流花11-1生物礁油田底水快速錐進(jìn)研究

劉明全，馮全雄，肖　為，吳其林，但志偉

流花11-1生物礁油田底水快速錐進(jìn)研究

劉明全1，2，馮全雄2*，肖為3，吳其林3，但志偉3

1.中國地質(zhì)大學(xué)（武漢）資源學(xué)院，湖北 武漢 430074；2.中國海洋石油國際有限公司，北京 東城 100010；3.中海油能源發(fā)展鉆采工程研究院地球物理研究所，廣東 湛江 524057

流花11-1生物礁油田是中國新近系目前發(fā)現(xiàn)的最大整裝型生物礁油田，油田開發(fā)期間在不同構(gòu)造部位的油井含水上升速度不同，前人已對油田含水地質(zhì)因素進(jìn)行分析，但對油田含水上升迅速的源頭認(rèn)識不足，嚴(yán)重制約了油田的采收。將層序地層學(xué)理論、碳酸鹽巖成巖作用機(jī)理和構(gòu)造運動相結(jié)合，平面上依靠高分辨率三維地震資料條件下利用疊前AVO反演的G屬性所刻畫的油水界面平面展布圖，縱向上依靠疊前同步反演獲得的vp/vS剖面圖和密度轉(zhuǎn)換的孔隙度剖面圖，發(fā)現(xiàn)了多處底水刺穿油水界面形成的上竄通道，有力地論證了17.5 Ma和16.5 Ma層序界面附近暴露時產(chǎn)生的溶洞、溶縫及東沙運動產(chǎn)生的裂縫為流花11-1生物礁油田底水快速錐進(jìn)的源頭，其中溶洞為主要底水上竄通道。

生物礁油田；底水錐進(jìn)；地質(zhì)成因；AVO；疊前同步反演；喀斯特化

網(wǎng)絡(luò)出版地址：http：//www.cnki.net/kcms/detail/51.1718.TE.20150330.1716.005.html

劉明全，馮全雄，肖 為，等.流花11-1生物礁油田底水快速錐進(jìn)研究［J］.西南石油大學(xué)學(xué)報：自然科學(xué)版，2015，37（2）：49-56.

Liu Mingquan，F(xiàn)eng Quanxiong，Xiao Wei，et al.Fast Coning of Bottom Water in Bioherm Oilfield of LH11-1［J］.Journal of Southwest Petroleum University：Science&Technology Edition，2015，37（2）：49-56.

引言

流花11-1油田位于中國南海北部珠江口盆地中央隆起帶北段的東沙隆起中部，距香港東南約220 km。1987年初以鉆探新近系生物礁油田為目的的LH11-1-1A井在新近系中新統(tǒng)珠江組中見到463.5 m的灰?guī)r，灰?guī)r頂部油層厚75 m，初試日產(chǎn)原油356 m3。此后，在LH4-1-1、LH11-1-3、LH11-1-4和LH11-1-2井均鉆遇該套油層，確定了流花油田。該油田包括LH11-1、LH4-1和LH11-1E等3個油田，控制儲量達(dá)2.16×108t，其中流花11-1油田面積最大（53.6 km2），鉆井最多，控制儲量達(dá)1.56×108t。流花11-1油田于1993年經(jīng)國家批準(zhǔn)開發(fā)，開發(fā)設(shè)計水平井25口，1994年開始開發(fā)，1996年正式投產(chǎn)，至1997年底水平井全部投產(chǎn)。油田投產(chǎn)后，油田含水上升迅速，產(chǎn)量遞減快，正式投產(chǎn)至2001年12月累計產(chǎn)油1 018.5×104m3，綜合含水高達(dá)93.8%，在不同的構(gòu)造部位的油井上升速度不同，其動態(tài)特征受地質(zhì)因素所控制［1］。

流花11-1油田是在二維地震勘探基礎(chǔ)上發(fā)現(xiàn)的，為了配合開發(fā)，于1997年3月采集處理了高分辨率的三維地震資料。在流花11-1油田的周邊發(fā)現(xiàn)了多個大型的落水洞，但油田中心部位卻無此類發(fā)現(xiàn)，對油田含水上升迅速的源頭仍認(rèn)識不足。2009—2010年開展國家重大專項子課題“海洋深水區(qū)油氣勘探關(guān)鍵技術(shù)”時，選取流花11-1油田進(jìn)行地球物理方法試驗，取得突破性進(jìn)展。根據(jù)珠江組下段碳酸鹽巖同生期、表生期溶縫、溶洞的成巖作用背景，結(jié)合東沙運動的影響造成碳酸鹽巖頂板破裂與崩塌的構(gòu)造特征，依靠疊前AVO反演的G屬性和疊前同步反演獲得的密度屬性演化出來的孔隙度數(shù)據(jù)體和縱橫波速度比（vP/vS）數(shù)據(jù)體，探索了流花11-1生物礁油田快速錐進(jìn)的底水源頭。

