩等3个级次的构型解剖，定量表征了各级砂体的形态、规模和叠置关系。

H5层为三角洲平原分流河道沉积，砂体连片分布，一般是由多期单一河道砂体组合而成，单一河道之间相互切叠，在空间上形成多个渗流屏障，从而阻碍油气的运移，导致油气藏动用不完全、剩余油气富集[17]。本次以地震沉积学方法为指导，充分发挥海上丰富的地震资料优势[18]，利用地震资料横向可识别地质体的规模远大于垂向可识别规模这一特点，借助等时地层切片，首先刻画复合河道平面展布范围及形态规模，进而为单一河道的空间展布规律解剖提供指示。

3.1 复合河道识别

井震标定揭示研究区H5层砂岩顶、底面均对应峰谷转换的零相位，砂体本身对应波谷相位，部分井点对应由2个波谷夹1个波峰所组成的复合波谷（图4d，X2井）。通过选取区域上连续且稳定分布、反射强度中等至强的两个同相轴作为H5层顶底等时面，提取H5层整个层的总波谷之和属性（图4a，黑色代表砂岩，红色代表泥岩），该平面属性表现了H5层整体的复合河道平面分布形态，从图上可以看出H5层是由不同方向的、至少两期河道组成，两期河道边界清晰，相互叠置，一期为规模较大呈北东—南西向展布河道，另一期为规模相对较小自西侧汇入河道。复合河道宽度1.5~2.5km，井点钻遇砂岩厚度分布范围15~35m，宽厚比50:1~100:1。早期将W5S钻遇的水层顶界作为复合河道的气水界面。

图4 复合河道平面与剖面特征及叠置样式Fig.4 Plane characteristics and architecture of compound channel

3.2 单一河道识别

单一河道的识别主要利用地震剖面相特征，同时结合井点测井曲线特征来实现。如剖面1（图4d）显示了垂直河道的过井地震剖面，等时面之间的复合河道内发育多个透镜状强反射波谷。通过精细解释追踪，自下而上共识别出4期单一河道（图4 b/c），展布方向均为近南北向。其中河道1和河道2无井钻遇，河道3是由两个波谷夹一个波峰组成的复合波谷，下部较窄波谷规模较小（图4d），表现为中强反射波谷向两侧相变的特征，宽度约0.5km。表明河道早期以下切作用为主，上部波谷较宽广，地震相特征与下切河谷相似，内部局部位置反射强度减弱，为砂体叠置位置响应，河道宽度约3.5km，表明后期规模增大，砂体连片分布，以垂向叠加或侧向迁移为主。河道4剖面上为孤立的透镜状波谷特征（图4d），平面上为顺直型河道。各井钻遇砂岩厚度15~35m，单一河道宽度0.5~1.8km，单一河道的宽厚比30:1~60:1。各期河道之间相互切叠、纵横交错，空间上呈迷宫状展布（图4e）。河道4由W5S井钻遇，井点为纯水层，其余各井均位于河道3内（图4c），且均未钻遇界面，分析认为河道4与河道3之间空间上不连通，河道4的水层顶界面不能代表河道3的气水界面，河道3的界面存在进一步下推的可能。

结合4期河道的地震剖面相、空间展布及接触关系，认为H5层单一河道空间结构关系可划分为4类，分别为孤立型、接触型、切叠型和叠加型。

（1）孤立型

该类砂体通常发育于上升半旋回的晚期，该时期水动力相对较弱，沉积物供给匮乏，河道规模较小，宽度通常在500m以内，以顺直型河道为主，底部可见下切作用，向上渐变为钟型，表明水动力初期较强，但持续时间较短，该类河道一般与其周围河道互不接触，封堵能力强，与运移通道接触后成藏可能性大，而且空间上发育多个气水系统。由于砂泥岩突变明显，波阻抗差异较大，地震剖面上表现为顶平底凸的透镜状强反射波谷，向两侧相变为波峰的特征（表1）。

表1 单一河道砂体接触关系Table 1 Contant relation of single channel sand body

（2）接触型

该类砂体与其周围砂体部分接触，一般为同时期沉积，但未发生切叠作用，河道边部轻微接触，但因河道边部沉积物粒度偏细，物性较差，砂体间连通性不强，油气较难运移。其地震响应表现为连续中强反射波谷内出现弱反射波谷或波峰。

（3）切叠型

该类砂体由至少两期河道组成，晚期河道切叠于早期河道之上，且切割作用强烈，井点GR曲线以箱型为主，切叠位置GR曲线见轻微回返但无典型泥岩的高伽马值特征，切叠位置粒度表现为下细上粗，整体连通性好。其地震响应特征表现为同相轴变粗，为两个波谷夹一个波峰组成的复合复波，且其内部的波峰反射强度很弱，局部位置波谷合并为一个同相轴。

（4）叠加型

该类砂体与切叠型类似，由河道之间相互切割导致，与切叠型的不同点为河道下切能力不强，未能有效切割早期河道沉积末期的细粒沉积物，因此上下两套砂体连通性

通常较差，单独开发某一期砂体不能将油气全部动用。地震响应特征表现为两套波谷夹一套弱波峰。

3.3 单一河道内单一砂体识别

单一河道的识别有助于开发井优化钻探位置及井型的选取，但仍不能满足海上油气钻探成本高，研究区储层以低渗为主，需要单井钻遇更多优质储层的要求，这就需要进一步在低渗储层中寻找相对高渗的优质储层进行开发，提高单井优质储量动用程度。一般，分流河道内可进一步细分为辫流水道和心滩等微相，受水体能量变化影响，辫流水道周期性改道，以细粒沉积物为主，末期泥质充填形成废弃河道；心滩砂体一般以进积和垂向加积为主，通常是由多期水体上升期沉积的较粗粒沉积物垂向叠加而形成心滩复合体，测井曲线上表现为箱状砂体，受泥质含量变化的影响存在齿化现象。

