一种储层描述新方法在渤海JX油田开发中的应用

2013-10-25金宝强陈建波杨庆红孙红杰

石油地质与工程 2013年3期

金宝强，陈建波，杨庆红，孙红杰

（1.中海石油（中国）天津分公司勘探开发研究院，天津塘沽 300452；2.中海油田服务股份有限公司油田生产事业部）

渤海油田近年来投入开发的沙河街组油藏越来越多，油田开发难度也越来越大。在海上油田开发中，浅层河流相油藏已形成较为系统的储层描述技术和方法，但中深层尤其是沙河街组储层由于地震资料品质较差，难以利用浅层成熟方法解决储层描述问题。目前，国内外对中深层储层描述已经做了一些尝试，汪利兵等提出了辫状三角洲储层描述配套技术［1］，在地质模式约束下刻画典型地震相，达到储层描述的目的，较好地解决了陡坡带近源沉积的沙河街组储层描述问题，但很多储层沉积不存在陡坡环境，很难通过典型地震相刻画储层。受地震资料分辨率限制，目前尚未形成一套沙河街组储层定量化描述方法。本文应用层序地层学及沉积学的方法判别研究区的沉积主控因素，利用古地貌与地层厚度的正比关系，建立时间厚度－地层厚度－储层厚度“三步法”半定量描述储层方法。这些方法在JX油田开发中得到成功应用，具有较好的借鉴意义。

1 地质特征及研究难点

JX油田位于渤海辽东湾海域M凹陷的中段，属于古近系复杂断块油田，探井钻遇地层自下而上分别为古近系的沙河街组和东营组、新近系的馆陶组和明化镇组及第四系的平原组。其中，沙河街组一、二段为主要的含油层位之一，油藏埋深－1600～－1860 m，沙一段储层较薄，以‘泥包砂“为主，沙二段储层较厚，以“砂包泥”为主，储层属扇三角洲前缘沉积。由于储层描述受到埋深、地震资料及沉积微相等多种因素制约，给JX油田开发井实施带来多重困难，难点主要体现在以下三个方面：

（1）储层横向变化快：JX油田沙河街组储层为缓坡扇三角洲前缘沉积，由于受古地貌、物源方向及沉积微相等因素影响，储层横向分布很不稳定，其中，沙二段II油组储层厚度横向差别极大，厚度分布在3～41 m范围，且分布不均。例如，探井JX－E－3D井储层厚度为41 m，与之距离仅50 m的开发井B12储层厚变化为19.6 m，同一方向距离300 m的开发井B13储层仅0.5 m。

（2）地震资料品质不能满足储层描述要求：海上地震资料采集过程中，存在各种各样的干扰源，这些干扰源有天然形成的，也有客观的外界干扰［2］，加之沙河街地层埋深一般在－1500 m以下，使得地震资料的品质无法得到保证。JX油田沙河街组地震分辨率在25 m左右，但单砂层厚度平均小于10 m，无法准确描述砂体的形态及分布。

（3）砂体叠加现象严重：沙河街组储层为扇三角洲前缘沉积，受古地形和水平面升降变化影响，砂体叠加比较频繁，由于地震资料分辨率的局限，不能精确描述砂体叠加样式及边界，对开发井位优化及实施带来很大影响。

2 沙河街组储层描述方法

2.1 沉积主控因素判别及定性分析

渤海海域古近系为断陷盆地充填沉积，主要富砂沉积体系为三角洲，三角洲类型多样，其类型和平面分布明显受构造－古地貌和物源通道的控制［2－4］。

从井间对比分析，沙二段至沙一段地层由下到上储层厚度逐渐减薄，砂岩粒度逐渐变细，属向上变细的正旋回沉积，由下到上水体逐渐加深，所以，湖平面的变化是沙河街组储层沉积的主要控制因素之一，控制了储层厚度及沉积韵律的变化。

