深海水道沉积体系精细刻画及表征方法*——以西非尼日尔三角洲盆地M油田A油组为例

段瑞凯 胡光义 宋来明 陈 筱 卜范青 张 旭 王宗俊 陈国宁 李晨曦

(1.中海油研究总院有限责任公司 北京 100028；2.中国海洋石油国际有限公司 北京 100027)

近年来，全球深海区域油气勘探接连获得重大发现，已成为世界油气储量和产量的主要接替区。据统计，2012—2014年全球年度十大油气发现中有70%以上都位于深海区[1-3]，相应的深海油气田产量也获得了显著增长，石油咨询公司Rystad Energy预计2019年全球深海区域油气产量将达1 030万桶/天。随着深海油气田开发进程的推进，部分早期投入开发的深海油气田已进入开发中后期，开发矛盾凸显，产量递减加快，面临迫切的动态调整和加密挖潜需求。

深海水道沉积体系是深海油气田的重要储层类型，受古地貌、古气候、海平面变化、物源供给、突发事件、大洋底流等多种因素控制[4-5]，表现出了复杂的沉积演化、砂体展布及储层结构特征,开展深海水道沉积体系精细刻画及表征研究是开发中后期采取动态调整和加密挖潜措施的地质基础。目前，针对深海水道沉积体系沉积特征、成因机理及演化模式等理论性研究相对较多[6-7]，而针对其砂体空间展布及储层内部结构的刻画和表征等应用性研究相对薄弱。

针对上述问题，笔者所在的研究团队采用“层次分析法”，以西非尼日尔三角洲盆地M油田A油组为例，依次从深海水道沉积体系、复合水道系列、单期复合水道三个层面入手，分别以构型级次解剖、空间格架搭建、非均质性表征为核心问题开展研究，建立了一套深海水道沉积体系精细刻画及表征方法。

1 油田概况

M油田地处西非尼日利亚南部海域(图1)，区域水深超过1 500 m，构造上属于尼日尔三角洲盆地，受泥底辟及重力滑脱作用双重因素控制，表现为一个断层复杂化背斜构造，自上而下发育A、B、D、E、F、G等6套油组，为中新世深海水道及朵叶沉积体系。该油田现有钻井67口(其中7口井取心288 m)，采集了三维高密度地震资料，主频32 Hz，分辨率较高。

A油组是M油田储量最大的油组，为深海水道沉积体系，平均储层厚度43 m，平均孔隙度22.1%，平均渗透率894 mD。A油组于2009年3月投产，采用大斜度井和水平井开发，截至2018年底，已投产13口采油井，12口注水井，综合含水42%，采出程度43%。

图1 M油田A油组地理位置图Fig.1 Location of Reservoir A of M oilfield

2 深海水道沉积体系构型解释

沉积体系是沉积环境和沉积作用过程的总和。在深海水道沉积体系研究层面，核心是在沉积模式指导下开展构型级次解剖，从宏观上认识储层的空间展布特征及期次构成特征。

2.1 沉积体系分类

深海沉积体系包括水道体系和朵叶体系，本文探讨的是水道沉积体系。目前针对深海水道沉积体系有多个分类维度，包括成因分类、级次分类、形态分类等，其中级次分类方案具有简易明了、实用性强的优点(图2)，已被广泛接受和应用[8-9]，其将深海水道沉积体系划分为4个级次，包括水道沉积体系、复合水道系列、复合水道、单一水道(图2)。一个水道沉积体系由多个复合水道系列构成，复合水道系列之间存在明显的沉积间隔；一个复合水道系列又由多个复合水道组成，不同期次的复合水道横向上反复摆动，纵向上相互切叠；一个复合水道内部又包含数量不等的单一水道。

图2 深海水道沉积体系分类(据赵晓明 等[9]修改)Fig.2 Sequence of deep marine channel sedimentary system(modified after Zhao Xiaoming et al.[9])

2.2 沉积背景分析

结合地震、测井和岩心资料，对宏观沉积背景进行了分析。自始新世早期，全球海平面开始了新一轮周期下降[10]，西非尼日尔三角洲盆地随之发生了一次大型海退，控制了M油田深海沉积体系的形成和演化。中中新世至晚中新世早期，M油田以发育非限制性的朵叶沉积体系为主，伴生一部分供源水道，对应于D—G油组，沉积体呈席状展布，横向连续性好，宽厚比大；伴随着持续性的海退，至晚中新世中后期，M油田逐步演变为限制性—半限制性的水道沉积体系，对应于A、B油组两套复合水道系列，沉积体呈条带状展布，横向分布局限，宽厚比小(图3)。M油田A油组复合水道系列在平面上呈弯曲状延伸，具有“双源供给”的特点，表明其由多期复合水道构成。复合水道系列横向延伸范围受水道底形严格限制，一般主体部位厚度大，向两侧边缘快速减薄直至尖灭；纵向上，内部的多期复合水道存在相互切割和叠置的特征。

