海相砂岩油田高含水期精细油藏描述及剩余油分布研究

刘振坤， 陈 飞， 范洪军， 王宗俊， 王盘根

(中海油研究总院有限责任公司，北京 100028)

0 引 言

我国海上油田受平台规模和投资的影响，钻井数量远低于陆上油田，大多数海上主力油田经过二三十年的开发，已陆续进入高含水期开发阶段，剩余油分布复杂，如何准确刻画控制剩余油分布的优势渗流通道砂体、隔夹层以及精细表征储层内部的非均质性是预测剩余油分布和实现稳油控水急需解决的实际问题。南海西江油田(XJ油田)属海相沉积储层(施和生等，2000)，砂体厚度较大，主力油层(厚度>10 m的砂体)约占油层总数的70%，各砂体空间叠置关系复杂，砂体分布范围较广，储层内部的优势渗流通道砂体与隔夹层表征困难，精细油藏描述工作有待研究。

1 研究区概况

西江油田(XJ油田)位于南海珠江口盆地北部坳陷带惠州凹陷南缘，距XJ-X油田东南8 km(图1)。XJ构造是一个在主断层控制下的逆牵引背斜构造，形态简单，圈闭面积为2.2～5.1 km2，构造幅度低，地层倾角约为1°，含油范围内无断层发育。主要含油层段位于新近系珠江组上部(李胜利等，2004)，埋深-2 006～-2 770 m，含油层段长764 m，纵向上划分为13个油组23个储量单元，储层属于海相三角洲砂岩。

图1 XJ油田位置示意图Fig. 1 Location map of XJ Oilfield

XJ油田开发至今已有17年，已钻生产井17口，均为大位移井，动用油藏20个，目前含水98.0%，采出程度为34.32%，早期开发过程中多套合采，动用不均。油田范围内剩余油分布复杂，油藏描述面临的主要问题是未能建立精细地层格架，各储量单元中优势储层分布不清楚，储层内部渗流差异与渗流屏障认识不清，严重制约着油田的调整挖潜。

2 精细油藏描述关键技术与应用

2.1 基于“差异放大”理念的地层细分与对比技术及应用

地层划分方法比较成熟，如生物地层学、同位素地层学、岩石地层学、高分辨率地层学等(Weimeret et al., 1994；邓宏文等，2004；Nio et al., 2005)。地层划分主要根据标志层控制、旋回对比、分级控制原则，从宏观到中观再到微观对地层进行划分与对比。在地层划分对比中引入“差异放大”的理念,将测井曲线的旋回性变化信息放大，更清楚地确定地层的旋回期次，解决海相砂岩储层油层组、砂层组到小层级别的地层划分问题。

由于海相砂岩油田钻井资料有限，因此通过对测井曲线进行频谱分析，放大测井曲线旋回的差异性，以达到细分层的目的。频谱属性趋势分析(INPEFA)技术被引入地层学领域，PEFA曲线通过对测井曲线进行傅立叶变换得到，INPEFA曲线由PEFA曲线积分处理后获得，可以提取不同级别的旋回信息，辅以地震标志层，识别出层序界面，划分长、中、短期旋回，达到不同级别地层划分的目的。

以高分辨率层序地层学理论为指导，在层序框架和标志层的约束控制下，结合INPEFA曲线特征确定各旋回转换点，对XJ油田地层进行小层划分和对比。通过不同频率INPEFA曲线的旋回分析，在长期与中期旋回划分的基础上再细分短期旋回，同时结合沉积旋回特征，H1—H6、H6—H13均为半个长期旋回，在XJ油田原油组级别的分层方案基础上将地层细分为45个砂层组，建立适应油田精细油藏描述需求的地层格架(表1、图2)。

图2 XJ油田珠江组地层划分对比图Fig. 2 Stratigraphic division and correlation of the Zhujiang Formation, XJ Oilfield

表1 XJ油田细分层成果Table 1 Fine stratigraphic division in XJ Oilfield

2.2 波形与属性结合的优势砂体刻画技术及应用

波形与属性相结合的优势砂体刻画技术重点刻画了多期优势砂体在空间的分布特征与结构(李志鹏等，2012)。结合地震剖面上的地震波形特征分析多期砂体的叠置关系，根据地震属性平面变化划分各沉积微相的边界，最终确定沉积微相的空间展布特征。

