馬子麟，范洪軍，王海峰，何明薇

(中海油研究總院有限責(zé)任公司,北京 100028)

1 引言

河流相儲(chǔ)層在我國各個(gè)油田儲(chǔ)層類型中均占據(jù)重要地位[1-2]。在注水開發(fā)過程中,由于河流相儲(chǔ)層橫向變化快、非均質(zhì)性強(qiáng)、砂體疊置關(guān)系復(fù)雜,給預(yù)測剩余油分布、提高水驅(qū)采收率帶來很大挑戰(zhàn)[3-4]。自Miall于20世紀(jì)80年代提出河流相儲(chǔ)層構(gòu)型分析方法以來[5-6],該理論被廣泛地應(yīng)用于石油地質(zhì)領(lǐng)域。國內(nèi)許多學(xué)者針對我國主要的儲(chǔ)層特征及精細(xì)地質(zhì)研究需求,從級(jí)次劃分、要素識(shí)別、研究方法等方面對構(gòu)型理論不斷完善[7-9]。陸上油田利用密井網(wǎng)下大量的巖心、測井、動(dòng)態(tài)資料進(jìn)行精細(xì)井間對比,分析儲(chǔ)層構(gòu)型特征,取得了良好成效,研究規(guī)?？蛇_(dá)到單點(diǎn)壩至側(cè)積層級(jí)別[10-11]。而海上油田由于“少井高產(chǎn)”的開發(fā)模式,基礎(chǔ)資料數(shù)量較少,需要以“地震導(dǎo)向、井震聯(lián)合”的手段刻畫儲(chǔ)層疊置模式與連通性[12-14]。已有研究表明,地震數(shù)據(jù)中包含了大量地質(zhì)體信息[15-16]。因此,充分挖掘地震信息,同時(shí)輔以較少的巖心、測井、測試等基礎(chǔ)資料聯(lián)合分析,能夠在“大井距、少資料”的條件下剖析儲(chǔ)層結(jié)構(gòu),從而成為海上油田儲(chǔ)層構(gòu)型分析的重點(diǎn)研究方向[17-18]。

在海上油田儲(chǔ)層構(gòu)型分析方面,胡光義等[19-21]提出復(fù)合砂體構(gòu)型理論,并將復(fù)合砂體內(nèi)部構(gòu)型單元間的結(jié)構(gòu)關(guān)系概括為尖滅型、接觸型、切疊型、疊加型四種類型,認(rèn)為其間的構(gòu)型界面能夠阻礙流體流動(dòng)。基于此,范廷恩等[22]提出砂體間“不連續(xù)界限”的概念,張顯文等[23]、張棟等[24-25]探討了基于地震響應(yīng)特征的“不連續(xù)界限”提取和分類方法。但在已有的研究中,不連續(xù)界限預(yù)測對象主要為單期砂體側(cè)向組合形成的復(fù)合砂體,此時(shí),不同級(jí)別的不連續(xù)界限與構(gòu)型界面的類型具有較好的對應(yīng)關(guān)系,界限位置基本對應(yīng)砂體邊界。但部分儲(chǔ)層(如本文研究對象)為河流連續(xù)沉積形成的兩期砂體堆疊復(fù)合形成,此時(shí),預(yù)測得到的不連續(xù)界限雖然可以反映邊界位置,但無法反映邊界處砂體結(jié)構(gòu)。

針對這一問題,本文綜合利用渤海P油田8/9區(qū)明化鎮(zhèn)組下段的測井、地震資料,基于單井構(gòu)型所揭示的構(gòu)型特征波形響應(yīng),建立四種兩期砂體構(gòu)型邊界處結(jié)構(gòu)關(guān)系正演模型,指導(dǎo)邊界處砂體結(jié)構(gòu)識(shí)別。基于不連續(xù)界限預(yù)測結(jié)果,開展由單井到剖面再到平面的儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)剖析,以期為該油田開發(fā)方案調(diào)整提供指導(dǎo)。

