基于地震識別復合砂體構(gòu)型地質(zhì)模型的剩余油開發(fā)井網(wǎng)井距規(guī)律
——以渤海Q油田明化鎮(zhèn)組R13油層為例

王海峰， 范廷恩， 胡光義， 徐云貴， 胡葉正

(1. 海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，北京 100028； 2. 中海油研究總院有限責任公司，北京 100028； 3. 西南石油大學 油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川 成都 610500 )

0 引言

復合砂體構(gòu)型是單砂體及其組合在空間上沉積樣式及疊置關(guān)系的總和。中國東部海上油田逐漸進入開發(fā)中后期或高含水期，油田儲層呈復合砂體構(gòu)型特征，儲層內(nèi)部結(jié)構(gòu)關(guān)系復雜，流體滲流規(guī)律和剩余油空間分布規(guī)律認識不清。另外，在中國油氣田未動用儲量中，35%為受儲層構(gòu)型影響而滯留地下的可動用剩余油[1]。復合砂體構(gòu)型的發(fā)育特征是分析砂體單元分布特點、流體滲流規(guī)律、剩余油空間分布、提高采收率的基礎(chǔ)，研究復合砂體構(gòu)型具有重要意義。

有關(guān)砂體儲層構(gòu)型研究見文獻[2-9]。MIALL A D[6]提出構(gòu)型概念，研究構(gòu)型單元、單元組合、單元疊置關(guān)系及儲層層序等，為儲層構(gòu)型研究奠定理論基礎(chǔ)。文獻[10-17]研究油田儲層非均質(zhì)性、層序格架、疊合模式、儲層連通性和儲層構(gòu)型界面等。復合砂體構(gòu)型特征研究的重點是儲層的非均質(zhì)性，主要體現(xiàn)在砂體單元之間發(fā)育泥質(zhì)隔夾層(構(gòu)型界面)，通常泥質(zhì)隔夾層滲透性較差，形成滲流屏障，導致流體滲流不暢，易形成剩余油，有關(guān)構(gòu)型界面及模型研究可以揭示剩余油富集區(qū)的形成機理[18-24]。復合砂體構(gòu)型界面的主要研究方法包括復合砂體構(gòu)型分析、構(gòu)型界面地質(zhì)模型建立和油藏數(shù)值模擬。傳統(tǒng)構(gòu)型界面地質(zhì)建模方法主要利用密井網(wǎng)的測井資料和巖心資料，解剖復合砂體構(gòu)型(大小、厚度、疊置關(guān)系與滲透率等)，是基于“以井為主”的研究方法[25-32]。基于密集井網(wǎng)的陸上油田復合砂體構(gòu)型研究方法，可以識別構(gòu)型界面，根據(jù)油藏地質(zhì)建模、數(shù)值模擬，開展剩余油分布預(yù)測。海上油田采用大井距稀疏井網(wǎng)(井距為300～500 m)進行開采[12]，大井距下的少井資料難以有效識別構(gòu)型界面空間分布，因此需要開展“以震為主、井震聯(lián)合”的構(gòu)型研究方法。

以渤海Q油田明化鎮(zhèn)組R13油層為研究對象，基于“以震為主、井震結(jié)合”的研究方法，建立構(gòu)型界面地質(zhì)模型；根據(jù)油藏數(shù)值模擬，研究構(gòu)型界面的滲透率、長度、縱向深度對剩余油分布的影響，總結(jié)構(gòu)型界面與剩余油開發(fā)井網(wǎng)井距的相關(guān)關(guān)系，為油田井網(wǎng)井距的部署與優(yōu)化提供依據(jù)，實現(xiàn)提高采收率的最終目的。

1 地質(zhì)概況

Q油田位于渤海中部，屬于斷層復雜化的大型披覆構(gòu)造，由兩組北東向基底斷層構(gòu)成南北邊界，發(fā)育淺層次級斷層。構(gòu)造總面積約為110 km2，含油面積約為40 km2，研究區(qū)為油田北區(qū)(見圖1(a))，面積約為10 km2。北區(qū)油藏深度為1.1 km，屬于典型的河流相沉積，各級復合砂體構(gòu)型單元(復合河道、單河道、復合點壩和單點壩等)之間的界面發(fā)育廣泛，其中明化鎮(zhèn)組下段為油田主力含油層系，儲層為正韻律和復合韻律河道沉積砂體。井網(wǎng)設(shè)計(見圖1(b)，藍色為注水井，紅色為產(chǎn)油井)顯示，井距大，一般在250～600 m之間，采用反九點井網(wǎng)開采，中間點為注水井，外八點為產(chǎn)油井。研究區(qū)三維地震資料信噪比高，覆蓋全區(qū)，中心頻率達50 Hz，帶寬為15～98 Hz。

