渤海W油田复杂低阻油藏含油分布模式及应用

邓猛，舒晓，金宝强，周军良，何康

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 塘沽 300459)

0 引言

近年来，随着油气田开发技术的不断创新与进步，在对老区复查过程中越来越多的低阻油层被发现，且开发效果显著。作为一类非常规油藏，低阻油藏因其潜力巨大，备受广大石油地质工作者关注，同时也逐步成为老油田挖潜和新增储量接替的主要目标之一。在低阻储层研究方面，国内外做了大量研究工作，包括低阻储层宏观沉积背景及地质成因模式[1-3]、微观成因机理[4-7]、低阻储层识别及综合评价[8-12]等。纵观前人研究，目前针对低阻油层的研究多偏重于低阻成因分析及判识方法探索，但在低阻储层开发方面的关键研究，例如低阻储层构型精细表征、低阻储层中的高渗、高产甜点预测、低阻储层含油分布模式及富集主控因素方面的研究则少见报道。上述研究的缺乏对于低阻储层的高效开发十分不利。

本文综合利用钻井、测井及地震等资料，在储层构型解剖基础上，多因素融合，定量表征不同构型单元含油性差异，建立了渤海W油田馆陶组辫状河连片砂体低阻油层差异化分布模式和有利区预测方法，该研究成果不仅指导了本油田低阻油层开发方案部署，同时其研究思路和方法也为其他类似油田的调整开发提供了借鉴。

1 研究区概况

渤海W油田构造上位于渤海中部海域石臼坨凸起中西部，是在古近系古隆起背景上发育起来的大型低幅披覆构造[13](图1)。该油田主要含油层段为明化镇组下段和馆陶组上段，其中明化镇组下段为曲流河沉积，馆陶组上段为辫状河沉积。

图1 渤海W油田构造位置图Fig.1 Tectonic position of oil field W in Bohai area

研究表明，渤海W油田馆陶组上段自上而下划分为3个小层：NgⅡ1、NgⅡ2和NgⅡ3。其中，NgⅡ1和NgⅡ3小层为大套粗粒含砾砂岩沉积，其水层电阻率一般为3.0～8.0 Ω·m，平均电阻率4.0 Ω·m，油层电阻率一般在10.0 Ω·m以上，属常规储层。NgⅡ2小层储层以中-细砂岩、粉砂岩和泥质粉砂岩为主，沉积物粒度整体偏细，泥质含量和束缚水饱和度较高，多发育蒙脱石、高岭石等黏土矿物，其电阻率为2.0～8.0 Ω·m，平均电阻率2.5 Ω·m，属低阻油层，仅通过电阻率无法区分油层与水层[14-15]。

馆陶组低阻油藏开发初期，借鉴馆陶组NgⅡ1常规构造油藏的开发经验，认为NgⅡ2低阻储层大面积连片分布，横向连通性好，油水主要受构造控制。实践表明NgⅡ2小层部分井构造高部位钻遇水层，且相邻井间油水分布和生产动态响应差异明显，含油分布复杂，因此有必要对低阻储层及其含油分布模式进行深入研究。

2 低阻辫状河储层构型及特征

储层构型是控制油气分布的关键因素[16-17]。此次研究在构型单元划分基础上，运用地震沉积学方法，精细刻画单期辫状河砂体平面展布特征，并通过测井相与地震振幅值交汇分析，明确了辫状河不同构型单元地震振幅值范围，厘清了不同构型单元空间组合关系，实现了海上大井距、少井情况下低阻辫状河储层构型精细刻画。

2.1 构型单元划分及特征

参考Miall(1985)构型分级，本次研究重点表征了辫状河低阻储层四级构型单元的分布[18-19]。基于岩芯观察和测井资料分析，研究区馆陶组主要发育心滩坝、辫状水道、泛滥平原3种四级构型构型单元。

(1)心滩坝

心滩坝是研究区NgⅡ2低阻储层主要构型单元之一，纵向多期叠置，砂体较厚，普遍为8～11 m，储层物性较好，平均孔隙度29.8%，平均渗透率1503.9 mD，为高孔高渗储层。岩性以粗-中砂岩、中砂岩为主，单层砂体厚度较大，发育交错层理、平行层理，砂岩底部见冲刷面、泥砾，含油级别高，为富含油或油浸。垂向上沉积物以粗粒碎屑为主，呈均质韵律或不明显正韵律特征。测井曲线以箱形、箱形—钟形为主(见表1)。

