海上油田开发中后期砂岩储层构型剖析与表征

2020-02-28王海峰范廷恩胡光义何明薇张显文高玉飞

海洋地质与第四纪地质 2020年1期

王海峰，范廷恩，胡光义，何明薇，张显文，高玉飞

中海油研究总院有限责任公司，北京 100028

国内海上油田以河流、三角洲相为主，此类砂岩储层在沉积演化过程中，由于高频的自旋回和异旋回共同作用[1]，成因相联系的不同期次和微相的单砂体横向拼接、垂向叠置，形成复合砂体[2-3]。其内部不同成因的沉积界面广泛分布，成为油气水的渗流屏障。随开发程度的逐年提高，越来越多的海上油田进入储量动用程度高、采出程度高和综合含水高的“三高”阶段，部分主力油田含水超过90%。开发注采矛盾凸显，剩余油分布日趋复杂，油田调整挖潜的难度加大，储层内部渗流屏障对地下流体，尤其是剩余油的控制作用逐渐显现，储层构型成为油田开发中后期储层研究的重点[4-6]。

储层构型研究源于野外露头的沉积学分析，最早由Allen于1977年在第一届国际河流沉积学会议上提出，以描述河流层序中河道和溢岸沉积的几何形态及其内部组合[7]。后经Miall等发展成为系统的储层构型分析方法，重点研究构型界面等级、岩相类型以及结构单元等，并将河流相划分为6级界面、20种岩相类型、9种结构单元[8-9]。20世纪90年代，储层构型理论引入国内，随着中国东部胜利、大庆等陆上油田逐渐进入开发中后期，以剖析储层内部构型单元的组合关系与叠置样式、揭示层内非均质性为主要内容的地下储层构型研究，逐渐替代传统上以储层预测与表征为核心的沉积微相研究，成为提高油田采收率的关键和油藏开发的重要地质研究手段，储层构型理论得以长足发展。

针对海上油田少井高产的开发目标和相对有限的资料基础，梳理地下储层构型特征，准确预测、表征储层的连通性和非均质性，建立与之适应的布井和挖潜方案，成为海上油田开发中后期地质工作者面临的重要问题。

1 海上油田开发中后期砂岩储层构型研究的特点

1.1 聚焦砂层组或小层级别

油田开发初期，以设计合理井网提高地下储量的动用程度为目的，尤其是针对纵向发育多个含油层系的油藏，多采用定向井贯穿多个储量单元，即合注合采的开发方式，储层研究的尺度基本是含油层系和油层组。

进入开发中后期，复合砂体内部结构复杂、连通性不明造成的注采井网不完善、储量动用程度低、调整井部署难度大等问题逐渐显现[10]，传统的储层沉积微相和非均质性研究已经难以满足油田精细开发的需求。随着井网逐渐加密，井控的基本单元精细到砂层组或小层，甚至是单砂体[11]，油田开发能够聚焦于一个成因单元内部的非均质性和注采关系，储层研究的重点也从品质评价转向引起注采矛盾的层内和平面非均质性，具体而言，“层内非均质研究从传统的非均质参数评价转向储层构型研究，而平面非均质则进入依据储层规模、沉积成因及特点选择合理的参数，进行成因统计与定量表征的阶段。”[4]

1.2 基础资料相对有限

井资料能够直观反映井点处的岩性、砂厚、隔夹层分布以及砂体的组合关系和叠置样式等信息，是开展储层构型研究的重要基础资料。

陆上油田开发初期基础井网的井距一般在数百米，加密后的井距能达到一百米左右（即100井/km2）。基于密井网条件能够获得丰富的岩心、测井、分析化验以及精细到注采井组之间的生产动态资料，目前国内陆上油田依托密井网条件开展了大量储层构型精细研究[12-15]，建立了系统的构型理论体系。

而海上油田受桶油开发成本、钻完井费用、平台操作空间、平台使用寿命等条件制约，即使是开发中后期的井距也是300～500 m[16]，与之相关的测井资料、分析化验静态资料和生产动态资料都较少，同时生产过程中对钻井资料的再收集和再研究能力较弱，整体导致海上油田的基础资料相对有限。