圖1 渤海Q油田產(chǎn)油區(qū)分布Fig.1 The distribution of oil production areas in Q Oilfield of Bohai Sea

圖2 基于構(gòu)型界面模型的剩余油分布預(yù)測與井網(wǎng)井距規(guī)律總結(jié)流程Fig.2 Workflow of prediction of remaining oil distribution based on seismic identifiable architecture interface modelling and summary of well-network well-spacing rule

2 復合砂體構(gòu)型界面模型

2.1 構(gòu)型界面建模

提出一種基于三維地震屬性的復合砂體構(gòu)型界面建模方法(構(gòu)型界面模型)。分析復合砂體構(gòu)型特征和地震屬性之間的對應(yīng)關(guān)系，確定地震屬性類型，并提取目標油藏對應(yīng)的平面地震屬性，采用數(shù)學形態(tài)學方法，將表征構(gòu)型界面特征的屬性值區(qū)域以直線段標識，實現(xiàn)數(shù)字化線段和構(gòu)型界面建模的目的。在三維模型中界面以垂直面表示，在二維俯視平面上以直線段表示。采用構(gòu)型界面建模方法，表征構(gòu)型界面特征(滲透率、長度和縱向深度等)；采用油藏數(shù)值模擬，研究構(gòu)型界面對剩余油分布的影響及與開發(fā)井網(wǎng)井距的相關(guān)關(guān)系(見圖2)。目標區(qū)地震數(shù)據(jù)是拖纜形式的海上觀測系統(tǒng)采集的，經(jīng)過常規(guī)處理獲取疊前時間偏移的三維時間域地震數(shù)據(jù)體；在測井解釋及井震標定后，確定目標層構(gòu)型界面發(fā)育特征及構(gòu)型界面在地震屬性(振幅等)上的表現(xiàn)特征，作為基于地震屬性的構(gòu)型界面特征獲取的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。另外，基于Eclipse軟件的黑油模型研究流體動態(tài)變化。

背景模型參數(shù)：構(gòu)型界面模型是基于渤海Q油田明化鎮(zhèn)組下段R13油層的簡化模型，模型垂向上分為三層：第一層和第三層為泥巖層，第二層為目標砂層。目標砂層為R13油層(見圖3)，模型參數(shù)為孔隙度、滲透率、含水飽和度、生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)和壓差等，采用多井分析和地質(zhì)統(tǒng)計學模擬實現(xiàn)空間三維分布，模型的厚度、頂?shù)讓优c實際油田的一致，第二層厚度為0.2～30.0 m。在數(shù)值模擬前，對模型進行網(wǎng)格化。R13油層網(wǎng)格化的滲透率權(quán)重見圖3，0對應(yīng)藍色，表示不滲透, 完全阻隔流體；1.000對應(yīng)紅色，表示高滲透率。另外，圖3模型數(shù)值模擬計算量巨大，實際數(shù)值模擬時以研究區(qū)域為參考建立模型(見圖3中間區(qū)域)。

圖3 渤海Q油田R13油層構(gòu)型界面分布Fig.3 Architecture interface distribution of R13 Oil Layer of Q Oilfield of Bohai Sea

構(gòu)型界面參數(shù)：首先，在背景模型基礎(chǔ)上，在第二層中，將構(gòu)型界面垂直插入，將界面第二層從頂?shù)降淄耆灤韪袅黧w，但界面橫向長度有限；然后，對模型進行油藏網(wǎng)格化，網(wǎng)格化的界面由實際界面穿過的網(wǎng)格集合表示；最后，形成藍色和綠色的網(wǎng)格分布(見圖3)，藍色網(wǎng)格為主界面，綠色網(wǎng)格為次界面。

