劉 麗

（中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東東營257015）

0 引言

隨著油田開發(fā)的不斷深入，實現(xiàn)油田均衡注水開發(fā)已成為部分老油田提速增效的關(guān)鍵。埕島油田開發(fā)過程中注采井網(wǎng)完善，連通性比較好，但部分油井不受效或含水上升過快，分析其主要原因是對砂體疊置關(guān)系認識不清楚。Mial［1］提出構(gòu)型要素分析法；Cross［2］將層序地層學概念與方法引入沖積系統(tǒng)的研究，提供了對地層基準面升降如何影響河流沉積特征的新思路；國內(nèi)很多專家通過建立河流相模式開展儲層非均質(zhì)性及剩余油分布規(guī)律研究［3-4］。因此，開展砂體疊置模式研究能精細表征儲層內(nèi)部的空間格架，對儲層剩余油預測具有重要意義。

砂體連通模式研究涉及的方法眾多，傳統(tǒng)的方法有多級次旋回對比和沉積體系分析法、井間地層對比等。目前，國外對砂體連通性的研究多利用各種砂巖儲層三維地質(zhì)模型，采用隨機模擬理論進行模擬，結(jié)合井間示蹤劑技術(shù)、油藏動態(tài)分析方法以及動態(tài)與靜態(tài)相結(jié)合的綜合分析方法等預測砂體的連通性。國內(nèi)學者對河道砂體疊置關(guān)系的研究主要在密井網(wǎng)區(qū)開展，呂曉光等［5通過細分微相的方法識別單一河道，開展砂體連通性精細描述，于興河［6］提出“微相導向、相序指導、成因量化、平剖結(jié)合”的儲層表征新方法，周銀邦等［7］、陳清華等［8］利用豐富的測井資料刻畫復合河道內(nèi)單一河道邊界，并建立不同河道的組合模式，田景春等［9］、胡光義等［10］、封從軍等［11］利用野外露頭、鉆井巖心資料、測井資料和測試分析資料，分析儲集砂體疊置關(guān)系及砂體規(guī)模，張建興等［12］基于精細構(gòu)型地質(zhì)模型，利用油藏數(shù)值模擬方法建立剩余油分布模式。可見密井網(wǎng)區(qū)可以發(fā)揮井資料豐富的優(yōu)勢，并利用開發(fā)動態(tài)資料綜合分析，建立不同層次的砂體連通關(guān)系，指導后續(xù)剩余油的挖潛。相比之下，海上油田大井距、不規(guī)則井網(wǎng)條件下可供認識油藏的直接地質(zhì)資料有限，曲流河砂體連通關(guān)系研究技術(shù)薄弱。結(jié)合測井、地震資料，對埕島油田館上段砂體疊置模式進行波動方程正演和地質(zhì)統(tǒng)計學反演等研究，以期為油田后續(xù)開發(fā)中實現(xiàn)均衡注采提供地質(zhì)依據(jù)。

1 研究區(qū)概況

埕島油田位于渤海灣南部的極淺海海域，水深5～10 m。在區(qū)域構(gòu)造上位于渤中坳陷與濟陽坳陷交會處埕北低凸起的東南端，西南以埕北大斷層與埕北凹陷相鄰，向北傾伏于沙南凹陷［圖1（a）］。主力含油層系為新近系中新統(tǒng)館陶組館上段，縱向上層多、層薄，平面上砂體厚度變化大，屬于一套河流相沉積的砂巖儲層。根據(jù)沉積旋回特征，考慮縱向上油水分布特征進行了大層劃分。館上段分為7個砂組，（1+2）～6 砂組為主力含油砂組［圖 1（b）］。研究區(qū)縱向上5，6砂組是多期曲流砂帶疊加，其中5砂組儲層最為發(fā)育；從4砂組到1+2砂組曲流砂帶期次減少，其中1+2砂組儲層比3，4砂組儲層發(fā)育程度稍好。平面上，結(jié)合沉積微相研究，主河道微相具有砂層厚度大，儲層物性好等優(yōu)勢。儲層平均孔隙度為33%，平均滲透率為2 350 mD。