1　流花11-1油田儲層的特點

流花11-1油田位于東沙隆起中部的軸部，LH11-1-1A井在新近系下中新統(tǒng)珠江組中鉆遇碳酸鹽巖厚達(dá)463 m，灰?guī)r頂部有75 m厚油層，油層之下為水層和干層，其后，LH11-1-3井和LH11-1-4井均鉆遇該油層，鉆井終止于水層。就巖芯來看，流花11-1油田的含油層段中可以看到縱向上物性好壞相間及在平面上具層狀分布的特點。把油田內(nèi)地層自上而下劃分為從A到F共6個巖性段，其中A～E是主要含油段，F(xiàn)段主要為水層，僅西部局部地區(qū)含油（LH11-1-4井測井解釋F段頂部有2.0 m油層）。中子密度曲線解釋在縱向上有高低相間的6分特點。3個低孔隙段（A、C、E）及3個中-高孔隙段（B、D、F）。巖芯觀察結(jié)果如下：

A段：厚3.1～4.0 m，平均孔隙度10.7%～14.5%，平均滲透率 6.4～27.6 mD，平均含水飽和度50.8%～64.8%。

B段：厚17.5～26.9 m，孔洞較發(fā)育，B段可細(xì)分為B1、B2、B3段，其B1及B3為高孔滲段，中部B2段為高～低滲透性薄層間互段。B段平均巖芯孔隙度20.9%～29.6%，滲透率391～1 244 mD，含水飽和度38.1%～43.3%。

C段：厚2.9～7.6 m，巖性相對致密，孔隙度發(fā)育不均，且連通性差，局部充填膠結(jié)重，各類微裂縫發(fā)育，以垂直溶蝕縫及裂縫為主，伴以少量縫合線。本段為相對低孔滲段。到油田東部3井物性相對變好，平均孔隙度13.5%～17.9%，滲透率81.0～243.0 mD，平均含水飽和度20.1%～30.4%。

D段：厚11.5～18.5 m，孔隙發(fā)育，且連通性好。礁灰?guī)r中大小溶洞發(fā)育，部分灘相灰?guī)r巖芯松散，固結(jié)差，似“糖粒狀”，局部灘相灰?guī)r除孔隙發(fā)育外，伴有少量層間縫。該段為中、高孔滲段，平均巖芯孔隙度25.8%～30.7%，滲透率514.0～2 383.0 mD，含水飽和度低，平均為13.9%～29.7%。

E段：厚16.0～18.4 m，為相對低孔滲段，是物性好的油層與物性差的油層不等厚間互出現(xiàn)，且表現(xiàn)為上部油層物性比下部油層好。在巖性較致密的層段中各類微裂縫發(fā)育，以縫合線居多，少量垂向溶縫及小裂縫。但各類縫充填較重，充填物有方解石、瀝青及少量白云石等。除4井附近井區(qū)外，該段6.9%～38.5%。以稠油層為主，原油氧化程度高。

F段：厚91.6 m，該段灰?guī)r經(jīng)歷了強(qiáng)烈的溶蝕作用，普遍“白堊化”，孔隙相當(dāng)發(fā)育，聯(lián)通性好，平均巖芯孔隙度24.1%～31.2%，滲透率533.0～794.0mD，所在油田大部分地區(qū)為水層，僅在西部高于油水接觸面的局部地區(qū)形成小范圍的油層。

壓力分析和油水關(guān)系研究表明，所有油層均屬于同一壓力系統(tǒng)，并具有統(tǒng)一油水界面。流花11-1油田為一個生物礁地層圈閉—塊狀底水油田，其地質(zhì)剖面如圖1所示。

圖1　流花11-1礁灘灰?guī)r油田剖面圖（據(jù)深圳分公司研究院）Fig.1　Geological section map of LH11-1 reef flat limestone oilfield（From CNOOC Limited Shenzhen Branch）

