段瑞凱 胡光義 宋來明 陳 筱 卜范青 張 旭 王宗俊 陳國寧 李晨曦

(1.中海油研究總院有限責(zé)任公司 北京 100028；2.中國海洋石油國際有限公司 北京 100027)

近年來，全球深海區(qū)域油氣勘探接連獲得重大發(fā)現(xiàn)，已成為世界油氣儲量和產(chǎn)量的主要接替區(qū)。據(jù)統(tǒng)計，2012—2014年全球年度十大油氣發(fā)現(xiàn)中有70%以上都位于深海區(qū)[1-3]，相應(yīng)的深海油氣田產(chǎn)量也獲得了顯著增長，石油咨詢公司Rystad Energy預(yù)計2019年全球深海區(qū)域油氣產(chǎn)量將達1 030萬桶/天。隨著深海油氣田開發(fā)進程的推進，部分早期投入開發(fā)的深海油氣田已進入開發(fā)中后期，開發(fā)矛盾凸顯，產(chǎn)量遞減加快，面臨迫切的動態(tài)調(diào)整和加密挖潛需求。

深海水道沉積體系是深海油氣田的重要儲層類型，受古地貌、古氣候、海平面變化、物源供給、突發(fā)事件、大洋底流等多種因素控制[4-5]，表現(xiàn)出了復(fù)雜的沉積演化、砂體展布及儲層結(jié)構(gòu)特征,開展深海水道沉積體系精細刻畫及表征研究是開發(fā)中后期采取動態(tài)調(diào)整和加密挖潛措施的地質(zhì)基礎(chǔ)。目前，針對深海水道沉積體系沉積特征、成因機理及演化模式等理論性研究相對較多[6-7]，而針對其砂體空間展布及儲層內(nèi)部結(jié)構(gòu)的刻畫和表征等應(yīng)用性研究相對薄弱。

針對上述問題，筆者所在的研究團隊采用“層次分析法”，以西非尼日爾三角洲盆地M油田A油組為例，依次從深海水道沉積體系、復(fù)合水道系列、單期復(fù)合水道三個層面入手，分別以構(gòu)型級次解剖、空間格架搭建、非均質(zhì)性表征為核心問題開展研究，建立了一套深海水道沉積體系精細刻畫及表征方法。

1 油田概況

M油田地處西非尼日利亞南部海域(圖1)，區(qū)域水深超過1 500 m，構(gòu)造上屬于尼日爾三角洲盆地，受泥底辟及重力滑脫作用雙重因素控制，表現(xiàn)為一個斷層復(fù)雜化背斜構(gòu)造，自上而下發(fā)育A、B、D、E、F、G等6套油組，為中新世深海水道及朵葉沉積體系。該油田現(xiàn)有鉆井67口(其中7口井取心288 m)，采集了三維高密度地震資料，主頻32 Hz，分辨率較高。

A油組是M油田儲量最大的油組，為深海水道沉積體系，平均儲層厚度43 m，平均孔隙度22.1%，平均滲透率894 mD。A油組于2009年3月投產(chǎn)，采用大斜度井和水平井開發(fā)，截至2018年底，已投產(chǎn)13口采油井，12口注水井，綜合含水42%，采出程度43%。

圖1 M油田A油組地理位置圖Fig.1 Location of Reservoir A of M oilfield

2 深海水道沉積體系構(gòu)型解釋

沉積體系是沉積環(huán)境和沉積作用過程的總和。在深海水道沉積體系研究層面，核心是在沉積模式指導(dǎo)下開展構(gòu)型級次解剖，從宏觀上認識儲層的空間展布特征及期次構(gòu)成特征。

