海上油田大井距條件下薄互儲(chǔ)層刻畫方法
——以渤海灣盆地P油田3井區(qū)館陶組為例

劉英憲 甘立琴 徐中波 張 章 鄭金定

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452）

0 引言

在油田開發(fā)方案設(shè)計(jì)階段，儲(chǔ)層刻畫的精確程度決定了基礎(chǔ)井網(wǎng)和井距的可靠性。海上油田薄互儲(chǔ)層橫向變化快，在大井距條件下井間儲(chǔ)層無法得到準(zhǔn)確預(yù)測(cè)。目前薄互儲(chǔ)層預(yù)測(cè)主要依靠地震資料的提頻、分頻、屬性切片、復(fù)合地震屬性以及地震資料反演等技術(shù)［1-4］。近年來，地震反演技術(shù)有了較大地提升，提出了基于波形對(duì)比的地震反演、基于地震相控儲(chǔ)層反演和基于多種屬性的地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)反演等技術(shù)，能將多種地震資料優(yōu)勢(shì)結(jié)合，從而更好地反映薄互儲(chǔ)層空間展布情況［5-8］。以上薄互儲(chǔ)層刻畫方法由于受初始模型的影響，井網(wǎng)越密，儲(chǔ)層預(yù)測(cè)精度越高；而對(duì)于大井距條件下的薄互儲(chǔ)層刻畫等問題，由于受井網(wǎng)密度的限制，現(xiàn)有方法預(yù)測(cè)出的井間儲(chǔ)層分布均存在一定多解性，預(yù)測(cè)精度不能滿足大井距條件下油田開發(fā)的需要。

本文針對(duì)大井距條件下薄互儲(chǔ)層刻畫預(yù)測(cè)精度低的難題，以渤海灣盆地P油田3井區(qū)館陶組為例，采用正-反演相結(jié)合的方式明確目標(biāo)層位的組合砂體地震響應(yīng)特征，同時(shí)綜合巖心、測(cè)井、地震平-剖特征及研究區(qū)沉積相平面展布情況，利用剖面追蹤、平面相序結(jié)合的方法對(duì)井間薄互儲(chǔ)層進(jìn)行刻畫，建立了一套基于砂體組合的地震地質(zhì)綜合預(yù)測(cè)技術(shù)。研究成果可降低大井距條件下海上油田開發(fā)方案的設(shè)計(jì)風(fēng)險(xiǎn)。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

P油田位于渤海海域中南部，主要含油層系為明化鎮(zhèn)組下段和館陶組，其中明化鎮(zhèn)組下段為曲流河沉積，館陶組為淺水辮狀河三角洲沉積［9-10］。油田主體區(qū)位于沉積中心，儲(chǔ)層厚度大且連續(xù)性較好；東南部（3井區(qū)）位于沉積邊部，儲(chǔ)層橫向變化快，薄互儲(chǔ)層發(fā)育，平均單層厚度2.1 m，加之井網(wǎng)密度小，以往利用復(fù)合地震屬性、地震反演等薄互層預(yù)測(cè)方法進(jìn)行儲(chǔ)層預(yù)測(cè)的準(zhǔn)確率均較低。

3井區(qū)是東西受兩組近南北向走滑斷層控制、南側(cè)被正斷層分割的斷裂背斜構(gòu)造，內(nèi)部構(gòu)造平緩，斷層不發(fā)育，面積16.5 km2，完鉆評(píng)價(jià)井4口，井距1.2～1.5 km。由于3井區(qū)位于辮狀河三角洲沉積邊部，平面受河道頻繁改道的影響，儲(chǔ)層橫向展布范圍較小；縱向以薄互層為主，含油層系為館陶組（L60—L90油組），砂地比約25%，平均單層厚度2.1 m。目標(biāo)區(qū)地震資料解釋精度為10道×10道，道間距12.5 m×12.5 m，時(shí)間采樣率2 ms，主頻約32 Hz。結(jié)合目的層砂巖反射速度和巖石密度，研究區(qū)地震資料縱向分辨率為19.5 m，遠(yuǎn)高于單砂體平均厚度2.1 m。因此井間儲(chǔ)層預(yù)測(cè)無法依托地震資料按照常規(guī)方法進(jìn)行砂體描述。

