基于地震识别复合砂体构型地质模型的剩余油开发井网井距规律——以渤海Q油田明化镇组R13油层为例

王海峰， 范廷恩， 胡光义， 徐云贵， 胡叶正

(1. 海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100028； 2. 中海油研究总院有限责任公司，北京 100028； 3. 西南石油大学 油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500 )

0 引言

复合砂体构型是单砂体及其组合在空间上沉积样式及叠置关系的总和。中国东部海上油田逐渐进入开发中后期或高含水期，油田储层呈复合砂体构型特征，储层内部结构关系复杂，流体渗流规律和剩余油空间分布规律认识不清。另外，在中国油气田未动用储量中，35%为受储层构型影响而滞留地下的可动用剩余油[1]。复合砂体构型的发育特征是分析砂体单元分布特点、流体渗流规律、剩余油空间分布、提高采收率的基础，研究复合砂体构型具有重要意义。

有关砂体储层构型研究见文献[2-9]。MIALL A D[6]提出构型概念，研究构型单元、单元组合、单元叠置关系及储层层序等，为储层构型研究奠定理论基础。文献[10-17]研究油田储层非均质性、层序格架、叠合模式、储层连通性和储层构型界面等。复合砂体构型特征研究的重点是储层的非均质性，主要体现在砂体单元之间发育泥质隔夹层(构型界面)，通常泥质隔夹层渗透性较差，形成渗流屏障，导致流体渗流不畅，易形成剩余油，有关构型界面及模型研究可以揭示剩余油富集区的形成机理[18-24]。复合砂体构型界面的主要研究方法包括复合砂体构型分析、构型界面地质模型建立和油藏数值模拟。传统构型界面地质建模方法主要利用密井网的测井资料和岩心资料，解剖复合砂体构型(大小、厚度、叠置关系与渗透率等)，是基于“以井为主”的研究方法[25-32]。基于密集井网的陆上油田复合砂体构型研究方法，可以识别构型界面，根据油藏地质建模、数值模拟，开展剩余油分布预测。海上油田采用大井距稀疏井网(井距为300～500 m)进行开采[12]，大井距下的少井资料难以有效识别构型界面空间分布，因此需要开展“以震为主、井震联合”的构型研究方法。

以渤海Q油田明化镇组R13油层为研究对象，基于“以震为主、井震结合”的研究方法，建立构型界面地质模型；根据油藏数值模拟，研究构型界面的渗透率、长度、纵向深度对剩余油分布的影响，总结构型界面与剩余油开发井网井距的相关关系，为油田井网井距的部署与优化提供依据，实现提高采收率的最终目的。

1 地质概况

Q油田位于渤海中部，属于断层复杂化的大型披覆构造，由两组北东向基底断层构成南北边界，发育浅层次级断层。构造总面积约为110 km2，含油面积约为40 km2，研究区为油田北区(见图1(a))，面积约为10 km2。北区油藏深度为1.1 km，属于典型的河流相沉积，各级复合砂体构型单元(复合河道、单河道、复合点坝和单点坝等)之间的界面发育广泛，其中明化镇组下段为油田主力含油层系，储层为正韵律和复合韵律河道沉积砂体。井网设计(见图1(b)，蓝色为注水井，红色为产油井)显示，井距大，一般在250～600 m之间，采用反九点井网开采，中间点为注水井，外八点为产油井。研究区三维地震资料信噪比高，覆盖全区，中心频率达50 Hz，带宽为15～98 Hz。

图1 渤海Q油田产油区分布Fig.1 The distribution of oil production areas in Q Oilfield of Bohai Sea

图2 基于构型界面模型的剩余油分布预测与井网井距规律总结流程Fig.2 Workflow of prediction of remaining oil distribution based on seismic identifiable architecture interface modelling and summary of well-network well-spacing rule

