潿西南凹陷F 油田流一段儲(chǔ)層沉積微相及砂體連通性研究

曾曉華，胡 威，肖大志，陳之賀，張曉禹

（中海石油（中國(guó)）有限公司海南分公司 海南?？?570312）

北部灣盆地潿西南凹陷內(nèi)古近系流沙港組一段含油豐富，已開(kāi)發(fā)油田十幾個(gè)，對(duì)流一段沉積相與儲(chǔ)層研究較豐富［1-10］。根據(jù)前人研究進(jìn)展，目前潿西南凹陷流沙港組流一段沉積相背景基本確定，但對(duì)具體F 油田的沉積微相刻畫(huà)、砂體疊置關(guān)系和井間儲(chǔ)層連通性等問(wèn)題未有詳細(xì)研究。目前開(kāi)發(fā)挖潛存在諸多問(wèn)題，流一段儲(chǔ)層橫向變化快，部分含油區(qū)塊油水關(guān)系矛盾，砂體邊界認(rèn)識(shí)不清，新鉆調(diào)整井個(gè)別油組實(shí)鉆情況與鉆前認(rèn)識(shí)差異較大，儲(chǔ)層連通復(fù)雜，注水受效差，產(chǎn)量遞減快。這些問(wèn)題制約了油田后續(xù)調(diào)整井研究及注采優(yōu)化，使油田穩(wěn)產(chǎn)難度大。

為了分析儲(chǔ)層砂體疊置關(guān)系和井間砂體連通關(guān)系，參考了地震儲(chǔ)層預(yù)測(cè)、地震反演技術(shù)、地震波形及地震沉積學(xué)等方法對(duì)儲(chǔ)層砂體空間與平面展布的刻畫(huà)［11-17］，不同沉積儲(chǔ)層類型下的砂體疊置類型與識(shí)別、疊置關(guān)系的判定、疊置模式的構(gòu)型及定量刻畫(huà)等方法［18-22］，以及儲(chǔ)層連通性識(shí)別判定、動(dòng)靜態(tài)結(jié)合分析儲(chǔ)層連通性等方法［23-31］。綜合應(yīng)用前人儲(chǔ)層沉積相與連通性的相關(guān)研究思路和方法，結(jié)合F油田新鉆井資料及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)開(kāi)展了儲(chǔ)層沉積相研究，明確砂體展布范圍與疊置方式，并創(chuàng)新結(jié)合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)和軟件模擬分析儲(chǔ)層連通性，指導(dǎo)優(yōu)化調(diào)整方向，滿足老油田穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)的迫切需要，同時(shí)為潿西南凹陷相似老油田的開(kāi)發(fā)提供借鑒。

1 油田概況

F 油田構(gòu)造較完整，位于一花狀斷塊構(gòu)造北翼，從南到北受F1、F2 兩條斷層控制。其中中部的F2斷層未將構(gòu)造完全分割，也使南北格局形成（見(jiàn)圖1a）。在層序格架控制基礎(chǔ)上，以巖心描述、測(cè)井解釋及地震層序的精細(xì)解釋為依據(jù)，利用新處理的高分辨地震成果，井震結(jié)合對(duì)整個(gè)流一段（L1）進(jìn)行油組劃分與對(duì)比，并在沉積模式指導(dǎo)下進(jìn)行了地震層位追蹤，實(shí)現(xiàn)砂體的進(jìn)一步細(xì)分解釋。根據(jù)測(cè)井曲線中短期旋回特征、砂體期次、隔夾層分布和動(dòng)態(tài)響應(yīng)，將流一段劃分為L(zhǎng)1Ⅰ、L1Ⅱ上、L1Ⅱ下、L1Ⅳ上和L1Ⅳ下5 個(gè)油組和15 個(gè)小層（見(jiàn)圖1b），其中L1Ⅱ上（L1Ⅱ上-1、L1Ⅱ上-2）油組為油田主力油層，是本次重點(diǎn)研究描述層。

圖1 北部灣潿西南凹陷F油田地質(zhì)概況

2 沉積微相特征

2.1 沉積微相識(shí)別與劃分

F油田共有五口取心井（N2井、N3井、N4井、A3井、A4井），巖性主要為砂礫巖、礫巖、粗砂巖、中粗砂巖、細(xì)砂巖、粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖。在扇三角洲前緣沉積背景下，依據(jù)巖心觀察描述和對(duì)應(yīng)的測(cè)井曲線特征，細(xì)分出水下分流河道微相、河口壩微相、前緣席狀砂微相、河道間和湖泥微相4種沉積微相。

