海上油田大井距条件下薄互储层刻画方法——以渤海湾盆地P油田3井区馆陶组为例

刘英宪 甘立琴 徐中波 张 章 郑金定

（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452）

0 引言

在油田开发方案设计阶段，储层刻画的精确程度决定了基础井网和井距的可靠性。海上油田薄互储层横向变化快，在大井距条件下井间储层无法得到准确预测。目前薄互储层预测主要依靠地震资料的提频、分频、属性切片、复合地震属性以及地震资料反演等技术［1-4］。近年来，地震反演技术有了较大地提升，提出了基于波形对比的地震反演、基于地震相控储层反演和基于多种属性的地质统计学反演等技术，能将多种地震资料优势结合，从而更好地反映薄互储层空间展布情况［5-8］。以上薄互储层刻画方法由于受初始模型的影响，井网越密，储层预测精度越高；而对于大井距条件下的薄互储层刻画等问题，由于受井网密度的限制，现有方法预测出的井间储层分布均存在一定多解性，预测精度不能满足大井距条件下油田开发的需要。

本文针对大井距条件下薄互储层刻画预测精度低的难题，以渤海湾盆地P油田3井区馆陶组为例，采用正-反演相结合的方式明确目标层位的组合砂体地震响应特征，同时综合岩心、测井、地震平-剖特征及研究区沉积相平面展布情况，利用剖面追踪、平面相序结合的方法对井间薄互储层进行刻画，建立了一套基于砂体组合的地震地质综合预测技术。研究成果可降低大井距条件下海上油田开发方案的设计风险。

1 区域地质背景

P油田位于渤海海域中南部，主要含油层系为明化镇组下段和馆陶组，其中明化镇组下段为曲流河沉积，馆陶组为浅水辫状河三角洲沉积［9-10］。油田主体区位于沉积中心，储层厚度大且连续性较好；东南部（3井区）位于沉积边部，储层横向变化快，薄互储层发育，平均单层厚度2.1 m，加之井网密度小，以往利用复合地震属性、地震反演等薄互层预测方法进行储层预测的准确率均较低。

3井区是东西受两组近南北向走滑断层控制、南侧被正断层分割的断裂背斜构造，内部构造平缓，断层不发育，面积16.5 km2，完钻评价井4口，井距1.2～1.5 km。由于3井区位于辫状河三角洲沉积边部，平面受河道频繁改道的影响，储层横向展布范围较小；纵向以薄互层为主，含油层系为馆陶组（L60—L90油组），砂地比约25%，平均单层厚度2.1 m。目标区地震资料解释精度为10道×10道，道间距12.5 m×12.5 m，时间采样率2 ms，主频约32 Hz。结合目的层砂岩反射速度和岩石密度，研究区地震资料纵向分辨率为19.5 m，远高于单砂体平均厚度2.1 m。因此井间储层预测无法依托地震资料按照常规方法进行砂体描述。

2 薄互储层刻画

2.1 砂体描述可行性

地震资料纵向分辨率是指垂向上可识别储层的厚度，Rayleigh准则提出：一个反射波的分辨率极限是1/4波长［11-12］。综合分析研究区地震资料品质，结合目的层砂岩反射速度和岩石密度，根据Rayleigh准则认为3井区地震资料纵向分辨率为19.5 m，远高于平均单层厚度2.1 m。分析4口评价井纵向储层组合规律发现：相邻主力砂体组合厚度为18.5～20.8 m，与地震资料纵向分辨率基本一致。受组合砂体内部泥质夹层影响，地震资料能否对组合砂体进行砂体描述以及地球物理响应特征如何仍需结合正、反演进一步确定。

地震反射是地震波的几何学、运动学、动力学等特征的综合，其界面代表地层波阻抗差异界面，反映岩性、物性、含油性等特征［13-14］。3井区纵向具有多套油水系统，各油组油水界面统一，流体性质相似，地震反射界面主要反映岩性、物性变化。

根据组合砂体与上覆泥岩的关系，可将其分为2类：上覆厚泥岩组合砂体、上覆薄泥岩组合砂体。针对2类组合砂体，采用正演与反演相结合的方式，明确其地震响应特征。结果显示：上覆泥岩较厚时，正、反演结果均表现为双波谷单波峰特征；人为去掉泥岩顶部储层进行正演，结果显示顶部波谷消失，即顶部波谷为泥岩顶部储层的响应，目标组合砂体表现为一谷一峰的特征（图1（a）、（b））。上覆泥岩较薄时，正、反演结果均表现为一谷一峰的特征，人为去掉泥岩顶部储层进行正演，正演结果几乎无变化，即泥岩上部储层厚度小，对地震反射形态的贡献比例低，组合砂体仍为一谷一峰的特征（图1（c）、（d））。综合2类组合砂体的正、反演特征，得出组合砂体地震响应特征为一谷一峰。