2　底水快速錐進(jìn)地質(zhì)成因研究

酸鹽巖臺地沿層序界面溶蝕成喀斯特地貌通常導(dǎo)致一系列的獨特地形，包括不同體積的落水洞和溶蝕洞、垂直柱、暗河、干河以及滲流和潛流溶蝕洞穴［2］。層序界面喀斯特的發(fā)育關(guān)鍵是氣候，特別是水、CO2和溫度，但原巖的基質(zhì)孔隙和滲透性非常重要，具有斷層、縫合線和層理的致密碳酸鹽巖有利于碳酸水的侵蝕和地表喀斯特洞穴的發(fā)育（Jennings，1971）。集中的地下水流過基質(zhì)孔隙度較高的碳酸鹽巖，在缺乏裂縫的情況下不利于喀斯特的發(fā)育，或者形成海綿狀的孔洞（Palmer，1991）；給予足夠的時間和充足的水量，許多碳酸鹽巖臺地都可以發(fā)育喀斯特地貌［3-4］。在降水量高的情況下時間并不是最重要的因素，因為溶蝕侵蝕和降水量為線性變化關(guān)系（White，1988）。持續(xù)時間在幾萬年的高頻海平面旋回可以導(dǎo)致在潮濕氣候條件下沿層序界面形成喀斯特特征?？λ固氐某霈F(xiàn)沒有獨特的巖相或發(fā)育位置，喀斯特化可以影響所有碳酸鹽巖相，但可能在某些碳酸鹽巖中發(fā)育更好。在地下控制充分的情況下，喀斯特地貌可以在構(gòu)造圖中以封閉的凹陷（落水洞）來識別［5-7］。

流花11-1油田的含油儲層是在21.0 Ma之后的海侵期沉積的生物礁、灘型碳酸鹽巖儲層，在這期海侵期中仍包含著兩個次級海侵—海退沉積旋回和最后一次的海侵生物礁生長消亡的過程（圖1）。21.0 Ma之后的兩個沉積旋回中的高位晚期喀斯特化現(xiàn)象較為典型，喀斯特化最為明顯的兩期較長時間的暴露面分別為17.5 Ma和16.5 Ma層序界面，推測產(chǎn)生落水洞、溶蝕洞、潛流溶蝕洞等，經(jīng)過最后一次海侵生物礁生長消亡的過程，取而代之的是長期的碎屑巖沉積，近700～800 m。LH11-1-1A井鉆遇碳酸鹽巖厚463 m，鉆井揭示有較長的17.5 Ma和16.5 Ma層序界面附近兩期碳酸鹽巖臺地表生期暴露期以及多期短暫的四級層序海退半旋回的碳酸鹽巖臺地同生期暴露影響較大（圖2），直接造成了該井縱向上儲層的非均質(zhì)性（圖1），驗證了上述17.5 Ma和16.5 Ma兩個層序界面附近的高位晚期喀斯特化特征［8］。

到8.2 Ma左右，太平洋板塊及菲律賓板塊向歐亞大陸板塊擠壓碰撞，引起東沙構(gòu)造運動的發(fā)生［8］。受東沙運動的影響，先后在17.5 Ma和16.5 Ma兩個層序界面附近原有喀斯特化的一些大型的落水洞、溶蝕洞附近優(yōu)先產(chǎn)生斷層，在上覆地層的重壓和東沙運動引起的橫向沖撞作用下，使得碳酸鹽巖頂板破裂而塌陷，帶動了頂板以上碎屑巖地層的破裂塌陷或下凹彎曲［9-10］。之后，在5.0 Ma左右東沙運動二幕（又稱為流花運動）比前次作用力要弱，僅對個別的大型落水洞，溶蝕洞造成進(jìn)一步的塌陷，也進(jìn)一步帶動上覆地層的塌陷與向下凹陷［1112］。

流花11-1油田三維地震Inline365測線保幅處理地震剖面如圖3所示。圖中地震剖面方向為南東東—北西西向，在油田區(qū)內(nèi)由左向右三口井依次為LH11-1-4、LH11-1-1A和LH11-1-3井，在LH11-1-1A與LH11-1-4井間靠近LH11-1-4井附近也可以見到較明顯的坍塌現(xiàn)象，帶動著珠江組上端和韓江組地層的向下凹陷彎曲；除此之外，在LH11-1-4井以西油田外圍的大型落水洞造成洞頂塌陷很明顯，造成了16.5 Ma以上沉積的地層都跟著向下塌陷（見于剖面左端）。另外在LH11-1-1A與LH11-1-3井間，靠近LH11-1-3井附近，也可以見到灰?guī)r頂微微下彎，油層E層反射能量局部減弱和反射同相軸有輕度“下凹”現(xiàn)象。在F層內(nèi)部可見到同相軸的斷續(xù)減弱和傾斜現(xiàn)象。F層的頂界就是17.5 Ma層序界面，經(jīng)過較長期暴露地表喀斯特化的頂面。

