塔里木盆地深层东河砂岩油藏剩余油地震预测——以东河1油藏为例

凌东明 杜启振 崔永平 田 军 姚仙洲 韩耀祖

(①中国石油大学(华东)地球科学与技术学院，山东青岛 266580； ②东方地球物理公司研究院库尔勒分院，新疆库尔勒 841001； ③中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司，北京100007)

1 引言

塔里木盆地石炭系东河砂岩油藏普遍埋深较大(一般在5000m以上)，因此钻井成本高，大都采用“稀井网、大井距”的开发模式[1]。经多年开发，油藏整体处于中高含水开发阶段，但井间剩余油相对富集且分布不均，迫切需要开展剩余油分布地震预测工作。目前砂岩油藏剩余油地震预测的主流方法是时移地震勘探，该方法自20世纪90年代提出后[2，3]，有较多的应用案例，但仅适用于地层埋深较小(小于3000m)的剩余油地震预测[4-6]。近年来兴起的另一种方法是3.5维地震技术[6-8]，主要针对无基础观测三维地震情况，通过联合开发动态信息与新的三维地震信息预测剩余油。这种方法在中国准噶尔、辽河等探区的较浅层油藏预测中取得成功，但未见在深层油藏中的应用实例。

剩余油地震预测方法在深层应用的难点主要体现在两个方面。一是深埋条件下储层物性较差，受压实作用影响严重，易于形成低孔、低渗的差储层，导致油水置换作用不彻底、宏观规律性差。二是油水置换前、后的地层层速度和密度改变较小，对地震响应的影响不明显，容易受到忽视。胡见义等[9]最早发现了在深层/超深层存在原生优质碎屑岩储层的事实，并分析了关键的形成因素；孙龙德等[10]进一步论述了深层油气储层的形成机理，认为塔里木盆地特殊的深埋过程(即“长期浅埋—晚期快速深埋”)形成了良好的储层(深层砂岩油藏埋深虽大，孔、渗特征仍较好)。在长期的注水开发过程中，伴随着油水置换作用，储层孔隙结构及物性参数均发生改变[11-13]，描述地下储层的时变油藏地质模型[14]及剩余油地震预测方法也发生变化[15]。上述地质认识和观点有助于将剩余油地震预测方法拓展至塔里木盆地深层砂岩油藏预测。

本文通过分析塔里木盆地“长期浅埋”和“晚期快速深埋”的两段式深埋过程，明确塔里木盆地深层的实际地质特征；通过分析油藏开发过程中的储层被动地质改造，确定受影响的储层物性参数，并将此类参数与实际地质特征相结合，定性分析其在剩余油地震预测中的作用；随后针对东河1油藏的实际测井数据进一步开展岩石物理建模和正演、解释，定量研究塔里木盆地深层东河砂岩油藏剩余油地震预测的能力；最后以东河1油藏为例，完成塔里木盆地深层东河砂岩油藏剩余油地震预测，落实主要的水淹区和剩余油富集区。

2 塔里木盆地深层东河砂岩油藏的基本地质特征

2.1 塔里木盆地的两段式深埋过程

最新的盆地演化成果表明，塔里木盆地自喜马拉雅运动至今，古构造快速沉降、深埋，幅度为1000～10000m，平面差异也较大(图1)。盆地西北部的天山山前地区与西南部的昆仑山山前地区是最主要的深埋中心，深埋幅度可达9000～10000m，其他大部分地区的深埋幅度为1000～5000m。如东河1油藏所在位置(图1中的红色方框处)深埋幅度约为4500m。

基于东河1油藏区内30余口井的测井曲线数据，归纳、总结特征规律得到该区层速度、密度随深度变化关系图(图2)，表现出明显的三段性，分段位置分别在4500m和5500m的深度处。4500m深度对应中、新生界的分界，距今年龄约为66Ma。5500m深度对应中、古生界的分界，距今年龄约为250Ma。

深度小于4500m的地层段即为“晚期快速深埋”阶段沉积的地层，地质时间跨度为66Ma，其层速度、密度随深度变化的关系表现为：在浅层随深度增加层速度与密度增加较快，随深度的增加层速度与密度的增加趋势变缓。