埕島油田館上段油藏1995年投產(chǎn)并快速上產(chǎn)，2000年開始注水并保持穩(wěn)產(chǎn)，2007年實施層系細分井網(wǎng)加密整體調(diào)整，實現(xiàn)了產(chǎn)量的二次上升。目前館上段采出程度為21.8%，含水率為80%，仍處于含水快速上升階段。但注水受效仍不均衡，從吸水剖面統(tǒng)計結(jié)果看，有36.6%的層不吸水，單層吸水強度平均為5.4 m3/（d·m），平面上不同井綜合含水差異大，50%的生產(chǎn)井含水已大于80%，但仍有22%的生產(chǎn)井含水處在中低含水階段，剩余油飽和度分布不均，注水效果有待改善。以館上段（1+2）1小層為例［圖 1（c）］，26B-1井在 2008年 10月注水，P1井在2009年液量出現(xiàn)大幅度提升，而P2井液量不升反降。當2013年5月26B-4井轉(zhuǎn)注之后，P2井液量出現(xiàn)大幅度提升?？梢?，看似連通的砂體，實際并不一定連通；因此須要研究砂體疊置模式，實現(xiàn)注采均衡。

圖1 埕島油田區(qū)域位置圖及館上段油藏剖面Fig.1 Regional location of Chengdao Oilfield and reservoir profile of the upper Guantao Formation

2 測井及地震資料響應

在沉積特征分析的基礎(chǔ)上，通過巖心觀察對河道沉積、溢岸沉積及泛濫平原沉積的儲層進行巖電標定（自然電位、自然伽馬、雙側(cè)向及聲波時差等），以確定不同沉積類型砂體的測井響應特征。

埕島油田館上段沉積時期地形平緩，沉積物粒度細，河流沉積以側(cè)向加積為主。①河道砂體是河流中最主要的沉積單元，砂體厚度大，一般為2～8 m?？v向上具有粒度向上變細、沉積規(guī)模向上變小的典型正韻律特征，表現(xiàn)為明顯的二元結(jié)構(gòu)；自然電位、自然伽馬測井曲線均以鐘型為主，也有箱型-鐘型組合型，深淺側(cè)向測井幅度差較大［圖2（a）］。②曲流河溢岸沉積包括天然堤、決口扇與決口水道、河漫灘砂。研究區(qū)決口扇巖性主要為粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖與粉砂質(zhì)泥巖的互層沉積，其粒度介于河道和天然堤沉積之間，在電測曲線上表現(xiàn)為齒化漏斗形及底部突變、頂部突變或快速漸變的低幅鐘形，幅度差小。決口水道呈窄條帶狀，并常與決口扇、溢岸薄層砂等沉積共生；橫剖面呈薄透鏡狀，縱剖面即從決口端到末梢多呈楔狀，遠離主河道會變得更薄。遠河漫灘砂主要起因于低洼的地形和季節(jié)性的洪水事件，洪水期沉積物隨洪水漫溢到低洼處，砂體多呈現(xiàn)孤零“土豆狀”，在自然電位曲線上呈指形或齒化鐘形，微電極曲線表現(xiàn)為幅度差?。蹐D2（b）—（d）］。③泛濫平原屬于一種相對細粒的溢岸沉積，在電測曲線上，自然伽馬和自然電位近于基線，微電極曲線幅度低，基本無幅度差［圖2（e）］。

