海上低幅度构造复杂河流相油田滚动勘探开发对策*

白清云 明 君 夏同星 郄 莹

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300459)

勘探过程中受成本影响以及开发过程中受储量动用机制的影响，使得油田周边优质小规模资源难以评价和动用，因此亟需实施滚动勘探开发一体化研究。朱江、胡光义 等[1-2]结合海上油气开发特点先后提出了海上勘探开发一体化的概念，重点阐述了地下资源和地面资源的统筹；李茂 等[3]结合涠西南凹陷复杂断块油气藏勘探开发实践提出了勘探阶段的滚动勘探开发策略，而关于海上油田开发阶段如何开展滚动勘探开发论述较少。

渤海C油田属于典型的复杂河流相油田，已发现油藏的圈闭幅度与油柱高度均不超过45 m(图1)，为典型的低幅度构造、低油柱油藏。该油田在开发过程中存在3个方面的难点：①C油田构造幅度低，深度预测若稍有误差，圈闭面积和开发方案就会发生较大变化。冯全雄 等[4]针对速度谱精度的问题提出了拾取层速度宏观趋势的探索，周东红、万欢 等[5-6]提出了相干速度反演的方法，但目前关于低幅度构造的深度预测还没有一种既经济又有效的方法。②经过多年的高速开发，在采收率不到20%的情况下，C油田含水率已达到95%，出现局部严重水淹的同时，也出现局部剩余油富集，非均质性严重。岳大力、胡望水和孙新革等[7-9]基于井资料开展了河流相储层的构型分析研究，但目前针对具有三维空间信息的地震资料与构型分析相结合的研究未见报道。③C油田储层属于多期河流相沉积，储层空间叠置性不好，考虑到开发成本，油田周边小规模资源没有进行评价和动用，而随着油田开发的推进，周边区块的滚动勘探亟需开展砂体含油气性检测，发现新的潜力区块。桂金咏、孙翠娟 等[10-11]提出了面向实际储层含油气性检测的流体指示因子优选方法，但该方法对井数量要求较高，对如何开展少井区的流体指示因子研究的论述较少。

图1 渤海C油田油柱高度与圈闭幅度

本文在借鉴陆上油田滚动勘探开发经验的基础上，结合C油田的地质油藏特征，就如何实现老区块外部扩边、内部挖潜和新区块新增等问题提出了开发对策，为该油田的持续稳产和资源效益的最大化打下了坚实基础。

1 基于匹配滤波地震速度谱的低幅度构造深度预测

1.1 技术流程

图2为C油田实际的CMP道集速度谱分析图，可以看出，目的层速度拾取时，速度左右偏25 m/s地震同相轴都可以被拉平，按速度为2 500 m/s计算，则相对误差为1%，即地震速度谱存在1%的固有误差，这种误差无法满足低幅度构造深度预测的精度要求。图3为C油田井点的真实速度与提取的速度谱速度的对比，可以看出，地震速度谱速度与真实速度之间存在系统差异，导致了直接用地震速度谱进行深度预测会带来误差。

图2 渤海C油田CMP道集速度谱分析

图3 渤海C油田井点速度与地震速度谱速度对比

虽然地震速度谱直接预测深度有1%的误差，但大致的速度趋势能够反映出来，因此提出了适用于开发阶段的匹配滤波地震速度谱方法，综合应用地震速度谱的大趋势和开发阶段众多井速度的局部细节信息进行深度预测，具体的技术流程如下。

1)设置一系列的滤波参数对原始地震速度谱进行低通滤波处理，得到一系列滤波速度谱数据体。这一步的目的是摒弃速度谱中的固有系统误差，提取出其中合理有效的速度谱趋势，为后续的精细速度体建立提供低频部分。

2)基于得到的一系列低通滤波速度谱数据，提取井点的速度谱数值，然后做归一化处理，与同样归一化处理的井点真实速度做匹配相关分析，以相关系数最高者作为目标函数，对滤波参数进行全局寻优。这一步的目的是从众多的滤波参数中优选出合理的参数，使得滤波后的速度谱既能摒弃系统误差，又能最大限度地保留真实的速度趋势。

3)利用最优滤波参数得到的最优滤波速度谱体作为低频部分，同时结合开发阶段众多的开发井速度建立高频部分，融合高频部分和低频部分建立高精度地震速度体，进一步开展高精度深度预测。

1.2 实际应用

利用新方法重新落实C油田周边构造，在该油田馆陶组Ⅱ油组时间图上发现C21井东北侧有一个局部高点(图4)，但在相应的深度图上没有识别出该局部高点，这主要是因为勘探阶段的深度预测是直接利用地震速度谱完成的。

图4 渤海C油田馆陶组Ⅱ油组时间图

将该油田馆陶组Ⅱ油组地震速度谱提取出来，发现在北高点存在速度局部异常高现象(图5a)，造成了时间上的高点转换到深度上消失了。但利用本文方法进行深度预测，在北高点发现了较大潜力(图5b)，因此设计了新井A5井，实钻钻遇油层11 m，证实了研究结果的可靠性。图6a为利用原始地震速度谱方法得到的馆陶组Ⅱ油组含油面积，图6b为利用本文方法得到的馆陶组Ⅱ油组含油面积，对比发现含油面积扩大了2.3 m2，新增探明储量270×104m3。