深度大于4500m的地层段为“长期浅埋”地层。其中4500～5500m深度范围为中生界，地质时间跨度为180Ma，储层主要发育在4500～5100m层段，对应白垩系厚砂岩段，在快速深埋前近于出露地表，成岩演化程度低，在“晚期快速深埋”作用下深埋时间短，储层物性状态保持较好，形成现今低速度、低密度的特征。在5500～6000m深度范围为古生界，地质时间跨度为200Ma，储层主要发育在5700～6000m层段，对应石炭系东河砂岩段及志留系砂岩地层，在快速深埋前，埋深仅约1200m，“晚期快速深埋”作用亦使储层物性保持较好，速度相对较低，密度相对较小。

图1 塔里木盆地喜马拉雅运动至今沉积厚度图 单位：m

图2 东河塘地区层速度、密度随深度变化关系图

综上所述，东河塘地区石炭系东河砂岩储层虽然现今埋深较大(达到5700m)，但其深埋过程不是一个稳定的匀速过程，而是经历了“长期浅埋”和“晚期快速深埋”两个阶段。该套地层自沉积后，在约200Ma的地质时间内埋深仅约为1200m，自喜马拉雅运动开始，在仅60Ma的较短时间内，构造快速沉降4500m，形成了现今的深埋储层。

2.2 深埋砂岩储层孔隙度特征

在一般深埋过程中，压实作用对原生孔隙破坏较为显著，使储层进入成岩作用中晚期，易形成致密储层。塔里木盆地深层碎屑岩虽然埋深较大，在“长期浅埋”和“晚期快速深埋”的两段式深埋过程中，使储层物性保持较好[9，10]。

图3为东河1油田石炭系东河砂岩储层段4015块岩心样品孔隙度分布频率图。由图可见，储层段的孔隙度主体分布在9%～21%，平均值为15.1%，表现为中等孔隙特征。这种特征的主要形成机理是：塔里木盆地深埋砂岩储层在喜马拉雅晚期运动之前，长期处于构造埋深小、压实条件弱的状态，原生孔隙保持程度高，岩石孔隙度也较高，后期深埋时间较短，储层原生孔隙得以较好地保存。海相原油的充注主要发生在晚海西期，在“晚期快速深埋”时，由于孔隙中已充注油气，承担了压力，孔隙难以被压实，有利于孔隙继续保持[16]。

图3 东河1油田石炭系东河砂岩储层段

2.3 深埋层段泥岩层速度、密度特征

在塔里木盆地深层普遍存在砂岩段层速度小、密度小，泥岩段层速度大、密度大的现象；在同一层段内，泥质含量对层速度与密度的影响也较大。泥岩段在沉积初期杂基组分含量高，富含水、胶结疏松，在后期的机械压实作用下，沉积物原生粒间水快速排出，孔隙度降低、体积缩小、密度增大、层速度增大。与砂岩层段的漫长演化过程相比，泥岩层段的演化过程较为快速，塔里木盆地两段式的深埋过程足以完成泥岩段的压实作用和演化过程。

基于东河1油藏区内30余口井的测井曲线数据，制做东河1油田砂岩与泥岩纵波速度—密度交会图(图4)。可见，在东河砂岩目的层附近，砂岩储层样点中心的纵波速度、密度分别为4300m/s、2.4g/cm3，泥岩样点中心的纵波速度、密度分别为4700m/s、2.65g/cm3，即砂岩储层的层速度与密度值均低于泥岩。塔里木盆地哈得逊油田、轮南59气藏也具有上述特征[17]，该特征在塔里木盆地深层东河砂岩油藏中具有普遍性。

图4 东河1油田砂岩与泥岩纵波速度—密度交会图

2.4 深埋砂岩储层耐压特征

通过分析油藏开发活动(包括流体规模注采、地层压裂改造等)与开发区域低强度微震频发的关系研究油气开发活动与地震活动的关系[18]，其中地层耐压性问题已引起油藏开发人员的关注和重视，成为一项重要研究内容。