2 薄互儲(chǔ)層刻畫

2.1 砂體描述可行性

地震資料縱向分辨率是指垂向上可識(shí)別儲(chǔ)層的厚度，Rayleigh準(zhǔn)則提出：一個(gè)反射波的分辨率極限是1/4波長［11-12］。綜合分析研究區(qū)地震資料品質(zhì)，結(jié)合目的層砂巖反射速度和巖石密度，根據(jù)Rayleigh準(zhǔn)則認(rèn)為3井區(qū)地震資料縱向分辨率為19.5 m，遠(yuǎn)高于平均單層厚度2.1 m。分析4口評(píng)價(jià)井縱向儲(chǔ)層組合規(guī)律發(fā)現(xiàn)：相鄰主力砂體組合厚度為18.5～20.8 m，與地震資料縱向分辨率基本一致。受組合砂體內(nèi)部泥質(zhì)夾層影響，地震資料能否對(duì)組合砂體進(jìn)行砂體描述以及地球物理響應(yīng)特征如何仍需結(jié)合正、反演進(jìn)一步確定。

地震反射是地震波的幾何學(xué)、運(yùn)動(dòng)學(xué)、動(dòng)力學(xué)等特征的綜合，其界面代表地層波阻抗差異界面，反映巖性、物性、含油性等特征［13-14］。3井區(qū)縱向具有多套油水系統(tǒng)，各油組油水界面統(tǒng)一，流體性質(zhì)相似，地震反射界面主要反映巖性、物性變化。

根據(jù)組合砂體與上覆泥巖的關(guān)系，可將其分為2類：上覆厚泥巖組合砂體、上覆薄泥巖組合砂體。針對(duì)2類組合砂體，采用正演與反演相結(jié)合的方式，明確其地震響應(yīng)特征。結(jié)果顯示：上覆泥巖較厚時(shí)，正、反演結(jié)果均表現(xiàn)為雙波谷單波峰特征；人為去掉泥巖頂部儲(chǔ)層進(jìn)行正演，結(jié)果顯示頂部波谷消失，即頂部波谷為泥巖頂部儲(chǔ)層的響應(yīng)，目標(biāo)組合砂體表現(xiàn)為一谷一峰的特征（圖1（a）、（b））。上覆泥巖較薄時(shí)，正、反演結(jié)果均表現(xiàn)為一谷一峰的特征，人為去掉泥巖頂部儲(chǔ)層進(jìn)行正演，正演結(jié)果幾乎無變化，即泥巖上部儲(chǔ)層厚度小，對(duì)地震反射形態(tài)的貢獻(xiàn)比例低，組合砂體仍為一谷一峰的特征（圖1（c）、（d））。綜合2類組合砂體的正、反演特征，得出組合砂體地震響應(yīng)特征為一谷一峰。

圖1 不同組合砂體地震響應(yīng)特征Fig.1 Seismic response of sandbodies with different assemblages

地震反射界面代表地層波阻抗差異界面，其橫向變化代表了儲(chǔ)層巖性、物性的變化。在完鉆評(píng)價(jià)井巖心、測(cè)井等資料井震標(biāo)定的基礎(chǔ)上，可利用波阻抗平面變化反映井間儲(chǔ)層分布范圍、疊置關(guān)系及變化特征。

研究區(qū)主力含油層位為L60—L90油組，分析其縱向儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)，共發(fā)育5套分布較穩(wěn)定的組合砂體。根據(jù)組合砂體正-反演地震響應(yīng)特征，從評(píng)價(jià)井出發(fā)，對(duì)5套組合砂體在剖面上進(jìn)行追蹤刻畫，井震結(jié)合明確井間砂體展布范圍、變化特征、疊置關(guān)系（圖2）。最終點(diǎn)—線—面逐步深化，明確砂體平面分布范圍及空間展布特征。

