井震藏結(jié)合判定井間砂體連通性研究及應(yīng)用
——以南堡油田M區(qū)中深層為例

林偉強(qiáng)，曲麗麗，朱露，馮林平

（中國石油冀東油田公司南堡油田作業(yè)區(qū)，河北唐山 063200）

南堡油田M 區(qū)中深層（NgⅣ—Ed1）為辮狀河三角洲相儲層形成的多層砂巖交互油藏，儲層成因類型豐富、橫向變化快、接觸關(guān)系復(fù)雜，井間砂體連通性認(rèn)識是否清楚是能否實(shí)現(xiàn)精細(xì)開發(fā)的關(guān)鍵[1?2]。

判定井間砂體連通性的方法有很多，有多級次旋回對比和沉積微相分析等傳統(tǒng)方法，有RFT 測井、測井曲線響應(yīng)、測井曲線疊加等測井方法，有屬性提取、地震反演、井間地震等開發(fā)地震方法，有示蹤劑等地球化學(xué)方法[3?4]，以及井間綜合分析、產(chǎn)吸剖面對比等油藏工程方法[5?9]。單一的識別方法各有優(yōu)缺點(diǎn)，難以匹配該區(qū)復(fù)雜的地質(zhì)情況。因此，提出井震藏結(jié)合技術(shù)，即地震相技術(shù)來確定砂體幾何形態(tài)和邊界，地震屬性技術(shù)和地震聯(lián)合反演技術(shù)判定砂體之間的連通性和連通程度；通過示蹤劑、產(chǎn)吸剖面、注采關(guān)系等油藏動態(tài)資料分析[10]，驗(yàn)證井間砂體的連通關(guān)系，為后期開發(fā)調(diào)整提供可靠依據(jù)。

1 問題背景

南堡油田M 區(qū)位于南堡凹陷西南部的沙壘田凸起北部斜坡帶上，是一個(gè)被斷層復(fù)雜化的潛山披覆背斜構(gòu)造（圖1），屬于中孔中滲復(fù)雜斷塊油氣藏。該區(qū)為注水開發(fā)，反七點(diǎn)法注水井網(wǎng)，井距250～300 m，油藏注水開發(fā)三大矛盾突出，水驅(qū)儲量動用程度較低。如何完善注采井網(wǎng)，增加受效方向，提高水驅(qū)動用程度，是該區(qū)所面對的迫在眉睫的問題。井間砂體是否連通，連通程度如何，對于完善注采井網(wǎng)具有重要的指導(dǎo)意義。該區(qū)斷塊復(fù)雜，儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，砂體展布認(rèn)識及井間單砂體連通關(guān)系判定難度較大。

圖1 南堡油田M區(qū)Ed1Ⅱ②1小層平面Fig.1 Plan of sublayer Ed1Ⅱ②1 in M area of Nanpu Oilfield

2 井間砂體連通性

砂體在三維空間上直接接觸是砂體之間相連通的必要條件。南堡油田M 區(qū)是淺水環(huán)境下辮狀河三角洲前緣沉積，為南、北兩個(gè)物源的交匯區(qū)，河道橫向變遷頻繁，造成砂體橫向變化快。相帶上主要表現(xiàn)為水下分流河道，河道分叉、擺動、切疊特征明顯，砂體疊置現(xiàn)象明顯（圖2）。

圖2 南堡油田M區(qū)主體區(qū)砂體連井剖面Fig.2 Cross well section in sand body of main M area of Nanpu Oilfield

2.1 砂體接觸關(guān)系

利用地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)反演結(jié)果，刻畫砂體期次及邊界，該區(qū)的砂體接觸關(guān)系進(jìn)一步得到確認(rèn)（圖3）。從反演剖面可以看出，相鄰砂體存在多種形態(tài)的疊置接觸關(guān)系，主要存在拼接型、垂疊型和側(cè)疊型。拼接型為砂體橫向搭接接觸；垂疊型為上覆砂體對前期沉積砂體沖刷造成，垂向上兩期砂體疊置在一起；側(cè)疊型為后期砂體從側(cè)面切疊前期砂體，橫向上砂體相連。

圖3 地震識別南堡油田M區(qū)砂體疊置類型Fig.3 Seismic identification of sand body superimposition types in M area of Nanpu Oilfield

由于水下分流河道頻繁分叉改道，單砂體相互疊切，接觸關(guān)系復(fù)雜。在劃分不同期次河道，明確不同砂體疊置的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步識別砂體接觸關(guān)系，主要有切疊接觸、削截接觸、拼接接觸、不接觸4種類型（表1）。

