劉 超 趙春明 廖新武 霍春亮 張運來

（中海石油（中國）有限公司天津分公司）

海上油田大井距條件下曲流河儲層內(nèi)部構(gòu)型精細(xì)解剖及應(yīng)用分析*

劉 超 趙春明 廖新武 霍春亮 張運來

（中海石油（中國）有限公司天津分公司）

以曲流河沉積儲層為主的復(fù)雜河流相油藏在渤海海域占有重要地位，該類儲層在注水開發(fā)中面臨著注采井網(wǎng)不完善、水驅(qū)效果不理想、儲量動用程度低、調(diào)整井部署難度大等問題，僅依靠簡單的井間儲層對比和粗略的地質(zhì)模式認(rèn)識難以解釋和解決這些問題。針對海上油田大井距、稀井網(wǎng)的不利條件，以渤海Q油田為例，通過建立沉積微相與高分辨率地震資料波阻抗之間的對應(yīng)性，并利用“對子井”、水平井識別側(cè)積層技術(shù)和密閉取心描述側(cè)積層產(chǎn)狀技術(shù)，實現(xiàn)了對該油田曲流河儲層內(nèi)部構(gòu)型的精細(xì)解剖，在此基礎(chǔ)上提出了高效開發(fā)策略，并在油田開發(fā)實踐中取得了良好的效果。

海上油田；大井距；曲流河；儲層內(nèi)部構(gòu)型；側(cè)積層；沉積微相；水平井

目前國內(nèi)學(xué)者對復(fù)雜河流相儲層的研究，尤其是對曲流河儲層的內(nèi)部構(gòu)型研究取得了不少成果。吳勝和等［1-3］對曲流河的現(xiàn)代沉積模式及曲流河儲層的內(nèi)部構(gòu)型進(jìn)行了研究，建立了可供油田實際開發(fā)生產(chǎn)中應(yīng)用的曲流河儲層內(nèi)部構(gòu)型模式。陳程等［4］對陸上油田曲流河側(cè)積層影響下的優(yōu)勢滲流通道和剩余油分布進(jìn)行了深入研究，把側(cè)積層與油田開發(fā)效果聯(lián)系了起來。李陽、辛治國等［5-6］對側(cè)積層的產(chǎn)狀研究也發(fā)表了獨到的見解。陸上大慶油田和勝利油田都在小井距開發(fā)的實驗區(qū)塊進(jìn)行了關(guān)于曲流河側(cè)積層的探索和研究，但他們對曲流河儲層的構(gòu)型解剖往往是基于50 m左右的小井距進(jìn)行的。由于海上油田采用350～400 m的大井距開發(fā)，超出了一個側(cè)積體的寬度，所以目前少見關(guān)于海上復(fù)雜河流相油藏儲層精細(xì)解剖的報導(dǎo)。

隨著渤海海域越來越多的河流相油田投入開發(fā)，以及這些油田進(jìn)入注水開發(fā)的中后期，原來對復(fù)雜河流相油田的地質(zhì)認(rèn)識已經(jīng)不能滿足精細(xì)開發(fā)的需求。例如，Q油田位于渤海海域中部，是一個大型河流相砂巖稠油油田，儲層為正韻律和復(fù)合韻律河道沉積砂體。該油田除少數(shù)砂體為砂質(zhì)辮狀河沉積外，其余均為曲流河沉積［7］，砂巖疏松，為高孔、高滲儲層，但非均質(zhì)性強。該油田在開發(fā)中面臨的主要問題有：儲層連通性復(fù)雜造成注采井網(wǎng)不完善；儲層內(nèi)部結(jié)構(gòu)復(fù)雜等因素造成儲量動用程度低［8-10］；水淹規(guī)律復(fù)雜，調(diào)整井部署難度大。因此，基于原有的依靠井間對比進(jìn)行的儲層研究比較粗略，無法有效解釋和解決該油田在開發(fā)中面臨的這些問題。本文以Q油田為例，進(jìn)行了海上大井距條件下曲流河儲層內(nèi)部構(gòu)型精細(xì)解剖與應(yīng)用分析。