1.3 研究尺度粗于陆上油田

层次结构是储层构型的重要属性，国内学者在Miall A D河流相储层构型分级[17]的基础上，以6级层序单元为异旋回地层与自旋回沉积体的衔接点，结合层序地层分级和开发地质单元，建立了碎屑岩储层构型分级方案[18]（表1）。其中，5～9级构型单元（即叠置河流沉积体、河流沉积体、曲流带/辫流带、点坝/心滩坝、增生体）是陆上油田开发阶段的构型研究尺度，利用开发井网资料和一定的地震资料能够对比确定，且随着井网密度的增加，可对比的界面级别越高。例如，大庆和胜利等老油田开展了大量的点坝内部侧积层剖析，并分析了其对剩余油分布的影响[19-22]。

近年来，以渤海为代表的中国海上油田开发取得长足发展，高效开发的理念不断促进地质研究新思路和新方法的形成，适应于海上油田开发尺度的复合砂体构型理念应运而生[2-3,23-27]。复合砂体构型以现有的储层构型理论为基础，通过海拉尔河现代沉积、鄂尔多斯盆地野外露头、潮白河探地雷达以及渤海明下段典型砂体的综合分析，建立了系统的理论体系及分级方案（表2）。通过引入复合点坝、复合河道带等级次，丰富原有的构型分级方案，突出河流和三角洲在沉积演化过程中砂体的复合性，提高传统储层构型理论在海上油田开发中的实际应用价值以及井震联合研究思路的可操作性。

由于海上油田开发周期短、井距大，主要以5～6级构型单元（复合河道带、单一河道带，相当于陆上油田的6～7级）为研究对象；进入开发中后期，随着资料的丰富以及对注采关系研究精度的提高，7级单元（复合点坝）之间的结构关系及连通性成为关注重点；在局部井网加密或地震资料品质很好的区域，研究尺度可到8级（点坝）。

对比可知，陆上油田储层构型研究可精细到9级（点坝内部侧积层等增生体），而海上油田则主要集中在7级（复合点坝），局部可达8级（点坝）。

表1 碎屑沉积地质体构型级次（据文献[18]修改）Table 1 Architecture hierarchies in clastic deposits（modified from reference [18]）

表2 海上油田河流相复合砂体构型分级（据文献[2]修改）Table 2 Hierarchies of a fluvial composite sandbody architecture（modified from reference [2]）

1.4 以地震信息为导向

河流和三角洲相储层的点坝、分流河道和分流砂坝等级别的构型单元侧向规模一般几十到数百米，利用密井网能够有效控制住。目前国内陆上油田建立了较系统的构型研究方法，其思路主要是依托岩心、测井和动态监测等资料，进行多井信息约束下的砂体组合关系和叠置样式分析，形成逐级细化的构型解剖方法，取得了较好的应用效果[14,28]。

海上油田井距一般接近或大于点坝级别构型单元的规模，单独利用井资料开展地下构型研究具有很大的难度与不确定性。尽管海上油田井资料相对有限，但是往往可以采集到更高品质的地震资料。在沉积模式和储层构型理论的指导下，利用有限的井资料，充分挖掘地震资料信息，建立储层内部结构的地震响应关系，探索“以地震信息为导向，井震联合”的方法，成为海上油田开展储层构型研究可依赖的途径。

利用地震信息开展储层构型研究的难点主要在于地震资料垂向分辨率的限制，其极限是1/4主波长，目前只在埋深浅、资料品质极好的地区取得成效，如北马来盆地始新统储层（埋深250 m，主频80 Hz）[12]、加拿大阿萨巴斯卡盆地白垩系油砂储层（埋深400 m、主频90 Hz）等。对于国内海上油田，以渤海明下段储层为例，埋深约1 000～1 500 m，砂体平均厚度数米到十几米，地震资料主频30～40 Hz，垂向分辨率10～15 m，砂、泥岩的波阻抗差异明显，能够有效识别岩性和厚度变化，但是难以直接分辨储层内部结构。为此，作者课题组开展了一系列的探索与尝试，例如在海上少井条件下，基于能够指示砂体内部结构的敏感地震属性的空间导向作用，建立从单井到剖面再到平面的储层构型解剖方法[29]；在地震数据约束下对构型样式进行分类，研究其地震响应特征，构建高精度概念模型表征方法[27]；利用不确定性高精度反演数据进行曲流河储层构型表征[30]；采用地震正演、分频地震属性分析与分频反演相结合的方法进行多级次精细构型解剖[31]；利用河流相储层结构样式滑块模型，分析四类结构模式的地震响应特征与敏感属性，建立反映河流相储层结构主因素变化的砂岩厚度与泥质夹层数量及夹层空间位置变化的地震敏感属性响应模板[32]等。

