海上河流相油田少井条件下储层精细解剖——以垦利3-2油田3-1483砂体为例

郭　诚， 张建民， 朱建敏， 周连德， 宋俊亭

( 中海石油(中国)有限公司 天津分公司，天津　300452 )



海上河流相油田少井条件下储层精细解剖
——以垦利3-2油田3-1483砂体为例

郭诚， 张建民， 朱建敏， 周连德， 宋俊亭

( 中海石油(中国)有限公司 天津分公司，天津300452 )

渤海油田新近系河流相储层是渤海油田增储上产的主力开发层位之一，海上河流相储层开发面临储层厚度薄、横向变化快和井网稀等问题。以垦利3-2油田3-1483砂体为例，应用正演约束叠后地震资料谱反演技术，研究细分成因单元的储层精细构型；根据地震相典型特征，识别水下分流河道的4种接触模式，即分离式水下分流河道，叠置、切割式水下分流河道，叠置式水下分流河道和连接式水下分流河道；利用地震剖面及地震资料谱反演技术，将垦利3-2油田较为复杂的3-1483砂体纵向上精细划分为2期，平面上精细划分为4条河道砂。9口开发井的井位实施结果表明：比优化前减少低效井4口，注采对应率由优化前20%提高到80%，能够解决以垦利3-2油田为代表的海上复杂河流相油田开发早期储层精细刻画问题，为渤海类似油田的开发提供技术借鉴。

复杂河流相； 储层构型； 叠后地震谱反演； 沉积模式； 单河道刻画； 渤海油田

0　引言

渤海油田位于渤海海域，区域构造上属于渤海湾盆地的海域部分。在新近系明化镇组河流相砂岩中获得丰厚的石油地质储量，是渤海油田增储上产的主力勘探开发层位之一。渤海油田新近系明化镇组复杂河流相油田地质条件复杂，受河流控制作用的影响，砂体在平面上多呈现窄条状、带状和树枝状等分布[1]，具有横向变化大、油气水关系复杂的特点。

人们对砂体内部结构多样、储层展布规律复杂的河流相储层地质状况开展精细储层构型研究。赵翰卿、张绍臣等结合大庆油田开发井网特点与单井生产资料，研究喇嘛甸油田葡Ⅱ-2砂岩组储层建筑结构，指出砂体内部构型研究应以层次分析思想为指导[2-3]。卢虎胜等利用地震、测井和地质等资料，研究东营凹陷永安镇油田沙河街组二段三角洲相储层沉积旋回、层次界面，界定和划分构型单元，建立三角洲储层构型模式[4]。吴胜和、岳大力等提出层次约束、模式拟合和多维互动的地下储层建筑结构分析方法，建立曲流河储层构型的定量模式和表征方法[5-6]。这些研究对于高含水期及三次采油阶段油田的剩余油挖潜、提高油气采收率具有重要意义[7]。对于投资高、风险大的海上油田，在开发早期少井条件下的储层构型规律研究方法少[8]，影响海上油田井网部署和ODP方案的实施。针对海上油田的开发特点，以垦利3-2油田3-1483主力砂体为例，在开发早期利用地震地质一体化技术和叠后地震谱反演技术，研究单一砂体成因期次，开展复杂河流相储层精细构型研究，为开发井的井网部署及实施提供保障。

1　地质概况

垦利3-2油田位于黄河口凹陷南部斜坡带渤中34中央构造脊南缘、郯庐断裂带西支。馆陶组到明化镇组时期，黄河口凹陷构造总体抬升，明化镇组下段(明下段)时期总体以河流相沉积为主，受古气候及古地貌的影响，在低位域沉积时期，湖泊水体较浅，区域沉积砂体受河流控制，砂体结构以河道型砂体为主。

综合岩心、壁心、岩屑及测井资料，垦利3-2油田明下段沉积演化特征，可归结为由明下段Ⅴ油组曲流平原沉积到明下段Ⅳ油组湖相浅水三角洲沉积的不断退积过程(见图1)。明下段Ⅴ油组物源来自于西南方向垦东凸起，为曲流平原沉积，河道方向以西南—北东方向为主，部分河道相互切割，沉积物以水上分流河道、决口扇及泛滥平原沉积为主。随着凹陷构造继续抬升，湖平面上升，湖泊面积扩大，分析藻类及泥岩颜色组合，明下段Ⅳ油组后期，油田基本处于浅水环境，河流入湖后形成河控滨浅湖—浅水三角洲沉积相。其中，3-1483砂体处于垦利3-2油田明下段Ⅳ油组上部，以三角洲前缘水下分流河道沉积组合为主。

图1　垦利3-2油田明化镇组Ⅳ、Ⅴ油组区域沉积演化特征Fig.1 The characteristics of regional sedimentary evolution in the group of Minghuazhen in Kenli3-2 oilfield