2.2 單井相與連井相特征

通過(guò)對(duì)5 口取心井的巖心特征描述，以測(cè)井相模式為指導(dǎo)，完成29口井的單井相識(shí)別與劃分。連井剖面沉積相分析是確定沉積相橫向展布和垂向演化的重要基礎(chǔ)工作，也是介于連接單井相分析和平面相分析的重要紐帶［32］。結(jié)合區(qū)域物源和沉積背景，在單井剖面相分析的基礎(chǔ)上，建立了垂直和順物源剖面的連井微相劃分對(duì)比，刻畫(huà)了不同成因單砂體縱向的接觸關(guān)系。本次僅選取順物源連井剖面進(jìn)行詳細(xì)分析描述。

從西部順物源剖面（見(jiàn)圖2）上分析得出：L1Ⅳ下油組僅在遠(yuǎn)物源端A13井、A2井鉆遇，發(fā)育席狀砂、河口壩微相，砂體厚度薄。L1Ⅳ上油組均有鉆遇，發(fā)育水下分流河道沉積，砂體厚度大。L1Ⅱ下油組發(fā)育多期水下分流河道沉積；早期L1Ⅱ下-4 小層時(shí)期僅在近物源端的A9 井、N2 井鉆遇，A9 井發(fā)育多層席狀薄層砂，N2井發(fā)育水下分流河道末端；L1Ⅱ下-3小層在A3—A13 井發(fā)育薄層席狀砂體，在A9—A3井發(fā)育箱形水下分流河道沉積；L1Ⅱ下-2 小層僅在A2 井沒(méi)有鉆遇，其它井區(qū)發(fā)育水下分流河道沉積；L1Ⅱ下-1 小層主要發(fā)育水下分流河道沉積，A9 井、N2井發(fā)育箱形—鐘形復(fù)合型分流河道沉積。L1Ⅱ上油組早期在A9 井、N2 井、A3 井、A13 井發(fā)育箱形水下分流河道沉積，在遠(yuǎn)物源端A2 井發(fā)育河口壩沉積。

圖2 順物源連井微相對(duì)比剖面

2.3 沉積微相平面特征

在沉積背景下，以單井相認(rèn)識(shí)為基礎(chǔ)，利用儲(chǔ)層反演儲(chǔ)層展布趨勢(shì)約束微相邊界，通過(guò)連井沉積相剖面對(duì)比、連通性分析認(rèn)識(shí)加以修正完善。主力油層L1Ⅱ上油組兩個(gè)小層沉積微相平面展布特征如下：

L1Ⅱ上-1 小層時(shí)期水體逐漸抬升，發(fā)育水下分流河道沉積，遠(yuǎn)物源端A1—N3—2D 井發(fā)育席狀砂微相，局部發(fā)育河口壩微相。26 口井鉆遇該層，單井砂體鉆遇厚度1.5～22.3 m；砂體在西北部最為發(fā)育，順物源方向呈片狀分布（見(jiàn)圖3a）。

圖3 主力油組小層沉積微相平面圖

L1Ⅱ上-2 小層時(shí)期水體開(kāi)始上升，砂體向近物源端退積，發(fā)育水下分流河道，河口壩微相發(fā)育在A2 井、N1—A6 井附近（見(jiàn)圖3b）。25 口井鉆遇該層，單井鉆遇厚度0.7～19.0 m；西北部砂體最為發(fā)育，呈條帶狀順物源連片分布，向遠(yuǎn)物源端減薄。

3 砂體疊置關(guān)系研究

3.1 砂體疊置類型

根據(jù)連井砂體空間展布特征，確定油田砂體疊置關(guān)系有切疊型、疊加型、接觸型和孤立型等4種類型（見(jiàn)圖4），不同砂體疊置關(guān)系具有不同的連通特征。

圖4 F油田流一段砂體疊置類型

孤立型砂體：巖性為泥質(zhì)細(xì)砂巖，GR曲線呈指狀、微齒狀；地震反演剖面上反映砂體與砂體之間互不連通。此類型砂體以席狀砂為主，砂體發(fā)育范圍較小。

接觸型砂體：巖性為含礫砂巖，粗砂巖，正粒序，底部見(jiàn)沖刷面；GR曲線呈鐘形、齒化鐘形，常見(jiàn)頂漸變、底突變；地震反演剖面上反映砂體與砂體之間相互拼接，不連通或連通性極差。此類型砂體以水下分流河道側(cè)緣為主，砂體平面上呈條帶狀。

疊加型砂體：巖性為含礫砂巖、粗砂巖、細(xì)砂的多種組合，復(fù)合粒序；GR曲線呈鐘形、齒化鐘形、漏斗形；地震反演剖面上反映砂體與砂體之間相互疊加，砂體弱連通。此類型砂體以河道、河口壩為主，砂體平面上呈條帶狀、片狀。

