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量的主要接替區(qū)。據統(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]，相應的深海油氣田產量也獲得了顯著增長，石油咨詢公司Rystad Energy預計2019年全球深海區(qū)域油氣產量將達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，產量遞減加快，面臨迫切的動態(tài)調整和加密挖潛需求。

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)出了復雜的沉積演化、砂體展布及儲層結構特征,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)調整和加密挖潛措施的地質基礎。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部結構的刻畫和表征等應用性研究相對薄弱。

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、復合水道系列、單期復合水道三個層面入手，分別以構型級次解剖、空間格架搭建、非均質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)為一個斷層復雜化背斜構造，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，采用大斜度井和水平井開發(fā)，截至2018年底，已投產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下開展構型級次解剖，從宏觀上認識儲層的空間展布特征及期次構成特征。

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、復合水道系列、復合水道、單一水道(圖2)。一個水道沉積體系由多個復合水道系列構成，復合水道系列之間存在明顯的沉積間隔；一個復合水道系列又由多個復合水道組成，不同期次的復合水道橫向上反復擺動，縱向上相互切疊；一個復合水道內部又包含數量不等的單一水道。

圖2 深海水道沉積體系分類(據趙曉明 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，對應于A、B油組兩套復合水道系列，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，表明其由多期復合水道構成。復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，向兩側邊緣快速減薄直至尖滅；縱向上，內部的多期復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[11]，通過地震相自約束修正初始低頻模型，確保稀疏井網條件下儲層橫向預測精度，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)?；诜囱輸祿w，融合層拉平和切片屬性分析等地震解釋技術，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油組復合水道系列沉積期次解釋(圖5)。

A油組復合水道系列共由7期復合水道構成，不同期次的復合水道縱向上切割疊置，平面上交匯疊合，形成了復雜的外部空間結構及內部接觸關系。早期物源由西北至東南，控制了A1—A3等3期復合水道的沉積，3期復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；后期物源向東側遷移，形成了A4—A7等4期NE-SW向展布的復合水道，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復合水道對下伏A6復合水道具有明顯的侵蝕特征，意味著兩期復合水道緊密接觸，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油組復合水道系列構型解釋結果Fig.5 Architecture interpretation of Reservoir A channel complex series in M oilfield

3 復合水道系列空間格架搭建

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

3.1 沉積格架建立

針對復合水道系列，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，即復合水道系列的“包絡面”；然后，在層序格架總體控制下，將構型解釋的7期復合水道頂、底面依次嵌入，得到M油田A油組復合水道系列的沉積格架。沉積格架模型與構型解剖成果直接對應，準確表征了7期復合水道的空間形態(tài)結構，客觀再現(xiàn)了A油組的沉積演化過程(圖5a、6)。

3.2 接觸關系表征

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

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，復合水道遷移疊置過程極為復雜，不同部位表現(xiàn)為不同的空間接觸關系，形成了不同的復合水道疊置樣式。

考慮復合水道垂向疊置和側向遷移分量關系，將復合水道疊置關系劃分為垂向疊置、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)復合水道系列內部的接觸關系表征奠定基礎(圖7)。

圖6 M油田A油組復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 深海復合水道疊置樣式(據陳筱 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

基于復合水道平面展布范圍，首先圈定相鄰兩期復合水道的疊合區(qū)域；然后根據地震響應特征，結合層間地震屬性分析，在疊合區(qū)域內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，結合干擾測試、生產動態(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]。最后將復合水道間連通區(qū)域網格化，嵌入復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)。

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

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

4 復合水道內部儲層非均質性表征

復合水道是復合水道系列的次一級沉積單元。在復合水道研究層面，核心是對復合水道內部儲層非均質性進行表征，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，重構孔滲相關關系，構建巖相分類預測模型，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)復合水道內部儲層非均質性的定量表征。

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特征，以巖性和沉積構造兩大直接反映儲層滲流能力的因素作為分類維度，將復合水道儲層劃分為9類巖相(表1)；進一步基于巖相分類，細化重構孔滲相關關系，為復合水道儲層物性的差異化表征提供定量依據(圖9)。

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

圖9 基于巖相分類重構M油田深海復合水道儲層孔滲相關關系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 儲層巖相預測

針對無取心井，利用巖心和測井資料建立預測模型完成巖相分類。巖心分析結果顯示，平均粒徑與黏土含量分別與孔隙度和滲透率具有相關關系(圖10a、b)，鑒于伽馬曲線主要反映泥質含量，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測。

采用神經網絡方法，將M油田5口取心井的巖相分類結果及其伽馬曲線和密度曲線作為訓練數據，構建了巖相預測模型；將無取心井伽馬曲線和密度曲線作標準化處理后，輸入巖相預測模型，設定模型預測參數，運算得到無取心井的巖相分類預測結果。經未參與訓練的2口盲井檢驗，巖相分類預測結果與取心段描述結果基本吻合(圖10c)，進而實現(xiàn)了研究區(qū)巖相分類全覆蓋。

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

4.3 儲層非均質性定量表征

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

圖11 M油田不同巖相類型的物性參數知識庫(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用。以A油組A7復合水道為例，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復合水道射孔(圖12a)。投產9年后采集的時移地震資料顯示，A7復合水道中南部區(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響應范圍相吻合(圖12b—d)，表明地質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|模型，預測A7復合水道北部和西南部難以被現(xiàn)有井網兼顧，剩余油富集，下一步可考慮加密調整。采用上述方法，共在A油組識別剩余油富集區(qū)7個，為今后油田加密調整、挖潛穩(wěn)產指明了方向。

圖12 M油田A油組A7復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，以構型解剖為核心，建立沉積模式并細分沉積期次；②復合水道系列層面，以疊置樣式分析和連通區(qū)刻畫為核心，構建精細沉積空間格架；③復合水道層面，以巖相分類及孔滲關系細分為核心，定量表征儲層非均質性。

2)M油田A油組應用結果表明，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響應吻合較好，表明本文方法可行，可為國內深海油氣藏開發(fā)研究提供借鑒。