2 复合砂体构型界面模型

2.1 构型界面建模

提出一种基于三维地震属性的复合砂体构型界面建模方法(构型界面模型)。分析复合砂体构型特征和地震属性之间的对应关系，确定地震属性类型，并提取目标油藏对应的平面地震属性，采用数学形态学方法，将表征构型界面特征的属性值区域以直线段标识，实现数字化线段和构型界面建模的目的。在三维模型中界面以垂直面表示，在二维俯视平面上以直线段表示。采用构型界面建模方法，表征构型界面特征(渗透率、长度和纵向深度等)；采用油藏数值模拟，研究构型界面对剩余油分布的影响及与开发井网井距的相关关系(见图2)。目标区地震数据是拖缆形式的海上观测系统采集的，经过常规处理获取叠前时间偏移的三维时间域地震数据体；在测井解释及井震标定后，确定目标层构型界面发育特征及构型界面在地震属性(振幅等)上的表现特征，作为基于地震属性的构型界面特征获取的基础数据。另外，基于Eclipse软件的黑油模型研究流体动态变化。

背景模型参数：构型界面模型是基于渤海Q油田明化镇组下段R13油层的简化模型，模型垂向上分为三层：第一层和第三层为泥岩层，第二层为目标砂层。目标砂层为R13油层(见图3)，模型参数为孔隙度、渗透率、含水饱和度、生产动态数据和压差等，采用多井分析和地质统计学模拟实现空间三维分布，模型的厚度、顶底层与实际油田的一致，第二层厚度为0.2～30.0 m。在数值模拟前，对模型进行网格化。R13油层网格化的渗透率权重见图3，0对应蓝色，表示不渗透, 完全阻隔流体；1.000对应红色，表示高渗透率。另外，图3模型数值模拟计算量巨大，实际数值模拟时以研究区域为参考建立模型(见图3中间区域)。

图3 渤海Q油田R13油层构型界面分布Fig.3 Architecture interface distribution of R13 Oil Layer of Q Oilfield of Bohai Sea

构型界面参数：首先，在背景模型基础上，在第二层中，将构型界面垂直插入，将界面第二层从顶到底完全贯穿，阻隔流体，但界面横向长度有限；然后，对模型进行油藏网格化，网格化的界面由实际界面穿过的网格集合表示；最后，形成蓝色和绿色的网格分布(见图3)，蓝色网格为主界面，绿色网格为次界面。

基于构型界面模型的油藏数值模拟是研究储层物性及不同注采方案条件下剩余油分布的有效方法。在设置背景模型参数和构型界面参数后，设置不同界面其他物性特征(渗透率、长度和纵向深度等)，进行油藏开采数值模拟，分析开采若干年后剩余油分布，研究构型界面特征对剩余油分布的影响。

2.2 复合砂体级次

构型界面渗透率表示泥质层的渗透能力。设置一系列不同渗透率的构型界面，分析构型界面渗透率对采收率的潜在影响。构型界面的长度、纵向深度与砂体构型级次密切相关，Q油田复合砂体级次与横向发育规模的关系见图4，反映每个构型级次的复合砂体横向上的分布规模，其中黄色表示砂体沉积，绿色和黑色表示砂体边界或泥质夹层。由图4可以看出，复合河道分布规模为2 770～7 360 m，由三期河道复合叠置而成，河道间发育条状带泥质夹层，形成阻隔流体流动的屏障；其他级次有单河道、复合点坝和单点坝。Q油田实际开发优选井距为250～600 m，是基于复合点坝级别的注采设计，构型界面的长度设置为250～600 m，在参考实际井网规模的前提下，确定不同界面长度的开发效果。另外，某些构型界面(5级复合砂体为绿色条带界面，其他级的为黑色线条界面)完全贯穿砂体，需要研究构型界面切割或贯穿程度的方向。

3 现场应用

3.1 界面特征统计

曲流河河道频繁迁移改道，多期点坝相互叠合，进而形成复合点坝，对应的地震响应具有一定特点。渤海Q油田复合点坝的内部特征剖面见图5，①、②、③单点坝侧向从左到右叠合，形成复杂不连续的同相轴。同相轴的能量表示点坝与背景介质速度差异的强弱，或是点坝间(或点坝内部)的低渗泥质界面产生的反射能量。这些地震反射能量与周围地震信号有差异，从而携带泥质界面的信息。

图4 Q油田复合砂体级次与横向规模的关系Fig.4 The relationship between the level of complex sand body and the lateral scale in the Q Oilfield