1 海上油田大井距條件下曲流河儲層內(nèi)部構(gòu)型精細(xì)解剖

1.1 利用高分辨率地震資料精確劃分沉積微相

海上油田具有大井距、稀井網(wǎng)的特點［11-12］，僅僅從單井資料出發(fā)，依靠傳統(tǒng)的“巖電結(jié)合”技術(shù)劃分沉積微相是不夠的。相對陸上油田而言，海上油田往往能夠采集到更高品質(zhì)的地震資料，通過建立沉積微相與波阻抗之間的對應(yīng)性可以克服海上大井距的缺點，準(zhǔn)確劃分沉積微相。

以Q油田為例，依據(jù)其實際儲層資料建立了曲流河儲層的地質(zhì)機理模型（圖1a），模型中曲流帶砂體由2個厚約12 m的點壩組成（地震資料的調(diào)諧厚度為5～15 m），點壩之間發(fā)育寬度為110 m左右的廢棄河道，河道內(nèi)泥巖充填，儲層上下為大套泥巖沉積。正演模擬該地質(zhì)模型遇到地震波時形成的反射，得到相應(yīng)的地震資料（圖1b）；由于波阻抗的差異，在砂泥接觸界面會形成比較強的反射界面，點壩砂巖儲層對應(yīng)較強的同相軸，連續(xù)性好；廢棄河道沉積附近反射界面模糊不清，所形成的地震波振幅減小、波形變緩。可見，曲流帶砂體地震上表現(xiàn)為強負(fù)振幅、中低頻、低阻抗同相軸與弱振幅、高阻抗同相軸間互特點，強振幅、低阻抗同相軸代表了點壩砂體的反射特征，弱振幅、高阻抗同相軸代表了廢棄河道和泛濫平原的反射特征。

圖1 曲流帶邊灘與廢棄河道微相地震響應(yīng)示意圖

用地震資料識別曲流河沉積微相的具體步驟為：首先通過合成記錄完成層位標(biāo)定，然后識別同相軸的振幅和阻抗的變化，再確定點壩砂體和廢棄河道的發(fā)育范圍，從而指導(dǎo)曲流河平面沉積微相的劃分。

圖2為Q油田E區(qū)II油組1小層沉積微相分布與波阻抗響應(yīng)特征。稀井網(wǎng)資料表明，該小層成片地發(fā)育點壩砂體，其間有多條廢棄河道穿過，從而把大片點壩砂體分割成多個流動單元，但是僅僅根據(jù)稀井網(wǎng)資料難以確定廢棄河道的分布。高品質(zhì)的波阻抗剖面顯示，II油組1小層同相軸的波阻抗有強弱變化，強同相軸對應(yīng)的是點壩砂體，而弱同相軸對應(yīng)的是廢棄河道。這樣通過井震結(jié)合就可以準(zhǔn)確劃分點壩砂體和廢棄河道的規(guī)模和位置。

圖2 Q油田E區(qū)II油組1小層沉積微相與波阻抗響應(yīng)特征

利用高分辨率地震資料識別沉積微相技術(shù)與傳統(tǒng)的“巖電結(jié)合”技術(shù)、曲流河現(xiàn)代沉積模式以及砂體分布特征研究相結(jié)合，就能夠在海上大井距條件下比較準(zhǔn)確地劃分曲流河儲層的沉積微相。

1.2 利用“對子井”、水平井和取心井描述側(cè)積層產(chǎn)狀

完成對曲流河儲層的沉積微相劃分之后，接下來對其儲層內(nèi)部構(gòu)型進(jìn)行精細(xì)解剖。點壩是曲流河主要的地貌單元，以側(cè)向加積作用形成，包含多個側(cè)積體和側(cè)積夾層。曲流河儲層精細(xì)解剖的重點就是描述側(cè)積層的產(chǎn)狀，即：側(cè)積層傾角、分布頻率、厚度、縱向延伸高度等。