圖2　珠江口盆地（東部）珠江組典型同生成巖暴露溶蝕特征Fig.2　Typical syngenesis diagenesis exposed dissolution features at Pearl River Formation，eastern Pearl River Mouth Basin

圖3　Inline 365保幅處理偏移剖面Fig.3　Amplitude-preserving processing migration section at Inline 365

由疊前同步反演獲得的密度轉(zhuǎn)換來的孔隙度剖面如圖4所示［13］，從左向右井依次為LH11-1-4、LH11-1-1A和LH11-1-3井。從圖4可以看出LH11-1油田的E層是致密油層，孔隙度普遍較?。樘m黑色—紫色所示，孔隙度在5.0%～18.0%，主要集中在＜8%范圍內(nèi)），在LH11-1-1A與LH11-1-3井間A～E層均明顯下彎，E層還可以見凹陷現(xiàn)象，在凹陷部位正下方的F層下部見明顯的高孔隙度異常段（孔隙度＞45%為深綠色）。在縱向上有一定厚度，在橫向上延伸不長，高孔隙度段突然中斷，這種高孔隙異常特征反映了溶洞特征；在LH11-1-1A與LH11-1-4井間近LH11-1-4井附近，在F層上面的E層可見到明顯的輕度錯段坍塌下凹特征。

圖3、圖4都論證了流花11-1油田的F層是典型的高位晚期喀斯特化現(xiàn)象，明顯F層內(nèi)有較多的落水洞、溶蝕洞、潛流溶蝕洞存在，在長期巨厚上覆地層的重壓下，經(jīng)受不住東沙運動的外力作用而使得較多的溶蝕洞、潛流溶洞及大型的落水洞灰?guī)r頂板破裂而坍塌陷落，造成了一些滲透性很高的柱狀或墻狀垂直體。這些高滲體形成之初正是惠州富烴凹陷排烴高峰期，它們便成了流向流花11-1生物礁、灘儲集的便利通道，油流充注得以充分，促成了流花11-1油田的形成。流花11-1油田的A～E層被油全充滿，F(xiàn)層是水動力通過層，便成了油田的底水水層，油田內(nèi)部達(dá)到了靜態(tài)平衡。

當(dāng)流花 11-1油田進(jìn)入開發(fā)期，由于大量液（油、水等）被采出，破壞了油田的自身壓力平衡，再加上油田外圍的大型落水洞的高水柱通過與碳酸鹽巖喀斯特化的地下網(wǎng)洞體系施壓，驅(qū)使F層的地下水通過E層中的高滲通道上竄，再通過高滲透性的柱狀或墻體狀垂直體向四周浸潤擴(kuò)散而維持動態(tài)平衡，造成離通道和高滲透體愈近的生產(chǎn)井水量就愈大，這是流花11-1油田在正式投產(chǎn)進(jìn)入開發(fā)期不久便出現(xiàn)油田含水上升迅速、產(chǎn)量遞減快的根本原因。

圖4　聯(lián)井孔隙度剖面Fig.4　Well correction porosity profile

3　利用疊前地球物理方法研究底水快速錐進(jìn)

對流花地區(qū)的10口碳酸鹽巖鉆井的地球物理測井資料的整理與分析，認(rèn)識到縱橫波速度比（vP/vS）與儲層的孔隙度大小基本無關(guān)，與油層的含水飽和度呈線性關(guān)系，如圖5所示。擬合縱橫波速度比與含水飽和度之間的關(guān)系，得到公式（1）。式中：vP—縱波速度，m/s；vS—橫波速度，m/s；Sw—含水飽和度，%。

圖5　縱橫波速度比與孔隙度交會圖Fig.5　Crossplot between vP/vSand porosity

由公式（1），有含水飽和度分別為0，40%，60%，70%，80%，90%，95%時，vP/vS分別為1.982，2.054，2.089，2.107，2.125，2.143，2.152?？煽闯龊退畬蛹八畬拥膙P/vS≥2.14，而具有一定含水飽和度的油層一般小于2.14，隨含水飽和度的降低vP/vS變得愈小?？梢杂胿P/vS=2.14為界來識別油層和水層，還可以用vP/vS的大小來劃分油層的含水飽和度的高低［14-15］。