地层耐压性与地层演化过程中的弹性参数有关。在地层深埋过程中，岩石的弹性参数与上覆地层厚度引起的静压力呈正相关。随着埋深增加，作用在目的层段上的地层压力持续规律性地增大，将引起岩石有效弹性模量和密度发生不可逆的同步变化，储层演化的最终结果体现在岩石的纵、横波速度变化。岩心实验表明[19]：在50MPa以下的低压区，层速度随压力呈对数变化；在50MPa以上的高压区，层速度随压力呈近似线性变化，变化梯度逐渐变小。因此，50MPa可作为地层是否具有耐压性的判断依据。塔里木盆地的实际数据统计结果表明，4500m埋深的地层压力即可达到50MPa。塔里木盆地深层油藏埋深一般大于5000m，地层压力普遍大于50MPa，储层段应具备较好的耐压性。

综上所述，在“长期浅埋”和“晚期快速深埋”的两段式深埋过程中，塔里木盆地深层东河砂岩油藏形成以下基本地质特征：①深埋砂岩储层的物性保持较好，岩石孔隙度较大；②泥岩的速度、密度显著增大，一般大于砂岩；③储层内地层压力大、耐压性好、不易变形。上述特征成为塔里木盆地深层剩余油地震预测的重要地质基础。

3 储层被动地质改造条件下的剩余油地震预测能力分析

3.1 储层被动地质改造及受其影响的物性参数

在油田开发过程中，储层段发生被动地质改造，除正常的油水置换作用以外，储层孔隙结构及物性参数均发生了改变[11-13,15]，进而改变其地球物理特征。如在长期注水开发的油田中，储层段的泥质含量、孔隙度和渗透率等因受流体的定向规律运动而产生较大改变。在水驱过程中，注入水冲刷储层，使流体运移通道上泥质含量大幅度减少，泥质含量百分比降低部分完全形成孔隙并被流体占据，相应改善孔隙条件及渗透性；采油井出砂证明这种高强度的冲刷还会搬运岩石颗粒，较大幅度地改善孔隙条件。该机理在长期水驱开发油田注水井与受效采油井之间易形成高效流体运移通道，导致油藏开发中后期形成较大面积水淹层，造成注水效率低或无效，影响开发效果。储层物性的变化改变了储层段的波阻抗、地震反射系数，对地震波传播产生较大的影响。

因此，在剩余油地震预测过程中，需考虑油水置换与储层物性变化两类因素对目的层段地球物理特征的影响。由于油水置换对应于含水饱和度参数，储层物性变化对应于孔隙度和泥质含量参数，在剩余油地震预测中需要考虑这三种参数的变化引起的综合地震响应。

3.2 储层物性参数变化导致地层层速度、密度变化

地震响应是地层反射与透射响应的总和，其特征来源于地震波传播至地下地层段的子波状态以及界面反射系数的大小。可假设子波状态相对稳定，因此界面反射系数是影响地震响应的关键。反射系数取决于界面上、下地层层速度与密度的关系，在上覆盖层相对稳定的条件下，主要取决于储层段的地层速度与密度两项参数。在分析地震响应时，因入射角以小角度为主，在常规三维地震资料上可不考虑横波及转换波的作用，文中地层速度仅代表地层段纵波速度。

储层段的地层速度与孔隙度、含水饱和度、纯水中的纵波传播速度、纯烃类中的纵波传播速度、泥质含量百分比、纯泥岩速度、岩石骨架速度等7项参数有关，其关系遵循Wyllie时间平均方程

(1)

式中：V为储层段的地层速度；φ为孔隙度；Sw为含水饱和度；Vw为孔隙中纯水的纵波速度；Vch为孔隙中纯烃类的纵波速度；Vsh为纯泥岩及泥质纵波速度；φ为泥质含量；Vm为岩石骨架的速度。

与之类似，储层段的密度也与孔隙度、含水饱和度、纯水的密度、纯烃类的密度、泥质含量百分比、纯泥岩密度、岩石骨架密度等7项参数有关，其关系为线性加权求和

ρ=φSwρw+φ(1-Sw)ρch+φρsh+(1-φ-φ)ρm

(2)