砂体的厚度和物性差异会综合表现为地震波形的差异，由于多期砂体叠置的类型不同，形成的地震波形样式也不同，地震属性的平面变化反映了砂体侧向相变的边界。

砂体的类型包括独立式、拼叠式和堆叠式。

2.2.1 独立式砂体 形成于基准面相对高位，A/S值较大，沉积物以细粒为主。砂体分为水下分流河道砂、河口坝砂和席状砂3种类型，测井曲线形态主要为钟形、漏斗形和“指”状。在地震剖面上，以弱振幅为背景，强振幅呈不连续状镶嵌于其中。独立式砂体之间的接触关系为突变接触，振幅逐渐变小的位置为砂体尖灭部位(图3、图4)。

图3 XJ油田砂体联井剖面示意图(独立式)Fig. 3 Cross section of isolated sandbody in XJ Oilfield

图4 XJ油田独立式砂体最小振幅属性剖面图Fig. 4 Profile of the minimum amplitude property of isolated sandbody in XJ Oilfield

2.2.2 拼叠式砂体 主要为水下分流河道，测井曲线形态为钟形。砂体呈透镜状、板状，以大规模侧向增生为主，发育低角度增生面。在地震剖面上波形表现为单峰和多峰交错，振幅(宽窄)在砂体拼叠位置发生变化(图5、图6)。

图5 XJ油田砂体联井剖面示意图(拼叠式)Fig. 5 Cross section of mosaic and superimposed sandbody in XJ Oilfield

图6 XJ油田拼叠式砂体最小振幅属性剖面图Fig. 6 Profile of the minimum amplitude property of mosaic and superimposed sandbody in XJ Oilfield

随着可容纳空间的增加，拼叠式砂体按其接触关系又可细分为离散接触型拼叠、疏散接触型拼叠和紧密接触型拼叠3种：离散接触型拼叠砂体只是成因上相联，储层侧向连通性差；疏散接触型拼叠砂体之间发育泥质夹层，平面上呈宽条带状分布，储层侧向连通性中等；紧密接触型拼叠河道砂体相互切叠，侧向连续性好。

2.2.3 堆叠式砂体 由不同期次、不同级次砂体相互切割与叠置形成，呈楔状体，多发育水下分流河道砂体，其厚度大，井间对比良好，测井曲线形态为箱型(图7)。砂体内部发育冲刷面和槽状交错层理，主要沉积粗粒沉积物。堆叠式砂体在地震剖面上同向轴波形出现复合波，频率变低(假象)，局部出现多个波峰(图8)。

图7 XJ油田砂体联井剖面示意图(堆叠式)Fig. 7 Cross section of stacked sandbody in XJ Oilfield

图8 XJ油田堆叠式砂体最小振幅属性剖面图Fig. 8 Profile of the minimum amplitude property of stacked sandbody, XJ Oilfield

通过纵向波形的分析明确了砂体发育的期次和叠置关系(赵春明等,2009)，结合平面属性确定砂体发育的边界，在地质模式下综合表征沉积微相分布(图9)。

图9 XJ油田H8沉积微相平面图1-水下分流河道；2-河道侧缘；3-分流间湾；4-河口坝；5-席状砂；6-水下分流河道间；7-井位Fig. 9 Layout of sedimentary microfacies of H8 layer, XJ Oilfield

以研究区H11层为例，该层纵向上细分为4个砂层组，底部第4砂层组以泥岩沉积为主，上部3个砂层组分别包含3期河道砂体。纵向上，根据地震波形的差异可分为3期河道砂岩(图10)，A24ST1井在H11层钻遇3期分流河道砂体，A22井与A22ST1井主要钻遇2期分流河道砂体(第二期与第三期)，2口井均钻遇第一期砂体的边部。共有3口井钻遇第三期分流河道砂体，其中A22ST1井钻遇第三期砂体的边部，厚度较薄。

图10 XJ油田H11层联井剖面与砂体叠置地震响应特征Fig. 10 Cross well section and seismic characteristic for superimposed sandbody in H11 layer, XJ Oilfield

根据纵向波形得到3期砂体纵向叠置特征后，结合平面地震属性差异确定各期砂体的平面分布范围，最终得到各期河道砂体平面分布图(图11)，表征优势砂体展布特征。

图11 XJ油田H11层3期砂体平面分布与地震属性图Fig. 11 Plane distribution of sandbody and seismic property of the three stages in H11 layer, XJ Oilfield