圖2 主力組合砂體井間展布Fig.2 Interwell extension of main sandbodies assemblage

振幅類屬性主要反映巖性、物性、不整合面和地層層序變化，常用于巖性變化分析?；?套主力組合砂體追蹤結(jié)果，分別提取各類振幅屬性，并結(jié)合評(píng)價(jià)井測(cè)井資料，分析組合砂體厚度與不同振幅屬性的相關(guān)性。結(jié)果表明，最小相對(duì)振幅屬性與組合砂體厚度相關(guān)性較高且呈正相關(guān)（圖3），4口評(píng)價(jià)井單井符合率均大于75%。因此，根據(jù)最小振幅屬性平面展布情況，可初步預(yù)測(cè)井間組合砂體厚度。

圖3 最小相對(duì)振幅屬性與砂體厚度關(guān)系Fig.3 Relation between minimum relative amplitude attribute and sandbody thickness

2.2 地震沉積相

地震沉積相特指可以代表特定沉積相的地震特征組合，包含地震巖性學(xué)信息和地震地貌特征2個(gè)方面。地震沉積相受沉積環(huán)境的影響，不同地質(zhì)體地震剖面的橫向反射特征差異較大［15-17］，主要表現(xiàn)為反射連續(xù)性和振幅差異，此外地震內(nèi)部反射結(jié)構(gòu)、外部形態(tài)、頻率等亦可輔助識(shí)別不同地質(zhì)體。

由于地震資料是多種信息的綜合反應(yīng)，具有一定多解性，因此地震沉積相分析需結(jié)合沉積背景，在測(cè)井與巖心標(biāo)定基礎(chǔ)上，從已鉆井出發(fā)，通過剖面追蹤、平面相序組合預(yù)測(cè)儲(chǔ)層展布規(guī)律。P油田3井區(qū)目的層段為淺水辮狀河三角洲沉積，結(jié)合巖心、測(cè)井、地震平-剖特征及沉積背景建立了研究區(qū)淺水辮狀河三角洲主辮流帶、辮流帶邊緣、前緣間灣3類亞相的地震沉積相圖版（圖4）。

圖4 淺水辮狀河三角洲3類亞相地震沉積相特征Fig.4 Seismic sedimentary facies of 3 subfacies of shallow-water braided river delta

主辮流帶亞相：巖性為多段厚層灰色粗—細(xì)砂巖，分選好，見槽狀層理、斜層理；測(cè)井曲線表現(xiàn)為多套箱（鐘）形組合；地震剖面為低頻、強(qiáng)振幅、連續(xù)反射，平面最小相對(duì)振幅屬性呈片狀，相對(duì)振幅高（430～800）。

辮流帶邊緣亞相：巖性為淺灰色中砂巖—泥質(zhì)粉砂巖互層，泥質(zhì)含量高，儲(chǔ)層較薄，分選較差；測(cè)井曲線表現(xiàn)為地震剖面為低頻、中振幅、連續(xù)反射，平面最小相對(duì)振幅屬性呈斷續(xù)片狀，相對(duì)振幅中等（300～450）。

前緣間灣亞相：巖性以泥質(zhì)沉積為主，砂巖為薄層灰色細(xì)砂巖，分選差，內(nèi)部見泥質(zhì)砂巖條帶，物性較差；測(cè)井曲線表現(xiàn)為指狀；地震剖面為高頻、弱振幅、弱連續(xù)反射，平面最小相對(duì)振幅屬性呈絮狀，相對(duì)振幅低（0～330）。

2.3 主力砂組儲(chǔ)層刻畫

研究區(qū)物源方向?yàn)槟衔鳌睎|向，縱向薄互層儲(chǔ)層發(fā)育，主力組合砂體（L60—L80油組和L90—L100油組）為主要儲(chǔ)集層。統(tǒng)計(jì)油田密井網(wǎng)區(qū)砂體垂向厚度與平面展布寬度規(guī)律，砂體平面寬度與垂向厚度呈正相關(guān)，其表達(dá)式為