式中：ρ为储层段的密度；ρw为孔隙中纯水的密度；ρch为孔隙中纯烃类的密度；ρsh为纯泥岩及泥质的密度；ρm为岩石骨架的密度。

在油藏开发过程引起储层被动地质改造后，储层段地层速度与密度均发生改变。为刻度其实际大小，定义V1、ρ1、φ1、Sw1、φ1为原始地层参数，V2、ρ2、φ2、Sw2、φ2为地质改造后的地层参数，建立公式

(3)

ρ2-ρ1= [φ2Sw2ρw+φ2(1-Sw2)ρch+

φ2ρsh+(1-φ2-φ2)ρm]-

[φ1Sw1ρw+φ1(1-Sw1)ρch+

φ1ρsh+(1-φ1-φ1)ρm]

(4)

用于表述储层被动地质改造引起的地层速度和密度差异。式(3)、式(4)经整理、简化为

(5)

ρ2-ρ1=(φ2Sw2-φ1Sw1)(ρw-ρch)+

(φ2-φ1)(ρch-ρm)+(φ2-φ1)(ρsh-ρm)

(6)

由式(5)、式(6)可知，储层被动地质改造引起的地层速度和密度差异可表示为形式相似的三项表达式。含水饱和度参数仅出现在第一项，其与孔隙度参数一起影响该项，因饱和度变化一般远大于孔隙度变化，故可将该项定义为流体变化项； 第二项仅与孔隙度变化有关，可将该项定义为孔隙变化项；第三项仅与泥质含量变化有关，可将该项定义为泥质含量变化项。式(5)、式(6)实现了含水饱和度、孔隙度和泥质含量等三项参数的分离，有利于单独分析某一参数对目的层段地层速度和密度的影响，逐步认识储层被动地质改造前、后的变化。

3.3 地层层速度、密度在储层地质改造前、后的变化特征

为研究油藏开发前、后储层段地层速度、密度的变化，可依据塔里木深层油藏的实际情况，设定两项基本假设条件。

(1)依据塔里木盆地深层储层内地层压力大、耐压性好、不易变形的特点，假设油藏开发引起的压力变化对储层产生破坏影响需要较长的地质历史时期(远远大于油藏开发周期)，即由岩石骨架、孔隙和泥质所组成的地层段的整体厚度稳定，受油藏开发过程的影响所导致的泥质含量的减小量全部转化为孔隙度的增大量(排除压实等外部作用)。

(2)依据油藏开发活动对储层段的被动地质改造过程的特点，假设含水饱和度(Sw2>Sw1)与孔隙度(等同于泥质含量减小)呈正相关(排除油藏内部的其他微观瞬时状态)，即含水饱和度与孔隙度同步增大(泥质含量减小)且增幅较大的区域主要对应为水淹区，与之相反的区域主要对应为剩余油富集区。

基于此，可根据式(5)、式(6)定性分析含水饱和度、孔隙度、泥质含量等参数在三种状态下对储层段地层速度、密度变化的影响。

3.3.1 孔隙度、泥质含量参数均未发生改变

式(5)、式(6)中，仅存流体变化项，地震响应均来源于油水置换作用。由Vw>Vch、ρw>ρch的一般条件，并依据第二项基本假设条件可知：含水饱和度差异越大，造成的储层段地层速度、密度变化越显著，对应的水淹区特征越明显，越容易实现剩余油预测；岩石孔隙度越大，会进一步加强上述效果。此即为时移地震研究的理论基础。塔里木盆地深层砂岩储层仍保持较好的物性，岩石孔隙度较大，利于实现符合上述状态时的地震剩余油预测。

3.3.2 存在相对稳定的孔隙度增高、泥质含量下降的宏观变化

依据第一项基本假设条件，泥质含量变化全部转变为孔隙度增量且孔隙度不再受其他条件影响，即φ2-φ1=-(φ2-φ1)，此时，式(5)、式(6)可进一步简化为

(7)

ρ2-ρ1= (φ2Sw2-φ1Sw1)(ρw-ρch)+

(φ2-φ1)(ρch-ρsh)

(8)