切疊型砂體：主要巖性為含礫砂巖，砂礫巖，正粒序，底部見(jiàn)沖刷面；GR曲線為中高幅箱形、齒化箱形，頂、底部常見(jiàn)突變接觸；地震反演剖面反映砂體與砂體之間相互對(duì)接，多以同相軸、同相軸交叉形式在反演剖面上體現(xiàn)，砂體連通性好。此類型砂體以河道為主，砂體平面上呈條帶狀。

3.2 砂體疊置關(guān)系分析

油田連井剖面和儲(chǔ)層反演成果表明，孤立型砂體發(fā)育在水動(dòng)力較弱時(shí)期，平面上位于遠(yuǎn)物源區(qū)及河道兩側(cè)。L1Ⅱ上油組主要以切疊型、疊加型為主，局部發(fā)育接觸型砂體。接觸型砂體平面上主要發(fā)育在遠(yuǎn)物源端。

L1Ⅱ上-1小層發(fā)育3條河道，河道之間分支相互連通。地震反演剖面表明，縱向上儲(chǔ)層砂體與相鄰砂體之間接觸型、疊加型、切疊型并存，砂體連通關(guān)系復(fù)雜（見(jiàn)圖5）。

圖5 井間地震反演剖面

L1Ⅱ上-2 小層發(fā)育3 條主要河道及多條分支河道，河道之間以相互疊加或分支方式相互連通。地震反演剖面表明，縱向上相鄰砂體以接觸型、疊加型為主，砂體連通性中等或較好（見(jiàn)圖5）。

4 儲(chǔ)層連通性研究

以油田現(xiàn)有的地震、地質(zhì)、測(cè)井、生產(chǎn)、動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)等資料情況，篩選出比較適合的地震反演預(yù)測(cè)法、沉積相控法、注采井動(dòng)態(tài)響應(yīng)分析法、注采數(shù)據(jù)動(dòng)態(tài)反演法四種方法，綜合應(yīng)用于本區(qū)的連通性分析研究工作。

根據(jù)小層沉積微相平面展布、砂體疊置關(guān)系、地震反演剖面成果，綜合研究形成儲(chǔ)層連通性地質(zhì)初判，結(jié)合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)、監(jiān)測(cè)資料、軟件模擬結(jié)果進(jìn)行連通性初判的驗(yàn)證與完善，最終形成儲(chǔ)層的連通性認(rèn)識(shí)。

4.1 連通性判別

4.1.1 連通性地質(zhì)初判

根據(jù)單井砂體沉積微相劃分及平面展布進(jìn)行鄰井砂體接觸關(guān)系與連通預(yù)判，利用單井儲(chǔ)層發(fā)育情況結(jié)合儲(chǔ)層地震反演成果形成小層儲(chǔ)層連通性初判成果。初判依據(jù)有：

（1）沉積相依據(jù)。同時(shí)期同相帶的砂體連通性好于不同相帶的砂體；同時(shí)期同相帶下，順物源砂體連通性好于垂直物源。

（2）砂體接觸關(guān)系依據(jù)。見(jiàn)砂體疊置關(guān)系分析。

（3）油水關(guān)系依據(jù)。同時(shí)間單元內(nèi)，鄰井出現(xiàn)油水界面不統(tǒng)一，對(duì)應(yīng)砂體不連通。

4.1.2 生產(chǎn)動(dòng)態(tài)響應(yīng)驗(yàn)證與完善

生產(chǎn)井的動(dòng)態(tài)響應(yīng)以注采井的砂體射孔對(duì)應(yīng)為基礎(chǔ)，充分利用注水井吸水測(cè)試剖面分析成果、采油井產(chǎn)液測(cè)試剖面分析成果、注采井生產(chǎn)曲線、壓力監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)以及產(chǎn)量劈分到小層的軟件模擬結(jié)果，綜合判斷注采井組儲(chǔ)層的井間連通性，對(duì)地質(zhì)認(rèn)識(shí)進(jìn)行驗(yàn)證和完善，取得全面的連通性認(rèn)識(shí)成果，指導(dǎo)生產(chǎn)應(yīng)用。

4.1.3 連通定量表征

注采對(duì)應(yīng)率是指現(xiàn)有井網(wǎng)條件下與注水井連通的采油井射開(kāi)有效厚度與井組內(nèi)采油井射開(kāi)總有效厚度之比［33］。用注采對(duì)應(yīng)率來(lái)表征注采井組的連通程度，注采對(duì)應(yīng)率計(jì)算方法為：注采對(duì)應(yīng)率=（與注水井連通的射孔油層厚度/射開(kāi)油層總厚度）×100%。