研究区水平井钻井数据表明，井点钻遇泥质含量增高位置，对应同相轴存在反射强度减弱或相变的地震相特征，具有较高的吻合度。在识别单一河道的基础上，结合开发井钻遇泥岩时地震同相轴波形的变化、反射强度的强弱，在单一河道内进一步刻画强振幅区，从而识别出单一河道内的心滩复合体。

单一河道内心滩复合体平面上表现为顺河道窄长条状、土豆状形态分布（图5a），钻遇井点表现为多期下粗上细砂体垂向叠加而成，具有迎水面粒度粗，背水面粒度细的特点，相较于辫流水道，心滩砂体的粒度更粗、砂体更厚、物性更好。地震剖面上表现为心滩内部存在强反射区域，向四周逐渐减弱，减弱处为辫流水道发育位置或心滩砂体叠置、接触位置，该类位置泥质含量高，不利于油气运移。通过统计发现研究区发育的心滩分布范围为长度1.2~4.0km，宽度0.35~2.0km，长宽比值1.0~3.3（图5b），将心滩长宽数据投放至前人统计的规律图版上，可见符合现代沉积的心滩发育规律认识（图5c）。

图5 研究区单一河道内心滩形态及长宽比规律统计Fig.5 The length, width and shape of central bar of a single channel

4 三维构型建模

构型建模是将对地下地质体内部结构精细化的认识表征至模型中的一种手段，也是近年来储层精细化表征的热点。与传统建模技术相比，能够将复杂的单一河道之间的切叠关系以及单一河道内单一心滩之间的接触关系精细准确表征或进行多种可能的模拟，进而能够大大提高储层模型非均质性的表征精度，从而更加准确确定单井动用范围和剩余未被有效动用油气储量。笔者根据解剖成果，结合建模目的和资料情况，建立了目的层分流河道砂体的三维构型模型。

4.1 储层相模型

储层构型解剖结果的可靠是建立优质相模型的地质基础，根据对不同级次河道砂体的表征结果，应用确定性建模方法、采用人机交互的方式分级刻画了复合河道、单一河道3的形态，根据井点砂岩发育厚度与井点处振幅强度，明确了研究区波谷反射强度代表砂岩发育程度，依据这一认识圈定了强波谷范围，从而在单一河道3内圈定了心滩发育范围（图6 a/b）。

4.2 储层参数模型

储层参数模型即为能够反映储层特征的岩石物理参数模型，包括孔隙度模型、渗透率模型以及含水饱和度模型等。本次采用算术平均和几何平均方法分别将测井解释的有效孔隙度、含水饱和度和渗透率重采样至三维网格中，结合储层物源方向、沉积环境因素等设定合理的变差函数进行正态数据变换。

在相控基础上（图6c），以地球物理解释的孔隙度数据体作为二次约束变量，同时应用RMS软件中独有的地质趋势分析方法，选择沉积趋势校正，随机模拟建立了孔隙度模型（图6d）。

图6 研究区分流河道储层三维地质模型Fig.6 The 3D geologic model of distributary channel reservoir in the study area

在对气田孔渗关系分析时发现，单纯采用测井回归的孔渗关系曲线无法很好地表征储层内部渗透率变化规律。研究表明，气田渗透率也受到岩性变化的影响，不同GR区间范围内孔渗关系具有较大差异，因此，在建立渗透率模型前先建立了GR属性场，并根据属性值划分不同区域，运用不同的孔渗关系曲线计算相应的渗透率场，并以此作为趋势约束体，建立符合地质认识及沉积规律的渗透率模型。

基于油藏数值模拟结果，认为3、4号心滩已被开发井钻遇并生产动用，其心滩的储量规模与井点动储量匹配。其它1、2、5号心滩与已动用心滩之间存在弱振幅条带（泥质含量较高区域，连通性差），且离现有开发井相对较远，为剩余气富集区。其中5号心滩左侧发育一期废弃河道，沉积物粒度相对较细，能够起到较好的遮挡作用，因此5号心滩暂时未被开发井动用或未被有效动用，是最优的挖潜目标，1、2号心滩次之。

5 结论

（1）应用储层构型理论结合地震相特征，从复合河道、单一河道、单一河道内单一砂体等3个层级对研究区分流河道砂体开展了精细解剖并分别进行定量表征，河道整体呈南北向展布，可划分为4期单一河道，其中单一河道级次进一步总结出孤立型、接触型、切叠型和叠置型等4类砂体接触关系。

（2）定量表征了单一河道内心滩，归纳其形态特征，统计其长度、宽度等几何参数，分析表明其长宽比分布规律与现代沉积心滩的发育规律一致，补充了研究区河流相储层构型解剖地质知识库。

（3）根据构型解剖结果，采用构造建模、相控约束、人机交互等方法，建立了趋近于地质体地下真实形态及叠置接触关系的三维构型模型、储层相模型和储层参数模型，准确寻找到剩余未动用优质油气储量，为低渗油气田经济有效开发提供了可靠的地质依据。