2 油田概況

P油田位于渤海海域中部渤南低凸起東端,構(gòu)造特征上屬于斷層影響的背斜構(gòu)造(圖1),8/9區(qū)處于整個(gè)油田構(gòu)造的西側(cè),地勢西低東高。明化鎮(zhèn)組下段(以下簡稱明下段)為油田主要含油層系,自上而下分為明I～明V共5個(gè)油組。本次研究目的層為明IV油組2小層,是明下段主力產(chǎn)層。P油田8/9區(qū)目前綜合含水超過80 %,但采出程度僅不到10 %,平面上各井水淹差異很大。由于注采連通關(guān)系不清,新鉆井常常呈現(xiàn)或供液不足,或投產(chǎn)即快速水淹,需要通過儲(chǔ)層構(gòu)型研究理清砂體連通關(guān)系,為進(jìn)一步挖潛工作提供指導(dǎo)。

根據(jù)區(qū)域沉積研究結(jié)果,研究區(qū)明下段L40油組儲(chǔ)層形成于基準(zhǔn)面上升過程的曲流河沉積體系,主要儲(chǔ)集體為點(diǎn)壩。IV-2層沉積時(shí)中期基準(zhǔn)面正由最低值轉(zhuǎn)為上升,A/S值較低,因此河道頻繁遷移,多期次河道砂體相互切疊[26],形成連片復(fù)合砂體,但復(fù)合砂體內(nèi)部存在次級(jí)構(gòu)型單元間形成的構(gòu)型界面,成為影響注采連通關(guān)系、控制剩余油分布的重要因素。由研究區(qū)各井點(diǎn)測井響應(yīng)特征可以看出,研究區(qū)砂體普遍呈現(xiàn)兩期疊置的特征。因此,如何實(shí)現(xiàn)兩期疊置砂體界限處砂體結(jié)構(gòu)的識(shí)別,是研究區(qū)構(gòu)型剖析面臨的主要問題。

圖1 P油田構(gòu)造位置及沉積微相Fig.1 Structural location and sedimentary microfacies of P oilfield

3 不連續(xù)界限的提取與分類

受地震縱向分辨率的限制,河流沉積形成的薄儲(chǔ)層頂?shù)追瓷洳ㄏ嗷クB加,在地震剖面上往往對應(yīng)單一同相軸,其內(nèi)部結(jié)構(gòu)變化無法直接分辨。但大量正演模擬證實(shí),儲(chǔ)層內(nèi)不同位置的砂體厚度、頂面高程等差異能夠通過地震波振幅、波形等參數(shù)的微小變化反映出來。因此,通過找出相應(yīng)的敏感屬性,通過針對性的差異放大,可以提取出儲(chǔ)層構(gòu)型發(fā)生變化的位置,即“儲(chǔ)層不連續(xù)界限”,界限能夠反映儲(chǔ)層內(nèi)部砂體的側(cè)向邊界,為儲(chǔ)層內(nèi)部結(jié)構(gòu)的剖析提供重要參考[27]。

3.1 方法原理

不連續(xù)界限的提取基于砂體的平面地震屬性。首先提取振幅、頻率、波形特征等多種能夠反映砂體結(jié)構(gòu)特征的平面屬性,在主成分分析得到主要特征的基礎(chǔ)上,將其融合得到綜合屬性平面圖。之后,通過數(shù)學(xué)形態(tài)學(xué)方法對綜合屬性平面圖進(jìn)行數(shù)學(xué)形態(tài)學(xué)梯度的運(yùn)算,檢測出平面圖中的邊界,從而得到構(gòu)型邊界?；跀?shù)學(xué)形態(tài)學(xué)梯度的邊界檢測主要通過采用不同結(jié)構(gòu)要素對綜合屬性平面圖的膨脹和腐蝕運(yùn)算實(shí)現(xiàn)。以f表示綜合屬性平面圖,b表示某一結(jié)構(gòu)要素,膨脹和腐蝕分別記為：

(1)

(2)

其中,f⊕b表示f與b進(jìn)行膨脹運(yùn)算;fΘb表示f與b進(jìn)行腐蝕運(yùn)算。形態(tài)學(xué)梯度定義為膨脹與腐蝕運(yùn)算結(jié)果的差分,記為：

E=(f⊕b)-(fΘb)

(3)

該結(jié)果E就是綜合屬性平面圖中的邊界對應(yīng)于復(fù)合砂體內(nèi)部的構(gòu)型邊界。關(guān)于構(gòu)型邊界預(yù)測的詳細(xì)方法可參閱張棟等[24-25]與王海峰等[27]的研究成果。