2.3 非均质性分级表征的地质建模技术及应用

油田高含水期非均质性分级表征地质建模技术(沈章洪等，2001；吴胜和，2010；王丽君等，2016)将储层非均质性表征分为3个级别，优先表征流体渗流的优势渗流通道及渗流通道间的隔夹层，其次表征优势渗流通道内部由于岩相不同形成的渗流差异，最后表征决定渗流方向的储层内部不连续性边界。各级别表征的内容各有侧重(表2)。

表2 非均质性分级表征内容Table 2 Content of heterogeneous grading characterization

针对不同级别的表征内容，提出相应的表征技术：① 以井控期、井震定边表征优势渗流通道：根据油砂体平面分布范围，应用确定性建模方法将沉积相表征在三维地质模型中；根据隔夹层研究结果确定其边界与厚度，将隔夹层确定性地嵌入三维相模型中，以表征隔夹层(渗流屏障)分布特征；② 岩相控参、差异表征储层内部渗流差异：以沉积相模型约束模拟岩相模型，在此基础上进行相控物性参数模拟，实现不同相带不同岩性内部渗流差异的表征；③ 井控边厚、嵌入表征渗流屏障：将根据地震数据识别的储层不连续性边界位置的模型渗透率降级处理，达到渗流屏障渗流遮挡的表征。

2.3.1 优势渗流通道的表征 (1)优势砂体的表征。根据优势渗流通道平面表征的结果及沉积相平面分布研究成果，将二维表征的沉积相结果直接赋值在三维模型中，建立确定性的沉积相模型。该模型包含2个方面的内容，即优势渗流通道(主力河道砂岩)和其他非主力微相(河道侧缘、河口坝、席状砂等微相)。沉积相模型限定了砂体平面分布范围，重点表征了优势渗流通道的空间叠置关系。以H11层为例(图12)，底部第一期砂体分布范围相对较小，在西南部发育河道侧缘砂体(非优势渗流通道砂体)；第二期砂体分布范围扩大，在西南部发育典型的分流河道砂体；第三期河道砂体分布范围进一步扩大。

图12 XJ油田H11层3期砂体沉积相模型Fig. 12 Sedimentary facies model of the three stages sandbody in H11 layer, XJ Oilfield

总体上，3期砂体呈不断向前进积的分布特征，优势渗流通道砂体模型图(过滤非主力砂岩相)显示了3期砂体的空间叠置关系，在含油范围内，A20ST1、A18、A14ST1井处3期砂体叠置关系较差，其他位置3期砂体叠置关系较好。

(2)隔夹层的表征。在海相砂岩油田中，隔夹层的分布规模达到一定范围(2个井距或钻遇率达60%以上)后才能对边水或底水起遮挡作用。通过分析，H11层第二期与第三期砂体之间存在一个稳定的泥岩隔夹层(图13)，共有14口井钻遇该泥岩层，钻遇率达70%，井点钻遇的厚度不均，最大厚度为5.32 m，最小厚度为0.01 m，井间分布的厚度(图14)显示，东南部(3X井附近)隔夹层厚度最大，对底水具有较好的遮挡作用。

图13 XJ油田H11层主力隔夹层联井剖面示意图Fig. 13 Cross well section of the main interlayer in H11 layer, XJ Oilfield

图14 XJ油田H11层主力隔夹层厚度分布Fig. 14 Distribution map of the main interlayer thickness in H11 layer, XJ Oilfield

以隔夹层的顶底界面为约束，将隔夹层厚度嵌入沉积相模型中，建立隔夹层空间分布模型(图15)。表征结果显示，隔夹层分布在第二期与第三期之间，形成局部遮挡。

图15 XJ油田H11层主力隔夹层空间分布图(模型镂空显示)Fig. 15 Spatial distribution of the main interlayer in H11 layer, XJ Oilfield (model in hollow-out display)

2.3.2 渗流差异的表征 在优势通道内存在不同的岩性，造成渗流差异性。在沉积相模型的基础上建立岩相模型，应用相控建模方法建立孔隙度、渗透率模型，表征优势储层内部的渗流差异。

