浅海重力流复杂连通气藏实施风险定量评价技术

李 佳 叶 青 周 伟 彭 旋

中海石油（中国）有限公司海南分公司研究院

0 引言

近年来，南海西部海域高温高压天然气领域不断获得突破，已成为南海西部天然气勘探开发、增储上产的重要领域之一。但多个气田开发过程中发现：高温高压气藏具有实施难度大、储层非均质性强、砂体连通关系复杂、气水分布复杂等特点，尤其是砂体边部井控程度低的区域，储层、含气性均没有得到有效证实，导致多口边部风险井落空，严重制约了气田开发井的实施效果。

本文基于对相邻相似及本区的参数进行统计分类，对沉积相带进行分类与排序，将相带分为优势相带、次优相带以及非优相带，再基于相带类型对井点处钻遇优质储层的概率进行计算,明确每个相带钻遇优质储层的概率，再进一步评价储层内所含有的流体以及流体的性质。

含气性风险评价主要包括砂体连通情况、邻井钻探情况、及单点含气性分析三个方面。首先是井位所在砂体的钻探情况，如果同一砂体内已有钻井，则根据砂体精细刻画的结果对砂体内的连通关系进行评价，如果砂体内尚未钻探其他钻井，则需要对待钻砂体周边的砂体进行含气性评价，之后再评价已钻砂体与待钻砂体之间的连通情况。不同砂体之间的流体连通情况主要分为3类：①区域气水连通，待钻砂体与已钻砂体之间为连通关系，且待钻砂体属于已有钻井揭示的区域气水系统之中，此时待钻井位的流体风险较低；②区域气水局部连通，待钻砂体与已钻砂体之间相互接触，但连通关系较为复杂，因此需要对连通关系进行定性—半定量的评价；③待钻砂体与周边已钻砂体均不连通，砂体自身形成一套孤立于区域流体系统的孤立气水系统，此时需要结合烃类检测分析明确含气性风险[1-6]。

1 区域地质概况

东方13区位于南海北部大陆架西区的莺歌海盆地，位于莺歌海盆地中央底辟构造带，东方A底辟背斜构造是一个近似穹隆状的短轴背斜，为深层的欠压实泥岩在高温高压作用下，塑性流动上拱，形成穹隆状的背斜。东方13X气田砂体向东超覆在A气田底辟背斜构造上尖灭，东方13B砂体位于东方A气田底辟构造的西北部，向东南方向尖灭，浅海陆架背景非典型的浅海重力流海底扇沉积[7-9]。

2 技术方法及思路

2.1 沉积相带赋值及依据

根据已钻井所钻遇的微相类型与储层特征，将沉积微相分为3类，优势相带、次优相带以及非优相带。其中优势相带以限制性水道、半限制性水道以及非限制性水道为主，岩性以中—厚层状，中—细砂岩为主，物性好，孔隙度15%～20%，渗透率多在50～150 mD；次优相带以水道化朵体微相为主，岩性为中—薄层粉细砂岩，物性较好，孔隙度15%～20%，渗透率多在10～100 mD；非优相带以朵体微相为主，岩性以泥质粉砂岩为主，泥质含量多在20%以上，物性中—差，孔隙度10%～15%，渗透率1～10 mD。

基于对不同相带钻井钻遇储层厚度进行归一化，得到不同相带储层钻遇概率，其中优势相带的优质储层钻遇概率为0.9，次优相带为0.8，非优相带为0.2。归一化公式为：

式中Gk为地质参数归一化值，Xk为地质参数井点值，Xmax为地质参数井点值的极大值，Xmin为地质参数井点值的极小值（图1）。

图1 东方13区X气田I气组沉积相带赋值图

研究区已钻井均位于厚度稳定且延伸大于1 km的砂体之中，对井点数据进行均一化后，得到储层钻遇概率为0.9。

通过求取求变异系数，对储层钻遇概率的两个参数的权重进行分析，其中，相带参数对储层钻遇概率的权重为0.89，砂体厚度与连续性参数对储层钻遇概率的权重为0.11。因此，在进行储层钻遇概率的评价中，沉积微相应该作为首要考虑因素。变异系数的求取公式为：

式中Qk为地质参数的权重系数，Std（Gk）为地质参数归一化值的标准差，Gmean为地质参数的平均值。

2.2 连通性赋值及依据

基于地震资料（包括原始地震资料、后处理地震资料、波形相控反演资料以及正演资料），对已钻砂体和待钻砂体之间的连通关系进行定性判别，基于定性判别的结果对连通概率进行赋值，通过对大量基于地震资料判别的连通性赋值的统计求取已钻砂体与待钻砂体之间的连通概率，存在4种程度的相变以对应不同连通性的情况（图2）：明显相变、中等相变、弱相变和不明显相变。其中明显相变对应的连通概率为0.1～0.2，中等相变对应连通概率为0.3～0.5，弱相变对应连通概率为0.6～0.8，不明显相变对应的连通率为0.9～1.0[10-11]。