(2)辫状水道

辫状水道纵向上呈顶平底凸状，砂体厚度较同期心滩坝变薄，一般为5～8 m，储层物性中等，平均孔隙度19.5%，平均渗透率80 mD，为中孔中渗储层。岩性以中-细砂岩、细砂岩为主，夹薄层粉砂岩，泥质粉砂岩，发育平行层理、交错层理和波状层理，含油级别低，为油斑、油迹或不含油。垂向上沉积物呈下粗上细特征，为典型正韵律。测井曲线以钟形、叠塔形为主(表1)。

(3)泛滥平原

泛滥平原主要为细粒沉积，岩性以灰色、灰绿色泥岩、粉砂质泥岩和泥质粉砂岩为主，局部夹薄层砂质条带，砂质条带多见油迹。主要发育水平层理、波纹层理和块状层理。测井曲线为齿状线型(表1)。受各辫流带河道冲刷影响，研究区油层段泛滥平原泥岩保存不完整，多以泥质隔夹层赋存。

表1 W油田辫状河低阻储层构型单元类型及特征Table 1 Configuration types and characteristics of low resistance reservoirs in oil field W

2.2 储层构型单元平面展布

研究区NgⅡ2低阻储层仅有少量定向井过路，后续以水平井开发为主，平面井距大，不同构型单元定量规模及其空间展布特征存在较大不确定性。此次研究充分利用研究区地震资料横向分辨率高的优势，结合水平井丰富的横向信息，开展了基于地震属性约束的低阻储层构型单元空间展布特征研究。

2.2.1 水平井评价地震构型刻画可行性

研究表明，自然伽马、电阻率、全烃气测为低阻储层评价的关键参数，也是沉积微相划分的重要参数[20]。通过对研究区13口水平井钻、测井资料和地震资料对比分析，结果表明心滩坝主体自然伽马小于60API、电阻率大于4 Ω·m、全烃值10%～14%，其地震振幅响应强图2；心滩坝坝缘自然伽马60～70API、电阻率2.5～4 Ω·m、全烃值4%～8%，其地震振幅响应中等；辫状水道自然伽马大于70API、电阻率小于2.5 Ω·m、全烃值0～1%，地震振幅响应弱。

图2 水平井信息VS最大地震振幅属性对比Fig.2 Data from the horizontal wells VS attribute of the maximum seismic amplitude

总的来看，最大地震振幅属性与低阻储层评价关键参数和构型单元类型相关性较好，地震振幅属性越强，自然伽马越低、电阻率、全烃值越高，证实了利用地震属性表征低阻储层构型具有较好的适用性。

2.2.2 基于地震属性的储层构型解剖

通过井点处构型单元类型与地震振幅值的统计交汇分析，确定了不同类型构型单元的地震振幅值分布范围。

分析结果表明，不同类型构型单元地震振幅值差异明显：心滩坝主体地震振幅响应强，振幅值大于4500；心滩坝坝缘地震振幅响应次之，振幅值在3500～4500之间；辫状水道地震振幅响应弱，振幅值小于3500(图3)。

图3 NgⅡ2低阻储层沉积微相和地震振幅值交会图Fig.3 Plot showing cross of micro facies figure and seismic amplitude values of low resistance reservoir Ng112

在明确不同构型单元地震振幅值范围基础上，通过地震振幅值分带刻画，结合水平井信息，实现了无井区地震属性约束下的储层构型平面刻画(图4)。

图4 NgⅡ2低阻储层构型单元平面展布Fig.4 Map showing plenary distribution of low resistance of the configuration units of low resistance reservoir Ng112

3 辫状河低阻储层含油分布模式

3.1 基于岩心的含油性分析

岩心观察表明，不同构型单元含油性差异明显。心滩坝主体岩心荧光呈亮黄色，含油面积大于30%，含油饱和度高，为油层；心滩坝坝缘岩心荧光呈暗黄色，面积10%～30%，含油饱和度中等，为油层；而辫状水道岩心荧光呈深蓝色，面积小于10%，含油饱和度低，为水层、含油水层或油水同层。

岩心半渗透隔板实验表明，束缚水饱和度与渗透率相关性较好：渗透率越高，束缚水饱和度越低，含油饱和度越高。心滩坝渗透率明显高于辫状水道，其含油饱和度也普遍高于辫状水道(图5)。

图5 岩心渗透率与束缚水饱和度交会图Fig.5 Plot showing intersection of permeability and irreducible water saturation of core