以岩相模型为约束，在各岩相内部建立物性模型，应用序贯高斯模拟算法进行空间插值，最终得到多级条件约束下的孔隙度和渗透率模型，达到砂体内部渗流差异表征的目的。

渗流差异表征结果(表3、图16)显示，粗砂岩、中砂岩、钙质砂岩的孔隙度与渗透率存在较大差异，纵向上23个单元的渗透性存在较大差异，其中低渗层为H3H、H4A、H5C，高渗层为H1B1、H2、H4B、H4C、H4D、H5、H5A，其余为中渗层。渗流差异的表征结果为分层系开发提供了依据。

表3 XJ油田物性模型统计分析

图16 XJ油田纵向各单元渗透率统计分析图Fig. 16 Longitudinal analysis diagram of permeability of each unit in XJ Oilfield

2.3.3 储层不连续边界的表征 根据地震数据识别的储层不连续边界在地震剖面上表现为振幅强度弱(图17)，能量低的同向轴与邻近的同向轴具有较明显的差别，表现为砂体叠置的边界或侧缘物性差、厚度薄，平面上表现为连续或不连续的条带。

图17 XJ油田H11层不连续性边界分布图Fig. 17 Distribution map of the discontinuous boundary of H11 layer, XJ Oilfield

在渗透率模型中对不连续性边界发育位置的网格的渗透率数值进行降级处理(图18)，从而形成最终渗透率模型。结果显示，在不连续性边界发育位置渗透率较低(较邻近网格低1～2个数量级)，达到渗流屏障表征的效果。

图18 XJ油田H11层渗透率与不连续性边界模型图Fig. 18 Model of permeability and discontinuous boundary of H11 layer, XJ Oilfield

2.4 剩余油分布定量分析

在精细油藏描述的基础上分析剩余油分布规律(马世忠等,2000；汪深，2001；柴世超等,2006)发现：① 纵向水淹规律：夹层下部水淹程度高，上部受夹层遮挡，油层基本未被水淹，为剩余油富集部位；②平面水淹规律：优势渗流砂体水淹程度高，构造高部位、河道侧缘等非优势渗流砂体与不连续性边界遮挡部位剩余油富集。

基于精细地质模型的数值模拟结果(图19)显示：沿优势渗流通道位置剩余油丰度低，表明整体水淹程度强；东西两侧高点，优势渗流通道侧翼，构造高部位，剩余油富集、丰度高。

图19 XJ油田H11层剩余油丰度分布与渗流屏障图Fig. 19 Residual oil abundance distribution and seepage barrier diagram of H11 layer in XJ Oilfield

剩余油定量描述结果表明，剩余油富集区域为构造较高部位、渗流屏障遮挡的区域以及储层物性较差(河道侧缘、席状砂等非主力河道微相内)的区域。根据剩余油研究结果部署了2口开发兼评价井B1与B2井(图20)，钻探结果显示：B1井在H11层基本被水淹；B2井钻遇5 m厚油层，剩余油富集。钻井结果与剩余油分布认识一致：B1井位于优势渗流通道上，水淹程度高；B2井周边有渗流屏障遮挡(底部隔夹层、平面不连续性边界)，剩余油富集。在此基础上进一步部署开发井B8H井，目的层(H11)水平段位置在B2井附近隔夹层之上剩余油富集区域，钻遇结果显示水平段300 m的油层，日产油400 m3，含水4%，效果很好。

图20 XJ油田B8H井井位分析与生产曲线图Fig. 20 Well placement analysis and production curve of Well B8H, XJ Oilfield

3 结 论

(1)以 “差异放大”理念为指导，结合不同频率得到的INPEFA曲线识别沉积旋回，进行小层划分与对比，将XJ油田细分为45个砂层组，建立了精细地层格架。

(2)海相砂岩油田高含水期油藏描述的关键是对优势渗流通道的表征，在表征过程中应充分应用地震波形和平面属性特征，在空间上表征优势通道砂体的分布范围和叠置关系。

(3)非均质性分级表征是高含水期地质建模的关键，按照优势渗流通道、渗流差异、储层内部不连续边界3个级次进行非均质性差异表征，为数值模拟提供高质量的地质模型。

(4)在精细地质模型基础上的数值模拟结果可以定量表征剩余油分布特征，为剩余油挖潜提供地质依据。