2.1 沉積體系分類

深海沉積體系包括水道體系和朵葉體系，本文探討的是水道沉積體系。目前針對深海水道沉積體系有多個分類維度，包括成因分類、級次分類、形態(tài)分類等，其中級次分類方案具有簡易明了、實用性強的優(yōu)點(圖2)，已被廣泛接受和應(yīng)用[8-9]，其將深海水道沉積體系劃分為4個級次，包括水道沉積體系、復(fù)合水道系列、復(fù)合水道、單一水道(圖2)。一個水道沉積體系由多個復(fù)合水道系列構(gòu)成，復(fù)合水道系列之間存在明顯的沉積間隔；一個復(fù)合水道系列又由多個復(fù)合水道組成，不同期次的復(fù)合水道橫向上反復(fù)擺動，縱向上相互切疊；一個復(fù)合水道內(nèi)部又包含數(shù)量不等的單一水道。

圖2 深海水道沉積體系分類(據(jù)趙曉明 等[9]修改)Fig.2 Sequence of deep marine channel sedimentary system(modified after Zhao Xiaoming et al.[9])

2.2 沉積背景分析

結(jié)合地震、測井和巖心資料，對宏觀沉積背景進行了分析。自始新世早期，全球海平面開始了新一輪周期下降[10]，西非尼日爾三角洲盆地隨之發(fā)生了一次大型海退，控制了M油田深海沉積體系的形成和演化。中中新世至晚中新世早期，M油田以發(fā)育非限制性的朵葉沉積體系為主，伴生一部分供源水道，對應(yīng)于D—G油組，沉積體呈席狀展布，橫向連續(xù)性好，寬厚比大；伴隨著持續(xù)性的海退，至晚中新世中后期，M油田逐步演變?yōu)橄拗菩浴胂拗菩缘乃莱练e體系，對應(yīng)于A、B油組兩套復(fù)合水道系列，沉積體呈條帶狀展布，橫向分布局限，寬厚比小(圖3)。M油田A油組復(fù)合水道系列在平面上呈彎曲狀延伸，具有“雙源供給”的特點，表明其由多期復(fù)合水道構(gòu)成。復(fù)合水道系列橫向延伸范圍受水道底形嚴格限制，一般主體部位厚度大，向兩側(cè)邊緣快速減薄直至尖滅；縱向上，內(nèi)部的多期復(fù)合水道存在相互切割和疊置的特征。

圖3 M油田沉積演化過程Fig.3 Sedimentary evolution process of M oilfield

2.3 沉積期次解釋

在沉積模式指導(dǎo)下，進一步開展了水道沉積期次解釋。M油田A油組開發(fā)井距超過1 000 m，由于深海水道沉積體橫向相變快，縱向多期切割、疊置，聯(lián)井對比性差，常規(guī)的反演方法會導(dǎo)致不同砂體間的連續(xù)性假象。因此，引入自相控疊前反演技術(shù)[11]，通過地震相自約束修正初始低頻模型，確保稀疏井網(wǎng)條件下儲層橫向預(yù)測精度，有效提高了深海水道沉積體系的縱向分期和橫向定界精度(圖4)。基于反演數(shù)據(jù)體，融合層拉平和切片屬性分析等地震解釋技術(shù)，考慮深海水道疊置、遷移特征，遵循“以砂控泥”、“以泥控砂”的解釋理念，最終完成了A油組復(fù)合水道系列沉積期次解釋(圖5)。

A油組復(fù)合水道系列共由7期復(fù)合水道構(gòu)成，不同期次的復(fù)合水道縱向上切割疊置，平面上交匯疊合，形成了復(fù)雜的外部空間結(jié)構(gòu)及內(nèi)部接觸關(guān)系。早期物源由西北至東南，控制了A1—A3等3期復(fù)合水道的沉積，3期復(fù)合水道平面位置具有較好的疊合性，垂向上侵蝕特征較弱，意味著層間連通性相對較弱；后期物源向東側(cè)遷移，形成了A4—A7等4期NE-SW向展布的復(fù)合水道，伴隨著海退，地震剖面和地震屬性顯示其橫向擺動特征增強，縱向切割特征亦增強，如A7復(fù)合水道對下伏A6復(fù)合水道具有明顯的侵蝕特征，意味著兩期復(fù)合水道緊密接觸，具有較好的層間連通性(圖5)。