图3 M油田沉积演化过程Fig.3 Sedimentary evolution process of M oilfield

2.3 沉积期次解释

在沉积模式指导下，进一步开展了水道沉积期次解释。M油田A油组开发井距超过1 000 m，由于深海水道沉积体横向相变快，纵向多期切割、叠置，联井对比性差，常规的反演方法会导致不同砂体间的连续性假象。因此，引入自相控叠前反演技术[11]，通过地震相自约束修正初始低频模型，确保稀疏井网条件下储层横向预测精度，有效提高了深海水道沉积体系的纵向分期和横向定界精度(图4)。基于反演数据体，融合层拉平和切片属性分析等地震解释技术，考虑深海水道叠置、迁移特征，遵循“以砂控泥”、“以泥控砂”的解释理念，最终完成了A油组复合水道系列沉积期次解释(图5)。

A油组复合水道系列共由7期复合水道构成，不同期次的复合水道纵向上切割叠置，平面上交汇叠合，形成了复杂的外部空间结构及内部接触关系。早期物源由西北至东南，控制了A1—A3等3期复合水道的沉积，3期复合水道平面位置具有较好的叠合性，垂向上侵蚀特征较弱，意味着层间连通性相对较弱；后期物源向东侧迁移，形成了A4—A7等4期NE-SW向展布的复合水道，伴随着海退，地震剖面和地震属性显示其横向摆动特征增强，纵向切割特征亦增强，如A7复合水道对下伏A6复合水道具有明显的侵蚀特征，意味着两期复合水道紧密接触，具有较好的层间连通性(图5)。

图4 M油田A油组常规反演与自相控反演效果对比(剖面位置见图1)Fig.4 Comparison of traditional inversion and seismic facies auto controlled inversion of Reservoir A in M oilfield(see Fig.1 for location)

图5 M油田A油组复合水道系列构型解释结果Fig.5 Architecture interpretation of Reservoir A channel complex series in M oilfield

3 复合水道系列空间格架搭建

复合水道系列是水道沉积体系的次一级沉积单元。在复合水道系列研究层面，核心是对内部沉积单元空间形态结构及其之间接触关系、连通性进行刻画，具体体现为地质模型中复合水道空间格架的搭建。在地震层序界面控制下，基于构型解释结果，首先建立反映复合水道系列空间形态结构的沉积格架，然后结合内部复合水道叠置样式分析识别复合水道间连通区，精细刻画复合水道间的接触关系及连通性。

3.1 沉积格架建立

针对复合水道系列，采取了“层序控制、砂组嵌入”的沉积格架搭建思路[12]，首先,在目的层段上下选取反射特征清晰、连续性好、易于追踪的层序界面，基于等时原则建立近似等厚的层序格架，即复合水道系列的“包络面”；然后，在层序格架总体控制下，将构型解释的7期复合水道顶、底面依次嵌入，得到M油田A油组复合水道系列的沉积格架。沉积格架模型与构型解剖成果直接对应，准确表征了7期复合水道的空间形态结构，客观再现了A油组的沉积演化过程(图5a、6)。

3.2 接触关系表征

复合水道系列沉积格架侧重于对沉积体宏观展布特征的刻画，对其内部复合水道的接触关系刻画并不精细。因此，在分析复合水道叠置样式的基础上，进一步对复合水道间的连通区进行了识别和拾取，并嵌入空间格架模型，实现复合水道系列内部接触关系的精确表征。

3.2.1叠置样式分析

受海平面变化、物源供给、沉积部位及演化阶段等因素影响，复合水道迁移叠置过程极为复杂，不同部位表现为不同的空间接触关系，形成了不同的复合水道叠置样式。

考虑复合水道垂向叠置和侧向迁移分量关系，将复合水道叠置关系划分为垂向叠置、雁列叠置和摆动叠置三大类，再考虑接触程度，进一步细分为15种叠置样式[13]，为研究区复合水道系列内部的接触关系表征奠定基础(图7)。

图6 M油田A油组复合水道系列沉积格架表征(剖面位置见图1)Fig.6 Sedimentary framework model of Reservoir A channel complex series in M oilfield(see Fig.1 for location)

图7 深海复合水道叠置样式(据陈筱 等[13]修改)Fig.7 Overlapping styles of deep marine channel complex(modified after Chen Xiao et al.[13])

3.2.2连通区刻画

基于复合水道平面展布范围，首先圈定相邻两期复合水道的叠合区域；然后根据地震响应特征，结合层间地震属性分析，在叠合区域内将地震剖面可以明显劈分的区域圈定为确定连通区域，将地震剖面不能明显劈分的区域圈定为可能连通区域；针对可能连通区域，结合干扰测试、生产动态和时移地震信息，进一步对其连通性进行校核确认，修正得到最终的连通区认识[14]。最后将复合水道间连通区域网格化，嵌入复合水道系列沉积格架中，完成精细三维空间格架搭建(图6、8a)。

结果显示，M油田A油组早期的A1—A3复合水道呈局部连通特征，其中以A2—A3复合水道间连通性相对较强；晚期A5—A6、A6—A7复合水道呈整体连片连通特征，与沉积构型解剖推测的连通性认识相吻合(图8a、5a)。将上述复合水道间连通区与时移地震水驱特征响应对比，发现二者具有较高的吻合度，表明复合水道间连通区的拾取和表征是可靠的(图8)。

