張國一，侯加根，劉鈺銘，趙彬

(中國石油大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，北京102249)

大港油田西58－8稀井網(wǎng)區(qū)河道砂體預(yù)測

張國一，侯加根，劉鈺銘，趙彬

(中國石油大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，北京102249)

應(yīng)用整合地震、各種微相定量參數(shù)與地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)相結(jié)合的三維地質(zhì)建模方法，對大港油田西58－8稀井網(wǎng)區(qū)河道砂體分布進(jìn)行預(yù)測。結(jié)果表明:處于同一沉積體系的緊鄰的老油田密井網(wǎng)區(qū)的沉積微相定量表征參數(shù)可以作為稀井網(wǎng)區(qū)砂體預(yù)測的約束參數(shù);地震資料預(yù)測的復(fù)合河道級別砂體分布范圍可作為單河道砂體預(yù)測的最大外邊界;在最大外邊界及微相定量表征參數(shù)的約束下，采取示性點(diǎn)過程算法模擬單砂層級別沉積微相三維分布，以此為基礎(chǔ)的“相控”模擬可以提高單河道砂體三維分布預(yù)測精度。

大港油田;西58－8井區(qū);明化鎮(zhèn)組;河道砂體;沉積微相;三維地質(zhì)模型

河流相儲層的井間砂體預(yù)測是開發(fā)生產(chǎn)階段地質(zhì)研究的重點(diǎn)，也是主要難點(diǎn)之一［1－7］。目前較為有效的砂體預(yù)測方法有層序地層學(xué)與沉積學(xué)結(jié)合、測井約束地震反演［8－11］和應(yīng)用地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)隨機(jī)模擬［1－2，7］3種方法。第1種方法是定性的，預(yù)測精度往往只能達(dá)到油組級別甚至更粗;第2種方法的應(yīng)用受地震品質(zhì)和用于約束的井資料的限制，只有個(gè)別情況才能對單砂體級別砂體進(jìn)行較好的預(yù)測;第3種方法可以在一定程度上提高井間砂體預(yù)測的精度，但其預(yù)測的可靠性很大程度上取決于井?dāng)?shù)據(jù)的豐富程度，井資料越多預(yù)測越準(zhǔn)確。大港油田西58－8井區(qū)是老油田滾動勘探發(fā)現(xiàn)的新區(qū)，地震分辨率低、井網(wǎng)稀，砂泥巖頻繁互層，前述方法均不能滿足開發(fā)生產(chǎn)階段對單砂層預(yù)測的需要。因此，筆者利用整合地震、各種微相定量參數(shù)與地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)相結(jié)合的方法，預(yù)測單河道砂體三維分布。

1 研究區(qū)地質(zhì)概況及研究思路

西58－8井區(qū)位于黃驊凹陷中部的北大港構(gòu)造帶中部，是其西面港西油田滾動勘探發(fā)現(xiàn)的含油新區(qū)(圖1)。研究區(qū)面積7.8 km2，僅有33口井，最大井距可達(dá)890 m，平均井距470 m，是典型的稀井網(wǎng)區(qū)。2007年7月完鉆的滾動評價(jià)井西58－8井，鉆遇14層油層(厚度為107.2 m)，表明港西油田儲層向東仍有潛力。該區(qū)構(gòu)造復(fù)雜，被7條北東向的斷層切割。新近系明化鎮(zhèn)組厚度大于700 m，是一套砂、泥巖不等厚互層的曲流河沉積。研究區(qū)與緊鄰的港西油田具有相同的等時(shí)地層格架，主要含油層系明化鎮(zhèn)組下段自下而上分為明Ⅲ、明Ⅱ兩個(gè)油組，各油組又分別劃分了7、9個(gè)小層，每個(gè)小層又細(xì)分，共43個(gè)單砂層。