图2　KL3-2-3井测井解释结论Fig.2 The well logging interpretation of KL3-2-3 well

2　储层精细构型

2.1叠后地震资料谱反演

2.1.13-1483砂体正演模型

垦利3-2油田3-1483砂体储层厚度为28.9 m，其中油层厚度为23.4 m。砂体南侧上覆3-1472砂体气层厚度为7.4 m(见图2)。由于受上覆3-1472含气砂体覆盖的影响，3-1483砂体南部地震90°相移剖面反射特征不明显(见图3)，无法反映储层的真实展布规律。

一般认为上覆气层对地震资料的影响因素主要包括：(1)上覆气层对地震信号的屏蔽与吸收，表现为气烟囱、气云下部地震资料能量整体较弱；(2)特定地层组合形成的子波调谐影响，表现为强反射界面附近的储层反应被子波旁瓣淹没。

图3　垦利3-2油田3-1483砂体地震90°相移剖面Fig.3 90° phase shift seismic section of the sand body 3-1483 in Kenli3-2 oilfield

根据KL3-2-3井实钻结果及地质认识，提取地层参数(见表1)，建立地质模型(见图4(a))。在不考虑吸收和衰减的褶积条件下进行正演模拟，结果(见图4(b))与实际地震资料响应(见图4(c))相似，反映受上覆气层影响的3-1483砂体的地震相弱反射特征，主要是由特定地层组合下子波调谐作用及上覆气层的吸收与屏蔽作用产生的，需要引入能够有效拓宽频带、压缩子波的叠后谱反演技术。

图4　垦利3-2油田3-1483砂体褶积模型正演模拟Fig.4 The convolution model of forword modeling of the sand body 3-1483 in Kenli3-2 oilfield

2.1.2叠后地震资料谱反演技术

谱反演技术利用先验信息和谱分解技术在频率域内进行最优化求解，是一种通过频谱反演计算地层厚度的方法[9-11]。由于地层厚度与物性差异能够引起地震振幅的变化，为准确识别地层厚度和精细描述储层物性，需要建立地震信号与厚度、反射系数之间的共同关系[12-13]。

表1　正演模型参数取值

谱反演方法避免从频率域到时间域的反变换求解误差，同时兼顾地层厚度与物性间的相互关系，最大程度地降低多解性，能够提升不同地层厚度砂体的解析能力，消除地震信号的干涉现象，使砂体形态和接触关系更为清晰[14-16]。

通过正演模拟可以发现,不同储层预测手段具备不同的砂体厚度定量识别精度，常规稀疏脉冲反演的识别范围在λ/4～2λ/3(λ为视波长)之间，谱反演结果能识别砂体厚度变化范围更大的砂体(λ/8～1λ)，因此该方法对于厚层砂岩描述更为精确(见图5)。

图5　不同反演方法储层识别能力Fig.5 Comparison of reservoir prediction under different inversion methods

垦利3-2区域地震资料主频为40 Hz，按照层速度2 500 m/s计算，分辨率约为15 m。油田3-1483砂体储层厚度近40 m，超出地震资料的分辨率。同时，受到上覆3-1472含气砂体影响，以及调谐作用和频带宽度的限制，地震反射能量较弱，常规地震剖面无法对厚砂层组储层形态进行准确识别，影响储层预测的精度。

谱反演技术能够识别厚度超过2λ/3(40 m)的砂体。为使3-1483砂体振幅响应弱的区域获得较好的砂体显示，利用谱反演技术研究低频恢复和储层横向展布规律(见图6)。由于3-1483砂体顶面位于砂层组中上部，利用低频信息缺失的原始地震资料进行稀疏脉冲反演，低频信号进一步被压制，使超出分辨率的厚储层中部出现地震同相轴分叉现象。同时，受气层的屏蔽作用影响，3-1483砂体界面及储层纵横向变化响应特征不明显(见图6(a))，根据谱反演资料，应用拓频和补强低频信息等方法，进行基于道积分的相对波阻抗反演，较好地恢复3-1483砂体的地震反射特征(见图6(b))。

2.2单元储层构型精细刻画

海上油田的开发具有特殊性与复杂性，需要开展精细的储层构型解剖，为开发方案的优化和措施的调整提供地质依据[17]，特别是在开发早期阶段，储层构型研究受井资料少、井距大等因素的制约。为克服少井的局限性，海上油田的储层构型研究应加强地震、地质一体化方法应用，即在等时地层格架下，在沉积模式的指导下建立测井相、地震相与砂体叠置关系图版，识别单一河道成因砂体在纵向上的时空演化关系，指导油田的高效开发。

图6　稀疏脉冲反演与谱反演阻抗剖面Fig.6 Comparison of the sparse pulse inversion and post-stack seismic spectrum inversion

2.2.1测井相和地震相

基于成因单元的储层构型精细研究主要通过井震标定，建立测井与地震响应对应关系，利用地震资料追踪、对比和剖面验证闭合性。

根据3-1483砂体测井响应特征，砂体中部发育厚度为2.7 m的泥岩，上部为细砂岩，测井曲线表现为钟型特征，为水下分流河道沉积；下部发育一套细砂岩，为箱型特征，反映水下分流河道沉积。上、下两套砂体测井曲线形态的不同反映沉积环境的差异，纵向上表现为两期河道的相互叠置沉积。