2 储层内部结构特征及剖析方法

2.1 储层内部结构及成因

在河流和三角洲的沉积演化中，由于物源供给量与可容空间比值，以及地形坡度、水动力条件等控制因素变化，不同期次的砂体在空间内迁移摆动、侵蚀叠置，形成复合砂体。在基准面旋回变化过程中，可容空间与沉积物补给通量比值（A/S）的变化对沉积物体积划分和相分异具有明显的控制作用，导致砂体的几何形态、组合关系和叠置样式等发生变化，形成不同的储层结构类型（图1）。

基准面结束下降半旋回进入上升半旋回阶段，由于此前强烈的侵蚀下切作用，沉积物源得到大量补给，而可容空间增长缓慢，其增量远小于沉积物补给量，沉积体迁移受早期下切边界限制，沉积物以强烈的进积方式充填可容空间，形成下切孤立型复合砂体；基准面上升早期阶段，可容空间增量仍小于沉积物补给量，早期下切空间在前一阶段填满，沉积体侧向迁移解禁，频繁摆动，砂体垂向加积，在空间内相互切割叠置，形成堆叠型复合砂体，砂体厚度大，横向连片稳定分布；基准面上升中期阶段，可容空间增量与沉积物补给量趋于平衡，沉积时间和空间相对充裕，砂体侧向迁移增生，分布于泛滥平原内，形成侧叠型复合砂体；基准面上升晚期阶段，可容空间增量大于沉积物补给量，物源供应明显减少，河道规模变小，泛滥平原占优，复合砂体呈孤立型分布于泛滥平原泥岩中。

一个中期基准面上升半旋回，复合砂体经历下切孤立型-堆叠型-侧叠型-孤立型的沉积演化，最后沉积区域洪泛泥岩。

2.2 海上油田储层构型剖析方法

构型剖析的本质在于垂向分期与侧向划界[28]，即分析储层内部不同期次砂体的接触关系和展布范围等。

（1）垂向分期

图1 不同类型的储层结构特征及控制因素（据文献[33]）Fig.1 Different types of reservoirs structural characteristics and control factors（modified from reference [33]）

根据基准面旋回变化的控制作用分析，5级构型单元多形成于一个短期或超短期旋回，在相对稳定的沉积环境中由成因相联系的多期砂体叠置而成。由于河流或三角洲的异旋回作用，不同期次砂体之间必然发育一定的沉积界面。以河道砂体为例，该界面可能是早期砂体的洪泛面或晚期砂体的河床底部滞留沉积、侵蚀下切面等，其岩性和电性特征与围岩存在一定差异。据此将砂体结构的测井响应分为三大类五亚类。

以河道型砂体为例（图2）。单期型S，即井点处钻遇一期砂体，测井曲线呈钟形，垂向呈下粗上细的正韵律。两期型D，根据两期砂体叠置的位置和程度，细分为上接触型D1、对称型D2和下接触型D3，其中上接触型D1表示两期砂体叠置范围较小，井点钻遇早期砂体的主体与上部砂体的边部，测井曲线呈下部钟形（或箱形）与上部砂体的低幅钟形或指形接触，对称型D2和下接触型D3的结构含义以此类推。多期型M表示井点处钻遇三期或以上的砂体。

单期砂体从沉积开始到结束代表一个沉积旋回，其厚度具有一定的统计规律性，是识别砂体垂向期次的重要依据。以渤海明下段某油田的一套河流相复合砂体为例，根据井点处期次识别及厚度统计分析，单期型砂厚1.5～8.5 m，平均5.3 m；两期型砂厚4.6～13.1 m，平均9.4 m；多期型砂厚普遍超过15 m。从单期到两期再到三期，砂体厚度逐渐增大（图3）。在两期型中，上接触型D1、对称型D2和下接触型D3的两期砂体厚度也具有一定的统计规律（图 4）。

此外，砂体在空间的沉积演化规律、不同期次沉积体的分布范围、以及振幅和频率类地震响应的变化等，也是识别垂向期次的依据。在实际操作中，应当在曲线形态、砂体厚度、沉积演化以及地震响应等综合分析的基础上，结合等时界面控制下的高程差异，综合划分砂体垂向期次，以保证后续结构剖析的合理。

（2）侧向划界

受水动力条件的变化、可容空间逐渐减小以及不同微相的空间配置关系等影响，同期砂体不断侧向迁移摆动，形成不同沉积体之间的侧向边界。在开发尺度的储层内部，侧向边界是构成渗流屏障的重要原因，也是储层构型剖析的重点。对于密井网地区，前人总结了砂体厚度变化、微相类型变化、垂向高程差异等侧向边界识别依据，但这些规律推广到少井区以及无井区时，具有很大的不确定性。