基于構(gòu)型界面模型的油藏數(shù)值模擬是研究儲層物性及不同注采方案條件下剩余油分布的有效方法。在設(shè)置背景模型參數(shù)和構(gòu)型界面參數(shù)后，設(shè)置不同界面其他物性特征(滲透率、長度和縱向深度等)，進行油藏開采數(shù)值模擬，分析開采若干年后剩余油分布，研究構(gòu)型界面特征對剩余油分布的影響。

2.2 復合砂體級次

構(gòu)型界面滲透率表示泥質(zhì)層的滲透能力。設(shè)置一系列不同滲透率的構(gòu)型界面，分析構(gòu)型界面滲透率對采收率的潛在影響。構(gòu)型界面的長度、縱向深度與砂體構(gòu)型級次密切相關(guān)，Q油田復合砂體級次與橫向發(fā)育規(guī)模的關(guān)系見圖4，反映每個構(gòu)型級次的復合砂體橫向上的分布規(guī)模，其中黃色表示砂體沉積，綠色和黑色表示砂體邊界或泥質(zhì)夾層。由圖4可以看出，復合河道分布規(guī)模為2 770～7 360 m，由三期河道復合疊置而成，河道間發(fā)育條狀帶泥質(zhì)夾層，形成阻隔流體流動的屏障；其他級次有單河道、復合點壩和單點壩。Q油田實際開發(fā)優(yōu)選井距為250～600 m，是基于復合點壩級別的注采設(shè)計，構(gòu)型界面的長度設(shè)置為250～600 m，在參考實際井網(wǎng)規(guī)模的前提下，確定不同界面長度的開發(fā)效果。另外，某些構(gòu)型界面(5級復合砂體為綠色條帶界面，其他級的為黑色線條界面)完全貫穿砂體，需要研究構(gòu)型界面切割或貫穿程度的方向。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

3.1 界面特征統(tǒng)計

曲流河河道頻繁遷移改道，多期點壩相互疊合，進而形成復合點壩，對應(yīng)的地震響應(yīng)具有一定特點。渤海Q油田復合點壩的內(nèi)部特征剖面見圖5，①、②、③單點壩側(cè)向從左到右疊合，形成復雜不連續(xù)的同相軸。同相軸的能量表示點壩與背景介質(zhì)速度差異的強弱，或是點壩間(或點壩內(nèi)部)的低滲泥質(zhì)界面產(chǎn)生的反射能量。這些地震反射能量與周圍地震信號有差異，從而攜帶泥質(zhì)界面的信息。

圖4 Q油田復合砂體級次與橫向規(guī)模的關(guān)系Fig.4 The relationship between the level of complex sand body and the lateral scale in the Q Oilfield

圖5 Q油田復合點壩內(nèi)部剖面特征Fig.5 Profile characteristics of compound point bar in the Q Oilfield

目標層地震構(gòu)型界面屬性與砂體單元泥質(zhì)邊界或砂體單元內(nèi)部泥質(zhì)界面相關(guān)，地震信號上突變，采用地震一致性的屬性(信號畸變位置屬性值大)，構(gòu)建表示含構(gòu)型界面的地質(zhì)模型(見圖6)，以Q油田R13油層為例，描述構(gòu)建地質(zhì)模型的過程。首先，根據(jù)地震數(shù)據(jù)提取地震一致性屬性(見圖6(a))，在一定程度上表示復合砂體中泥質(zhì)構(gòu)型界面；然后，進行圖像處理得到黑白圖像(見圖6(b))；最后，通過特征化和線性化形成構(gòu)型界面的線段，得到表示低滲透泥質(zhì)界面的矢量界面(見圖6(c)，藍色表示主界面，紅色表示次界面，箭號表示物源方向)，線段用于復合砂體地質(zhì)和油藏建模(見圖3)。

對圖6(c)的界面進行統(tǒng)計分析，構(gòu)型主、次界面長度和方位角分布見圖7。由圖7(a)可以看出，主界面長度分布在50～200 m之間，對應(yīng)單點壩級別的界面，與R13油層多年開發(fā)認識基本一致[13]。方位角分布平均為80°(見圖7(b))，近南北向，呈順時針方向，角度為圖6(c)箭頭由西北指向東南，與已有地質(zhì)認識的物源方向一致。次界面幾何長度相對較短，與主界面相交角度較大(最大夾角為90°)，長度分布在40～80 m之間，角度分布在120°～ 180°之間(見圖7(c-d))，符合主、次界面相對幾何關(guān)系。