圖4 M油田A油組常規(guī)反演與自相控反演效果對比(剖面位置見圖1)Fig.4 Comparison of traditional inversion and seismic facies auto controlled inversion of Reservoir A in M oilfield(see Fig.1 for location)

圖5 M油田A油組復(fù)合水道系列構(gòu)型解釋結(jié)果Fig.5 Architecture interpretation of Reservoir A channel complex series in M oilfield

3 復(fù)合水道系列空間格架搭建

復(fù)合水道系列是水道沉積體系的次一級沉積單元。在復(fù)合水道系列研究層面，核心是對內(nèi)部沉積單元空間形態(tài)結(jié)構(gòu)及其之間接觸關(guān)系、連通性進行刻畫，具體體現(xiàn)為地質(zhì)模型中復(fù)合水道空間格架的搭建。在地震層序界面控制下，基于構(gòu)型解釋結(jié)果，首先建立反映復(fù)合水道系列空間形態(tài)結(jié)構(gòu)的沉積格架，然后結(jié)合內(nèi)部復(fù)合水道疊置樣式分析識別復(fù)合水道間連通區(qū)，精細刻畫復(fù)合水道間的接觸關(guān)系及連通性。

3.1 沉積格架建立

針對復(fù)合水道系列，采取了“層序控制、砂組嵌入”的沉積格架搭建思路[12]，首先,在目的層段上下選取反射特征清晰、連續(xù)性好、易于追蹤的層序界面，基于等時原則建立近似等厚的層序格架，即復(fù)合水道系列的“包絡(luò)面”；然后，在層序格架總體控制下，將構(gòu)型解釋的7期復(fù)合水道頂、底面依次嵌入，得到M油田A油組復(fù)合水道系列的沉積格架。沉積格架模型與構(gòu)型解剖成果直接對應(yīng)，準確表征了7期復(fù)合水道的空間形態(tài)結(jié)構(gòu)，客觀再現(xiàn)了A油組的沉積演化過程(圖5a、6)。

3.2 接觸關(guān)系表征

復(fù)合水道系列沉積格架側(cè)重于對沉積體宏觀展布特征的刻畫，對其內(nèi)部復(fù)合水道的接觸關(guān)系刻畫并不精細。因此，在分析復(fù)合水道疊置樣式的基礎(chǔ)上，進一步對復(fù)合水道間的連通區(qū)進行了識別和拾取，并嵌入空間格架模型，實現(xiàn)復(fù)合水道系列內(nèi)部接觸關(guān)系的精確表征。

3.2.1疊置樣式分析

受海平面變化、物源供給、沉積部位及演化階段等因素影響，復(fù)合水道遷移疊置過程極為復(fù)雜，不同部位表現(xiàn)為不同的空間接觸關(guān)系，形成了不同的復(fù)合水道疊置樣式。

考慮復(fù)合水道垂向疊置和側(cè)向遷移分量關(guān)系，將復(fù)合水道疊置關(guān)系劃分為垂向疊置、雁列疊置和擺動疊置三大類，再考慮接觸程度，進一步細分為15種疊置樣式[13]，為研究區(qū)復(fù)合水道系列內(nèi)部的接觸關(guān)系表征奠定基礎(chǔ)(圖7)。

圖6 M油田A油組復(fù)合水道系列沉積格架表征(剖面位置見圖1)Fig.6 Sedimentary framework model of Reservoir A channel complex series in M oilfield(see Fig.1 for location)

圖7 深海復(fù)合水道疊置樣式(據(jù)陳筱 等[13]修改)Fig.7 Overlapping styles of deep marine channel complex(modified after Chen Xiao et al.[13])