图2 储层构型垂向分期识别图版Fig.2 Vertical staging pattern of reservoir configuration

图3 砂体垂向期次与厚度的关系Fig.3 The relationship between the vertical phase of sand body and the thickness

图4 两期型D垂向厚度的统计规律Fig.4 Statistics of vertical thickness of two phase D

相对于测井资料而言，地震资料在横向分辨率上有明显优势。为了建立储层内部结构变化与地震响应的关系，根据中国东部渤海明下段储层的地质特征和地震采集条件开展正演模拟（图5a）。正演模型根据曲流河复合砂体结构特征设计，垂向上两期砂体叠置，砂体接触关系包括孤立、侧向叠置和垂向切叠，设计河道砂体宽300～500 m、厚6～8 m，河间砂体宽500～800 m、厚2～3 m；河道砂速度2 450 m/s，密度 2.1 g/cm3；河间砂速度 2 520 m/s，密度 2.15 g/cm3，泥岩速度 2 650 m/s，密度 2.25 g/cm3；采样间隔为1 ms，使用35 Hz雷克子波激发，得到地震记录（图 5b）。

正演模拟表明，尽管利用地震资料难以直接分辨储层内部结构，但地下沉积体侧向岩性和厚度的变化以及垂向泥岩隔夹层的发育，会引起地震波形、频率和振幅等变化（图5b）。通过针对性的差异放大，提取相应的敏感地震属性（图5c），结合一定的井资料，能够有效反映储层内部的侧向边界，进而实现储层内部结构的剖析。

图5 表征储层内部侧向边界的地震正演模拟a. 地质模型，b. 地震记录，c. 敏感地震属性。Fig.5 Seismic forward modeling for characterizing the lateral boundary of the reservoira. geologic model, b. seismic record, c. sensitive seismic attributes.

渤海明下段实际砂体的构型剖析表明，基于砂顶、底反射层位提取地震属性与反演属性，优选振幅类、频谱类和层序类三种具有代表性的敏感属性，进行多属性融合并进行结构差异放大处理得到的结构类敏感属性（图6），符合地下实际沉积体的形态、物源方向、构型单元规模、侧向边界展布规律和发育频率等认识，能够有效反映储层内部的侧向边界及内部结构特征。

3 海上油田储层构型表征方法

储层构型表征的重要成果就是编制体现砂体内部结构及平面非均质性的地质图件。而传统的地质图件，尤其是沉积相图，仍然以表征储层的分布特征为重点，只能表达沉积体系的外轮廓和微相或优势相的宏观分布范围，难以满足油田开发中后期对储层精细研究的要求。对于不同沉积成因的复合砂体，在其内部结构剖析的基础上，提出一套基于成因和结构的表征方法。

图6 国内海上某油田新近系某砂体的结构类属性Fig.6 Structural properties of sand bodies in a Neogene offshore oil field in China

以国内海上BZ油田的复合砂体A为例。该油田整体是受断层控制的断块构造，含油层段为新近系，属于浅水三角洲相沉积，地震资料采集于2014年，采用高密度海底电缆采集，具有小面元、高覆盖的特点，地震资料品质较好，频宽8～60 Hz，主频38 Hz，垂向分辨率11 m。A砂体位于明化镇组下段Ⅱ油组，目前有3口井。

3.1 成因分析与模式构建

对于不同类型的砂体，其沉积作用不同，沉积体外观形态、相带空间配置关系、垂向韵律性、砂体的空间组合关系等存在明显差异，成因分析的核心在于确定沉积相类型以及沉积作用对砂体展布的控制机理。应结合物源方向和砂体结构的井震响应特征构建具体模式，包括复合砂体的沉积演化规律和期次关系，以及单期砂体的分布范围和接触关系等。

BZ油田A砂体基于砂顶、底反射层位提取的均方根振幅属性（图7）显示，储层连片发育，井点钻遇厚度14～16 m，测井曲线呈箱形或漏斗形与箱形的组合（图8），表明沉积物源供给充足。根据岩心、测井相、砂体平面分布以及区域沉积特征分析，A砂体属于分流砂坝型浅水三角洲沉积[34]，物源为北向和北西向，三角洲平原是主要的亚相类型，发育分流河道、分流间湾和分流砂坝等沉积微相类型，其中分流河道根据其规模以及对分流砂坝的控制作用，进一步划分为主干河道和分支河道。分流河道从靠陆地一端搬运沉积物，以垂向加积的方式堆积于分流砂坝上，控制分流砂坝的形成。不同期次的分流砂坝或整个朵体垂向或侧向叠置，同期分流砂坝之间以分流河道侧向分隔。