由式(7)、式(8)可知：流体变化项与孔隙变化项共同影响地层段，水、烃类和泥岩三者的速度、密度关系决定了各自的权重。在一般条件下，Vsh>Vw>Vch、ρsh>ρw>ρch，且泥岩的层速度、密度值一般数倍于烃类和水的层速度、密度值，故孔隙变化项将在该状态中起决定作用。结合假设条件可知：①孔隙度增大幅度越大，造成储层段地层速度、密度变化越显著，对应的水淹区特征越明显，越容易实现剩余油预测；②泥岩与烃类的速度、密度差越大，会进一步加强上述效果。

塔里木盆地深层砂岩段与泥岩段在两段式深埋过程中的差异压实作用导致砂岩段层速度小、密度小，泥岩段层速度大、密度大的现象(图4)，有利于实现符合上述状态的地震剩余油预测。

3.3.3 局部存在孔隙度下降、泥质含量上升的微观变化

式(7)、式(8)中的孔隙变化项与流体变化项在公式中的作用是同方向的，具有对流体置换效应的增强作用。依据第二项基本假设条件可知：含水饱和度增幅越大，造成的储层段地层速度、密度变化越显著，对应的水淹区特征越明显，越容易实现剩余油预测；岩石孔隙度降幅越大，会进一步加强上述效果。塔里木盆地深层的地质特征同样利于实现符合上述状态的地震剩余油预测。

综上所述，油藏剩余油地震预测必须综合考虑流体变化项和孔隙变化项造成的储层段地层速度、密度变化。塔里木盆地深层的三项基本地质特征有助于凸显上述结果，可进一步增强剩余油地震预测的效果。

4 储层地质改造模型建模与地震定量研究

本文利用塔里木盆地东河1油田东河砂岩油藏实际测井数据开展岩石物理建模和双相介质弹性波波动方程正演，以验证前文分析过程。

4.1 储层模型的岩石物理建模方法

为研究砂、泥岩条件下岩石骨架及流体性质对饱和岩石地层速度的影响，选用Xu-White理论模型[20]进行岩石物理建模。该理论模型基于K-T理论、微分等效介质理论[21](DEM理论)，在Gassmann方程的基础上进一步提出砂、泥混合模型[22]。

饱和岩石体积模量(Ksat)的计算过程是：

(1)在岩石矿物成分和泥岩均已知的条件下，由各自的体积模量(Kq、Ksh)结合泥质含量(φ)与孔隙度(φ)，利用Voigt-Reuss-Hill平均公式[23]计算岩石基质的体积模量，其表达式为

(9)

(2)以此为基础，采用DEM理论扩展K-T方程的使用条件，计算干燥岩石体积模量

Kdry=Kma(1-φ)p(α1,α2)

(10)

式中p(α1,α2)为与岩石孔隙扁率有关的系数项[24]，用于描述孔隙结构对干岩石体积模量的影响，其中α1、α2分别为砂岩、泥岩组分的孔隙扁率。

可以利用Reuss公式，由纯油的体积模量(Ko)、纯水的体积模量(Kw)和孔隙中含水饱和度(Sw)等三项参数表达孔隙内流体的体积模量

(11)

(3)进一步向干燥岩石空腔中加入流体项，即可得到饱和岩石体积模量

(12)

饱和岩石剪切模量(μsat)不受流体的影响，与干燥岩石剪切模量(μdry)相同，而μdry的计算公式与式(9)、式(10)的形式相似，不再赘述。

饱和岩石的密度ρsat的计算方法同式(2)。

至此，即可由Ksat、μsat和ρsat计算目的层段的纵、横波速度。

4.2 储层地质改造模型的基本参数设定

在岩石物理建模基本参数设定方面，基于本区实测纵、横波时差、密度及孔隙度、泥质含量、含水饱和度等数据，计算目的层段岩石矿物及流体的物性经验数据(表1)。

表1 岩石矿物及流体的物性经验数据

在孔隙结构表征参数设定方面，根据实际工区岩石薄片及电镜扫描结果，取砂、泥岩孔隙扁率值分别为0.120、0.005。

为保证建模成果的通用性，结合本区及邻区的的实际地质情况，对孔隙度、泥质含量和含水饱和度等三项参数的初始值和变化范围进行设定。将含水饱和度参数的初始值设定为0，变化范围设定为0～100%，增量为10%；将孔隙度参数的初始值设定为14%，变化范围设定为14%～24%，增量为1%；将泥质含量参数的初始值设定为10%，变化范围设定为10%～0，增量为-1%。