图5 Q油田复合点坝内部剖面特征Fig.5 Profile characteristics of compound point bar in the Q Oilfield

目标层地震构型界面属性与砂体单元泥质边界或砂体单元内部泥质界面相关，地震信号上突变，采用地震一致性的属性(信号畸变位置属性值大)，构建表示含构型界面的地质模型(见图6)，以Q油田R13油层为例，描述构建地质模型的过程。首先，根据地震数据提取地震一致性属性(见图6(a))，在一定程度上表示复合砂体中泥质构型界面；然后，进行图像处理得到黑白图像(见图6(b))；最后，通过特征化和线性化形成构型界面的线段，得到表示低渗透泥质界面的矢量界面(见图6(c)，蓝色表示主界面，红色表示次界面，箭号表示物源方向)，线段用于复合砂体地质和油藏建模(见图3)。

对图6(c)的界面进行统计分析，构型主、次界面长度和方位角分布见图7。由图7(a)可以看出，主界面长度分布在50～200 m之间，对应单点坝级别的界面，与R13油层多年开发认识基本一致[13]。方位角分布平均为80°(见图7(b))，近南北向，呈顺时针方向，角度为图6(c)箭头由西北指向东南，与已有地质认识的物源方向一致。次界面几何长度相对较短，与主界面相交角度较大(最大夹角为90°)，长度分布在40～80 m之间，角度分布在120°～ 180°之间(见图7(c-d))，符合主、次界面相对几何关系。

图6 R13油层构型界面建模过程Fig.6 Modeling process of the R13 Oil Layer with architecture interfaces

图7 R13油层构型主、次界面长度和方位角分布Fig.7 Histograms of the length and azimuth of the primary and secondary architecture interfaces in R13 Oil Layer

3.2 构型界面渗透率影响

设计5种R13油层构型界面模型,研究构型界面不同渗透率与产油量的对应关系。根据平面地震属性获取界面，设置界面不同渗透率权重(0.001、0.010、0.100、0.500和1.000)，即每个界面位置的渗透率为原渗透率乘以渗透率权重，如果渗透率权重为1.000，则表明界面渗透率和背景渗透率相同，相当于不发育界面；如果渗透率权重为0，相当于界面完全阻隔流体。另外,设置界面在垂向上贯穿砂层，在纵向上完全切割。

采用规则反九点法方式开采。根据油田现场生产指数及储层厚度，计算区块平均单井产能为110 m3/d。先设计9口井共同生产1 a后周围泄压，中间井P2-2井转注(更名为Ⅰ1井)；再根据全区注采比配注入量，数值模拟生产20 a(海上平台平均寿命)。

不同渗透率权重的R13油层含油饱和度分布见图8。由图8可以看出，当构型界面的渗透率权重为1.000时(见图8(a))，即无界面时，含油饱和度中间区域呈花瓣形，向周围均匀展开；当渗透率权重为0.500时(见图8(b))，对含油饱和度分布稍有影响；当渗透率权重分别为0.100、0.010、0.001时(见图8(c-e))，对含油饱和度影响逐渐明显。在渗透率权重为0.001时(见图8(e))，界面几乎不渗透，剩余油的分布受构型界面的位置、角度和长度等控制。

图8 不同渗透率权重的R13油层含油饱和度分布Fig.8 Oil saturation distribution of R13 Oil Layer with different permeability weight

图9 不同渗透率权重的R13油层累计产油量关系曲线Fig.9 Cumulative oil production curve of R13 Oil Layer with different permeability weight

不同渗透率权重的R13油层累计产油量关系曲线见图9。由图9可以看出，在渗透率权重低的条件下(渗透率权重低于0.1)，对累计产油量影响明显，剩余油分布受构型界面的位置、角度和长度等控制；界面渗透率高的条件下(权重高于0.1)，构型界面对剩余油分布影响不明显，累计产油量曲线变化平缓。