4.2 井組間連通性分析

本次連通性分析以地質(zhì)沉積認(rèn)識(shí)、儲(chǔ)層地震預(yù)測(cè)成果為基礎(chǔ)依據(jù)，充分結(jié)合動(dòng)態(tài)分析及監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)進(jìn)行以注采井組—小層為最小單元進(jìn)行分析，共完成了6 個(gè)注采井組38 個(gè)小層單元的連通性分析。下面選取A13 注采井組對(duì)主力油組小層砂體連通性進(jìn)行詳細(xì)分析描述：井組共有5 口井，注水井1 口（A13 井），采油井4 口（A1 井、A2 井、A3 井、A8S2井），其中3 口采油井（A2 井、A3 井、A8S2 井）與注水井A13 井存在注采射孔對(duì)應(yīng)。A13 井與A3 井連線順物源方向，A13 井與A2 井連線順物源方向，A13井與A1 井連線垂直物源方向，A13 井與A8S2 井連線近垂直物源方向。

井組共11 個(gè)小層單元有采油井生產(chǎn)，其中8 個(gè)小層單元存在注采射孔對(duì)應(yīng)。綜合分析認(rèn)為，L1Ⅱ上-2 小層連通程度最高，注水井A13 井與3 口采油井（A2井、A3井、A8S2井）連通。L1Ⅱ下-3小層、L1Ⅱ下-4小層無(wú)連通；其余各層不同程度的連通。

4.2.1 井組L1Ⅱ上-1小層連通性

地質(zhì)連通性初判：從小層平面沉積微相分布圖3a 上分析得出，A13 井與順物源方向的A3 井、A2 井處于同一水下分流河道的不同部位。A13井L1Ⅱ上-1 小層頂?shù)装l(fā)育兩套砂體，上下獨(dú)立存在。位于水下分流河道側(cè)緣的A3 井、A2 井縱向上發(fā)育多套單砂體；結(jié)合儲(chǔ)層地震反演剖面（見(jiàn)圖5），A3井與A13井、A2 井與A13 井的砂體間呈切疊式接觸為主，受儲(chǔ)層發(fā)育位置的影響，儲(chǔ)層連通性較差。A1井發(fā)育薄層席狀砂體，與A13 井井距788 m，砂體間無(wú)接觸連通關(guān)系。A8S2 井與A13 井處于同一分流河道主體部位，井距僅322 m，砂體連通性好；底部砂體為同時(shí)期同一河道砂體，連通性好；頂部砂體與A13井側(cè)向切疊式接觸，接觸面積大，連通較好。頂部砂體與A13 井頂部砂體之間側(cè)向切疊式接觸，接觸面積大，連通較好；兩口井油層發(fā)育對(duì)比性強(qiáng)，儲(chǔ)層連通性好。分析得出，A13井與A8S2井連通最好，A13井與A2井、A3井連通次之，A13井與A1井無(wú)連通。

動(dòng)態(tài)驗(yàn)證與完善：從A13井組注采曲線分析（見(jiàn)圖6），注水井A13 井與采油井A3 井、A2 井、A8S2 井存在不同程度的響應(yīng)，表明存在連通關(guān)系。A13 井注水，A2 井生產(chǎn)異常，同時(shí)A8S2 井井底流壓上升、日產(chǎn)液量上升，連通響應(yīng)明顯；A3 井反應(yīng)不明顯。利用井間連通性評(píng)價(jià)軟件模擬（見(jiàn)圖7），A8S2 井與A13井注采響應(yīng)程度最高，為0.48；A2井與A13井次之，為0.34；A3井與A13井注采響應(yīng)程度為0.18。

圖6 A13注采井組L1Ⅱ上油組生產(chǎn)曲線

圖7 L1Ⅱ上-1小層動(dòng)態(tài)模擬成果示意

連通量化表征：A13 井組L1Ⅱ上-1 小層為一注三采的井組，射開(kāi)油層總厚度為23.3 m，與注水井連通的油層厚度為16.8 m，注采對(duì)應(yīng)率為71.9%，即該井組該小層的連通程度為71.9%。