4.3 岩石物理建模

根据上述基本参数设定，以Xu-White理论建立含水饱和度、孔隙度及泥质含量三项参数独立变化条件下的岩石物理模型。共建立33个模型，每个模型有8项数据。

表2为基于含水饱和度变化的岩石物理模型数据。由表可见，含水饱和度变化对地层的纵、横波速度、密度、流体速度、流体密度等五项参数均产生影响。

表3为基于孔隙度变化的岩石物理模型数据。由表可见，孔隙度变化对地层的纵、横波速度、密度三项参数产生影响。

表4为基于泥质含量变化的岩石物理模型数据。由表可见，泥质含量变化对地层的纵、横波速度、密度三项参数产生影响。

表2 基于含水饱和度变化的岩石物理模型数据

注：孔隙度初始值设定为14%，泥质含量初始值设定为10%

表3 基于孔隙度变化的岩石物理模型数据

注：泥质含量初始值设定为10%，含水饱和度初始值设定为0，流体速度为固定值1450m/s，流体密度为固定值0.898g/cm3

表4 基于泥质含量变化的岩石物理模型数据

注：孔隙度初始值设为14%，含水饱和度初始值设为0，流体速度为固定值1450 m/s，流体密度为固定值0.898g/cm3

4.4 地震定量研究

根据实际数据的统计结果设定盖层段和下伏地层的弹性参数：纵波速度为4700m/s； 横波速度为2600m/s； 密度为2.65g/cm3。分别根据表2～表4设定储层段弹性参数。为保证模型具有通用性及便于对比分析，建立双相介质正演模型(图5)，据此开展双相介质弹性波波动方程正演，分别得到与三类模型对应的正演结果。

图5 双相介质正演模型

图6为基于孔隙度变化的双相介质模型正演结果。由图可见：孔隙度增大过程导致原本等厚的地层在时间域相应出现时间厚度增大现象，同时，顶、底面上的地震振幅均出现一定变化。为规避模型间的干扰和底界面附近的画弧现象，对每个模型对应的CMP段选择处于中间部位的CMP结果，沿目的层顶面解释、拾取振幅值分析和对比同一模型中多个结果之间的变化规律。基于含水饱和度、泥质含量变化的双相介质模型正演结果与基于孔隙度变化的双相介质模型正演结果相似，差别仅体现在横向变化上。对三类模型对应的正演结果进行解释取值，得到目的层顶面反射振幅变化曲线(图7)，结合第一项基本假设条件、建模参数初始值和变化范围设定，对比图中相应模型的变化曲线，可得到反射振幅变化规律：①含水饱和度上升、泥质含量下降均引起反射振幅减小，0～100%范围内的含水饱和度变化与10%～0范围内的泥质含量变化产生的振幅变化相当；②孔隙度上升引起反射振幅增大，14%～24%范围内的孔隙度变化产生的振幅变化10倍于10%～0范围内的泥质含量变化产生的振幅变化；③在本文假设条件下，孔隙度上升与泥质含量下降是共生关系，两者产生的振幅变化同时出现、方向相反，综合响应以孔隙度变化产生的振幅变化为主。

图6 基于孔隙度变化的双相介质模型正演结果

储层地质改造模型岩石物理建模、模型正演与地震振幅定量研究表明：与油藏开发过程同步发生的储层被动改造与油水置换作用促使油藏顶界面的地震反射振幅发生改变；在塔里木盆地深层东河1油藏，每1%的孔隙度升降与含水饱和度100%的变化所造成的地震振幅改变相当，孔隙度变化大于1%的储层被动改造将完全掩盖100%的油水置换作用对地震响应产生的影响；虽然埋深大等因素导致三维地震资料难以准确描述深层东河砂岩油藏的初始状态，但在油藏开发中后期采集的新三维资料有望真实地反映地下储层与流体的新状态。