图2 东方13区连通性赋值图

2.3 含气性赋值及依据

2.3.1 单点AVO检测

当靶区与周边砂体不连通的情况下，则通过流体检测对含气性风险进行分析，结合东方区成熟区块分析，单点AVO及属性是最有效的烃类检测手段，对靶点边部风险井烃检结果显示，均为弱Ⅲ～Ⅳ类，属于同一级别，结合不同的流体流体概率反演，砂体含气性特征明显，但对于含气水层、气水同层与气层的准确识别仍无法有效地区分[12-14]。

2.3.2 属性赋值

结合区域属性图及井点资料统计，属性和厚度与孔隙度的相关性较好，呈线性特征，基于此，对属性值分类统计，结合该区已钻井统计，属性值小于300的，实钻基本为偏干偏泥特征，钻遇气层概率为0.2，属性值在300～600的，属于过渡区，钻遇气层概率为0.5，属性值大于600的，属于较好含气区，在属性值大于600的区间，钻遇气层概率为 0.9（图 3-4）。

图3 东方13区I气组振幅与气层厚度关系图

图4 东方13区I气组孔隙度分布图

3 方法应用

基于以上分析，对气田边部高风险井（B14HH/B15H/B7/B11)进行排序分类。

B14HH井处于水道化朵体微相（图5），为次优相带（钻遇优质储层概率0.8，权重0.89，加权概率0.712），地震同相轴剖面和反演剖面结果预测砂体可知，B14H井所在砂体连续且厚度稳定（钻遇优质储层概率0.9，权重0.11，加权概率0.099），侧向延伸大于1 000 m，据此，B14H井钻遇优质储层的概率为0.811。

B14H井砂体周边发育3个砂体，其中B15井砂体未进行钻探，无法作为B14H井砂体风险评价的基础。因此，邻近的B16s1-B9-2砂体和A10-A7砂体（代表了区域气水系统）可以作为B14H井砂体含气性风险评价的基础。选取通过两套砂体的地震剖面对砂体的连通概率进行评价，评价结果为：B14H井砂体、2-6井砂体、A10H井砂体同时连通为0.162；B14H井砂体、2-6井砂体、A10H井砂体同时不连通为0.358；B14H井砂体与2-6井砂体连通、与A10H井砂体不连通为0.248；B14H井砂体与2-6井砂体不连通、与A10H井砂体连通为0.232。

基于周边砂体已钻井的结果，B16-B9-2砂体和A10-A7砂体可以作为“B14H井砂体属于区域气水系统”情况的气藏特征的参考；B7井砂体和2-11井砂体为孤立于区域气水系统之外的砂体，可以作为“B14H井砂体为独立气水系统”这一情况的气藏特征的参考[15-20]。

综合储层风险分析与连通性分析结果以及周边井钻遇情况，总结B14H井可能钻探结果图中为6种结果（图6）。

图6 B14H井模式分析图

B14H井可能的钻探结果1：为0. 131的概率钻遇属于区域气水系统的优质储层，气水分布情况为纯气层（2-6井砂体、A10H井砂体同时连通）。

B14H井可能的钻探结果2：为0. 201的概率钻遇属于区域气水系统的优质储层，气水分布情况为纯气层（与2-6井砂体连通、与A10H井砂体不连通）。

B14H井可能的钻探结果3：为0. 188的概率钻遇属于区域气水系统的优质储层，气水分布情况为纯气层（与2-6井砂体不连通、与A10H井砂体连通）。

B14H井可能的钻探结果4：为0.290的概率钻遇属于独立气水系统的优质储层，B14HH井区振幅属性725，含气概率0.9，属于高含气区，气层/气水层概率各为0.261，钻遇水层概率为0.029。

B14H井可能的钻探结果5：为0.189的概率钻遇干层/差储层。

最终，B14H井钻遇优质含气储层的概率为0.782，钻遇非气层的概率为0.218。并对4口风险井进行排序，B7井已钻为水层，B14HH井优先钻探，B15H井优化后钻探，B11井优化后再评价。

B14HH井实钻揭示为优质砂体储层，钻遇率96%，B15H井钻遇主要以特低渗气为主，含少量气层，B7井钻遇气水同层，B11井钻遇物性差的特低渗气层，基本与预测一致。

4 结论

1）本次研究根据沉积相与储层综合评价成果，结合已钻井资料统计，通过参数分类与优选，建立了研究区的风险潜力定量评价方案与流程，对4口高风险井进行了风险潜力定量评价，并提出了4口井开发的实施建议，最终4口井开发钻探成功率达到75%，研究成果进一步指导了周边气田群钻前优化和开发生产的高效实施。

2）将传统的实施风险分析方法整合归一为储层与含气性风险，储层风险评价的核心是对不同沉积微相类型内钻遇优质储层概率的评价，含气性风险的核心在已钻砂体与待钻砂体之间的连通情况及烃类检测。

3）建立以优质储层钻遇概率和砂体连通概率为核心的风险潜力半定量评价方法，结合已实施井验证该方法的适应性，同时对后续开发井进行评价，提出合理的井位、井型等方面的优化建议。