針對檢測得到的不連續(xù)界限,可通過無監(jiān)督聚類方法進(jìn)行分類,通常采用的分類數(shù)為3類,該分類結(jié)果可近似對應(yīng)砂體間“尖滅、接觸、切疊”三種復(fù)合程度。其中I類界限處構(gòu)型改變程度較高,往往伴隨著同相軸波形較明顯地改變或振幅能量明顯減小,較大概率由砂體尖滅引起;II類界限處構(gòu)型改變程度次之,發(fā)生同相軸波形改變和能量減弱,較大概率存在砂體搭接;III類界限處構(gòu)型改變程度較小,地震剖面上往往不能觀察到同相軸的明顯變化,較大概率為砂體切疊。

3.2 預(yù)測結(jié)果

應(yīng)用以上方法對研究區(qū)不連續(xù)界限進(jìn)行提取和分類。圖2為研究區(qū)構(gòu)型邊界的提取與分類結(jié)果,底圖分別為IV-2層最小振幅屬性(圖2a)與沉積微相(圖2b)。由圖2可以看出,Ⅳ-2層不連續(xù)界限普遍以Ⅰ類、Ⅱ類為主,反映砂體結(jié)構(gòu)以尖滅、接觸居多;多數(shù)不連續(xù)界限與最小振幅屬性的低值相對應(yīng),同時(shí)在高值區(qū)也有界限。前人研究已經(jīng)證實(shí),明下段儲(chǔ)層最小振幅與砂巖厚度有較好的對應(yīng)關(guān)系,而構(gòu)型邊界處砂體通常有較明顯的減薄。因此,這一結(jié)果說明,不連續(xù)界限能夠反映出儲(chǔ)層中砂體結(jié)構(gòu)變化的位置;同時(shí),由于不連續(xù)界限的預(yù)測綜合了多種屬性,對于最小振幅屬性不能有效識(shí)別的構(gòu)型邊界,也能夠通過不連續(xù)界限進(jìn)行預(yù)測。

圖2 不連續(xù)界限與最小振幅屬性及小層沉積微相疊合Fig.2 Discontinuity boundary overlapped with minimum amplitude and microfacies map

4 儲(chǔ)層構(gòu)型表征

4.1 單井構(gòu)型識(shí)別

單井構(gòu)型分析主要目的是識(shí)別井上砂體發(fā)育期次,即“單井定期次”。參照范廷恩等的分類方案[22],依據(jù)GR曲線形態(tài)和砂體厚度可以對單井構(gòu)型相進(jìn)行劃分。根據(jù)測井曲線韻律特征,從砂體期次上可劃分為單期型、兩期型和多期型三大類,進(jìn)一步依據(jù)各韻律段厚度和曲線形態(tài),可進(jìn)一步將兩期型劃分為上接觸型、對稱型、下接觸型三個(gè)亞類。研究區(qū)內(nèi)砂體以兩期型為主,少數(shù)井為單期型和多期型,各類型砂體疊置方式的典型測井響應(yīng)如圖3所示。

圖3中還給出了不同砂體構(gòu)型模式對應(yīng)的地震正演波形響應(yīng)。可以發(fā)現(xiàn),在兩期型砂體結(jié)構(gòu)中,不同砂體結(jié)構(gòu)對應(yīng)的地震波形響應(yīng)不同,這一差異主要表現(xiàn)在偏度上。偏度(記作Sk)衡量波形的不對稱程度,可采用經(jīng)驗(yàn)式(3)對其進(jìn)行定量計(jì)算：

(4)

式中,T84為地震波形與零值線圈定的累計(jì)面積達(dá)到總面積84 %對應(yīng)的時(shí)間值,其他參數(shù)含義可依此類推[28]。對于對稱型結(jié)構(gòu),其地震波形呈現(xiàn)基本對稱的特征,偏度近似為0;對于上接觸型結(jié)構(gòu),其地震響應(yīng)能量向下部砂體較厚處集中,波形表現(xiàn)為負(fù)偏度;下接觸型與上接觸型相反,由于上部砂體較厚,地震波能量向上部集中,波形呈正偏度。兩期型砂體不同結(jié)構(gòu)之間地震波偏度的差異,為剖面上界限處砂體結(jié)構(gòu)的識(shí)別奠定了基礎(chǔ)。