图7 三类模型参数变化对应的反射振幅

5 东河1油藏剩余油地震预测应用

5.1 东河1油藏开发早期三维地震属性特征

塔里木盆地东河1油藏于1990年经钻井确认发现后，在1991年完成三维地震采集，获取了油藏开发前期的原始油藏信息。由该资料获得的东河砂岩顶面反射振幅平面图(图8)具有以下规律：①除一个发育在油藏西北部的与边界断裂相关的弱振幅条带区外，油藏内、外特征相似，均整体表现为强振幅特征，仅零星发育小的弱振幅区；②油藏边界两侧地震振幅特征无明显差异。因此上述地震属性特征对直接认识东河1油藏的作用不大。

图8 东河1油田东河砂岩顶面反射振幅属性平面图

5.2 东河1油藏开发前、后孔隙度实测数据分析

东河1油藏于1992年完成开发方案并正式投入开发，至2012年实施新一轮三维地震采集时，油藏已进入中高含水阶段，步入开发中后期。在20年的开发历史中，该油藏经历了产能建设、全面开发、高产稳产开发调整、中含水期开发调整优化、细分层系调整优化等过程，先后钻井40余口。

为对比分析东河1油藏开发前、后孔隙度变化，分别选择开发前期与开发中后期的测井平均孔隙度数据进行拟合，得到研究区开发前、后孔隙度概率密度分布曲线(图9)。由图可见：从形态来看，开发中后期的储层孔隙度概率分布较宽，方差较大，表明长期水驱开发活动导致储层非均质性增强；从值域分布范围来看，在开发中后期低孔分量与高孔分量均有增加，高孔分量增加是由于中高渗储层段泥质流失所致，低孔分量增加则是由于悬浮颗粒在低渗储层段沉积阻塞引起；总体来看，长期水驱开发环境导致储层孔隙度平均值增加1%以上。

图9 研究区开发前、后孔隙度概率密度分布曲线

5.3 东河1油藏剩余油地震预测

图10为东河1油藏新采集地震资料的目的层顶面反射振幅特征。与油藏开发早期地震振幅(图8)整体较强不同，新地震振幅属性在油藏内部出现明显的分块现象，发育5个弱振幅区块(图中蓝色区域)，注水井和高含水采油井大都处于这些区块内，主要形成原因即为长期水驱开发引起的储层物性定向改变与油水置换作用的综合响应。结合注水井与高含水采油井的相对位置及地震振幅属性边界形态，可以确定主要的注水受效方向和近似的水驱前缘形态、边界。弱振幅区块外部表现为强振幅区，采油井仍保持为较低含水状态，应为主要的剩余油发育区。据此布设的DH1-H9井获得近40m厚的未水淹原状纯油层段，验证了其准确性。

图10 东河1油田东河砂岩顶面反射振幅属性平面图

6 结束语

塔里木盆地深层东河砂岩储层具有“长期浅埋”和“晚期快速深埋”的两段式深埋过程，形成了独特的地质特征，为剩余油地震预测构建了新的地质基础。与油藏开发过程同步发生的储层被动改造和油水置换作用促使油藏顶界面的地震反射振幅发生改变，剩余油地震预测必须综合考虑流体变化和储层物性变化对地震反射振幅造成的综合影响。塔里木盆地深层东河砂岩油藏的地质特征有利于凸显储层物性变化所起的作用，放大地震响应，增强剩余油地震预测的效果。

基于东河1油藏参数建立储层改造模型，所开展的地震定量研究结果表明：每1%的孔隙度升降与含水饱和度100%的变化所造成的地震振幅改变相当，孔隙度变化大于1%的储层被动改造将完全掩盖100%的油水置换作用对地震响应的影响；虽然埋深大等因素导致三维地震资料难以准确描述塔里木盆地深层东河砂岩油藏的初始状态，油藏开发中后期采集的新三维地震资料有望真实反映地下储层与流体的新状态。以油藏开发中后期新采集的地震资料为基础，结合注水井和高含水采油井的相对位置分析目的层反射振幅平面图上的明显分块特征，即可识别长期水驱开发活动引起的储层物性定向改变与油水置换作用的综合响应区域，确定主要的注水受效方向和近似的水驱前缘形态、边界。其外部即为主要的剩余油富集区，并得到东河1油藏新钻井的验证。