图1 不同组合砂体地震响应特征Fig.1 Seismic response of sandbodies with different assemblages

地震反射界面代表地层波阻抗差异界面，其横向变化代表了储层岩性、物性的变化。在完钻评价井岩心、测井等资料井震标定的基础上，可利用波阻抗平面变化反映井间储层分布范围、叠置关系及变化特征。

研究区主力含油层位为L60—L90油组，分析其纵向储层结构，共发育5套分布较稳定的组合砂体。根据组合砂体正-反演地震响应特征，从评价井出发，对5套组合砂体在剖面上进行追踪刻画，井震结合明确井间砂体展布范围、变化特征、叠置关系（图2）。最终点—线—面逐步深化，明确砂体平面分布范围及空间展布特征。

图2 主力组合砂体井间展布Fig.2 Interwell extension of main sandbodies assemblage

振幅类属性主要反映岩性、物性、不整合面和地层层序变化，常用于岩性变化分析。基于5套主力组合砂体追踪结果，分别提取各类振幅属性，并结合评价井测井资料，分析组合砂体厚度与不同振幅属性的相关性。结果表明，最小相对振幅属性与组合砂体厚度相关性较高且呈正相关（图3），4口评价井单井符合率均大于75%。因此，根据最小振幅属性平面展布情况，可初步预测井间组合砂体厚度。

图3 最小相对振幅属性与砂体厚度关系Fig.3 Relation between minimum relative amplitude attribute and sandbody thickness

2.2 地震沉积相

地震沉积相特指可以代表特定沉积相的地震特征组合，包含地震岩性学信息和地震地貌特征2个方面。地震沉积相受沉积环境的影响，不同地质体地震剖面的横向反射特征差异较大［15-17］，主要表现为反射连续性和振幅差异，此外地震内部反射结构、外部形态、频率等亦可辅助识别不同地质体。

由于地震资料是多种信息的综合反应，具有一定多解性，因此地震沉积相分析需结合沉积背景，在测井与岩心标定基础上，从已钻井出发，通过剖面追踪、平面相序组合预测储层展布规律。P油田3井区目的层段为浅水辫状河三角洲沉积，结合岩心、测井、地震平-剖特征及沉积背景建立了研究区浅水辫状河三角洲主辫流带、辫流带边缘、前缘间湾3类亚相的地震沉积相图版（图4）。

图4 浅水辫状河三角洲3类亚相地震沉积相特征Fig.4 Seismic sedimentary facies of 3 subfacies of shallow-water braided river delta

主辫流带亚相：岩性为多段厚层灰色粗—细砂岩，分选好，见槽状层理、斜层理；测井曲线表现为多套箱（钟）形组合；地震剖面为低频、强振幅、连续反射，平面最小相对振幅属性呈片状，相对振幅高（430～800）。

辫流带边缘亚相：岩性为浅灰色中砂岩—泥质粉砂岩互层，泥质含量高，储层较薄，分选较差；测井曲线表现为地震剖面为低频、中振幅、连续反射，平面最小相对振幅属性呈断续片状，相对振幅中等（300～450）。

前缘间湾亚相：岩性以泥质沉积为主，砂岩为薄层灰色细砂岩，分选差，内部见泥质砂岩条带，物性较差；测井曲线表现为指状；地震剖面为高频、弱振幅、弱连续反射，平面最小相对振幅属性呈絮状，相对振幅低（0～330）。

2.3 主力砂组储层刻画

研究区物源方向为南西—北东向，纵向薄互层储层发育，主力组合砂体（L60—L80油组和L90—L100油组）为主要储集层。统计油田密井网区砂体垂向厚度与平面展布宽度规律，砂体平面宽度与垂向厚度呈正相关，其表达式为