圖3 單井構(gòu)型分類Fig.3 Classification of single well architecture types

4.2 剖面構(gòu)型表征

在確定單井構(gòu)型分類的基礎(chǔ)上,將地震剖面以某一穩(wěn)定分布的等時(shí)界面拉平,綜合多因素進(jìn)行骨干剖面的構(gòu)型對比。

為進(jìn)一步指導(dǎo)兩期疊置砂體邊界處砂體結(jié)構(gòu)的識(shí)別,根據(jù)研究區(qū)地震頻譜分析及探井聲波測井?dāng)?shù)據(jù)得到目的層砂泥巖縱波速度、密度測井?dāng)?shù)據(jù)等,建立正演模型,模型參數(shù)為：地震主頻35 Hz,縱波速度：砂巖2 200 m/s、泥巖2 500 m/s;密度：砂巖2.05 g/cm3、泥巖2.01 g/cm3;砂體最大厚度7 m,泥巖夾層厚度2 m。

對兩期砂體構(gòu)型界面處可能的四種砂體結(jié)構(gòu)采用-90°相移后的子波進(jìn)行正演,所得到的地震波波型特征如圖4所示,兩期砂體形成的儲(chǔ)層基本對應(yīng)一套連續(xù)波谷,這與研究區(qū)-90°相移后的地震數(shù)據(jù)體響應(yīng)一致?？梢园l(fā)現(xiàn),當(dāng)兩期砂體中的一期存在尖滅或接觸型邊界時(shí),兩砂體同相軸不會(huì)發(fā)生明顯中斷,但對于不同的邊界處砂體結(jié)構(gòu),界限附近的波形偏度存在規(guī)律性變化,可采用式(3)計(jì)算各地震道波形偏度,繪制波形偏度變化曲線來識(shí)別。

單期尖滅/接觸型(圖4a, 圖4b)是指兩期砂體中的一期存在尖滅/接觸邊界,又可分為上部砂體尖滅/接觸和下部砂體尖滅/接觸兩個(gè)亞類。主體疊置處砂體厚度接近,結(jié)構(gòu)接近對稱型,地震波形也基本對稱?？拷鼧?gòu)型邊界,若上部砂體尖滅/接觸,則上部砂體厚度減小,結(jié)構(gòu)逐漸過渡為上薄下厚,地震波波形呈現(xiàn)負(fù)偏度特征;若下部砂體尖滅/接觸,則地震波形表現(xiàn)為正偏度。

圖4 兩期砂體構(gòu)型邊界處4種結(jié)構(gòu)的正演響應(yīng)特征Fig.4 Forward seismic results of 4 types of sand structure of two-period sandbody

錯(cuò)位尖滅/接觸型(圖4c, 圖4d)是指上下兩砂體均存在構(gòu)型邊界,兩邊界相距較近,因此只產(chǎn)生一條界限,界限處表現(xiàn)為偏度的轉(zhuǎn)換。錯(cuò)位尖滅/接觸型也可分為兩個(gè)亞類,沿某一方向,若上部砂體先發(fā)生尖滅/接觸,則邊界處砂體結(jié)構(gòu)先表現(xiàn)為上薄下厚,再表現(xiàn)為上厚下薄,波形由負(fù)偏度變?yōu)檎?若下部砂體先發(fā)生尖滅/接觸,則波形由正偏度變?yōu)樨?fù)偏度。構(gòu)型界面處的地震波偏度變化,其實(shí)質(zhì)是上下兩砂體厚度差異造成地震波能量向較厚砂體集中。

以地震波偏度為反映砂體結(jié)構(gòu)的指標(biāo),在界限附近分析研究區(qū)實(shí)際地震剖面響應(yīng)特征,可建立界限處砂體結(jié)構(gòu)判別標(biāo)準(zhǔn)(表1)。

表1 兩期砂體界限處砂體結(jié)構(gòu)判別標(biāo)準(zhǔn)Table 1 Criteria for distinguishing the structure of sand bodies at the boundary of two phases of sand bodies