埕島油田采用平臺式開發(fā)，井距為250～500 m，井間砂體的連通關(guān)系須要借助地震資料完成。館上段儲層縱向上層多，這對井間預測的結(jié)果提出了更高的要求。為了建立可靠的儲層地震響應特征，明確儲層與地震的對應關(guān)系，就須要進行正演模擬分析［13-16］。正演模擬可為地下地質(zhì)研究提供先驗性認識。在對地震資料及井資料的預處理后，提取砂體和泥巖的模型參數(shù)：其中泥巖速度為2 700 m/s，砂巖速度為 2 300 m/s，地震 Ricker子波的頻率為40 Hz。在單井統(tǒng)計砂體厚度條件下建立河流相沉積砂體疊合關(guān)系正演模型，分析研究區(qū)速度、密度、子波等對地震響應特征的影響，同時設(shè)計了波動方程正演模型與實際剖面進行對比。

初始模型砂體埋深與規(guī)模均按實際井深、井距設(shè)定，而砂體速度與密度由測井曲線計算得出。對于地震激發(fā)過程中的炮檢距按實際地震資料設(shè)定（25 m×25 m），激發(fā)子波則為所選各井井旁道提取地震子波的平均子波，模擬真實地震反射波傳播情況，以預測地下砂體分布情況。通過將正演響應與原始地震剖面進行對比。不斷修改砂體延伸范圍以及疊合方式，直至正演響應與原始地震剖面最為相似，推斷此時正演模型與實際砂體分布最相似。

圖2 埕島油田館上段巖電關(guān)系圖版Fig.2 Lithology-electrical property relationship of theupper Guantao Formation in Chengdao Oilfield

對比實際地震剖面和正演結(jié)果十分相似。①從253井來看，當砂體較薄時，正演結(jié)果分辨率高一些，密集程度較大的砂體近似為均質(zhì)砂體，不能形成一一對應的反射，只能形成一個復合波；館上段44與館上段52隔層厚度為18 m，大于λ/4（16 m），可以形成2個單軸反射。②22A-1井處的正演結(jié)果與實際地震剖面對應關(guān)系較好，館上段36與館上段41之間存在2套砂體，隔層厚度為8 m，小于λ/4，只能形成一套反射。③25A-4井具有良好的對應關(guān)系，在館上段1+2與館上段3之間的強反射界面、館上段 42，54，55，56，64等砂體頂面均對應較強振幅，在館上段35上覆砂體厚度為2 m，下伏砂體厚度為5 m，夾層厚度為6 m，形成了一套反射。在埕北25井與埕北253井之間的對頭尖滅砂體間距大于50 m，地震能區(qū)分開［圖 3（a）］。由此可見，地震反射能否區(qū)分開互層的2套砂體取決于隔層的厚度是否大于λ/4。

地震反演經(jīng)過多年的發(fā)展，盡管其存在著許多不足，但在實際生產(chǎn)中，特別是大井距條件下，研究砂體疊置關(guān)系離不開地震反演的儲層縱、橫向預測工作。徐立恒等［17］在密井網(wǎng)條件下，應用井震結(jié)合反演技術(shù)來預測復合砂體內(nèi)單一河道邊界，再進一步利用測井曲線特征對河道進行驗證。地質(zhì)統(tǒng)計學反演是由Hass等［18］提出來的，它將隨機模擬理論與地震反演相結(jié)合，充分利用了測井數(shù)據(jù)縱向分辨率高及三維地震數(shù)據(jù)橫向分辨率高的特點；以地震反演為初始模型，從井點出發(fā)，井間遵從原始地震數(shù)據(jù)，建立定量的波阻抗三維地質(zhì)模型，進行儲層橫向預測［19-21］。地質(zhì)統(tǒng)計反演可以得到多種儲層物性參數(shù)，反演結(jié)果可以與井達到最佳吻合，分辨能力能同時兼顧不同厚度儲層。對比油藏剖面和反演結(jié)果，地質(zhì)統(tǒng)計學反演縱向精度相對較高，縱向分辨率達到4 m，其縱向識別精度不能無限接近測井分辨率。從6B-2井來看，4砂組底部從測井曲線上可以識別3套分離式砂體，且3套砂體間的夾層厚度小于λ/4，實際地震剖面只有1套同相軸，但反演剖面上可以很好地區(qū)分3套砂體；從井間看，從6FB-3井和SHG2井館上段42層可以看出，反演剖面能清晰反映單砂體的厚度變化，說明2期砂體間側(cè)向拼疊（圖4）。