圖1 研究區(qū)構(gòu)造位置Fig.1 Location of study area structure

單砂體分布是生產(chǎn)開發(fā)要解決的首要問題，針對研究區(qū)實(shí)際情況，首先詳細(xì)分析臨區(qū)老油田密井網(wǎng)區(qū)的沉積特征，建立各單砂層沉積微相定量參數(shù)知識庫;繼而優(yōu)選地震屬性，預(yù)測復(fù)合河道砂體分布;然后以復(fù)合河道砂體邊界為單砂層預(yù)測的最大外邊界，微相定量參數(shù)作為約束條件，用示性點(diǎn)過程隨機(jī)模擬方法建立單砂層沉積微相分布三維模型;最后“相控”預(yù)測單河道砂體分布。

2 沉積微相

黃驊坳陷新近紀(jì)為湖盆拗陷期，明化鎮(zhèn)期西58－8井區(qū)與西面的港西油田為同一曲流河沉積體系［12］。港西油田經(jīng)歷了30多年的生產(chǎn)開發(fā)，井多、井網(wǎng)密度大。研究港西油田密井網(wǎng)區(qū)的沉積微相特征可以指導(dǎo)西58－8井區(qū)的砂體預(yù)測。與西58－8井區(qū)緊鄰的港西油田西7－9井區(qū)，井網(wǎng)密度達(dá)50 m，可以作為獲取沉積微相定量表征參數(shù)的解剖區(qū)。

2.1 沉積微相類型

巖心、錄井、測井等資料表明，港西油田明化鎮(zhèn)組發(fā)育曲流河的邊灘、牛軛湖、天然堤、決口扇、河漫灘和河漫湖泊等6種沉積微相。

邊灘是主要沉積類型，巖性以中粗砂巖為主，發(fā)育槽狀和板狀交錯(cuò)層理，電測曲線呈微齒化箱形曲線及鐘形－箱形組合曲線。牛軛湖(廢棄河道)沉積巖性以粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖為主，底部為滯留沉積，與下伏泥巖呈突變接觸，電測曲線多呈指狀。天然堤、決口扇為洪水期漫溢河道之間的砂體沉積，巖性以粉砂巖為主，少見細(xì)砂巖，發(fā)育小型槽狀交錯(cuò)層理和波狀交錯(cuò)層理，電測曲線幅度較小，無固定形態(tài)。河漫灘與河漫湖泊為發(fā)育于河道間的泥巖及泥質(zhì)粉砂巖沉積，并非研究的主要目標(biāo)，不加細(xì)分，定義為泛濫平原。

2.2 沉積微相參數(shù)表征

剖面上，各種微相砂體呈頂平底凸的透鏡狀，只是砂體厚度有差異。平面上，邊灘砂體呈彎曲條帶狀，牛軛湖呈新月狀，天然堤砂體呈窄條狀，決口扇則成扇狀分布(圖2)。

圖2 港西油田密井網(wǎng)區(qū)明三油組7小層3砂體沉積微相平面圖Fig.2 Sedimentary microfacies plan of sandbody 3 of layer 7 in Ming 3 reservoir group in dense spaced well area of Gangxi Oilfield

港西油田含75口井的西7－9井區(qū)的各單層微相分布數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)表明，其邊灘砂體寬度一般為150～800 m，最大厚度為8～20 m;牛軛湖寬度一般為30～100 m，最大厚度為2～5 m;決口扇寬度一般小于200 m，最大厚度一般為2～7 m;天然堤寬度一般為40～220 m，最大厚度約為1～3 m(表1)。

表1 港西油田西7－9井區(qū)明二油組小層、單砂層砂體平均厚度及各微相寬厚數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)Table 1 Average thickness of sandbody and each microfacies generous data statistics of west 7-9 well area layer，single sandbody in Ming2 reservoir group of Gangxi Oilfieldm

3 復(fù)合河道砂體分布

西58－8井區(qū)的三維地震數(shù)據(jù)測網(wǎng)密度為25 m×25 m，采樣間隔為2 ms，明化鎮(zhèn)組下段主頻22 Hz，地層速度約2.0 km/s。根據(jù)雷克準(zhǔn)則可以計(jì)算出厚度分辨率為20 m。表1表明明化鎮(zhèn)單層砂體較薄，普遍小于10 m，不能形成穩(wěn)定反射，而小層級別砂體厚度均為20多米(表1)，地震上單一同相軸實(shí)際上是復(fù)合河道砂體的反射，據(jù)此，地震資料預(yù)測的是小層級別的復(fù)合河道砂體分布。

