秦皇岛32-6 油田R1-3 油田复合砂体构型解剖研究

何明薇，王海峰，范廷恩

（中海油研究总院有限责任公司，北京 100028）

在河流和三角洲等的沉积演化中，由于基准面以及地形坡度、水动力条件等因素的变化，不同期次的砂体在空间组合、叠置，形成复合砂体。随开发生产的深入，海上油田传统认为单期成因的小层难以解释各种动静态矛盾，砂体的“复合性”逐渐引起人们的重视并被接受[1-4]。

复合砂体是指在一定地质时间内，若干具有时间成因和空间成因联系的单砂体不同期次的组合，各级次复合砂体均是由次级的砂体和隔夹层构成的沉积体[5-7]。根据构型研究尺度及思路，海上油田开发中的复合砂体多指厚度接近或低于地震分辨率，经过针对性地震处理可识别的单砂体的复合体。其中，单砂体是指具有相同成因的、同一微相内部具有单一期次的、具有相似的沉积水动力条件的、水流方向无较大变化的砂体，其内部具有相似的或渐变的岩性和物性特征。

在明确曲流河储层复合砂体构型概念、开发研究尺度和砂体内部结构关系的基础上，结合海上油田的资料基础和构型研究特点，建立了一套在等时格架约束下从单井-剖面-平面的“地震导向、井震结合”复合砂体构型解剖方法，并应用R1-3 单元，为解决老油田遇到的实际生产问题提供一条思路。

1 研究区地质概况

秦皇岛32-6 油田位于渤海中部海域的渤中坳陷石臼坨凸起中西部，油田内发育的次级断层将油田分割成北区、西区和南区，构成了秦皇岛32-6 油田堑垒相间的构造格局。R1-3 单元是秦皇岛32-6 油田的主力产油单元之一，属于明化镇组下段Ⅰ油组，埋深1 100 m 左右。油田范围内断裂系统近东西向，R1-3单元南北两侧受两条断层夹持，内部断层较少，整体构造平缓。R1-3 单元是曲流河沉积，岩石类型以长石砂岩为主，孔隙类型原生粒间孔为主，属高孔高渗储层。R1-3 单元是岩性构造边水油藏。明下段地层原油密度在0.882～0.936 g/cm3，黏度在28～260.1 mPa·s，属于重质稠油。

2 R1-3 单元复合砂体构型解剖研究

2.1 等时界面构建

根据河流相中期旋回洪泛泥岩等时性强、分布稳定、井震易识别的特点，以及河道砂体顶面高程与砂体期次的关系，将中期洪泛面拉平作为等时基准，自上而下逐层平行下推，可实现旋回内部砂体的期次划分与等时对比[8]。根据R1-3 单元的沉积相类型以及测井和地震资料的响应特征分析，Ⅰ油组顶部的洪泛泥岩井震可识别，该泥岩与上覆砂岩的波阻抗差异明显，且区域分布稳定；井上GR 曲线值明显增大，泥质含量增高，易于识别。因此，该界面可作为复合砂体构型解剖中砂体高程分析的基准。

2.2 复合砂体单井构型相分析

测井资料具有垂向高分辨能力，对井点处砂体结构有明确的指示意义。根据测井资料分析井点处砂体的形态、组合关系、叠置样式和发育期次，并预测构型单元在井间的分布特征，是复合砂体构型解剖的基础[9-11]。

针对R1-3 单元的50 余口定向井进行单井构型分析，将其砂厚、形态分类，分析砂体类型。R1-3 砂体井点处砂体厚度在2.4～16 m，平均厚度8.9 m，内部砂体以侧向叠置为主、局部垂向叠置，其单井构型分为三大类五亚类。振幅属性反映储层发育程度，将单井的GR 曲线和流体解释成果叠合在平面属性图上便于综合分析。

单期型S，井点处钻遇一期砂体，R1-3 单元统计有14 口单期型井，厚度在2.4～7 m，平均4.9 m，测井曲线呈钟形或低幅箱形，是单期韵律特征。具体而言，B21、B1、A17 等井曲线呈较完整的钟形或箱形，平面属性图上振幅属性较强，钻遇单期砂体的主体部位；B16、AW1 等井测井曲线呈钟形或指形，砂体厚度在2～4 m，振幅属性弱，表明钻遇单期砂体的边部。

两期型D，厚度在6.8～12.1 m，平均10.0 m，R1-3单元共计28 口，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。B5、B8等井曲线呈上部指形与下部钟形的叠加，砂体上薄下厚，中间发育夹层，呈上接触型，表明该井点处发育两期砂体，早期砂体的主体与晚期砂体的边部呈侧向叠置，结合储层平面分布特征推测晚期砂体的主体在B5井北侧和B8 西南侧；而A13、B12 等井与此相反，上厚下薄，呈下接触型，表明早期砂体的边部与晚期砂体的主体在此处呈侧向叠置，而早期砂体的主体分布在A13 井南侧和B12 井南侧；B6、A4 等井上下砂体厚度相近，呈对称型，表明早期砂体和晚期砂体的边部呈垂向或侧向叠置。