根据地震剖面与测井资料，综合考虑测井相、砂体的地震响应及反射特征的对应关系，确定沉积相分布并建立河道砂体接触关系的地震相模板(见图7)。不同河道砂体接触关系主要有4种。

图7　地震相河道识别模式Fig.7 The identification model of channel on seismic facies

(1)分离式水下分流河道。为同时期发育的两条河道，河道横向展布远，边界清晰，不叠置。在沉积时期两期河道互不影响，中间为河道间沉积。

(2)叠置、切割式水下分流河道。为不同时期发育的两条河道，纵、横向存在叠置现象，后期河道冲刷、切割早期部分河道，无河道间沉积。

(3)叠置式水下分流河道。为不同时期沉积的两条河道，纵、横向存在叠置现象，两期河道无冲刷、切割现象，单河道砂体发育完整，河道间沉积不发育。

(4)连接式水下分流河道。为同时期沉积的多条河道，河道横向距离较近，边界清晰，不叠置。在沉积时期多期河道互不影响，河道间沉积基本不发育。

2.2.2单河道空间

在地震、地质一体化方法的指导下,根据砂体发育的沉积模式，应用叠后谱反演地震剖面、测井曲线纵向分辨率与砂体特征间对应关系确定相类型；根据测井曲线形态和地震剖面间响应关系确定相分布，通过地震剖面尖灭线确定砂体边界及接触关系，进行砂体剖面的沉积相分析及砂体边界确定[18]。对3-1483砂体进行单河道砂体解剖(见图8)，其中KL3-2-3井是研究3-1483砂体储层构型的钻井井位。该地震剖面的地震相与KL3-2-3井的测井相吻合程度高，利用地震资料对地震相的展布范围展开追踪，最终确定3-1483砂体平面展布形态。

由图8可以看出，4期河道砂体间地震相接触关系属于叠置式水下分流河道。河道间垂向叠置明显，后期河道并不切割早期河道，表明各期砂体间不存在连通性。地震资料剖面的追踪刻画表明，3-1483砂体纵向上为两期分流河道叠置形成的复合砂体(见图9(a))，不同期次河道相互叠置、切割，不同单河道间叠置样式连通性差异很大。第一期仅发育河道1 (见图9(b))，主河道向东北方向展布；第二期发育河道2、3、4 (见图9(c))，3条主河道间相互切割叠置，呈现西北向、东北向方向展布。

图8　3-1483砂体河道垂向展布(井震响应)Fig.8 The vertical distribution map of the sand body 3-1483(well-seismic combination)

图9　垦利3-2油田3-1483砂体单河道分布特征Fig.9 The distribution characteristics of single channel of the sand body 3-1483 in Kenli3-2 oilfield

钻开发井A15、A14、A9后发现，3-1483-1砂体与两种砂体气油界面及油水界面矛盾，证实纵向上细分的两套砂体并非同一流体系统，同时也验证3-1483砂体构型精细刻画的合理性(见图10)。

3　应用效果

在复杂河流相油田开发早期储层精细构型研究的基础上，将3-1483复合砂体细分为受控于单一河道沉积的单元砂体，并对河道展布特征进行精细刻画。根据单砂体布井方案原则，及时进行井位优化调整(见图11)，将河道边部开发井优化至主河道处，指导9口开发井的井位实施，与优化前相比，减少低效井4口，注采对应率由优化前20%提高到80%。开发早期储层精细构型研究方法，不仅为垦利3-2油田的高效开发提供技术支持，同时也为渤海类似油田的高效开发提供借鉴。

图10　垦利3-2油田3-1483砂体连井剖面Fig.10 The profile of connected wells of the sand body 3-1483 in Kenli3-2 oilfield

图11　3-1483砂体优化前后开发井位Fig.11 The location of the development well before and after optimization of the sand body 3-1483

4　结论

(1)根据上覆气层的砂体地震反射弱、分辨率低的特点，应用基于正演约束下的叠后地震资料谱反演技术，能够提升地震资料分辨率，消除子波调谐等的影响。

(2)根据地震相典型特征，识别水下分流河道的4种接触关系，即分离式水下分流河道，叠置、切割式水下分流河道，叠置式水下分流河道和连接式水下分流河道。在沉积模式指导下，利用地震剖面及地震资料谱反演技术，将垦利3-2油田较为复杂的3-1483砂体纵向上精细划分为两期，平面上精细划分为4条河道砂。

(3)采用地震、地质一体化方法，进行油田开发早期开展储层构型研究，能够有效地指导开发井井位优化，提高开发砂体储量动用程度及开发井注采对应率，为海上油田的合理高效开发提供技术支持。

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2015-11-13；编辑：任志平

郭诚(1983-)，男，硕士，工程师，主要从事油田开发地质方面的研究。

10.3969/j.issn.2095-4107.2016.03.002

TE122.2

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2095-4107(2016)03-0010-08