陸上油田往往通過對比距離小于100 m的2口井的測井資料來描述側(cè)積層的產(chǎn)狀，海上油田開發(fā)井井距一般比較大，不具備像陸上油田那樣的小井距條件，因而不能照搬陸上油田的做法。但是，由于海上油田的一些開發(fā)評價井、側(cè)鉆井、過路井等往往與開發(fā)井的距離較近，形成了一定數(shù)量的“對子井”，即井距較?。ㄍǔＰ∮?00 m）、電測曲線具有良好的可對比性、可供進(jìn)行儲層精細(xì)研究的2口井。例如，圖3中的A30井和4井為一組“對子井”，其距離為178 m，且都鉆遇了2個側(cè)積夾層，將2口井頂部拉平后，利用三角函數(shù)即可計算出側(cè)積層的夾角為5°左右。通過分析Q油田的22對“對子井”，其側(cè)積層傾角一般在4°到9°之間，與我國其他同類油田相近。

圖3 利用“對子井”計算側(cè)積層傾角

海上油田開發(fā)更多地采用水平井，而水平井可以橫向鉆穿多個側(cè)積層，因此可以根據(jù)側(cè)積夾層的橫向距離對側(cè)積層的分布頻率進(jìn)行描述。如圖4所示，D28 H井在橫穿多個側(cè)積層時，GR曲線會有明顯的跳躍，平均每間隔90～130 m左右就會分布一個側(cè)積夾層。圖5為水平井鉆穿點壩內(nèi)部側(cè)積層的理論地質(zhì)模型，通過分析側(cè)積泥巖與水平井配置關(guān)系在測井曲線上的響應(yīng)，可以計算出側(cè)積層的厚度和傾角，即

式（1）、（2）中：θ為側(cè)積層傾角，（°）；d為井筒直徑，m；m為AB點間距，m；n為AC點間距，m；h為側(cè)積層厚度，m。

圖4 水平井D28H鉆穿側(cè)積層時的GR曲線特征

圖5 水平井識別側(cè)積層產(chǎn)狀示意圖

此外，還可以根據(jù)鉆井取心資料研究側(cè)積層的厚度。如圖6所示，從全直徑巖心的剖心照片可以看到，Q油田側(cè)積層厚度一般在0.2～2.0 m之間。該油田有的井進(jìn)行了密閉取心，發(fā)現(xiàn)儲層底部水淹，水淹厚度大約占整個儲層厚度的20%～30%（圖7右圖），通過建立儲層水淹機理模型（圖7左圖）進(jìn)行研究，發(fā)現(xiàn)沒有側(cè)積層的理想儲層的縱向水淹厚度約為30%～60%，有側(cè)積層的儲層的縱向水淹厚度約為20%～30%，后者與密閉取心井的實際資料更加吻合。因此，在機理模型中設(shè)置側(cè)積層的縱向延伸高度為儲層厚度的2／3時，模型的水淹情況與取心資料最接近，說明側(cè)積層縱向延伸高度大約為儲層厚度的2／3。

圖6 Q油田鉆井取心資料識別側(cè)積層產(chǎn)狀的照片

圖7 側(cè)積層對油藏流體的控制作用

通過對Q油田高精度地震資料以及大量“對子井”、水平井、取心井的資料研究和統(tǒng)計，結(jié)果表明該油田曲流河儲層側(cè)積層的傾角一般在4°～9°之間，側(cè)積層泥巖厚度一般在0.2～2.0 m之間，側(cè)積體的水平寬度一般在70～150 m之間，平均為100 m左右。圖8為海上油田曲流河儲層內(nèi)部構(gòu)型精細(xì)解剖實例，可以看到海上油田的井距較大，往往超出了一個側(cè)積體的橫向展布范圍，也就是說2口相鄰的開發(fā)井往往不能鉆遇同一個側(cè)積層，所以采用“對子井”、水平井和取心井描述側(cè)積層的方法，并結(jié)合高品質(zhì)的地震資料，才能夠?qū)Υ缶鄺l件下的海上油田進(jìn)行精細(xì)的儲層內(nèi)部構(gòu)型解剖。