3.2.2連通區(qū)刻畫

基于復(fù)合水道平面展布范圍，首先圈定相鄰兩期復(fù)合水道的疊合區(qū)域；然后根據(jù)地震響應(yīng)特征，結(jié)合層間地震屬性分析，在疊合區(qū)域內(nèi)將地震剖面可以明顯劈分的區(qū)域圈定為確定連通區(qū)域，將地震剖面不能明顯劈分的區(qū)域圈定為可能連通區(qū)域；針對可能連通區(qū)域，結(jié)合干擾測試、生產(chǎn)動態(tài)和時移地震信息，進一步對其連通性進行校核確認，修正得到最終的連通區(qū)認識[14]。最后將復(fù)合水道間連通區(qū)域網(wǎng)格化，嵌入復(fù)合水道系列沉積格架中，完成精細三維空間格架搭建(圖6、8a)。

結(jié)果顯示，M油田A油組早期的A1—A3復(fù)合水道呈局部連通特征，其中以A2—A3復(fù)合水道間連通性相對較強；晚期A5—A6、A6—A7復(fù)合水道呈整體連片連通特征，與沉積構(gòu)型解剖推測的連通性認識相吻合(圖8a、5a)。將上述復(fù)合水道間連通區(qū)與時移地震水驅(qū)特征響應(yīng)對比，發(fā)現(xiàn)二者具有較高的吻合度，表明復(fù)合水道間連通區(qū)的拾取和表征是可靠的(圖8)。

圖8 M油田A油組復(fù)合水道系列內(nèi)部連通區(qū)刻畫Fig.8 Description of connected area within Reservoir A channel complex series in M oilfield

4 復(fù)合水道內(nèi)部儲層非均質(zhì)性表征

復(fù)合水道是復(fù)合水道系列的次一級沉積單元。在復(fù)合水道研究層面，核心是對復(fù)合水道內(nèi)部儲層非均質(zhì)性進行表征，體現(xiàn)儲層巖性和物性隨沉積期次、沉積部位、韻律的變化特征。對巖相進行分類是差異化表征儲層物性變化的有效手段[15],因此從取心井出發(fā)，建立深海水道儲層巖相分類方案，重構(gòu)孔滲相關(guān)關(guān)系，構(gòu)建巖相分類預(yù)測模型，將巖相分類推廣至無取心井，基于巖相相控開展儲層屬性場模擬，實現(xiàn)復(fù)合水道內(nèi)部儲層非均質(zhì)性的定量表征。

4.1 儲層巖相分類

基于M油田7口取心井巖心描述及分析化驗資料，考慮沉積旋回及測井響應(yīng)特征，以巖性和沉積構(gòu)造兩大直接反映儲層滲流能力的因素作為分類維度，將復(fù)合水道儲層劃分為9類巖相(表1)；進一步基于巖相分類，細化重構(gòu)孔滲相關(guān)關(guān)系，為復(fù)合水道儲層物性的差異化表征提供定量依據(jù)(圖9)。

表1 M油田深海復(fù)合水道巖相分類Table 1 Lithofacies classification of deep marine channel complex of M oilfield

圖9 基于巖相分類重構(gòu)M油田深海復(fù)合水道儲層孔滲相關(guān)關(guān)系Fig.9 Re-construction of co-relationship between porosity and permeability of deep marine channel complex based on lithofacies classification in M oilfield

4.2 儲層巖相預(yù)測

針對無取心井，利用巖心和測井資料建立預(yù)測模型完成巖相分類。巖心分析結(jié)果顯示，平均粒徑與黏土含量分別與孔隙度和滲透率具有相關(guān)關(guān)系(圖10a、b)，鑒于伽馬曲線主要反映泥質(zhì)含量，密度曲線主要反映儲層的巖石骨架特征，因此選取伽馬和密度曲線開展巖相分類預(yù)測。

