林偉強，曲麗麗，朱露，馮林平

（中國石油冀東油田公司南堡油田作業(yè)區(qū)，河北唐山 063200）

南堡油田M 區(qū)中深層（NgⅣ—Ed1）為辮狀河三角洲相儲層形成的多層砂巖交互油藏，儲層成因類型豐富、橫向變化快、接觸關系復雜，井間砂體連通性認識是否清楚是能否實現(xiàn)精細開發(fā)的關鍵[1?2]。

判定井間砂體連通性的方法有很多，有多級次旋回對比和沉積微相分析等傳統(tǒng)方法，有RFT 測井、測井曲線響應、測井曲線疊加等測井方法，有屬性提取、地震反演、井間地震等開發(fā)地震方法，有示蹤劑等地球化學方法[3?4]，以及井間綜合分析、產吸剖面對比等油藏工程方法[5?9]。單一的識別方法各有優(yōu)缺點，難以匹配該區(qū)復雜的地質情況。因此，提出井震藏結合技術，即地震相技術來確定砂體幾何形態(tài)和邊界，地震屬性技術和地震聯(lián)合反演技術判定砂體之間的連通性和連通程度；通過示蹤劑、產吸剖面、注采關系等油藏動態(tài)資料分析[10]，驗證井間砂體的連通關系，為后期開發(fā)調整提供可靠依據。

1 問題背景

南堡油田M 區(qū)位于南堡凹陷西南部的沙壘田凸起北部斜坡帶上，是一個被斷層復雜化的潛山披覆背斜構造（圖1），屬于中孔中滲復雜斷塊油氣藏。該區(qū)為注水開發(fā)，反七點法注水井網，井距250～300 m，油藏注水開發(fā)三大矛盾突出，水驅儲量動用程度較低。如何完善注采井網，增加受效方向，提高水驅動用程度，是該區(qū)所面對的迫在眉睫的問題。井間砂體是否連通，連通程度如何，對于完善注采井網具有重要的指導意義。該區(qū)斷塊復雜，儲層非均質性強，砂體展布認識及井間單砂體連通關系判定難度較大。

圖1 南堡油田M區(qū)Ed1Ⅱ②1小層平面Fig.1 Plan of sublayer Ed1Ⅱ②1 in M area of Nanpu Oilfield

2 井間砂體連通性

砂體在三維空間上直接接觸是砂體之間相連通的必要條件。南堡油田M 區(qū)是淺水環(huán)境下辮狀河三角洲前緣沉積，為南、北兩個物源的交匯區(qū)，河道橫向變遷頻繁，造成砂體橫向變化快。相帶上主要表現(xiàn)為水下分流河道，河道分叉、擺動、切疊特征明顯，砂體疊置現(xiàn)象明顯（圖2）。

圖2 南堡油田M區(qū)主體區(qū)砂體連井剖面Fig.2 Cross well section in sand body of main M area of Nanpu Oilfield

2.1 砂體接觸關系

利用地質統(tǒng)計學反演結果，刻畫砂體期次及邊界，該區(qū)的砂體接觸關系進一步得到確認（圖3）。從反演剖面可以看出，相鄰砂體存在多種形態(tài)的疊置接觸關系，主要存在拼接型、垂疊型和側疊型。拼接型為砂體橫向搭接接觸；垂疊型為上覆砂體對前期沉積砂體沖刷造成，垂向上兩期砂體疊置在一起；側疊型為后期砂體從側面切疊前期砂體，橫向上砂體相連。

圖3 地震識別南堡油田M區(qū)砂體疊置類型Fig.3 Seismic identification of sand body superimposition types in M area of Nanpu Oilfield

由于水下分流河道頻繁分叉改道，單砂體相互疊切，接觸關系復雜。在劃分不同期次河道，明確不同砂體疊置的基礎上，進一步識別砂體接觸關系，主要有切疊接觸、削截接觸、拼接接觸、不接觸4種類型（表1）。

表1 不同砂體疊置類型的特點Table 1 Characteristics of different sand body superimposition types

2.2 砂體接觸關系的動態(tài)響應

根據M 區(qū)的砂體接觸關系，把井間砂體連通性分為3 類：連通、弱連通、不連通。砂體接觸關系不同，其接觸類型和開發(fā)治理對策各異，動態(tài)響應特征也不同，可以分為4類：Ⅰ類注水見效快、見效特征明顯，產量升高，壓力升高；Ⅱ類注水見效特征不顯著，產量略微升高或產量平穩(wěn)；Ⅲ類注水見效所需時間長，遞減變??；Ⅳ類注水不見效。