圖8 海上油田大井距條件下的曲流河儲層內(nèi)部構(gòu)型解剖實例

2 應(yīng)用分析

2.1 曲流河儲層內(nèi)部構(gòu)型對油藏流體的控制作用

曲流河儲層內(nèi)部構(gòu)型對油藏流體的流動具有明顯的控制作用。例如，側(cè)積泥巖夾層的遮擋作用使得注入水對側(cè)積層法線方向上的生產(chǎn)井影響較小，而對側(cè)積層走向上的生產(chǎn)井影響較大，甚至形成水竄；再如，廢棄河道由于泥質(zhì)充填而導(dǎo)致儲層厚度橫向變化劇烈，造成注采井間的不平衡。這種儲層內(nèi)部構(gòu)型對油藏流體的控制作用在Q油田實際生產(chǎn)中都表現(xiàn)出明顯的動態(tài)響應(yīng)特征。

例如，圖9為Q油田南區(qū)NmI-3-2砂體D11井組儲層對比圖，可以看出注水井D11井與周邊的D6、D7、D12、D15、D17、D18井的儲層對比性很好，鉆遇的是同一期沉積的地層。油田開發(fā)初期認(rèn)為D11井組區(qū)域是連通性很好的儲層，但是6年多的實際注水開發(fā)特征顯示，D11井注水后，該井組中生產(chǎn)井的受效表現(xiàn)完全不同，D15、D18井受效快、產(chǎn)液量高，D17井稍差一些，而D6、D12等井受效很差。示蹤劑測試資料也表明，D15、D18井的示蹤剖含量高于D17井，更明顯高于其他井（圖10a）。利用本文方法對該儲層進(jìn)行沉積微相劃分和內(nèi)部構(gòu)型分析，結(jié)果見圖10b，從圖中可以看出，D11、D15、D18和D17井都位于曲流河所形成的同一個點壩砂體上，該點壩砂體是由一組平行排列的側(cè)積體組成，D11、D15、D18井位于同一側(cè)積體，所以D15、D18井受效明顯，與D11井位于同一點壩的D17井由于受到側(cè)積層的遮擋，所以受效稍差，而不處在該點壩上的D6、D7、D12和D13井受效最差。可見，側(cè)積層對注入水的流向具有非常強的控制作用。

圖9 Q油田南區(qū)NmI-3-2砂體D11井組儲層對比圖

圖10 Q油田南區(qū)NmI-3-2砂體D11井組注采分析

2.2 不同井型和布井方式的開發(fā)效果

1）定向井注水、定向井采油。由于點壩沉積儲層的底部是連通的，所以定向井注采的3種形式（逆?zhèn)确e層傾向注水，順側(cè)積層傾向注水，順側(cè)積層走向注水）都可以見到明顯的注水效果（圖11）。由于側(cè)積層的遮擋，逆?zhèn)确e層傾向注水受效差，注入水從底部突進(jìn)，波及體積小。順側(cè)積層傾向注水，其總體注水效果稍好一些，尤其是注水井鉆遇的側(cè)積體水驅(qū)效果好，順傾向注水比逆傾向注水累產(chǎn)油約高出1／6。順側(cè)積層走向注水有2個特點：一是注水見效快，鉆遇側(cè)積體采收率高，未鉆遇的側(cè)積體動用很差；二是注入水容易沿著鉆遇的側(cè)積體突進(jìn)到生產(chǎn)井，形成低效循環(huán)。

圖11 曲流河側(cè)積層對注水效果的影響

在Q油田的實際生產(chǎn)中，位于A9井組內(nèi)的A13、A14井來水方向是順著側(cè)積層傾向的，其前期生產(chǎn)比較平穩(wěn)，能量供給充足，提液后產(chǎn)量較高。位于C5井組內(nèi)的C6井以及D5井組內(nèi)的D6井，其來水方向都是逆著側(cè)積層傾向的，雖然注水效果也很明顯，但表現(xiàn)為產(chǎn)液量上升幅度稍小，注水效果稍差于順側(cè)積層注水。另外，該油田順側(cè)積層走向注水的定向井注采系統(tǒng)見效特別快，但是容易形成暴性水淹，因此筆者選取順側(cè)積層走向進(jìn)一步研究了定向井注水、水平井采油，以及水平井注水、水平井采油的開發(fā)效果。