表1 不同砂體疊置類型的特點(diǎn)Table 1 Characteristics of different sand body superimposition types

2.2 砂體接觸關(guān)系的動態(tài)響應(yīng)

根據(jù)M 區(qū)的砂體接觸關(guān)系，把井間砂體連通性分為3 類：連通、弱連通、不連通。砂體接觸關(guān)系不同，其接觸類型和開發(fā)治理對策各異，動態(tài)響應(yīng)特征也不同，可以分為4類：Ⅰ類注水見效快、見效特征明顯，產(chǎn)量升高，壓力升高；Ⅱ類注水見效特征不顯著，產(chǎn)量略微升高或產(chǎn)量平穩(wěn)；Ⅲ類注水見效所需時(shí)間長，遞減變小；Ⅳ類注水不見效。

3 地震勘探技術(shù)

在“沉積模式邊界”控制下，以沉積地質(zhì)庫數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，開展地震相、地震屬性、特征參數(shù)反演聯(lián)合等地震技術(shù)刻畫砂體邊界方法摸索，進(jìn)而預(yù)測沉積朵體邊界，在此基礎(chǔ)上進(jìn)一步預(yù)測井間的砂體連通性。

3.1 地震相分析技術(shù)

根據(jù)地震反射的外形，同相軸的形態(tài)產(chǎn)狀、強(qiáng)弱特征、相位終止特征、接觸關(guān)系等多種要素，總結(jié)出與地質(zhì)特征的相關(guān)性，完成地震剖面的地質(zhì)解釋。利用地震相分析，把井間砂體連通性分為三類：連通、半連通和不連通（表2）。

表2 地震相判定砂體連通性Table 2 Evaluation of sand body connectivity by seismic phase

地震相技術(shù)可以確定砂體的形態(tài)和邊界。但因?yàn)榈卣鸩ㄔ谙蛳聜鞑ミ^程中高頻部分出現(xiàn)衰減，地震資料主頻會降低，縱向分辨率有限。而且有的砂體為不規(guī)則條帶狀，僅僅依靠地震相不能完成井間砂體連通關(guān)系認(rèn)識。

3.2 地震屬性分析技術(shù)

利用地震屬性分析方法，發(fā)揮地震資料的橫向連續(xù)性優(yōu)勢，反映沉積演化特征并有效預(yù)測井間砂體展布特征，評價(jià)砂體連通性。

經(jīng)過篩選，能夠反映地下巖性變化的振幅類屬性最適合本區(qū)的砂巖研究[11?12]。振幅類地震屬性一方面可以檢測砂體的平面分布規(guī)律，展示朵體形態(tài)。該區(qū)物源為南北雙向供給，北部物源方向以北東、北西向?yàn)橹鳎喜课镌捶较驗(yàn)槟衔飨?；垂直物源方向上，朵體的形態(tài)清晰；宏觀上朵體有遷移，局部交匯處朵體間砂體間有疊置；北物源有3 個(gè)沉積（朵）體，寬度300～1 500 m；南物源有5 個(gè)沉積（朵）體，寬度200～1 200 m。另一方面可以描述井間的平面砂體連通關(guān)系，但多解性較強(qiáng)，而且無法描述儲層縱向上的疊置關(guān)系，不能直觀地解釋縱向上各井不同油水層之間的關(guān)系。

3.3 地震反演分析技術(shù)

地震反演的主要任務(wù)是彌補(bǔ)常規(guī)地震剖面分辨率低的缺陷，高分辨率的地震反演剖面，是判定井間砂體連通性的常用參考手段。

傳統(tǒng)地震反演的目標(biāo)就是在井的控制下把近炮檢距反射振幅資料轉(zhuǎn)換成波阻抗資料，即為井控波阻抗反演。波阻抗反演的分辨率不高[13]，與砂巖縱向上做不到一一對應(yīng)，無法達(dá)到識別該區(qū)井間單砂體連通性的要求。

3.3.1 波形指示模擬反演

波形指示模擬反演充分利用地震波形的橫向變化來反映儲層空間的相變特征，是一種真正的井震結(jié)合高頻模擬方法，是針對薄層開發(fā)應(yīng)用的高精度波阻抗反演方法[14]。該反演方法對井位分布的均勻性沒有嚴(yán)格要求，反演效率較高。