3.2 基于生产动态的含油性分析

在储层构型解剖和岩心分析基础上，结合已投产调整井生产动态和全烃气测，探讨了储层与构造对含油分布的控制，进一步明确了低阻油藏含油分布主控因素。

构造控油方面，根据已投产井生产情况，调整井A4H1和A5H1位于研究区西侧，为同一心滩坝，储层物性和水平段长度基本一致。其中A4H1井位于构造高部位，随钻录井全烃含量、电阻率高，投产初期含水0.7%，初期产油102 m3/d；A5H1井位于构造较低部位，随钻录井全烃含量、电阻率较低，投产初期含水20%，初期产油73 m3/d(图6)。同一心滩坝内，构造高部位储层含油性较构造低部位好，钻井产能高，构造对于含油分布具有一定控制作用。

图6 构造控制含油分布生产动态响应Fig.6 Plot showing response of dynamic production to the structurally controlled oil distribution

储层控油方面，调整井A7H、A4H和A5H位于研究区西侧，其中A7H井位于心滩坝，储层物性好，气测全烃含量、电阻率高，投产初期含水1.2%，初期产油114 m3/d。A5H井位于坝缘，储层物性较差，气测全烃含量、电阻率较低，投产后产油量和产液量都很低，日产液仅30 m3/d。此外，根据A4H投产效果，该井位于构造高部位，为辫状水道沉积，储层物性差、气测全烃含量和电阻率均很低，投产后即高含水，含水率达100%(图7)。

图7 储层控制含油分布生产动态响应Fig.7 Plot showing response of dynamic production to the reservoir-controlled oil distributionr

综上所述，研究区辫状河低阻储层含油性主要受构造和储层物性控制，其中储层物性为主要控制因素，构造为次要因素。低阻油藏含油分布具有岩性控制物性、物性决定含油性的特征，一般储层物性越好、含油性越高、产能贡献越大。

3.3 低阻储层差异化含油分布模式

根据岩心、测井、生产动态等资料综合分析，在明确低阻储层含油分布主控因素基础上，建立了馆陶组辫状河低阻油藏差异化含油分布模式(图8)。在辫状河低阻油藏成藏过程中，构造控制油气运移整体方向，储层物性控制油气聚集和成藏，受不同沉积微相储层物性差异影响，油气充注呈不均衡状态。心滩坝透率高，石油易于充注和聚集，具有较高含油饱和度，为开发调整有利区。辫状水道渗透率低，以重力、浮力为主的弱成藏动力难以排驱较小喉道孔隙中原生水，油气不易充注，含油饱和度低，多为水层。

图8 W油田NgⅡ2低阻储层差异化含油分布模式Fig.8 The differentiated oil distribution model of low resistance reservoir Ng112 in oil field W

4 矿场应用

辫状河低阻油藏的成功发现为W油田增储上产注入了新的动力。为进一步加快储量的有效动用，将储量转化为产量，在对沉积微相、高产甜点、含油分布模式认识不足的情况下，先期实施多口评价井和调整井。其中，调整井A1H1井获得高产油流，日产油87.08 m3/d，而评价井I38P1钻遇水层，调整井A3H1、A5H液量低，调整井A4H、A6H1高产水，未见油流，复杂的油水分布致使研究区低阻油藏开发陷入困局。

基于本次研究成果，在差异化含油分布模式建立基础上，针对心滩坝甜点区先后部署实施7口水平井，均取得较好生产效果(图9)。目前该低阻油层在生产水平调整井10口，日产油超700 m3/d，为W油田增产稳产做出贡献，取得巨大经济效益。

图9 W油田NgⅡ2低阻油藏开发效果对比图Fig.9 Comparative plot of oil development of the reservoir Ng112

5 结论

(1)针对海上油田井距大、钻井少和录取资料有限等困难，基于丰富水平井信息和高品质地震资料，实现了辫状河低阻储层心滩坝、坝缘、辫状河道等沉积微相的精细刻画。研究区辫状河低阻储层为一套沉积微相控制的弱连续性储层，非大面积连片、连续分布。

(2)研究区辫状河低阻储层含油分布受储层沉积微相、物性和构造共同控制，其中储层沉积微相、物性为主要控制因素，构造为次要因素。

(3)首次建立W油田低阻储层的差异化含油分布模式，揭示了低阻储层具有沉积微相控制物性、物性决定含油性的总体规律。并确定低阻辫状河储层的中、高渗透率心滩坝为石油富集区域，具有高含油饱和度，低渗透率辫状河道含油饱和度很低，主要为水层。