圖6 R13油層構(gòu)型界面建模過程Fig.6 Modeling process of the R13 Oil Layer with architecture interfaces

圖7 R13油層構(gòu)型主、次界面長度和方位角分布Fig.7 Histograms of the length and azimuth of the primary and secondary architecture interfaces in R13 Oil Layer

3.2 構(gòu)型界面滲透率影響

設(shè)計5種R13油層構(gòu)型界面模型,研究構(gòu)型界面不同滲透率與產(chǎn)油量的對應(yīng)關(guān)系。根據(jù)平面地震屬性獲取界面，設(shè)置界面不同滲透率權(quán)重(0.001、0.010、0.100、0.500和1.000)，即每個界面位置的滲透率為原滲透率乘以滲透率權(quán)重，如果滲透率權(quán)重為1.000，則表明界面滲透率和背景滲透率相同，相當于不發(fā)育界面；如果滲透率權(quán)重為0，相當于界面完全阻隔流體。另外,設(shè)置界面在垂向上貫穿砂層，在縱向上完全切割。

采用規(guī)則反九點法方式開采。根據(jù)油田現(xiàn)場生產(chǎn)指數(shù)及儲層厚度，計算區(qū)塊平均單井產(chǎn)能為110 m3/d。先設(shè)計9口井共同生產(chǎn)1 a后周圍泄壓，中間井P2-2井轉(zhuǎn)注(更名為Ⅰ1井)；再根據(jù)全區(qū)注采比配注入量，數(shù)值模擬生產(chǎn)20 a(海上平臺平均壽命)。

不同滲透率權(quán)重的R13油層含油飽和度分布見圖8。由圖8可以看出，當構(gòu)型界面的滲透率權(quán)重為1.000時(見圖8(a))，即無界面時，含油飽和度中間區(qū)域呈花瓣形，向周圍均勻展開；當滲透率權(quán)重為0.500時(見圖8(b))，對含油飽和度分布稍有影響；當滲透率權(quán)重分別為0.100、0.010、0.001時(見圖8(c-e))，對含油飽和度影響逐漸明顯。在滲透率權(quán)重為0.001時(見圖8(e))，界面幾乎不滲透，剩余油的分布受構(gòu)型界面的位置、角度和長度等控制。

圖8 不同滲透率權(quán)重的R13油層含油飽和度分布Fig.8 Oil saturation distribution of R13 Oil Layer with different permeability weight

圖9 不同滲透率權(quán)重的R13油層累計產(chǎn)油量關(guān)系曲線Fig.9 Cumulative oil production curve of R13 Oil Layer with different permeability weight

不同滲透率權(quán)重的R13油層累計產(chǎn)油量關(guān)系曲線見圖9。由圖9可以看出，在滲透率權(quán)重低的條件下(滲透率權(quán)重低于0.1)，對累計產(chǎn)油量影響明顯，剩余油分布受構(gòu)型界面的位置、角度和長度等控制；界面滲透率高的條件下(權(quán)重高于0.1)，構(gòu)型界面對剩余油分布影響不明顯，累計產(chǎn)油量曲線變化平緩。

3.3 構(gòu)型界面長度影響

不同構(gòu)型界面長度的R13油層滲透率分布見圖10，試驗范圍是圖8對應(yīng)的白框區(qū)域，采用規(guī)則反九點法方式注采，井距為360 m，白色點表示注水井，綠色點表示產(chǎn)油井，紅色區(qū)域表示高滲透率，藍色線段表示非滲透界面，采用單條界面排除其他因素影響，量化界面長度與井距對應(yīng)關(guān)系對注采的影響。界面長度為從0～1 140 m的11個模型，相當于井距倍數(shù)關(guān)系為0～3.2倍，360 m對應(yīng)1倍井距(見圖10(e))，720 m對應(yīng)2倍井距(見圖10(h))，界面滲透率權(quán)重為0。構(gòu)型界面位于注水井(P2-2井)與產(chǎn)油井(P2-3井)連線的中垂線上。R13油層設(shè)計開采20 a，含油飽和度分布見圖11,紅色表示高含油飽和度，藍色表示含油飽和度為0。20 a開采采出程度與界面長度關(guān)系曲線見圖12。