A砂体上3口井的测井曲线均在砂体内部出现一定程度的GR曲线回返（图8），结合砂体厚度与砂体期次关系的规律认识，根据不同期次砂体的顶面距离上部洪泛泥岩等时面的高程差异，确定A砂体为两期三角洲朵体叠置而成。利用切片演绎地震相分析方法[35]对A砂体进行演绎分析（图9），表明早期朵体物源方向为北向，朵体发育位置主要为砂体东侧；而晚期朵体物源主要方向为北西向，朵体发育位置为中部偏西，两期朵体在研究区的东南侧叠置，导致该位置处砂体厚度最大，地震属性响应最强（图7）。同时，利用切片演绎地震相分析方法，能够大致勾画两期朵体的平面分布范围。

图7 BZ油田A砂体均方根振幅属性Fig.7 Root mean square amplitude attribute of sand body A in BZ Oilfield

图8 BZ油田A砂体垂向期次Fig.8 Vertical phase of sand body A in BZ Oilfield

图9 BZ油田A砂体切片演绎地震相分析（从a到d，为从早期到晚期排列）Fig.9 Seismic facies analysis of sand body A in BZ Oilfield

3.2 复合砂体结构预测

利用测井曲线及砂体厚度等信息可实现砂体垂向分期，优选地震结构类属性能够有效表征不同构型单元的侧向边界。

根据上述测井曲线形态与厚度的分析，BZ油田A砂体垂向划分为两期。而砂体内部的侧向边界，则根据该区不同地震属性对侧向砂体边界的敏感程度，优选其中两种结构类属性表征不同响应程度的砂体内部侧向边界（图10）。对比发现，属性2比属性1对砂体侧向结构的变化更为敏感、精细。但是，属性2受断层等构造因素的影响也较大，在构型剖析中应尽量排除构造的影响。

图10 BZ油田A砂体结构类属性a. 结构类属性1，b. 结构类属性2。Fig.10 Structure attribute of sand body A in BZ Oilfield

图11 BZ油田A砂体构型表征（a-d：早期朵体；e-h：晚期朵体）Fig.11 Reservoir configuration characterization of sand body A in BZ Oilfield

3.3 沉积参数约束

准确表征地下储层构型，一方面以砂体内部结构为导向，另一方面则是将井震资料转化为合理的地质参数，分析其地质含义，约束编图。

BZ油田A砂体属于分流砂坝型浅水三角洲，沉积微相类型包括分流砂坝、分流间湾、主干河道和分支河道。其中分流砂坝是主要的砂质沉积微相类型，以中细砂岩为主，砂岩厚度大，与上下的泥岩阻抗差异明显，地震上表现为强振幅特征；分流间湾以泥岩为主，含少量粉砂岩和细砂岩，地震上表现为弱振幅特征；而主干河道和分支河道是分隔分流砂坝或分流间湾的窄条状沉积微相，在同期沉积砂体内，是分流砂坝或分流间湾的侧向边界，而分支河道相对于主干河道规模更小，需要更加敏感精细的属性表征，因此，分别以结构梯度属性1和2表征主干河道与分支河道（表3）。

表3 分流砂坝型浅水三角洲的沉积参数Table 3 Sedimentary parameters of distributary sandbar type shallow water delta

3.4 综合表征

在上述分析的基础上，根据垂向划分的沉积期次、不同期次内砂体的侧向边界，以及相应的沉积参数，实现A砂体垂向两期构型表征（图11）。

目前，应用地震手段开展复合砂体内部结构剖析还存在一些限制。例如，地震资料品质依然是决定砂体结构剖析效果的关键，尤其是地震资料的保幅性、频带宽度和空间采样率等；在砂、泥岩薄互层或者砂、泥岩波阻抗差异不明显的情况下，调谐效应会造成各层反射之间的干扰，难以对砂体结构进行有效分辨。

利用地震资料开展复合砂体内部结构的预测存在不确定性，尚需总结成功的经验与失败的教训，通过多种手段进行研究。例如，加强地震正演模拟，利用定量化的概念模型，总结不同砂体结构、不同地质体规模、不同地质属性的地震反射特征，建立复合砂体结构的地震响应模板；在密井网地区开展高频地震资料的井震结合分析，利用密井网条件建立砂体结构模式，反推相应的地震响应特征。