图8 M油田A油组复合水道系列内部连通区刻画Fig.8 Description of connected area within Reservoir A channel complex series in M oilfield

4 复合水道内部储层非均质性表征

复合水道是复合水道系列的次一级沉积单元。在复合水道研究层面，核心是对复合水道内部储层非均质性进行表征，体现储层岩性和物性随沉积期次、沉积部位、韵律的变化特征。对岩相进行分类是差异化表征储层物性变化的有效手段[15],因此从取心井出发，建立深海水道储层岩相分类方案，重构孔渗相关关系，构建岩相分类预测模型，将岩相分类推广至无取心井，基于岩相相控开展储层属性场模拟，实现复合水道内部储层非均质性的定量表征。

4.1 储层岩相分类

基于M油田7口取心井岩心描述及分析化验资料，考虑沉积旋回及测井响应特征，以岩性和沉积构造两大直接反映储层渗流能力的因素作为分类维度，将复合水道储层划分为9类岩相(表1)；进一步基于岩相分类，细化重构孔渗相关关系，为复合水道储层物性的差异化表征提供定量依据(图9)。

表1 M油田深海复合水道岩相分类Table 1 Lithofacies classification of deep marine channel complex of M oilfield

图9 基于岩相分类重构M油田深海复合水道储层孔渗相关关系Fig.9 Re-construction of co-relationship between porosity and permeability of deep marine channel complex based on lithofacies classification in M oilfield

4.2 储层岩相预测

针对无取心井，利用岩心和测井资料建立预测模型完成岩相分类。岩心分析结果显示，平均粒径与黏土含量分别与孔隙度和渗透率具有相关关系(图10a、b)，鉴于伽马曲线主要反映泥质含量，密度曲线主要反映储层的岩石骨架特征，因此选取伽马和密度曲线开展岩相分类预测。

采用神经网络方法，将M油田5口取心井的岩相分类结果及其伽马曲线和密度曲线作为训练数据，构建了岩相预测模型；将无取心井伽马曲线和密度曲线作标准化处理后，输入岩相预测模型，设定模型预测参数，运算得到无取心井的岩相分类预测结果。经未参与训练的2口盲井检验，岩相分类预测结果与取心段描述结果基本吻合(图10c)，进而实现了研究区岩相分类全覆盖。

图10 M油田岩相预测模型构建及检验Fig.10 Construction and validation of lithofacies prediction model in M oilfield

4.3 储层非均质性定量表征

根据研究区岩相分类预测结果，统计分析不同构型单元的岩相比例构成及不同岩相的物性参数分布，建立了不同岩相类型的物性参数地质知识库(图11)。在此基础上，基于岩相相控对M油田A油组7期复合水道净毛比、孔隙度、渗透率等属性场进行模拟，进而实现复合水道储层非均质性的定量表征。

图11 M油田不同岩相类型的物性参数知识库(以孔隙度为例)Fig.11 Knowledge database of reservoir properties of different lithofacies in M oilfield(take porosity as an example)

将基于上述精细刻画及表征方法得到的深海水道沉积体系进行了应用。以A油组A7复合水道为例，北部注水井W2、采油井P1和P2井在该层射孔，南部注水井W1井在A6复合水道射孔(图12a)。投产9年后采集的时移地震资料显示，A7复合水道中南部区域得到了高效开发，表明W1井可对P1、P2井跨层受效，印证了A6-A7复合水道间连通性较好的认识。将基于精细刻画和表征得到的地质模型与地震资料进行对比，发现模型中表征的优势储层展布与地震属性相吻合(图12a、b)，不同时刻下的烃柱厚度变化范围与时移地震资料揭示的水驱响应范围相吻合(图12b—d)，表明地质模型的可靠程度较高，该套针对深海水道沉积体系的精细刻画和表征方法是可行的。基于精细地质模型，预测A7复合水道北部和西南部难以被现有井网兼顾，剩余油富集，下一步可考虑加密调整。采用上述方法，共在A油组识别剩余油富集区7个，为今后油田加密调整、挖潜稳产指明了方向。

图12 M油田A油组A7复合水道精细表征实例Fig.12 A fine characterization case from A7 channel complex of Reservoir A in M oilfield

5 结论

1)采用层次分析法，以西非尼日尔三角洲盆地M油田A油组为例，分3个层面建立了深海水道沉积体系精细刻画及表征方法：①水道沉积体系层面，以构型解剖为核心，建立沉积模式并细分沉积期次；②复合水道系列层面，以叠置样式分析和连通区刻画为核心，构建精细沉积空间格架；③复合水道层面，以岩相分类及孔渗关系细分为核心，定量表征储层非均质性。

2)M油田A油组应用结果表明，基于深海水道沉积体系精细刻画及表征得到的储层连通性认识、储层展布趋势及开发特征与时移地震揭示的水驱响应吻合较好，表明本文方法可行，可为国内深海油气藏开发研究提供借鉴。