圖10 不同構(gòu)型界面長度的R13油層滲透率分布Fig.10 Permeability distribution of R13 Oil Layer with different architecture interface length

圖11 不同構(gòu)型界面模型20 a開采含油飽和度分布Fig.11 The oil saturation distribution of the permeability models with different architecture interface length after 20 years' production

由圖11-12可以看出，界面長度小于1倍井距時，界面對注采效果和剩余油分布影響甚微；界面長度大于1倍井距、小于3倍井距時，影響明顯；界面長度大于或接近3倍井距時，采出程度明顯降低。第一種倍數(shù)關(guān)系見圖11(a-d)，剩余油分布差異不大；第二種倍數(shù)關(guān)系見圖11(e-j)，在界面位置顯示紅色，表明界面位置在靠近P2-3井一側(cè)，有剩余油聚集，界面阻隔來自P2-2井注水；第三種倍數(shù)關(guān)系見圖11(k)，剩余油聚集特征明顯，界面完全阻隔來自P2-2井注水，在界面兩端形成明顯的、由多方壓力均衡導致的剩余油富集靜態(tài)三角區(qū)。三角區(qū)流線不通過、不相交，形成壓力均衡不動點或不動區(qū)，從而形成剩余油富集。

采出程度與界面長度變化曲線可以分為3個階梯范圍，即倍數(shù)為0～1(0～360 m)、1.5～2.6(540～940 m)和3.2(1 140 m)。變化最大的是3.2倍階梯范圍，界面足夠長，幾乎隔斷油水的流動，注采效果最差。曲線拐點在3倍左右井距，原因是在反九點法方式開采中，3倍左右井距阻隔單邊3口注水井的注水和壓力，受阻隔的3口井注水效果微弱。

3.4 構(gòu)型界面縱向深度影響

R13油層構(gòu)型界面存在沒有完全貫穿砂體單元的情況，注采過程中，油水可以通過未貫穿的部分流通。采用界面長度和縱向深度變化的模型進行數(shù)值模擬，表征界面貫穿或縱向深度對注采效果的影響規(guī)律。設(shè)計50種模型，分別為10種界面長度(無600 m界面長度)及5種縱向深度(0、13、23、25和26 m(貫穿))，界面處油藏厚度為26 m。除界面幾何參數(shù)外，模型參數(shù)和構(gòu)型界面滲透率一致。R13油層20 a開采采出程度與界面長度關(guān)系曲線見圖13。由圖13可以看出：(1)只要界面沒有完全貫穿，注采效果變化不明顯，即使貫穿比例達96%(25 m/26 m)，不管界面長度多大，界面的阻隔作用也不明顯；(2)在完全貫穿的情況下，界面在大于1倍井距長度時有阻隔作用，大于3倍井距長度時阻隔作用明顯。

圖12 不同構(gòu)型界面模型R13油層20 a開采采出程度與界面關(guān)系曲線Fig.12 Production curve of R13 Oil Layer with different architecture interface length after 20 years' production

圖13 R13油層20 a開采采出程度與界面長度關(guān)系曲線Fig.13 Production curves of R13 Oil Layer with different architecture interface length and different cutting depth after 20 years' production

4 結(jié)論

(1)以渤海Q油田R13油層為例，基于以地震資料為主的海上油田砂體構(gòu)型界面方法，分析構(gòu)型主、次界面幾何特征。主界面長度分布在50～200 m之間，對應(yīng)單點壩級別的構(gòu)型界面；主界面方位角平均為80°，與已有地質(zhì)認識一致。

(2)構(gòu)型界面滲透率權(quán)重小于0.1時，阻隔作用明顯；構(gòu)型界面長度大于3倍井距時，阻隔作用明顯；在縱向深度貫穿時顯示阻隔作用。構(gòu)型界面不同滲透率、長度和縱向深度對剩余油空間分布的阻隔影響，為類似海上油田井網(wǎng)井距的優(yōu)化和注采方案的實施提供依據(jù)。