圖3 從11 D-1到251 C-1井地震剖面（a）與正演結(jié)果（b）Fig.3 Seismic section（a）and forward modeling section（b）acrosswell 11 D-1 to well 251 C-1

圖4 從6B-2到6D-2井油藏剖面（a）及地質(zhì)統(tǒng)計學反演剖面（b）對比圖Fig.4 Reservoir profile（a）and geostatistical inversion section（b）across well 6B-2 to well 6D-2

3 單砂體疊置模式

砂震應，下砂成射相振；性低振；性低響同反性變地響厚成強部形射薄形反無同生”震發(fā)間弱屬道減演降間弱屬應河演值降道減演“上體反部體弱值-1位正演；不道屬突值A(chǔ)-1 1 1 H-7 1 B 1 1 D-1 D-6 2 2 1 1 D-4-1 1 1 N A反-9 1 1 N A A-6果演N A-5 1 1 N A地軸錯河幅反-6效1 1 H-7 R LL m m河幅反m 2 2）0.1 1 0 0 R L L S/（Ω·m）0.1 1 0 0 m/（Ω·1 1）0.1 1 0 0 R L L S/（Ω·m）0.1 1 0 0/（Ω·m）0.1 1 0 0 R L L S/（Ω·m）0.1 1 0 0 G R Ω·D P I 5 0 2 0 0 S P/m V 3 0 6 5-7）0.1 1 0 0 R L L S/（Ω·m）0.1 1 0 0 P I 5 0 2 0 0 S P/m V 4 0 8 5 u l a t i o n r e s u l t s/（Ω·1 1 N A/（Ω D·/A）0.1 1 0 0 R L L S/（Ω·m）0.1 1 0 0 A-1 R LL G R 2 2/A/A）0.1 1 0 0 R L L S/（Ω·m）0.1 1 0 0 G R m P I 5 0 2 0 0 S P/m V 3 0 5 5/m 3 7 0 D-1 R LL/A 3 8 0 3 9 0 R L L D拔D-6 R LL m-1果擬d s i m -1-1-1 1 1-9 R L L D/（體1 1海1 B m m/A P I 5 0 2 0 0 S P/m V 2 0 6 5 D/（Ω·藏/（Ω·特P I 5 0 2 0 0 S P/m V 3 0 6 5 G R征/A-7 R LL 2 2 A-6 R LL D Ω·P I 0 1 5 0 S P/m V 0 1 0 0油）0.1 1 0 0 R L L S/（Ω·m）0.1 1 0 0 1 1 N A m P I 5 0 2 0 0 S P/m V 3 0 8 5砂m）0.1 1 0 0 R L L S/（Ω·m）0.1 1 0 0-6 R L L D/（D/（Ω·G R結(jié)P I 5 0 2 0 0 S P/m V 1 0 5 0 Ω·c e p t u a l m G R念及e l 1 1 N A G R/A模a n）0.1 1 0 0 R L L S/（Ω·m）0.1 1 0 0/A G R）0.1 1 0 0 R L L S/（Ω·m）0.1 1 0 0型o d /A 1 1 N A模）0.1 1 0 0 R L L S/（Ω·m）0.1 1 0 0 1 1 D-4 R LL/A P I 5 0 2 0 0 S P/m V 3 0 7 5.4 0 G R-1.4 2海-1/A.4.4 0 1海拔/k m-5 R L L D/（.4 P I 5 0 2 0 0 S P/m V 3 0 8 5 k拔正.4-1-1 P I 5 0 2 0 0 S P/m V 1 0 6 0 m/-1.3 8-1.4 0海拔/k m 0 2海拔/k m G R G R-1 F o r w a r d c o n T a b l e 1 1擬模表正演演概配體砂D體關(guān)系分離式 復合疊置式 分隔式 河岸接觸式 切疊式多期河道配砂置1 1置D/（Ω·同期河道