流花11-1油田碳酸鹽巖儲層的AVO特征分析可用LH11-1-1A井AVO模型正演結(jié)果來進(jìn)行分析［16-19］，LH11-1-1A井的AVO模型正演結(jié)果如圖6所示。

沿AVO反演的三維G屬性數(shù)據(jù)體中按解釋的油水界面（F層頂界）提取G屬性，其平面分布圖如圖7所示。

從G屬性平面圖可見，沿F層頂面有高G值區(qū)（G＞60，紫色區(qū)）大面積連片分布，可以將G屬性的高值紫色區(qū)域圈定為油水界面在E層與F層之間分布范圍。紫色區(qū)外為水層分布區(qū)。同時，在這一大片紫色區(qū)內(nèi)部存在著分散的呈蘭綠色（G＜60）和灰白色（G＜10）小范圍分布。它們有的呈近似團(tuán)塊狀（分布在油田南區(qū)），有的呈斷續(xù)星云式的條帶狀（分布在油田的西區(qū)），有的呈彎曲的線條狀（位于油田中央與東區(qū)之間），LH11-1-4井就位于河道式的條帶狀分布帶的旁邊。LH11-1-1A井與LH11-1-3井間，近LH11-1-3井附近有彎曲的細(xì)線條狀的低G值分布。

根據(jù)LH11-1-1A井的AVO模型正演提示，低G值區(qū)為水層界面反映的認(rèn)識，認(rèn)為油層E的底部已經(jīng)有多處出現(xiàn)透水現(xiàn)象，F(xiàn)層中的水已經(jīng)在低G值分布處上竄到上面的油層中。該低G值分布點就是流花11-1油田中底水錐進(jìn)的源頭。

為了判斷這種單因素的地球物理參數(shù)在流花11-1油田對油水界面的分布是否為真實的反映，通過聯(lián)LH11-1-4井、LH11-1-1A井和LH11-1-3井的疊前反演所得的縱橫波阻抗所計算的vP/vS剖面予以說明。

圖6　LH11-1-1A井AVO模型正演Fig.6　AVO forwarding modeling section of Well LH11-1-1A

圖7　沿F層頂面G屬性平面圖Fig.7　G attribute map of top F formation

圖8是聯(lián)井vP/vS剖面。如圖8所示，在油層E層段以上，vP/vS值均小于2.14，在2.0～2.1，E層的vP/vS值一般在2.05～2.12。F層的vP/vS值均大于等于2.16。在LH11-1-1A井與LH11-1-3間，靠近LH11-1-3井附近F層頂界面下凹段可見紅色層段（E層段）中有幾處蘭綠色（vP/vS=2.16～2.19）呈星星點點的顯示，表明在該處底水已經(jīng)竄入E層。在LH11-1-4井附近，E層的紅色區(qū)已明顯出現(xiàn)較大范圍的減薄，大部分被蘭綠色的條帶所代替，表明該地段的E層已成篩孔狀被水向上竄入，個別處被穿透進(jìn)D層底部。vP/vS的聯(lián)井剖面驗證了由G屬性反映的油水界面分布區(qū)中的低G值區(qū)為水的通道區(qū)，流花11-1油田中的底水就是通過該處通道往上進(jìn)入油層中，是底水快速錐進(jìn)的源頭。

圖8　LH11-1-4井、LH11-1-1A井和LH11-1-3井聯(lián)井vP/vS剖面Fig.8　Well correction vP/vSprofile between LH11-1-4，LH11-1-1A and LH11-1-3

4　結(jié)　語

（1）17.5 Ma、16.5 Ma兩個層序界面均為暴露不整合面，產(chǎn)生了不同規(guī)模的落水洞、溶蝕洞、潛流溶蝕洞等，疊置后期東沙運動構(gòu)造應(yīng)力作用，引發(fā)落水洞附近斷層、裂縫的產(chǎn)生，是流花油田油氣充注有利通道；但伴隨油田開采，在17.5 Ma層序界面附近油田底水邊界附近的溶蝕洞、落水洞成為底水錐進(jìn)的主要通道。