根據(jù)井旁道小層級別砂體厚度數(shù)據(jù)與振幅、頻率、相位等地震屬性的相關(guān)性分析表明，只有均方根振幅屬性對砂巖變化響應(yīng)明顯，與砂體厚度之間存在良好的線性關(guān)系(圖3)，即砂體越厚均方根振幅屬性值越大，且相關(guān)系數(shù)R超過0.8。均方根振幅屬性可以作為該區(qū)地震預(yù)測小層級別砂體分布的主要依據(jù)。

以西58－8井區(qū)明二油組9小層為例，均方根振幅屬性(圖4(a))中黑色代表均方根振幅高值，反映砂體富集;灰色代表振幅低值，反映為泥巖沉積;黑色向灰色過渡色反映砂體含量較少，砂體厚度薄。根據(jù)上述均方根振幅與砂體厚度關(guān)系，結(jié)合錄井、測井的單井砂體厚度數(shù)據(jù)，預(yù)測出該小層復(fù)合河道砂體的厚度分布(圖4(b))。預(yù)測結(jié)果與單井砂體厚度數(shù)據(jù)吻合，井間砂體分布趨勢與均方根振幅屬性趨勢相同，砂巖零線外不含砂體。

圖3 明二油組9小層均方根振幅與砂體厚度關(guān)系Fig.3 Relationship between RMS amplitude and thickness of sandbody in layer 9，Ming 2 reservoir group

4 單河道砂體展布

4.1 單砂層沉積微相分布預(yù)測

為揭示單河道砂體展布，首先要建立各單層沉積微相分布模型。三維沉積微相隨機(jī)模擬采用示性點(diǎn)過程隨機(jī)模擬的方法。模擬中主要的數(shù)據(jù)及約束條件有:①西58－8井區(qū)33口井單井沉積微相解釋數(shù)據(jù)是建立沉積微相模型的硬數(shù)據(jù)，其中泛濫平原為背景相，賦值為0，邊灘微相賦值為1，牛軛湖賦值為2，決口扇、天然堤分別賦值為3和4;②地震屬性預(yù)測的小層級別砂體分布邊界作為該小層內(nèi)單砂層沉積微相預(yù)測的最大外邊界;③港西油田密井網(wǎng)區(qū)各單層微相的幾何形狀和寬度數(shù)據(jù)為西58－8井區(qū)沉積微相預(yù)測的約束條件。

以明二油組9小層1砂層為例:首先定義背景相為泛濫平原，明二油組9小層砂巖零線作為邊灘微相預(yù)測的最大外邊界;小層砂巖零線內(nèi)包括16口井，其中10口井該層解釋為邊灘微相是預(yù)測的硬數(shù)據(jù);約束條件來自對港西油田西7－9井區(qū)解剖，邊灘微相剖面上為透鏡狀，平面上為彎曲條帶狀，寬度為200～500 m;對港西油田密井網(wǎng)區(qū)明二油組9小層1砂層邊灘微相進(jìn)行變差函數(shù)分析，主變程方向?yàn)?3°，主變程為1200 m，從而模擬得到該單砂層邊灘微相的分布，再依次模擬平面上與邊灘微相緊鄰的天然堤和決口扇微相分布，最后模擬牛軛湖分布。這樣按照相序依次模擬，得到研究區(qū)單砂層級別沉積微相三維模型(圖5(a))。

圖5 明二油組9小層1砂體三維展布模型Fig.53 D distribution model of sandbody1，layer 9 in Ming2 reservoir group