图5 渤海C油田馆陶组Ⅱ油组地震速度谱

图6 渤海C油田馆陶组Ⅱ油组含油面积

2 基于储层构型三维动态分析的剩余油挖潜

目前的储层构型分析主要基于井资料的引导，缺乏空间资料的约束，很难满足油藏开发中后期精细挖潜的需要[12-13]。因此，引进“点多、面广、量大”的地球物理资料，对于提高储层构型分析的精度具有重要的作用[14-15]。以C油田最大的砂体明下段943砂体为例，该砂体局部水淹严重而局部又剩余油富集，这严重制约了后期综合调整井的部署，需要开展储层构型分析进行连通性研究来刻画砂体的剩余油分布。

根据经典的河流相沉积理论，储层沉积经历侧积体、点坝、单期河道、复合河道等4个阶段。本文采用与沉积过程相反的复合河道-单期河道-点坝-侧积体的研究思路。首先将砂体包络进行解剖，将研究单元从复合河道细化到单期河道(图7)。然后在单期河道内通过废弃河道的识别，将研究单元从单期河道细化到点坝(图8)，从图8可以看出，废弃河道振幅较弱，如A16H和A30井；而点坝振幅较强，如A61H和A19井。

图7 渤海C油田明下段943砂体复合河道地震剖面

图8 渤海C油田明下段943砂体废弃河道的地震剖面和平面分布

最后在单个点坝内部，通过侧积体与废弃河道的平行关系定性刻画侧积体。然而，地震属性只能静态地展示废弃河道的位置，对于废弃河道的动态方向却无法给出。因此，本文引入沿层方差切片从砂体顶(图9a)和砂体底(图9b)来动态恢复废弃河道的形成过程；同时，充分结合水平段侧积泥岩夹层的方向性和开发井生产曲线的含水上升率等信息开展侧积层的识别。

综合以上地震属性、沿层方差切片、水平段侧积夹层的测井识别和生产动态信息，对C油田明下段943砂体的三维动态构型进行了解析，结果见图10，从图10可以看出，明下段943砂体主要由3条河流频繁的摆动沉积形成(图中粉色、蓝色和褐色的粗线是利用方差切片刻画的废弃河道，黑色的细线是识别出来的侧积层)。最终通过循序渐进的深入分析，研究尺度不断细化，准确地刻画出了C油田明下段943砂体储层的连通性和剩余油分布(图11)，实钻6口调整井，日产油新增420 m3，实现了明下段943砂体的“二次滚动开发”。

图9 渤海C油田明下段943砂体河道砂沿层方差切片

图10 渤海C油田明下段943砂体储层构型分析结果

图11 渤海C油田明下段943砂体剩余油分布

3 基于流体指示因子分析的储层含油气性研究

3.1 基于岩石物理分析的流体指示因子分析

对于C油田的油砂和水砂，声波和密度信息的区分度较高，映射到具有三维空间信息的地震资料是振幅属性，因此选定振幅作为基础属性开展流体指示因子分析。此外，地震信号通过含油气地层时，由于地层的非完全弹性性质，部分机械能将转化为热能，使信号能量发生衰减，因此频率属性同样可以作为基础属性来构建流体指示因子。

综合岩石物理分析和理论推导，当地层含油气之后，振幅会增强，频率会降低，因此提出了适用于该油田的流体指示因子DHI，即

(1)

式(1)中：N是采样点数；A为振幅；f为频率，Hz。

3.2 在滚动勘探开发中的应用

C油田明下段915砂体多期河道连片分布，多年来开发效果较好。区域储层分析表明，该砂体外围存在同期次沉积的河流相储层，含流体性存在多解性。对该砂体开展了基于岩石物理分析的潜力砂体含油气性分析，具体流程如下：

1) 收集所有钻遇该砂体的井点数据开展岩石物理分析，明确了在储层厚度、物性和含油气性等3个因素中，储层物性和含油气性对振幅影响较大。

2) 进一步通过流体替换和孔隙度替换，明确了该砂体在孔隙度变化大于4%时，强振幅不仅反映储层含油气性，还可能是物性好的水层，而且结合频率属性之后的流体指示因子对储层含油气性具有明确的指示意义，实际开发井验证了本文提出的流体指示因子的有效性。

3) 进一步将流体指示因子外推，提取了外围潜力砂体的流体指示因子(图12)，从图12中的油井和水井的分布看，融合属性预测成功率达到95%以上，能够较好地反映含油气性；同时，可以看到在现有开发设施地北侧有较大的一块潜力区域，处于构造的局部高点，位于多期河道砂体发育部位，含油气性较好，预测该区域储量可达330×104m3。

图12 渤海C油田明下段915砂体流体指示因子和振幅对比属性融合图

4 结束语

C油田属于典型的复杂河流相油田，构造幅度低，储层空间变化大，油水关系复杂。在借鉴陆上油田滚动勘探开发经验的基础上，通过多专业结合建立了一套河流相油田滚动勘探开发的开发地震技术体系。首先，通过匹配滤波方法结合开发井速度，建立了高精度速度体开展深度预测，从构造方面实现了老区块的滚动扩边；其次，通过储层构型研究结合水平段侧积层识别，开展了储层连通性研究，从储层方面对老区块内部实现了精细挖潜二次开发；最后，通过岩石物理分析，建立了敏感的流体指示因子应用于油田周边区块，从流体方面对周边新区块实现了滚动勘探。以上技术体系在渤海C油田实践中取得了良好应用效果，可为其他类似油田的滚动勘探开发提供借鉴经验。