剖面構(gòu)型分析的關(guān)鍵是確定構(gòu)型邊界位置與邊界處砂體結(jié)構(gòu)。其中前者依據(jù)預(yù)測得到的界限位置確定,后者則需依照界限處波形特征確定,即“界限定邊界、波形定結(jié)構(gòu)”。選取研究區(qū)內(nèi)三條典型剖面為例說明分析過程。研究區(qū)IV油組上部發(fā)育一套較穩(wěn)定的洪泛泥巖層,井間可對比,地震剖面上對應(yīng)連續(xù)波峰響應(yīng)。因此,分析井間構(gòu)型時(shí)以IV油組頂面為等時(shí)界面進(jìn)行拉平。

剖面AA′、BB′、CC′均選取注采井間連線(剖面位置見圖2),在解剖構(gòu)型的同時(shí),能夠分析井間連通關(guān)系,為開發(fā)調(diào)整提供指導(dǎo)。生產(chǎn)井G05、G07均對應(yīng)注水井G06。剖面AA′顯示,G06井與G05井之間存在Ⅱ類界限,地震剖面上可觀察到由G06井向G05井地震波形呈現(xiàn)由微負(fù)偏度向正偏度轉(zhuǎn)換。繪制出由G06井到G05井的波形偏度曲線,可以觀察到波形偏度由負(fù)值變?yōu)檎?即能量由向下集中轉(zhuǎn)為向上集中,說明在靠近G05井位置,砂體減薄,而在靠近G06井位置,上部砂體略薄。G06井上可識(shí)別出兩期砂體;G05井上沒有明顯隔夾層,但砂體厚度較大,推測也為兩期砂體較大程度疊置而成。沿等時(shí)界面拉平后,兩井上砂體均存在一定高程差。結(jié)合正演得到的判別標(biāo)準(zhǔn)與井上砂體發(fā)育情況,推測G06到G05井間為上、下部砂體依次存在接觸邊界。兩井間可存在能量交換,但能量交換不暢(圖5a)。

剖面BB′顯示(圖5b),從G06井到G07井之間依次預(yù)測得到一條Ⅱ類界限與一條Ⅲ類界限,在G06井附近Ⅱ類界限波形表現(xiàn)為正偏度,說明此處砂體上部較厚,下部有減薄的趨勢,而G07井附近Ⅰ類界限處波形表現(xiàn)為負(fù)偏度,說明此處下部砂體厚度穩(wěn)定,上部砂體表現(xiàn)為減薄至尖滅。因此判斷G06、G07井間上部砂體在靠近G07井處為尖滅型構(gòu)型邊界,下部砂體在靠近G06井處為接觸型構(gòu)型邊界。這一構(gòu)型特征使G06、G07井間連通性差,尤其上部砂體無能量交換。

剖面CC′連接注水井G10與采油井G08(圖5c),兩井之間無不連續(xù)界限,地震剖面觀察到同相軸能量穩(wěn)定,井上砂體頂面基本等高,說明G10、G08井間砂體復(fù)合程度高,形成厚層復(fù)合點(diǎn)壩,井間連通性好。

4.3 平面構(gòu)型表征

綜合骨干剖面的約束與界限的平面分布,可以在平面上表征儲(chǔ)層構(gòu)型,刻畫砂體之間的接觸關(guān)系。

結(jié)合砂體間的高程差異及隔夾層的分布,可將IV-2小層進(jìn)一步細(xì)分為三期沉積時(shí)期較為相近的曲流帶,沉積區(qū)域表現(xiàn)出一定由南向北遷移的趨勢。

其中,第一期曲流帶主要分布在研究區(qū)南側(cè),研究區(qū)內(nèi)曲流帶主要為南北向,河道帶寬度190～330 m,從厚度曲線形態(tài)推測,該期河道很可能由幾期更小的曲流帶復(fù)合而成,但砂體復(fù)合程度較高,連通性好,不連續(xù)界限發(fā)育程度低。在M09ST2北側(cè)河道帶轉(zhuǎn)向,在G09井處形成溢岸沉積(圖6a)。

圖5 研究區(qū)三條典型剖面井間構(gòu)型分析Fig.5 Architecture analysis of three typical profiles in the study area