4.2.2 井組L1Ⅱ上-2小層連通性

地質(zhì)連通性初判：從小層沉積微相平面圖3b得出，順物源方向A13井與A3井為同一分流河道的不同部位，A2 井與A13 井處于不同相帶；A1 井位于席狀砂，A8S2井位于分流河道側(cè)緣。根據(jù)單井的砂體發(fā)育、井距、儲(chǔ)層地震反演成果（見(jiàn)圖5），A1 井砂體發(fā)育薄，與A13 井無(wú)連通關(guān)系；A8S2 井與A13 井井距小，砂體對(duì)應(yīng)切疊接觸，儲(chǔ)層連通；A2井與A13井砂體切疊接觸，儲(chǔ)層連通較好；A13 井與A3 井為同一砂體，井間儲(chǔ)層連通。

動(dòng)態(tài)驗(yàn)證與完善：從A13 井組注采曲線（見(jiàn)圖6）分析得出，A13 井與A3 井、A2 井、A8S2 井存在不同程度的響應(yīng)，表明存在連通關(guān)系。A13 井注水，A2井生產(chǎn)異常，同時(shí)A8S2井井底流壓上升，連通響應(yīng)明顯；A3井反應(yīng)不明顯。利用井間連通性評(píng)價(jià)軟件模擬（見(jiàn)圖8），A8S2 井與A13 井注采響應(yīng)程度為0.49；A2 井與A13 井注采響應(yīng)程度為0.27；A3 井與A13井注采響應(yīng)程度為0.23。

圖8 L1Ⅱ上-2小層動(dòng)態(tài)模擬成果示意

連通性量化表征：A13井組為一注三采的井組，射開(kāi)油層總厚度為14.5 m，與注水井連通的油層厚度為12.2 m，注采對(duì)應(yīng)率為84.5%，連通程度為84.5%。

4.3 儲(chǔ)層連通性評(píng)價(jià)

綜合各井區(qū)小層連通狀況進(jìn)行工區(qū)整體評(píng)價(jià)，從油田流一段L1Ⅱ上-1 小層平面連通示意圖9 上可以看出，注水井A9 井與采油井A3 井、A8S2 井連通；注水井A13 井與采油井A3 井、A8S2 井、A2 井連通；注水井A16 井與采油井A15 井連通；注水井A10 井與采油井A15 井、A4 井連通；注水井A11 井與采油井A6井連通。

圖9 流一段L1Ⅱ上-1小層平面連通示意

從油田流一段連通狀況統(tǒng)計(jì)結(jié)果（見(jiàn)表1）得出，L1Ⅱ上-1 小層參與統(tǒng)計(jì)油井6 口，射開(kāi)油層總厚度52.9 m，與注水井連通的射開(kāi)油層厚度40.0 m，小層平面連通程度75.6%。流一段參與統(tǒng)計(jì)油井8口，射開(kāi)油層總厚度278.9 m，與注水井連通的油層厚度182.5 m，連通程度65.5%。整體上，全油田僅L1Ⅳ下-2 小層、L1Ⅱ下-2 小層兩個(gè)小層連通程度較低，水驅(qū)控制程度小于50%；其他小層平面連通程度較高，水驅(qū)控制程度均大于85%；而L1Ⅳ下-1、L1Ⅱ下-4兩個(gè)小層無(wú)注水對(duì)應(yīng)連通層。

表1 F油田流一段小層連通情況統(tǒng)計(jì)

通過(guò)對(duì)6 個(gè)注采井組38 個(gè)小層單元進(jìn)行連通性分析，縱向上表明各井組大部分小層連通，局部小層不連通。平面上，A9—A13井區(qū)L1Ⅰ、L1Ⅱ上、L1Ⅳ上油組連通程度高，A16—A10 井區(qū)L1Ⅱ下、L1Ⅳ下油組連通程度高，A11井組連通較差。

5 結(jié)論

（1）F 油田流一段為濱淺湖扇三角洲前緣亞相，發(fā)育河口壩、水下分流河道、席狀砂和河道間微相。主力油層L1Ⅱ上油組發(fā)育3條分流河道帶，分流河道帶間交錯(cuò)疊置，砂體發(fā)育廣，砂體厚度較大，呈條帶狀。

（2）儲(chǔ)層砂體疊置模式復(fù)雜，有孤立型、接觸型、切疊型、疊加型4 種類型，其中主力油層L1Ⅱ油組以切疊型、疊加型為主，局部發(fā)育接觸型砂體。

（3）全油田僅L1Ⅳ下-2 小層、L1Ⅱ下-2 小層兩個(gè)小層連通程度較低，水驅(qū)控制程度小于50%。流一段儲(chǔ)層縱向上各井組大部分小層連通，局部小層不連通；平面上，A9—A13井區(qū)L1Ⅰ、L1Ⅱ上、L1Ⅳ上油組連通程度高，A16—A10 井區(qū)L1Ⅱ下、L1Ⅳ下油組連通程度高，A11井組連通較差。