受湖平面变化影响，沙河街组各个沉积时期的物源供给能力也各不相同，从研究区过JX－E－3D井的地震剖面分析（图1），地震同相轴由下到上向东超覆沉积，结合区域物源分析，研究区局部物源来自东部。从振幅属性平面展布分析，沙二段早期沉积范围较小，水体较局限，从层序地层学角度分析，研究区处于湖盆坡折带的低位体系域，由于沉积物供给充足，表现为“填挖补平”沉积，沉积物的厚度及规模受古地形地貌控制，低洼处沉积厚度大，反之，沉积厚度小。沙二段晚期沉积范围也逐渐增大，水体范围也不断扩大，沉积物供给依然充足，研究区不断接受沉积，虽依然表现为“填挖补平”沉积，但沉积厚度相对较均匀，湖盆逐渐填平。沙一段沉积时期，水体范围迅速扩大，研究区处于高位域沉积期，研究区距物源较远，沉积物供给能力较弱，以泥岩沉积为主，储层沉积厚度薄。

图1 JX油田沙河街组振幅属性及东西向过井地震剖面

2.2 古地貌约束储层定量描述

曹树春等提出“寻沟找砂”的研究方法在古近系储层研究中取得较好效果［5］，指出古地貌对储层沉积具有重要作用，古地貌低部位为沉积主要指向区，而高部位沉积则较少。根据地层厚度与古地貌的高低关系，利用古地貌简单直观反映地层厚度的变化，古地貌低时，同一物源下接受沉积物多，地层厚度较大，储层发育，反之，储层不发育。上述分析可见，沙二段II油组储层横向变化快，沉积受古地貌控制。在层位精细标定及解释的基础上，利用沙二段II油组顶底面（时间）相减，得到地层的时间厚度，再利用层速度将之转化为实际地层厚度，编制地层厚度图（图2），按照地层厚度大小指导开发井井位优化及实施。随着开发井的不断增多，根据不同位置砂地比，利用Petrel建模软件，绘制砂层厚度图（图3），逐步提高储层描述的精度，更好地指导开发井实施。

图2 X油田E－3D井区沙二段II油组地层厚度

2.3 砂体边界刻画及叠加样式分析

图3 JX油田E－3D井区沙二段II油组砂层厚度

JX油田沙河街组取心资料较少，因此，必须充分依靠测井信息［6］，包括曲线形态及曲线特征，划分及识别沉积微相、判别砂体分布范围及砂体叠置关系［7－11］。从曲线形态看，JX油田沙二段测井相大致有2种，齿化钟型和齿化漏斗型。其中，齿化钟形代表水下分流河道沉积微相，多分布在沙二段底部，砂体多呈“条带状”展布，易发生垂直物源方向的侧向加积；齿化漏斗型代表河口坝沉积微相，多分布在沙二段顶部，砂体多呈“云朵状”展布，易发生顺物源方向的进积。

由于JX油田沙河街组地震资料分辨率在25 m左右，而单砂体通常小于10 m，无法达到精细刻画砂体的目的，所以有必要通过精细的井震标定，结合测井相分析，建立砂体－地震相的关联模式，通过同相轴的变化特征刻画砂体边界。如图4所示，B13在沙二段II油组储层不发育，由于沙二段早期以水下分流河道沉积为主，易发生侧向加积，受水道迁移的影响，两套砂体间多以泥岩沉积为主，B13井轨迹穿过砂体1和砂体2的叠合部位，即两套砂体的边部，所以储层不发育。

图4 JX油田E－3D井区沙河街组砂体边界及叠加样式

3 应用效果

（1）成功优化8口开发井井位，收获较大油层钻遇厚度。钻前认为JX油田沙河街组储层连续性较好，厚度变化不大，所以，油藏方案中设计规则井网进行布井。油田开发阶段，根据储层描述最新认识，对ODP设计的8口开发井井位进行了有效优化，有效避免了低效井的出现，同时，油田开发中收获多口厚油层开发井，收到较好的实施效果。E－3D井区设计的6口采油井中，B15、B16、B20、B21井钻遇油层厚度超过60 m，达到钻前设计的1.5倍，E－1井区设计的2口采油井B7和B8钻遇油层厚度超过45 m，更是达到了钻前设计的6倍（表1）。

（2）储量增加300×104t3。通过合理部署注水井探边、开发井加深等手段，结合开发井实钻厚度较大等因素，JX沙河街组探明石油地质储量由钻前的780×104t，增加至1080×104t，增加300×104t，为油田后续开发及调整奠定物质基础。