圖6 三期曲流帶沉積Fig.6 Three periods of channel-belt deposition

第二期河道帶主要為北東向展布,結(jié)合不連續(xù)界限的剖面標(biāo)定,該期河道很可能在G31井附近分為西側(cè)一小型曲流帶和東側(cè)較大曲流帶,西側(cè)曲流帶寬度180 m左右,點(diǎn)壩規(guī)模較小,長軸寬度190～310 m,短軸寬度約180 m;東側(cè)曲流帶寬度210～385 m,點(diǎn)壩規(guī)模較大,長軸寬度440～590 m,短軸寬度220～360 m。兩曲流帶之間順河道向存在一條接觸型構(gòu)型邊界,構(gòu)成了該期砂體內(nèi)主要的不連續(xù)界限。與此同時(shí),研究區(qū)南側(cè)過D42ST1井發(fā)育一期曲流帶(圖6b),寬度140 m左右,結(jié)合剖面構(gòu)型分析結(jié)果,該曲流帶與第一期曲流帶切疊程度較高。

第三期曲流帶分為西側(cè)和東側(cè)兩期,兩條曲流帶規(guī)模相近,寬度均為150～310 m,點(diǎn)壩長軸寬度150～420 m,短軸寬度190～360 m。地震剖面上沿等時(shí)界面拉平后,西側(cè)曲流帶所對應(yīng)的同相軸略低,說明西側(cè)曲流帶帶先于東側(cè)形成,推測兩者在G06、G09井間存在邊界,但該處兩曲流帶切疊程度較高,連通性較好,未檢測出不連續(xù)界限。G07井西側(cè)兩曲流帶分界處存在廢棄河道,向北逐漸過渡為接觸型邊界(圖6c)。

5 構(gòu)型應(yīng)用分析

G07、G08是研究區(qū)的兩口生產(chǎn)井,兩口井都以IV-2層為主力層,IV-2層地層系數(shù)占比達(dá)到所有層位的80 %以上,單井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)主要由該層生產(chǎn)動(dòng)態(tài)控制。兩口井的有效厚度接近,G07井有效厚度略大。兩口井均有對應(yīng)的注水井,但注采井間的連通情況不同,使得兩口井間生產(chǎn)動(dòng)態(tài)差異大。G08與對應(yīng)的注水井G10位于同一復(fù)合砂體上,兩者之間未預(yù)測出不連續(xù)界限,砂體連通程度高,注水效果好,G08井產(chǎn)液量穩(wěn)定(圖7a);而G07與對應(yīng)的注水井G06之間下部砂體以接觸型邊界分隔,上部砂體以尖滅型邊界分隔,井間連通程度低導(dǎo)致注水效果差,在G06井注水穩(wěn)定的情況下,G07產(chǎn)液量持續(xù)下降(圖7b)。

圖7 G10-G08、G06-G07井組注采曲線Fig.7 Well dynamic curves of G06-G07, G10-G08 well groups

6 結(jié)論

1)研究區(qū)內(nèi)厚層連片砂體為多期河道砂體連續(xù)沉積,單井構(gòu)型模式可劃分為單期型、兩期型和多期型,以兩期型為主,井間不連續(xù)界限以尖滅和接觸邊界為主,說明連片砂體內(nèi)部存在不同砂體復(fù)合形成的構(gòu)型界面。

2)建立單期尖滅型、錯(cuò)位尖滅型、單期接觸型、錯(cuò)位接觸型不同砂體疊置方式正演模型,通過地震正演總結(jié)了以界限類型和波形偏度為特征指標(biāo)的砂體結(jié)構(gòu)判別標(biāo)準(zhǔn),為構(gòu)型邊界處砂體結(jié)構(gòu)的判斷提供了指導(dǎo)。

3)按照“單井定期次、界限定邊界、波形定結(jié)構(gòu)”的思路,綜合砂頂高程差異等多因素確定砂體間的組合方式,將IV-2層進(jìn)一步細(xì)分為三期曲流帶沉積,構(gòu)型分析結(jié)果與井間動(dòng)態(tài)響應(yīng)相符。

4)不連續(xù)界限能有效揭示常規(guī)地震屬性不易識(shí)別的砂體間構(gòu)型界面,降低井間對比多解性,結(jié)合單井構(gòu)型、地震波形響應(yīng)可刻畫復(fù)合砂體內(nèi)部儲(chǔ)層結(jié)構(gòu),指導(dǎo)開發(fā)調(diào)整,并在一定程度上揭示儲(chǔ)層的沉積過程,為海上少井條件下油藏精細(xì)描述提供有益的途徑。