2）注采方向為順側(cè)積層走向，定向井注水、水平井采油。對“定向井注水＋水平井采油”的開發(fā)方式進(jìn)行了數(shù)值模擬，結(jié)果表明，波及體積大，采收率高，比定向井注采累產(chǎn)油高出1／5，含水率上升明顯減緩；但是受側(cè)積夾層遮擋部分水驅(qū)效果稍差，如圖12所示。

圖12 基于儲層內(nèi)部構(gòu)型的產(chǎn)液結(jié)構(gòu)優(yōu)化技術(shù)在Q油田的實際應(yīng)用

在Q油田實際生產(chǎn)中，定向井D10井給水平井D28H井順側(cè)積層走向注水3年，含水率上升較慢，能量充足，生產(chǎn)穩(wěn)定，說明“定向井注水＋水平井采油”的聯(lián)合井網(wǎng)在該油田具有很好的應(yīng)用效果。

3）注采方向為順側(cè)積層走向，水平井注水、水平井采油。數(shù)值模擬結(jié)果表明，“水平井注水＋水平井采油”開發(fā)方式具有較大優(yōu)勢，波及體積更大，含水率上升慢，累產(chǎn)油是前2種方式的1.06倍和1.37倍，比“定向井注水＋水平井采油”方式效果稍好。

由此可見，注采方向順側(cè)積層走向的水平井注采井網(wǎng)的開發(fā)效果是最好的，“定向井注水＋水平井采油”的注采井網(wǎng)雖然效果稍差，但是對于已經(jīng)投入開發(fā)多年的海上老油田來講可能更具有適應(yīng)性。

2.3 高效開發(fā)策略及應(yīng)用效果

基于上述儲層內(nèi)部構(gòu)型對油藏流體控制作用的研究，結(jié)合油田的實際生產(chǎn)動態(tài)特征，對以曲流河沉積為主的海上復(fù)雜河流相油藏的開發(fā)采取了以下策略：

策略1。雖然垂直側(cè)積層走向的“水平井注水＋水平井采油”的井網(wǎng)開發(fā)效果最好，但是對于已進(jìn)入中高含水期的海上大型復(fù)雜河流相油田而言，由于多數(shù)情況下是在老井間加密調(diào)整井，為了充分利用原有的定向井，采用“定向井注水＋水平井采油”的方案更加經(jīng)濟(jì)可行，尤其是利用定向井的分層注水和水平井開發(fā)單砂體可以實現(xiàn)整個油田的分層系開發(fā)。因此，Q油田采用的是“定向井注水＋水平井采油”的方案。

策略2。不被水平井鉆穿的側(cè)積體動用程度較差，因此在曲流河儲層內(nèi)部署調(diào)整井時，要盡量使水平井穿過更多的側(cè)積體，提高儲量動用程度。側(cè)積層的遮擋會導(dǎo)致注采不完善，因此布井時要盡量形成完善的注采關(guān)系，提高波及系數(shù)和采收率。由于Q油田老注水井所在的側(cè)積體水淹較嚴(yán)重，因此在部署調(diào)整井時，要盡量遠(yuǎn)離老注水井，遠(yuǎn)離高水淹的側(cè)積體，選擇在側(cè)積層遮擋形成的剩余油富集區(qū)域布井。

策略3。油田的實際生產(chǎn)資料表明，以曲流河儲層為主的油田在開發(fā)過程中會面臨嚴(yán)重的平面產(chǎn)液不均衡的情況，需要進(jìn)行產(chǎn)液結(jié)構(gòu)優(yōu)化調(diào)整，限制沿側(cè)積層走向的注水和產(chǎn)液，加強側(cè)積層法線方向上的注水和產(chǎn)液。Q油田的C5井組平面產(chǎn)液結(jié)構(gòu)嚴(yán)重不均衡，通過限制側(cè)積層走向上的C10、C29井的產(chǎn)液量，提高側(cè)積層法線方向上的C4、C6等井的產(chǎn)液量（圖12），使得井組日增油55 m3，實現(xiàn)累增油1.8萬m3，其中C4井日增油15 m3，C10井日減少產(chǎn)水180 m3，含水率下降45%。