多期型M，厚度在11.6～16.0 m，平均15.3 m，表示井点处钻遇三期或以上的砂体，R1-3 单元发育5 口。由于地质条件和沉积类型的差异，复合砂体厚度规律也不尽相同，但总体而言，砂体期次与砂岩厚度呈正相关关系。A9、B20、A5 等井曲线呈箱形，砂体厚度大，在12～15 m，三口井位置集中，砂体无明显夹层，振幅属性响应最强，推测此处砂体集中发育，三期砂体呈垂向叠置。

2.3 复合砂体剖面构型相分析

骨干剖面优选剖面方向垂直物源方向即横切沉积体长轴方向，过井以定向井和直井为主，并且选取满足测井资料齐全、井震吻合程度高、过井地震资料品质好特点的井。

根据秦皇岛32-6 区域的沉积特征分析，R1-3 砂体为北西向物源，内部不同期次砂体之间的侧向边界多呈南北向，选取3 条垂直于物源方向的骨干剖面和2 条平行物源的剖面进行构型分析，位于R1-2 顶附近，该泥岩具有显著的井震响应特征，具有区域等时性，可作为高程比较的基准。

如剖面2 中B7 与B8 的界线h 在平面属性中响应最为清晰（见图1a），西北-东南向，长度约300 m，而B5、B6、B7 之间的界线f、g 响应稍弱。地震剖面上对这些界线的反应强度也各不相同（见图1b），界线h 两侧地震轴强度减弱、同向轴发生位移，界线g 两侧呈搭接并逐渐减弱，界线f 右侧地震轴逐渐拉伸变形。结合井资料分析，在等时面拉平产生的高程差背景下，四口井砂体厚度均大于10 m 且从GR 曲线形态看存在曲线回返，每口井的两期砂体间夹泥岩，所以均为两期砂体。综合分析，考虑砂体规模，剖面2 中B8 与西侧砂体间存在泥质沉积间隔。B7 发育下切砂体，B6 与B7 在一个稳定砂体上，B6 上部砂体与B5 下部砂体为同一砂体，而B5 砂体上部发育独立砂体。

图1 秦皇岛32-6 油田R1-3 砂体剖面构型分析

通过5 条典型剖面的井震对比，大致控制了整个R1-3 单元的砂体结构，进一步验证了敏感属性的有效性，为其指导平面构型的解剖奠定了基础。

2.4 复合砂体平面构型相分析

相较于传统的沉积相图[12]，平面构型除表达沉积相类型、物源方向、空间展布规律、不同微相的配置关系等，重点突出砂体内部结构，包括构型单元和界面的级次、规模、分布、空间组合关系和叠置样式等，是复合砂体多信息的综合体现。

根据5 条骨干剖面上井点和井间砂体结构的认识，以平面敏感属性为导向，通过平剖互动，约束各构型单元，解剖R1-3 砂体得到34 个点坝砂体（见图2），将其分布、结构和期次关系体现到平面上，实现复合砂体构型的平面表征。

图2 秦皇岛32-6 油田R1-3 砂体平面构型表征

3 R1-3 单元储层连通性及注采受效关系分析

复合砂体内部结构对地下流体的渗流特征有着明显的影响。针对尖灭型和接触型，由于砂体之间有泥岩分隔或明显的物性差异，形成渗流屏障，储层基本不连通。如R1-3 砂体的G27H-A5 注采井组，井距约300 m，构造高差约5 m，结合平面构型图分析，注水井G27H 和采油井A5 之间以接触型界面分隔，两口井所在砂体连通性不好，阻碍流体运移，预测注采井间难以形成有效的注采关系。地震剖面显示，A4 与A5 之间存在界线，即A30 与A5 之间存在界线。生产动态分析显示，G27H 注水后，附近受效的油井产量发生2 次较大的波动，但是A5 井始终无波动，由于不连续界线的阻挡，并且A5 井气油比逐渐升高（绝对值明显大于其他两口井），表明两口井间无明显的注采受效关系，动静态分析结果一致。

而在同一个砂体内储层连通性较好。如G27HA30 注采井组，井距约200 m，构造高差约3 m，注水井A30 和采油井G27H 位于一个砂体内部，预测注采井间能够形成有效的注采关系。生产动态分析显示，G27H 注水后，A30 有明显响应，产量发生2 次较大的波动，具体表现为产液量上升、气油比下降和反应间隔时间基本相等，表明两者形成有效的注采关系，动静态分析结果一致。

实例分析表明，通过复合砂体构型解剖能够有效预测储层内部的连通性和渗流屏障的分布，对于指导注采井位设计与优化、提高采收率具有重要意义。

4 结论

（1）针对R1-3 单元开展了等时地层格架内从单井-剖面-平面的复合砂体构型解剖研究，形成了相应的解剖方法和流程。

（2）R1-3 单元分析井点处砂体的期次和组合关系并预测井间的砂体结构，分析R1-3 单元51 口单井数据，总结出R1-3 复合砂体以单期型S 和两期型中的上接触型D1 和对称型D2 居多；其次，根据垂向高程差异、砂体厚度与规模和横向敏感地震属性的约束等，识别R1-3 单元多条典型剖面砂体内部期次与边界；最后，利用井点和5 条骨干剖面对构型单元的控制，以R1-3 单平面地震属性为导向，进行砂体空间组合，解剖出34 个点坝砂体，实现复合砂体构型的平面表征。

（3）R1-3 单元的解剖成果，分析了复合砂体内部的结构关系，有效预测储层的渗流屏障，指导分析了注水井G27H 和采油井A5、A30 的储层连通性。