（2）在流花11-1生物礁油田，將高分辨率的層序地層學(xué)分析技術(shù)與地球物理疊前的AVO反演技術(shù)及同步反演相結(jié)合，能有效地識別出油田底水快速錐進(jìn)的源頭。針對與流花11-1油田儲層結(jié)構(gòu)特點（水層孔隙度明顯高于油層）相似，并且具有統(tǒng)一油水界面的底水油田，可以在模型正演的指導(dǎo)下采用疊前AVO反演所得的G屬性數(shù)據(jù)體來研究油水界面的平面展布特征，發(fā)現(xiàn)底水錐進(jìn)的通道，并利用疊前同步反演獲得的vP/vS數(shù)據(jù)體來研究地震采集當(dāng)時的油水空間分布狀況。

（3）采用地質(zhì)分析與地球物理驗證緊密相結(jié)合的研究思路，探索了流花11-1油田開發(fā)過程中底水快速錐進(jìn)的源頭，研究成果對油田進(jìn)入開發(fā)后期布設(shè)生產(chǎn)井和接替井，延長油田壽命，提高采收率具有不可替代的作用。對于油田含水上升迅速，產(chǎn)量遞減快的油田，更應(yīng)該找準(zhǔn)底水錐進(jìn)的通道，對通道附近的生產(chǎn)井應(yīng)當(dāng)采取限產(chǎn)或短期關(guān)停，在接替井位布設(shè)時更要遠(yuǎn)離通道，這樣可以緩減底水上升速度，避免因底水上升過速而淹沒油層。

（4）流花11-1油田的最新地震三維采集時間為1997年3月，采集的地震資料只能反映采集當(dāng)時的地下信息，由于油田的長期開采，油田地下情況，特別是油水分布已經(jīng)有了很大的變化，情況不明，建議重新安排高分辨率的三維地震采集和處理。

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劉明全，1973年生，男，漢族，四川瀘州人，高級工程師，碩士，主要從事油氣勘探技術(shù)研究及管理。E-mail：liumingq@cnooc.com.cn

馮全雄，1977年生，男，漢族，貴州六盤水人，工程師，博士，主要從事勘探技術(shù)研究及生產(chǎn)管理工作。E-mail：fengqx@cnooc.com.cn

肖 為，1984年生，男，漢族，湖北天門人，工程師，主要從事地震勘探資料處理與反演工作。E-mail：xwei333@163.com

吳其林，1982年生，男，漢族，四川瀘州人，工程師，博士，主要從事地震勘探資料處理與反演工作。E-mail：wuql@cnooc.com.cn

但志偉，1980年生，男，漢族，湖北赤壁人，工程師，主要從事地震勘探資料處理與反演工作。E-mail：danzw@cnooc.com.cn

編輯：王旭東

編輯部網(wǎng)址：http：//zk.swpuxb.com

Fast Coning of Bottom Water in Bioherm Oilfield of LH11-1

Liu Mingquan1，2，F(xiàn)eng Quanxiong2*，Xiao Wei3，Wu Qilin3，Dan Zhiwei3
1.School of Resources，China University of Geosciences（Wuhan），Wuhan，Hubei 430074，China 2.CNOOC International Limited，Dongcheng，Beijing 100010，China 3.CNOOC EnerTech Drilling Engineering Geophysics Institute，Zhanjiang，Guangdong 524057，China

Up to now，the bioherm oilfield of LH11-1 is the largest uncompartmentalized one in tertiary systems in China. In the developing period，the water cut in the different formations and structures is rising at various velocities.Although field water-composing geological factors were analyzed before，there is still lack of understanding and recognition on the sources of fast water-cut rise，which might severely restrict oil recovery.By the combination of sequence stratigraphy，carbonate rock diagenesis mechanism and tectonic movement，horizontally referring to the oil-water interface planar layouts featured by G attributes of AVO pre-stack inversion under the condition of high resolution 3-D seismic data，and vertically considering the vp/vSobtained through pre-stack simultaneous inversion and the porosity profile of density conversion，the authors find the ascending channels formed by multiple bottom-water piercing oil-water interface，convincingly verifying that the Karst caves and seams created when the nearby areas surrounding the sequence interfaces between 17.5Ma and 16.5Ma get exposed，and the fractures formed by Dongsa movement are the three sources for Fast Coning of Bottom Water in the bioherm Oilfield of LH11-1.Among them，the Karst caves are the major ascending channels.

bioherm oilfield；bottom water coning；geological factors；AVO；pre-stack simultaneous inversion；karstlization

10.11885/j.issn.1674-5086.2012.12.24.01

1674-5086（2015）02-0049-08

TE33+1

A

2012-12-24網(wǎng)絡(luò)出版時間：2015-03-30

馮全雄，E-mail：fengqx@cnooc.com.cn

國家科技重大專項（2008ZX05025）。