3 地震勘探技術

在“沉積模式邊界”控制下，以沉積地質庫數據為基礎，開展地震相、地震屬性、特征參數反演聯(lián)合等地震技術刻畫砂體邊界方法摸索，進而預測沉積朵體邊界，在此基礎上進一步預測井間的砂體連通性。

3.1 地震相分析技術

根據地震反射的外形，同相軸的形態(tài)產狀、強弱特征、相位終止特征、接觸關系等多種要素，總結出與地質特征的相關性，完成地震剖面的地質解釋。利用地震相分析，把井間砂體連通性分為三類：連通、半連通和不連通（表2）。

表2 地震相判定砂體連通性Table 2 Evaluation of sand body connectivity by seismic phase

地震相技術可以確定砂體的形態(tài)和邊界。但因為地震波在向下傳播過程中高頻部分出現(xiàn)衰減，地震資料主頻會降低，縱向分辨率有限。而且有的砂體為不規(guī)則條帶狀，僅僅依靠地震相不能完成井間砂體連通關系認識。

3.2 地震屬性分析技術

利用地震屬性分析方法，發(fā)揮地震資料的橫向連續(xù)性優(yōu)勢，反映沉積演化特征并有效預測井間砂體展布特征，評價砂體連通性。

經過篩選，能夠反映地下巖性變化的振幅類屬性最適合本區(qū)的砂巖研究[11?12]。振幅類地震屬性一方面可以檢測砂體的平面分布規(guī)律，展示朵體形態(tài)。該區(qū)物源為南北雙向供給，北部物源方向以北東、北西向為主，南部物源方向為南西向；垂直物源方向上，朵體的形態(tài)清晰；宏觀上朵體有遷移，局部交匯處朵體間砂體間有疊置；北物源有3 個沉積（朵）體，寬度300～1 500 m；南物源有5 個沉積（朵）體，寬度200～1 200 m。另一方面可以描述井間的平面砂體連通關系，但多解性較強，而且無法描述儲層縱向上的疊置關系，不能直觀地解釋縱向上各井不同油水層之間的關系。

3.3 地震反演分析技術

地震反演的主要任務是彌補常規(guī)地震剖面分辨率低的缺陷，高分辨率的地震反演剖面，是判定井間砂體連通性的常用參考手段。

傳統(tǒng)地震反演的目標就是在井的控制下把近炮檢距反射振幅資料轉換成波阻抗資料，即為井控波阻抗反演。波阻抗反演的分辨率不高[13]，與砂巖縱向上做不到一一對應，無法達到識別該區(qū)井間單砂體連通性的要求。

3.3.1 波形指示模擬反演

波形指示模擬反演充分利用地震波形的橫向變化來反映儲層空間的相變特征，是一種真正的井震結合高頻模擬方法，是針對薄層開發(fā)應用的高精度波阻抗反演方法[14]。該反演方法對井位分布的均勻性沒有嚴格要求，反演效率較高。

波形指示模擬反演縱向分辨率較高，橫向連續(xù)性強；但是對于斷層較多，斷塊比較復雜的地區(qū)，適用性一般；可以在該區(qū)井網稀疏、構造相對簡單、相位比較連續(xù)的區(qū)域使用。

3.3.2 地質統(tǒng)計學反演

地質統(tǒng)計學反演是目前高分辨率儲層預測的手段之一，是波阻抗反演效果不理想情況下的巖性反演，適用條件是儲層特征曲線同地震記錄能建立良好關系。

通過編制該區(qū)自然伽馬曲線和波阻抗曲線的交匯圖（圖4）可見，自然伽馬曲線對于識別砂泥巖的界線比較明顯。在統(tǒng)計學反演中，擬合變差函數和進行隨機模擬反演是最重要的兩個環(huán)節(jié)。在該區(qū)的實際反演中（圖5），利用反映地層和巖性變化比較敏感的自然伽馬測井曲線構建具有聲波量綱的新曲線，結合聲波的低頻模型，合成擬聲波曲線，使它既能反映地層速度和波阻抗的變化，又能反映巖性的細微差異性。反演結果既能保留地震橫向連續(xù)性的優(yōu)勢，又繼承了測井曲線縱向高分辨率優(yōu)點，井間砂體縱向疊置關系清晰。

圖4 南堡油田M區(qū)巖性測井識別交匯圖Fig.4 Intersection map of lithology logging identification in M area of Nanpu Oilfield

圖5 擬聲波地質統(tǒng)計學反演流程Fig.5 Fitting acoustic geostatistical inversion process

擬聲波地質統(tǒng)計學反演適用于沉積現(xiàn)象較明顯，易追蹤的巖性體，適合開發(fā)中后期斷層復雜、井網密集、分布規(guī)律的區(qū)塊，廣泛適用于該區(qū)。

