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)計階段，儲層刻畫的精確程度決定了基礎(chǔ)井網(wǎng)和井距的可靠性。海上油田薄互儲層橫向變化快，在大井距條件下井間儲層無法得到準確預(yù)測。目前薄互儲層預(yù)測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，提出了基于波形對比的地震反演、基于地震相控儲層反演和基于多種屬性的地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)反演等技術(shù)，能將多種地震資料優(yōu)勢結(jié)合，從而更好地反映薄互儲層空間展布情況［5-8］。以上薄互儲層刻畫方法由于受初始模型的影響，井網(wǎng)越密，儲層預(yù)測精度越高；而對于大井距條件下的薄互儲層刻畫等問題，由于受井網(wǎng)密度的限制，現(xiàn)有方法預(yù)測出的井間儲層分布均存在一定多解性，預(yù)測精度不能滿足大井距條件下油田開發(fā)的需要。

本文針對大井距條件下薄互儲層刻畫預(yù)測精度低的難題，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，同時綜合巖心、測井、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)合的方法對井間薄互儲層進行刻畫，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)計風(fēng)險。

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，儲層橫向變化快，薄互儲層發(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)測方法進行儲層預(yù)測的準確率均較低。

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，完鉆評價井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，遠高于單砂體平均厚度2.1 m。因此井間儲層預(yù)測無法依托地震資料按照常規(guī)方法進行砂體描述。

2 薄互儲層刻畫

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別儲層的厚度，Rayleigh準則提出：一個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準則認為3井區(qū)地震資料縱向分辨率為19.5 m，遠高于平均單層厚度2.1 m。分析4口評價井縱向儲層組合規(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，地震資料能否對組合砂體進行砂體描述以及地球物理響應(yīng)特征如何仍需結(jié)合正、反演進一步確定。

地震反射是地震波的幾何學(xué)、運動學(xué)、動力學(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，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層進行正演，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，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層進行正演，正演結(jié)果幾乎無變化，即泥巖上部儲層厚度小，對地震反射形態(tài)的貢獻比例低，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層巖性、物性的變化。在完鉆評價井巖心、測井等資料井震標(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，從評價井出發(fā)，對5套組合砂體在剖面上進行追蹤刻畫，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—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。基于5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)合評價井測井資料，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口評價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)測井間組合砂體厚度。

圖3 最小相對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)測儲層展布規(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—細砂巖，分選好，見槽狀層理、斜層理；測井曲線表現(xiàn)為多套箱（鐘）形組合；地震剖面為低頻、強振幅、連續(xù)反射，平面最小相對振幅屬性呈片狀，相對振幅高（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，儲層較薄，分選較差；測井曲線表現(xiàn)為地震剖面為低頻、中振幅、連續(xù)反射，平面最小相對振幅屬性呈斷續(xù)片狀，相對振幅中等（300～450）。

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

2.3 主力砂組儲層刻畫

研究區(qū)物源方向為南西—北東向，縱向薄互層儲層發(fā)育，主力組合砂體（L60—L80油組和L90—L100油組）為主要儲集層。統(tǒng)計油田密井網(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)儲層厚度為16～27 m，根據(jù)公式（1），目標(biāo)區(qū)儲層砂體平面展布寬度為1.4～2.4 km。

基于以上認識，以沉積模式為指導(dǎo)、地震沉積相為基礎(chǔ)，從井點出發(fā)進行剖面追蹤、平面相序組合，完成儲層平面展布刻畫。主力組合砂體儲層沉積亞相刻畫結(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，儲層厚度逐漸減?。籐90—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，儲層砂體逐漸減薄。整體表現(xiàn)為水進—水退的過程，主力組合砂體儲層展布范圍大，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，為進一步降低方案的投資風(fēng)險，在3井區(qū)部署了2口先導(dǎo)試驗井。實鉆結(jié)果表明：儲層砂體實鉆厚度與鉆前預(yù)測厚度基本一致，誤差均小于5 m，誤差率小于10%。先導(dǎo)試驗井的實施也進一步證明了基于地震沉積相的儲層刻畫精度比較高，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3井區(qū)弱水體邊水油藏及其較小地飽壓差的特點，提出進一步補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、排狀、五點注采井網(wǎng)的采收率分別為14.4%、17.1%、18.1%，五點注采井網(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］。基于以上儲層展布研究，針對五點井網(wǎng)，運用數(shù)值模擬對注采受效方向與儲層展布方向呈不同角度，進行含水率及水驅(qū)波及范圍預(yù)測，結(jié)果顯示（圖6）：注采受效方向與儲層展布方向一致時，沿儲層方向易形成水竄，油井含水率上升速度快，垂直儲層方向，注采受效弱；注采受效方向與儲層展布方向呈45°夾角時，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3井區(qū)河道砂體南西—北東向儲層展布的特點，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)采用注采受效方向為南北、東西向的五點井網(wǎng)。

3.2 井距及單井參數(shù)

在開發(fā)方案設(shè)計階段，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)濟效益。實際生產(chǎn)中井距大小取決于儲層物性和連通性，而儲層物性和連通性則受到沉積相帶的控制，評價井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，試井資料顯示探測半徑可達到300～350 m。因而，基于儲層展布分析，同時考慮平面物性變化，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)測可進一步提高開發(fā)方案精度并降低投資風(fēng)險。通過分析完鉆井儲層厚度與滲透率的相關(guān)性可以得出：儲層厚度越大，滲透率越高，根據(jù)儲層厚度的平面展布可得到其物性的平面分布。結(jié)合評價井物性、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的五點注采井網(wǎng)進行開發(fā)方案部署。為了進一步降低方案風(fēng)險，提前實施2口先導(dǎo)實驗井（A1井、A2井）。先導(dǎo)試驗注（A1井）采（4井、A2井）井組生產(chǎn)情況證實，基于儲層展布特點的井網(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)測一致。

4 結(jié)論

（1）針對大井距條件下的薄互儲層，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層刻畫。先導(dǎo)試驗井完鉆結(jié)果顯示，儲層砂體實鉆厚度與鉆前預(yù)測厚度基本一致，誤差小于10%，為薄互儲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，進一步降低開發(fā)方案風(fēng)險。