4.2 單河道砂體分布預(yù)測

單砂層三維沉積微相模型是一種單河道砂體幾何形態(tài)模型，并沒有包含厚度信息。由于不同微相砂體最大厚度不同，采用相控模擬的思路，進(jìn)一步預(yù)測單河道砂體展布。模擬的方法采用序貫高斯隨機(jī)模擬，井點(diǎn)的砂巖厚度數(shù)據(jù)是硬數(shù)據(jù)，首先對數(shù)據(jù)進(jìn)行正態(tài)變換，港西油田密井網(wǎng)區(qū)解剖得到的各層各微相的厚度最大值作為約束參數(shù)(即各微相分布范圍內(nèi)，砂巖厚度的預(yù)測值不能超過密井網(wǎng)解剖得到的該微相厚度最大值)，同時(shí)以小層砂體厚度分布作為趨勢面約束，然后分層、分微相求取砂巖的變差函數(shù)，得到各單層各微相內(nèi)砂巖的主變程、次變程、垂向變程及主變程方向，模擬出單河道砂體分布模型(圖5(b))。模型揭示該區(qū)砂體與泥巖的空間組合有兩種類型:一為迷宮狀結(jié)構(gòu)［13］，由河道砂體、漫溢砂體及泥巖組成，泥多砂少，呈“泥包砂”，砂體橫向連續(xù)性差;二為拼合板狀儲層結(jié)構(gòu)［13］，由多條河道橫向拼合而成，砂體連續(xù)性較好。

利用該模型揭示的單河道砂體展布，已在西58－8井區(qū)部署10余口開發(fā)井，其中西58－2－2H和西58－20H兩口水平井均準(zhǔn)確鉆遇目標(biāo)砂體，深度誤差、厚度誤差均不超過0.5 m(表2)，且投產(chǎn)初期均能達(dá)200 t/d的產(chǎn)量，取得了很好的開發(fā)效果。

表2 西58-2-2H和西58-20H井設(shè)計(jì)深度、預(yù)測厚度與實(shí)際深度及厚度對比Table 2 Contrast of design depth，forecasting thickness and the actual depth and thickness in well west 58-2-2H and west 58-20H

5 結(jié)論

(1)針對稀井網(wǎng)區(qū)提出的整合地震、各種微相定量參數(shù)與地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)相結(jié)合的三維地質(zhì)建模預(yù)測河道砂體三維展布的方法是一種切實(shí)可行的方法，后期鉆井證實(shí)這種方法預(yù)測結(jié)果真實(shí)可靠。

(2)綜合地震資料、密井網(wǎng)得到的微相定量參數(shù)和測井資料建立三維地質(zhì)模型預(yù)測砂體分布是一種整合多尺度資料的建模方法，可以作為多尺度資料融合建模的參考。

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(編輯 徐會永)

Channel sandbodies prediction in west 58-8 sparse borefield of Dagang Oilfield

ZHANG Guo－yi，HOU Jia－gen，LIU Yu－ming，ZHAO Bin
(College of Geosciences in China University of Petroleum，Beijing 102249，China)

Taking west 58－8 borefield in Dagang Oilfield as an example，the channel sandbodies distribution in sparse well network were predicted applying the methods of three－dimensional geological model that is integrated seismic data，microfacies quantitative characterization of parameters with geostatistics.The results show that the parameters of microfacies quantitative characterization towards the dense well pattern area of nearby old oilfield in the same sedimentary system can be used as the boundary parameters of sandbodies prediction in sparse well network.The range of complex channel sandbodies distribution predicted by seismic data can be seen as the maximum outer boundary of single channel sandbodies distribution.Under the constraints of maximum outer boundary and parameters of microfacies quantitative characterization，the three－dimensional distribution of single sand－level microfacies was simulated by means of point process arithmetic.The prediction accuracy of single channel sandbodies in three－dimensional distribution could be improved by facies control simulation.

Dagang Oilfield;west 58－8 borefield;Minghuazhen formation;channel sandbody;sedimentary microfacies;three－dimensional geological model

TE 122.2

A

10.3969/j.issn.1673－5005.2011.01.002

2010－05－22

國家科技重大專項(xiàng)課題(2008ZX05010)

張國一(1983－)，男(漢族)，吉林松原人，博士研究生，從事油藏地質(zhì)研究及油藏描述工作。

1673－5005(2011)01－0007－06