3.3.3 反演技術優(yōu)選

要預測多層砂巖儲層，必須根據不同地區(qū)的不同地質條件，根據其斷層分布情況和儲層發(fā)育狀況，嘗試多種反演方法（表3），綜合多項結果分析，才能較好地描述多層砂巖儲層的疊置關系和展布特征。

表3 地震反演方法優(yōu)選Table 3 Optimization of seismic inversion methods

根據南堡油田M 區(qū)開發(fā)程度較高，斷層多期發(fā)育，井網密集，砂體窄而薄、規(guī)模小、橫向變化快等特點，主要選取擬聲波地質統(tǒng)計學反演進行連通性判定[15]；同時，針對部分構造簡單、儲層橫向連續(xù)性強、井網比較稀疏的區(qū)塊，輔以波形指示模擬反演技術，有助于提高反演效率。由圖6可以看出，地質統(tǒng)計學反演的縱向分辨率更高，與單井砂體的匹配程度也較高，基本上厚度大于4 m 的儲層，可以清晰地呈現(xiàn)出井間砂體的縱向疊置關系和連通情況。

綜上所述，對比地震相技術、地震屬性技術、地震反演技術這3 種方法，存在不同的特點：地震相波峰、波谷均有砂體，終止邊界不能確定，縱向分辨率有限，對地震資料的依賴性較強；屬性預測能展示砂體平面展布特征，但無法展示砂體的縱向疊置關系，存在一定多解性；地震反演能夠確定橫向砂體邊界，且縱向砂體交切關系更清晰，縱向分辨率更高。

4 油藏動態(tài)分析技術

幾何連通的砂體經過儲層改造可以成為水動力連通砂體[16]。油藏開發(fā)過程中，油水井連通關系變化受到開發(fā)方式、井網、注采強度及儲層改造等多種因素影響。目前國內研究動態(tài)砂體連通性的方法有很多[17?18]，要根據油藏的砂體發(fā)育特點和開發(fā)形勢來選取適合的方法。

4.1 南堡油田M區(qū)油藏開發(fā)形勢

南堡油田M 區(qū)為注水開發(fā)，采出程度8.1 %，采油速度0.4%，采出程度和采油速度較低。受平面注水突進和層間動用程度不均衡影響，區(qū)塊含水上升速度較快，綜合含水68.0%，處于中含水階段。水驅儲量控制程度為74%，水驅儲量動用程度為48.9%，各斷塊水驅控制和動用差異較大，主體斷塊動用狀況相對較好。根據主要開發(fā)矛盾，把該區(qū)分為三大區(qū)域：未建立驅替區(qū)域、驅替不均衡區(qū)域和需有效驅替區(qū)域，其中，驅替不均衡區(qū)域的產量占比最大，達到了69%，是重點治理的目標區(qū)。

井間砂體連通性的正確判定，對于建立均衡而有效的驅替意義重大。在通過井震結合對連通性進行認識的基礎上，要結合油藏動態(tài)資料和生產實踐進行綜合分析。根據該區(qū)的油藏開發(fā)形勢和砂體發(fā)育特點，常利用地層壓力資料、示蹤劑及水淹數據、產液吸水剖面、生產動態(tài)數據等方法進行驗證和判定[19]。

4.2 油藏動態(tài)分析方法

1）地層壓力資料反映井間連通性。連通砂體中壓力傳導較快，水井注水后，周圍鄰井地層能量得到補充，地層壓力恢復，甚至出現(xiàn)地層超壓現(xiàn)象。M 區(qū)測壓資料豐富，對于判定井間砂體連通性具有參考意義。

2）示蹤劑及水淹層明確井間連通性[20]。由注水井注入示蹤劑，采油井采出示蹤劑，說明砂體連通。若新鉆井與周圍水井連通，并在注水層位中鉆遇水淹層，說明井間連通性好。M區(qū)絕大部分水井已注入示蹤劑，統(tǒng)計各注采井組油井見劑時間，顯示全區(qū)油井平均見效時間為207 d，水線推進速度平均1.38 m/d。

3）產液吸水剖面資料反映井間連通性。當注水層吸水，對應油井產液時，可以認為油水井具有良好的注采對應關系，反映注水井與生產井砂體連通。由于M 區(qū)的油水井多為合采合注，現(xiàn)場工藝中很難做到逐層測試，不能具體判斷某一小層砂體連通性，具有一定的局限性。