砂體疊置關(guān)系反映了砂體形成時的水動力特征、物源及沉積相演化。通過巖心觀察、測井資料分析，認為埕島油田館上段沉積時期為曲流河三角洲平原，砂體以側(cè)向加積為主（表1）。孤立分布的砂體在河流相砂巖儲層中占比也很小，大部分的砂體是在河流擺動、遷移過程中在側(cè)向上相互切割，形成復雜的側(cè)向拼接樣式，而不同的拼接樣式之間，砂體的連通性具有差異性［22］（表1）。根據(jù)測井及地震資料分析，埕島油田館上段砂體疊置模式主要有5種。

3.1 垂向分離式

垂向分離式以河道規(guī)模小、砂體變薄、多期砂體垂向上疊置為特征。其上、下層砂體之間無明顯切疊現(xiàn)象，測井曲線以鐘型為主。當砂體之間的夾層厚度大于16 m時，地震剖面上出現(xiàn)2套同相軸，夾層厚度小于16 m或者上部砂體厚度大而下部砂體厚度小的時候，地震剖面往往只有1套同相軸。

3.2 垂向復合疊置式

垂向復合疊置式以多期砂體垂向上接觸為特征。在砂體疊合范圍內(nèi)隔層不發(fā)育或成離散狀分布，此時上、下層砂體之間切疊現(xiàn)象明顯，相變快，地震同相軸發(fā)生“錯位”。

3.3 側(cè)向分隔式

側(cè)向分隔式是指2條河道不接觸，河道間為泛濫平原沉積。由于泛濫平原主要為泥巖，平面上2個砂體之間不連通，各自形成獨立的滲流通道，當對頭尖滅砂體間隔大于2個道間距（50 m）時，在地震剖面上即可分辨。

3.4 側(cè)向河岸接觸式

通常存在于復雜曲流河帶中，同期河道或者后期形成的河道切疊了另一條河道伴生的溢岸沉積而成，2個河道形成的砂體彼此不接觸，河道間為溢岸沉積。從正演結(jié)果可以看出在河間沉積部分振幅相對減弱，同時同相軸略微上移，但變化并不顯著；河道間砂體連通性差，注水受效慢，能量補充慢。

3.5 側(cè)向切疊式

2期砂體因為河流擺動而疊加，河道砂體之間有明顯的沖刷、切割作用，此時無法根據(jù)測井識別標志判斷其是否連通。雖然兩期河道通常都有一定的高程差，但在地震同相軸上無明顯變化。由于不同河道之間波阻抗參數(shù)存在差異，因此在反演剖面上存在明顯差異，可以判別該類砂體邊界。

4 砂體連通性分析

埕島油田館上段大部分砂體在空間上相互切割、交錯，形成復雜的空間結(jié)構(gòu)，且不同成因類型的砂體有著不同的發(fā)育規(guī)律［圖5（a）］，導致砂體間的接觸關(guān)系具有多樣性，砂體間的連通程度具有差異性，而相對孤立分布的各類成因砂體在河流相儲層中占比很小。

當上、下層砂體之間無明顯切疊現(xiàn)象，砂體疊合范圍內(nèi)隔層連續(xù)且穩(wěn)定發(fā)育。以館上段55與56為例，由于館上段55與56單層之間發(fā)育一套相對連續(xù)的泥巖隔層，當注水井分別向館上段55與56層注水時，注入水會受到泛濫平原及隔層的遮擋，分別沿著館上段55與56層內(nèi)的砂體流動［圖5（b）］，而不會形成層間干擾。

河流相沉積在河流擺動、遷移過程中，造成砂體在側(cè)向上相互切割，形成復雜的側(cè)向拼接樣式，而不同的拼接樣式之間，砂體的連通性有很大差異。河道與河道側(cè)向切疊可以根據(jù)切疊厚度劃分為高切疊與低切疊2種類型。當砂體切疊厚度大于兩井砂體平均厚度的1/2時，為高切疊；當砂體切疊的厚度小于兩井砂體平均厚度的1/2，或河道與溢岸砂體切疊時，為低切疊。