3.3 构型界面长度影响

不同构型界面长度的R13油层渗透率分布见图10，试验范围是图8对应的白框区域，采用规则反九点法方式注采，井距为360 m，白色点表示注水井，绿色点表示产油井，红色区域表示高渗透率，蓝色线段表示非渗透界面，采用单条界面排除其他因素影响，量化界面长度与井距对应关系对注采的影响。界面长度为从0～1 140 m的11个模型，相当于井距倍数关系为0～3.2倍，360 m对应1倍井距(见图10(e))，720 m对应2倍井距(见图10(h))，界面渗透率权重为0。构型界面位于注水井(P2-2井)与产油井(P2-3井)连线的中垂线上。R13油层设计开采20 a，含油饱和度分布见图11,红色表示高含油饱和度，蓝色表示含油饱和度为0。20 a开采采出程度与界面长度关系曲线见图12。

图10 不同构型界面长度的R13油层渗透率分布Fig.10 Permeability distribution of R13 Oil Layer with different architecture interface length

图11 不同构型界面模型20 a开采含油饱和度分布Fig.11 The oil saturation distribution of the permeability models with different architecture interface length after 20 years' production

由图11-12可以看出，界面长度小于1倍井距时，界面对注采效果和剩余油分布影响甚微；界面长度大于1倍井距、小于3倍井距时，影响明显；界面长度大于或接近3倍井距时，采出程度明显降低。第一种倍数关系见图11(a-d)，剩余油分布差异不大；第二种倍数关系见图11(e-j)，在界面位置显示红色，表明界面位置在靠近P2-3井一侧，有剩余油聚集，界面阻隔来自P2-2井注水；第三种倍数关系见图11(k)，剩余油聚集特征明显，界面完全阻隔来自P2-2井注水，在界面两端形成明显的、由多方压力均衡导致的剩余油富集静态三角区。三角区流线不通过、不相交，形成压力均衡不动点或不动区，从而形成剩余油富集。

采出程度与界面长度变化曲线可以分为3个阶梯范围，即倍数为0～1(0～360 m)、1.5～2.6(540～940 m)和3.2(1 140 m)。变化最大的是3.2倍阶梯范围，界面足够长，几乎隔断油水的流动，注采效果最差。曲线拐点在3倍左右井距，原因是在反九点法方式开采中，3倍左右井距阻隔单边3口注水井的注水和压力，受阻隔的3口井注水效果微弱。

3.4 构型界面纵向深度影响

R13油层构型界面存在没有完全贯穿砂体单元的情况，注采过程中，油水可以通过未贯穿的部分流通。采用界面长度和纵向深度变化的模型进行数值模拟，表征界面贯穿或纵向深度对注采效果的影响规律。设计50种模型，分别为10种界面长度(无600 m界面长度)及5种纵向深度(0、13、23、25和26 m(贯穿))，界面处油藏厚度为26 m。除界面几何参数外，模型参数和构型界面渗透率一致。R13油层20 a开采采出程度与界面长度关系曲线见图13。由图13可以看出：(1)只要界面没有完全贯穿，注采效果变化不明显，即使贯穿比例达96%(25 m/26 m)，不管界面长度多大，界面的阻隔作用也不明显；(2)在完全贯穿的情况下，界面在大于1倍井距长度时有阻隔作用，大于3倍井距长度时阻隔作用明显。

图12 不同构型界面模型R13油层20 a开采采出程度与界面关系曲线Fig.12 Production curve of R13 Oil Layer with different architecture interface length after 20 years' production

图13 R13油层20 a开采采出程度与界面长度关系曲线Fig.13 Production curves of R13 Oil Layer with different architecture interface length and different cutting depth after 20 years' production

4 结论

(1)以渤海Q油田R13油层为例，基于以地震资料为主的海上油田砂体构型界面方法，分析构型主、次界面几何特征。主界面长度分布在50～200 m之间，对应单点坝级别的构型界面；主界面方位角平均为80°，与已有地质认识一致。

(2)构型界面渗透率权重小于0.1时，阻隔作用明显；构型界面长度大于3倍井距时，阻隔作用明显；在纵向深度贯穿时显示阻隔作用。构型界面不同渗透率、长度和纵向深度对剩余油空间分布的阻隔影响，为类似海上油田井网井距的优化和注采方案的实施提供依据。