式中：b——砂体平面宽度，m；

H——砂体垂向厚度，m。

目标区储层厚度为16～27 m，根据公式（1），目标区储层砂体平面展布宽度为1.4～2.4 km。

基于以上认识，以沉积模式为指导、地震沉积相为基础，从井点出发进行剖面追踪、平面相序组合，完成储层平面展布刻画。主力组合砂体储层沉积亚相刻画结果显示（图5）：L60—L80油组主辫流带位于3井区，并从3井区域向南北方向过渡为辫流带边缘，储层厚度逐渐减薄；L90—L100油组主辫流带位于1井区北部和4井区，向2井区和3井区逐渐过渡为辫流带边缘，储层砂体逐渐减薄。整体表现为水进—水退的过程，主力组合砂体储层展布范围大，平面具有较好的连片性。

图5 3井区沉积相平面展布Fig.5 Areal extension of sedimentary facies in Well 3 Block

在开发方案编制初期，为进一步降低方案的投资风险，在3井区部署了2口先导试验井。实钻结果表明：储层砂体实钻厚度与钻前预测厚度基本一致，误差均小于5 m，误差率小于10%。先导试验井的实施也进一步证明了基于地震沉积相的储层刻画精度比较高，可指导后续的开发方案编制工作。

3 应用实例

3.1 井网部署

井网是指在油田开发过程中，根据油田开采策略所部署油、水井的分布方式［18］。针对3井区弱水体边水油藏及其较小地饱压差的特点，提出进一步补充地层能量的注水开发策略；并通过数值模拟得到反九点、排状、五点注采井网的采收率分别为14.4%、17.1%、18.1%，五点注采井网的采出程度最高，因此研究区优选采用五点注采井网。

注采受效方向直接影响了油田含水率及水驱波及范围，同一井网不同注采受效方向单井及油田含水率、水驱波及范围也不同［19］。基于以上储层展布研究，针对五点井网，运用数值模拟对注采受效方向与储层展布方向呈不同角度，进行含水率及水驱波及范围预测，结果显示（图6）：注采受效方向与储层展布方向一致时，沿储层方向易形成水窜，油井含水率上升速度快，垂直储层方向，注采受效弱；注采受效方向与储层展布方向呈45°夹角时，注水均匀驱替，波及范围大、油田整体含水率上升速度慢。

图6 不同注采受效方向数值模拟Fig.6 Numerical simulation of different injection-production response directions

针对3井区河道砂体南西—北东向储层展布的特点，结合数值模拟研究结果，推荐3井区开发井网采用注采受效方向为南北、东西向的五点井网。

3.2 井距及单井参数

在开发方案设计阶段，井距大小不仅决定了油田采收率的高低及采油速度的快慢，还关系到方案投资的经济效益。实际生产中井距大小取决于储层物性和连通性，而储层物性和连通性则受到沉积相带的控制，评价井4井L60—L80油组由于位于辫流带边缘，物性和连通性较差，试井资料显示探测半径为260～300 m；而L90—L100油组由于位于主辫流带，物性和连通性较好，试井资料显示探测半径可达到300～350 m。因而，基于储层展布分析，同时考虑平面物性变化，提出了主辫流带采用300 m大井距、辫流带边缘采用260 m小井距的变井网井位部署策略。

在确定井网、井距的基础上，单井产油/注水能力预测可进一步提高开发方案精度并降低投资风险。通过分析完钻井储层厚度与渗透率的相关性可以得出：储层厚度越大，渗透率越高，根据储层厚度的平面展布可得到其物性的平面分布。结合评价井物性、试油等资料，分析物性与流度、比采油指数等相关性，进而得到单井产油/注水能力。

3.3 应用效果

依据本文研究成果，在3井区采用井距260～300 m的五点注采井网进行开发方案部署。为了进一步降低方案风险，提前实施2口先导实验井（A1井、A2井）。先导试验注（A1井）采（4井、A2井）井组生产情况证实，基于储层展布特点的井网、井距方案，油水井间注采响应关系较好，2口油井生产稳定，目前累产油约8×104m3，油水井产油/注水能力与钻前预测一致。

4 结论

（1）针对大井距条件下的薄互储层，基于频谱分析的井震耦合，寻找与地震资料分辨率一致的砂体组合，并通过正-反演确定组合砂体的地震响应特征为一谷一峰。

（2）根据组合砂体岩心、测井和地震正-反演特征，建立适合目标区的地震沉积相图版并完成了主力砂组薄互储层刻画。先导试验井完钻结果显示，储层砂体实钻厚度与钻前预测厚度基本一致，误差小于10%，为薄互储层刻画提供了可靠方法。

（3）基于数值模拟，首次在方案设计阶段提出变井网部署策略，优选注采受效方向与河道方向呈45°夹角的五点井网作为基础井网，并通过单井产油/注水能力预测，进一步降低开发方案风险。