以館上段54層為例，11NB-5井與11NB-3井所在2個單河道的厚度相近，且無明顯高程，11NB-5井砂體厚度為3.9 m，11NB-3井砂體厚度為6.6 m，砂體切疊厚度約為3 m，明顯高于兩井砂體平均厚度的 1/2，即兩砂體為高切疊［圖 5（c）］；11NB-3 井注水11NB-5井采油，在實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)中發(fā)現(xiàn)隨著11NB-3井注水，11NB-5井含水率與產(chǎn)液量均快速上升，即注水受效快，能量充足，砂體連通性好［圖5（e）］。同時也存在砂體切疊厚度小的情況，以館上段52小層和54小層為例，11E-2井和11M-1井都在連片砂體內(nèi)部，兩井井距為350 m。兩口井在主力層館上段52小層和54小層均已射孔。從剖面上看，注水井11E-2井和采油井11M-1井存在明顯的高程差，說明兩口井分別位于不同的單河道內(nèi)部［圖5（d）］。結(jié)合動態(tài)數(shù)據(jù)分析，在注水開發(fā)過程中，11E-2井從2005年開始注水，但隨著注水量的變化，起初11M-1井的日產(chǎn)液、日產(chǎn)油及含水率并沒有明顯的改變［圖5（f）］，直到2013年開始，隨著注水井11E-2井注水量的增加，11M-1井的日產(chǎn)液和日產(chǎn)油出現(xiàn)了明顯的增長，說明注水見效了。

由此可見，當注水井和采油井分別位于不同的單河道，而且兩口井的切疊厚度小，砂體連通性差，能量供給不足，注水受效緩慢。因此，側(cè)向上兩條河道相互切疊，后期形成的砂體對早期形成的砂體有沖刷、侵蝕作用，當兩期砂體之間接觸厚度大，有著良好的滲流通道，則注水能量充足，受效快；反之，注水受效緩慢。

圖5 埕島油田館上段54沉積相圖及開發(fā)曲線Fig.5 Sedimentary faciesof theupper Guantao Formation 54 and development curvesin Chengdao Oilfield

5 結(jié)論

（1）埕島油田館上段的河道砂體有5種疊置模式，不同時期的河道砂體垂向上分為分離式和復合疊置式。同一時期的河道砂體側(cè)向上分為分隔式、河岸接觸式及切疊式3種配置關(guān)系。垂向上分離式是不同時期發(fā)育河道的疊置，河道內(nèi)砂體連通性好。砂體疊合范圍內(nèi)隔層連續(xù)且穩(wěn)定發(fā)育，此時上、下層砂體之間無明顯切疊現(xiàn)象，砂體不連通，各自形成對立的滲流通道；復合疊置式主要是在多期砂體縱向上接觸，砂體疊合范圍內(nèi)隔層不發(fā)育或成離散狀分布，此時上、下層砂體之間切疊現(xiàn)象明顯；地震同相軸發(fā)生錯位，相變快；砂體不連通，注水不受效，能量下降快，遞減快。

（2）側(cè)向上分隔式是2個單河道砂體之間存在泛濫平原泥巖，砂體基本不連通；河岸接觸式是同期河道或者后期形成的河道切疊了另一條河道伴生的溢岸沉積而成，砂體連通性差，注水受效慢；切疊式是河流沉積時由于水動力條件的變化從而導致后期形成的河道砂體切疊了前期形成的河道砂體，造成兩期河道砂體部分疊加的現(xiàn)象，通常兩期河道都有一定的高程差，切疊厚度大的砂體連通性好，注水收效快，切疊厚度小的2個單河道之間砂體連通性差。

致謝：中國石油大學（北京）岳大力教授給予了悉心指導，在此表示感謝！