采用神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)方法，將M油田5口取心井的巖相分類結(jié)果及其伽馬曲線和密度曲線作為訓(xùn)練數(shù)據(jù)，構(gòu)建了巖相預(yù)測模型；將無取心井伽馬曲線和密度曲線作標(biāo)準化處理后，輸入巖相預(yù)測模型，設(shè)定模型預(yù)測參數(shù)，運算得到無取心井的巖相分類預(yù)測結(jié)果。經(jīng)未參與訓(xùn)練的2口盲井檢驗，巖相分類預(yù)測結(jié)果與取心段描述結(jié)果基本吻合(圖10c)，進而實現(xiàn)了研究區(qū)巖相分類全覆蓋。

圖10 M油田巖相預(yù)測模型構(gòu)建及檢驗Fig.10 Construction and validation of lithofacies prediction model in M oilfield

4.3 儲層非均質(zhì)性定量表征

根據(jù)研究區(qū)巖相分類預(yù)測結(jié)果，統(tǒng)計分析不同構(gòu)型單元的巖相比例構(gòu)成及不同巖相的物性參數(shù)分布，建立了不同巖相類型的物性參數(shù)地質(zhì)知識庫(圖11)。在此基礎(chǔ)上，基于巖相相控對M油田A油組7期復(fù)合水道凈毛比、孔隙度、滲透率等屬性場進行模擬，進而實現(xiàn)復(fù)合水道儲層非均質(zhì)性的定量表征。

圖11 M油田不同巖相類型的物性參數(shù)知識庫(以孔隙度為例)Fig.11 Knowledge database of reservoir properties of different lithofacies in M oilfield(take porosity as an example)

將基于上述精細刻畫及表征方法得到的深海水道沉積體系進行了應(yīng)用。以A油組A7復(fù)合水道為例，北部注水井W2、采油井P1和P2井在該層射孔，南部注水井W1井在A6復(fù)合水道射孔(圖12a)。投產(chǎn)9年后采集的時移地震資料顯示，A7復(fù)合水道中南部區(qū)域得到了高效開發(fā)，表明W1井可對P1、P2井跨層受效，印證了A6-A7復(fù)合水道間連通性較好的認識。將基于精細刻畫和表征得到的地質(zhì)模型與地震資料進行對比，發(fā)現(xiàn)模型中表征的優(yōu)勢儲層展布與地震屬性相吻合(圖12a、b)，不同時刻下的烴柱厚度變化范圍與時移地震資料揭示的水驅(qū)響應(yīng)范圍相吻合(圖12b—d)，表明地質(zhì)模型的可靠程度較高，該套針對深海水道沉積體系的精細刻畫和表征方法是可行的?；诰毜刭|(zhì)模型，預(yù)測A7復(fù)合水道北部和西南部難以被現(xiàn)有井網(wǎng)兼顧，剩余油富集，下一步可考慮加密調(diào)整。采用上述方法，共在A油組識別剩余油富集區(qū)7個，為今后油田加密調(diào)整、挖潛穩(wěn)產(chǎn)指明了方向。

圖12 M油田A油組A7復(fù)合水道精細表征實例Fig.12 A fine characterization case from A7 channel complex of Reservoir A in M oilfield

5 結(jié)論

1)采用層次分析法，以西非尼日爾三角洲盆地M油田A油組為例，分3個層面建立了深海水道沉積體系精細刻畫及表征方法：①水道沉積體系層面，以構(gòu)型解剖為核心，建立沉積模式并細分沉積期次；②復(fù)合水道系列層面，以疊置樣式分析和連通區(qū)刻畫為核心，構(gòu)建精細沉積空間格架；③復(fù)合水道層面，以巖相分類及孔滲關(guān)系細分為核心，定量表征儲層非均質(zhì)性。

2)M油田A油組應(yīng)用結(jié)果表明，基于深海水道沉積體系精細刻畫及表征得到的儲層連通性認識、儲層展布趨勢及開發(fā)特征與時移地震揭示的水驅(qū)響應(yīng)吻合較好，表明本文方法可行，可為國內(nèi)深海油氣藏開發(fā)研究提供借鑒。