式中：b——砂體平面寬度，m；

H——砂體垂向厚度，m。

目標(biāo)區(qū)儲(chǔ)層厚度為16～27 m，根據(jù)公式（1），目標(biāo)區(qū)儲(chǔ)層砂體平面展布寬度為1.4～2.4 km。

基于以上認(rèn)識(shí)，以沉積模式為指導(dǎo)、地震沉積相為基礎(chǔ)，從井點(diǎn)出發(fā)進(jìn)行剖面追蹤、平面相序組合，完成儲(chǔ)層平面展布刻畫。主力組合砂體儲(chǔ)層沉積亞相刻畫結(jié)果顯示（圖5）：L60—L80油組主辮流帶位于3井區(qū)，并從3井區(qū)域向南北方向過渡為辮流帶邊緣，儲(chǔ)層厚度逐漸減??；L90—L100油組主辮流帶位于1井區(qū)北部和4井區(qū)，向2井區(qū)和3井區(qū)逐漸過渡為辮流帶邊緣，儲(chǔ)層砂體逐漸減薄。整體表現(xiàn)為水進(jìn)—水退的過程，主力組合砂體儲(chǔ)層展布范圍大，平面具有較好的連片性。

圖5 3井區(qū)沉積相平面展布Fig.5 Areal extension of sedimentary facies in Well 3 Block

在開發(fā)方案編制初期，為進(jìn)一步降低方案的投資風(fēng)險(xiǎn)，在3井區(qū)部署了2口先導(dǎo)試驗(yàn)井。實(shí)鉆結(jié)果表明：儲(chǔ)層砂體實(shí)鉆厚度與鉆前預(yù)測(cè)厚度基本一致，誤差均小于5 m，誤差率小于10%。先導(dǎo)試驗(yàn)井的實(shí)施也進(jìn)一步證明了基于地震沉積相的儲(chǔ)層刻畫精度比較高，可指導(dǎo)后續(xù)的開發(fā)方案編制工作。

3 應(yīng)用實(shí)例

3.1 井網(wǎng)部署

井網(wǎng)是指在油田開發(fā)過程中，根據(jù)油田開采策略所部署油、水井的分布方式［18］。針對(duì)3井區(qū)弱水體邊水油藏及其較小地飽壓差的特點(diǎn)，提出進(jìn)一步補(bǔ)充地層能量的注水開發(fā)策略；并通過數(shù)值模擬得到反九點(diǎn)、排狀、五點(diǎn)注采井網(wǎng)的采收率分別為14.4%、17.1%、18.1%，五點(diǎn)注采井網(wǎng)的采出程度最高，因此研究區(qū)優(yōu)選采用五點(diǎn)注采井網(wǎng)。

注采受效方向直接影響了油田含水率及水驅(qū)波及范圍，同一井網(wǎng)不同注采受效方向單井及油田含水率、水驅(qū)波及范圍也不同［19］。基于以上儲(chǔ)層展布研究，針對(duì)五點(diǎn)井網(wǎng)，運(yùn)用數(shù)值模擬對(duì)注采受效方向與儲(chǔ)層展布方向呈不同角度，進(jìn)行含水率及水驅(qū)波及范圍預(yù)測(cè)，結(jié)果顯示（圖6）：注采受效方向與儲(chǔ)層展布方向一致時(shí)，沿儲(chǔ)層方向易形成水竄，油井含水率上升速度快，垂直儲(chǔ)層方向，注采受效弱；注采受效方向與儲(chǔ)層展布方向呈45°夾角時(shí)，注水均勻驅(qū)替，波及范圍大、油田整體含水率上升速度慢。

圖6 不同注采受效方向數(shù)值模擬Fig.6 Numerical simulation of different injection-production response directions