4）生產動態(tài)數據反映井間連通性。利用注采數據動態(tài)變化，對比分析相鄰油水井注水是否見效，見效井間砂體連通性好。注采壓差反映油水井間壓力變化，壓力相關性越好，說明砂體連通性越好。采液指數及視吸水指數反映油水井動態(tài)采出程度及吸水程度，指數越高，井間砂體連通的可能性越大。由于M區(qū)中深層油藏油層厚度大，邊底水范圍小且能量不足，所以當油井含水時多數為注水見效反應，說明周圍鄰井水井注水見效，可以反映油水井砂體連通性。

5 應用情況

通過對M 區(qū)的砂體展布及井間連通性研究，調整局部井區(qū)注采關系，完善開發(fā)注采井網。以朵體為背景，河道為單元，以微相為引導，連通性為基礎，實施井網加密和調整、壓裂、注采調控等措施，緩和注采平面矛盾，實現(xiàn)均衡水驅。

1）對于不連通井組，實施井網調整

該區(qū)的Ed1Ⅱ②1 小層NP13?X1704 井砂體的厚度為8.9 m，水井NP13?X1041 井砂體的厚度為2.2 m，沉積特征指示均為河道及河道側緣沉積，從產液剖面看水井吸水，油井卻未見明顯反應，注采矛盾明顯，連通關系待落實。

地震剖面無法精確判定井間是否連通（圖7a），利用反演方法判定砂體不連通（圖7b），2019年兩井間加密新井（NP13?1808）鉆遇薄層砂巖，判斷為河道側緣，無水淹跡象，說明原來兩井之間存在河道分流，是中間存在泥質隔擋的兩個河道砂體（圖7c），與綜合判斷認識一致。根據油水井間連通關系，重新布置井網，轉注NP13?X1702 井給周圍鄰井注水，補充鄰井地層能量，完善注采井網。

圖7 NP13-X1072井—NP13-X1041井井間砂體連通性認識Fig.7 Understanding of sand body connectivity between Well-NP13-X1072 and Well-NP13-X1041

2）對于弱連通井組，實施壓裂引效

該區(qū)NP13?1502 井組發(fā)育在朵體邊部河道側緣上，通過提取地震振幅屬性，分析認為NP13?1502 井與NP13?1015 井屬于同一河道，順物源方向；與NP13?X1054井屬于不同河道（圖8a）。

此斷塊斷層發(fā)育相對簡單，選取反演效率更高的波形指示模擬反演方法，反演結果顯示NP13?1502井與NP13?1015 井都存在弱連通關系（圖8b），與平面振幅屬性預測結果一致。

根據物性分析，2017年對NP13?1015 井進行壓裂引效，壓裂后NP13?1502 井日注水由60 m3升至80 m3，NP13?1015 井受效明顯，初期日增油8 t，已保持高產穩(wěn)產3年多，截至2020年底累計增油0.77×104t（圖8c）。

圖8 壓裂引效措施效果評價Fig.8 Effect evaluation of fracturing massures

3）對于連通性較好井組，實施注采調控

對該區(qū)高含水井組落實油井出水層，實施層段調控。對于注水突進區(qū)實施調剖，緩解注水矛盾。2020全年累計調控34井次，實現(xiàn)增油0.34×104t。

立足油藏整體能量恢復，加強層段注水。根據壓力監(jiān)測與動態(tài)分析，結合沉積特征及井組平面滲透率，2020 全年實施水量上調17 井次，調整段內注水27段，日上調水量325 m3，累計增油0.23×104t。

6 結論

1）南堡油田M 區(qū)砂體橫向變化快，縱向疊置明顯，主要的砂體接觸類型為切疊接觸、削截接觸、拼接接觸、不接觸4種類型，井間砂體連通性分為連通、弱連通、不連通3類，井間砂體連通性認識難度大。

2）井震藏結合判定井間砂體連通性的主要方法包括：地震相技術確定砂體邊界和范圍；地震屬性技術刻畫砂體平面展布規(guī)律；以擬聲波地質統(tǒng)計學反演為主、波形指示模擬反演為輔刻畫砂體的縱向疊置關系；油藏動態(tài)分析技術與生產實踐相結合，驗證連通性判定的準確程度；該方法有助于降低判定南堡油田M區(qū)井間砂體連通性的多解性，提高判定精度。

3）根據井震藏結合技術的判定結果，針對不連通井組實施井網加密調整，弱連通井組實施壓裂引效等措施，連通性較好的區(qū)域實施注采調控等綜合治理措施，取得了良好的效果，為南堡油田M 區(qū)完善注采井網、提高采收率提供了有利指導。