基于曲流河內(nèi)部構(gòu)型研究的調(diào)整井部署技術(shù)、產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整和優(yōu)化注水等開發(fā)策略，Q油田共進(jìn)行了調(diào)驅(qū)調(diào)剖13井次，優(yōu)化注采比和分層配注61井次、優(yōu)化產(chǎn)液結(jié)構(gòu)22井組次。措施實施后，該油田存水率明顯提高，水驅(qū)效果得以改善，已實現(xiàn)增油42.7萬m3；指導(dǎo)實施調(diào)整井19口，已實現(xiàn)增油43.6萬m3，使得該油田的開發(fā)效果得到進(jìn)一步的改善和提升，連續(xù)7年穩(wěn)產(chǎn)，自然遞減率始終保持在8%左右，低于同類油田的自然遞減率水平。

3 結(jié)論

針對海上油田大井距、稀井網(wǎng)的不利條件，在傳統(tǒng)研究方法的基礎(chǔ)上，借助高分辨率地震資料，并利用“對子井”、水平井識別側(cè)積層技術(shù)和密閉取心描述側(cè)積層產(chǎn)狀技術(shù)等創(chuàng)新手段，對海上大井距開發(fā)的復(fù)雜河流相油藏進(jìn)行了內(nèi)部儲層構(gòu)型的精細(xì)研究，完整地描述了曲流河儲層側(cè)積層的產(chǎn)狀，并應(yīng)用到油田實際生產(chǎn)中，有效指導(dǎo)了油田的調(diào)整井部署、產(chǎn)液結(jié)構(gòu)優(yōu)化調(diào)整和優(yōu)化注水等，取得了良好的實踐效果。

渤海海域有大量復(fù)雜河流相油田，且目前很多已經(jīng)進(jìn)入中高含水期，油水關(guān)系非常復(fù)雜。因此，研究儲層內(nèi)部構(gòu)型影響下的水驅(qū)規(guī)律，實施精準(zhǔn)剩余油挖潛和產(chǎn)液結(jié)構(gòu)優(yōu)化調(diào)整具有重要意義。

致謝：研究過程中得到了中國地質(zhì)大學(xué)（北京）陳程教授的大力協(xié)助，在此表示誠摯的感謝！

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A refined anatomy of the internal structure of meandering river reservoirs under large well spacing in offshore oilfields and its application

Liu Chao zhao Chunming Liao Xinwu Huo Chunliang zhang Yunlai
（Tianjin Branch of CNOOC Ltd.，Tianjin，300452）

The complex fluvial-facies oil reservoirs predominated by meandering river sediments are quite important in Bohai water，and during their waterflood development，there are several problems such as imperfect injection-production well pattern，poor waterflooding sweep，low producing reserves and tough deployment of adjustment wells，which can not be interpretated and solved only by well-to-well correlation and simple geological models．In terms of the adverse condition of large well spacing in offshore oilfields，Q oilfield in Bohai water was taken as an example to make an refined anatomy of the internal structure of the meandering river reservoir，by establishing the correlation between sedimentary microfacies and acoustic impedance of seismic data and using the techniques such as“paired wells”，“identifying lateral-accretion layers by horizontal wells”and“describing the occurrence of lateral-accretion layers by pressure coring”．Based on the refined anatomy，a highly efficient strategy of oilfied development was designed，resulting in good effects．

offshore oilfield；large well spacing；meandering river；internal structure of reservoir；lateral-accretion layer；sedimentary microfacies；horizontal well

2013-03-14改回日期：2013-08-19

（編輯：崔護(hù)社 楊 濱）

*國家科技重大專項“海上油田叢式井網(wǎng)整體加密及綜合調(diào)整油藏工程技術(shù)應(yīng)用研究”子課題（項目編號：2011z X05024-002-007）部分研究成果。

劉超，男，工程師，2002年畢業(yè)于原石油大學(xué)（北京），獲碩士學(xué)位，長期從事油氣田開發(fā)方面的研究工作。地址：天津市塘沽區(qū)閘北路609信箱渤海石油勘探開發(fā)研究院主樓712室（郵編：300452）。E-mail：liuchao＠cnooc．com．cn。