針對(duì)3井區(qū)河道砂體南西—北東向儲(chǔ)層展布的特點(diǎn)，結(jié)合數(shù)值模擬研究結(jié)果，推薦3井區(qū)開發(fā)井網(wǎng)采用注采受效方向?yàn)槟媳薄|西向的五點(diǎn)井網(wǎng)。

3.2 井距及單井參數(shù)

在開發(fā)方案設(shè)計(jì)階段，井距大小不僅決定了油田采收率的高低及采油速度的快慢，還關(guān)系到方案投資的經(jīng)濟(jì)效益。實(shí)際生產(chǎn)中井距大小取決于儲(chǔ)層物性和連通性，而儲(chǔ)層物性和連通性則受到沉積相帶的控制，評(píng)價(jià)井4井L60—L80油組由于位于辮流帶邊緣，物性和連通性較差，試井資料顯示探測(cè)半徑為260～300 m；而L90—L100油組由于位于主辮流帶，物性和連通性較好，試井資料顯示探測(cè)半徑可達(dá)到300～350 m。因而，基于儲(chǔ)層展布分析，同時(shí)考慮平面物性變化，提出了主辮流帶采用300 m大井距、辮流帶邊緣采用260 m小井距的變井網(wǎng)井位部署策略。

在確定井網(wǎng)、井距的基礎(chǔ)上，單井產(chǎn)油/注水能力預(yù)測(cè)可進(jìn)一步提高開發(fā)方案精度并降低投資風(fēng)險(xiǎn)。通過分析完鉆井儲(chǔ)層厚度與滲透率的相關(guān)性可以得出：儲(chǔ)層厚度越大，滲透率越高，根據(jù)儲(chǔ)層厚度的平面展布可得到其物性的平面分布。結(jié)合評(píng)價(jià)井物性、試油等資料，分析物性與流度、比采油指數(shù)等相關(guān)性，進(jìn)而得到單井產(chǎn)油/注水能力。

3.3 應(yīng)用效果

依據(jù)本文研究成果，在3井區(qū)采用井距260～300 m的五點(diǎn)注采井網(wǎng)進(jìn)行開發(fā)方案部署。為了進(jìn)一步降低方案風(fēng)險(xiǎn)，提前實(shí)施2口先導(dǎo)實(shí)驗(yàn)井（A1井、A2井）。先導(dǎo)試驗(yàn)注（A1井）采（4井、A2井）井組生產(chǎn)情況證實(shí)，基于儲(chǔ)層展布特點(diǎn)的井網(wǎng)、井距方案，油水井間注采響應(yīng)關(guān)系較好，2口油井生產(chǎn)穩(wěn)定，目前累產(chǎn)油約8×104m3，油水井產(chǎn)油/注水能力與鉆前預(yù)測(cè)一致。

4 結(jié)論

（1）針對(duì)大井距條件下的薄互儲(chǔ)層，基于頻譜分析的井震耦合，尋找與地震資料分辨率一致的砂體組合，并通過正-反演確定組合砂體的地震響應(yīng)特征為一谷一峰。

（2）根據(jù)組合砂體巖心、測(cè)井和地震正-反演特征，建立適合目標(biāo)區(qū)的地震沉積相圖版并完成了主力砂組薄互儲(chǔ)層刻畫。先導(dǎo)試驗(yàn)井完鉆結(jié)果顯示，儲(chǔ)層砂體實(shí)鉆厚度與鉆前預(yù)測(cè)厚度基本一致，誤差小于10%，為薄互儲(chǔ)層刻畫提供了可靠方法。

（3）基于數(shù)值模擬，首次在方案設(shè)計(jì)階段提出變井網(wǎng)部署策略，優(yōu)選注采受效方向與河道方向呈45°夾角的五點(diǎn)井網(wǎng)作為基礎(chǔ)井網(wǎng)，并通過單井產(chǎn)油/注水能力預(yù)測(cè)，進(jìn)一步降低開發(fā)方案風(fēng)險(xiǎn)。