波形指示模擬反演縱向分辨率較高，橫向連續(xù)性強(qiáng)；但是對于斷層較多，斷塊比較復(fù)雜的地區(qū)，適用性一般；可以在該區(qū)井網(wǎng)稀疏、構(gòu)造相對簡單、相位比較連續(xù)的區(qū)域使用。

3.3.2 地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)反演

地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)反演是目前高分辨率儲層預(yù)測的手段之一，是波阻抗反演效果不理想情況下的巖性反演，適用條件是儲層特征曲線同地震記錄能建立良好關(guān)系。

通過編制該區(qū)自然伽馬曲線和波阻抗曲線的交匯圖（圖4）可見，自然伽馬曲線對于識別砂泥巖的界線比較明顯。在統(tǒng)計(jì)學(xué)反演中，擬合變差函數(shù)和進(jìn)行隨機(jī)模擬反演是最重要的兩個(gè)環(huán)節(jié)。在該區(qū)的實(shí)際反演中（圖5），利用反映地層和巖性變化比較敏感的自然伽馬測井曲線構(gòu)建具有聲波量綱的新曲線，結(jié)合聲波的低頻模型，合成擬聲波曲線，使它既能反映地層速度和波阻抗的變化，又能反映巖性的細(xì)微差異性。反演結(jié)果既能保留地震橫向連續(xù)性的優(yōu)勢，又繼承了測井曲線縱向高分辨率優(yōu)點(diǎn)，井間砂體縱向疊置關(guān)系清晰。

圖4 南堡油田M區(qū)巖性測井識別交匯圖Fig.4 Intersection map of lithology logging identification in M area of Nanpu Oilfield

圖5 擬聲波地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)反演流程Fig.5 Fitting acoustic geostatistical inversion process

擬聲波地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)反演適用于沉積現(xiàn)象較明顯，易追蹤的巖性體，適合開發(fā)中后期斷層復(fù)雜、井網(wǎng)密集、分布規(guī)律的區(qū)塊，廣泛適用于該區(qū)。

3.3.3 反演技術(shù)優(yōu)選

要預(yù)測多層砂巖儲層，必須根據(jù)不同地區(qū)的不同地質(zhì)條件，根據(jù)其斷層分布情況和儲層發(fā)育狀況，嘗試多種反演方法（表3），綜合多項(xiàng)結(jié)果分析，才能較好地描述多層砂巖儲層的疊置關(guān)系和展布特征。

表3 地震反演方法優(yōu)選Table 3 Optimization of seismic inversion methods

根據(jù)南堡油田M 區(qū)開發(fā)程度較高，斷層多期發(fā)育，井網(wǎng)密集，砂體窄而薄、規(guī)模小、橫向變化快等特點(diǎn)，主要選取擬聲波地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)反演進(jìn)行連通性判定[15]；同時(shí)，針對部分構(gòu)造簡單、儲層橫向連續(xù)性強(qiáng)、井網(wǎng)比較稀疏的區(qū)塊，輔以波形指示模擬反演技術(shù)，有助于提高反演效率。由圖6可以看出，地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)反演的縱向分辨率更高，與單井砂體的匹配程度也較高，基本上厚度大于4 m 的儲層，可以清晰地呈現(xiàn)出井間砂體的縱向疊置關(guān)系和連通情況。

綜上所述，對比地震相技術(shù)、地震屬性技術(shù)、地震反演技術(shù)這3 種方法，存在不同的特點(diǎn)：地震相波峰、波谷均有砂體，終止邊界不能確定，縱向分辨率有限，對地震資料的依賴性較強(qiáng)；屬性預(yù)測能展示砂體平面展布特征，但無法展示砂體的縱向疊置關(guān)系，存在一定多解性；地震反演能夠確定橫向砂體邊界，且縱向砂體交切關(guān)系更清晰，縱向分辨率更高。

4 油藏動態(tài)分析技術(shù)

幾何連通的砂體經(jīng)過儲層改造可以成為水動力連通砂體[16]。油藏開發(fā)過程中，油水井連通關(guān)系變化受到開發(fā)方式、井網(wǎng)、注采強(qiáng)度及儲層改造等多種因素影響。目前國內(nèi)研究動態(tài)砂體連通性的方法有很多[17?18]，要根據(jù)油藏的砂體發(fā)育特點(diǎn)和開發(fā)形勢來選取適合的方法。

4.1 南堡油田M區(qū)油藏開發(fā)形勢

南堡油田M 區(qū)為注水開發(fā)，采出程度8.1 %，采油速度0.4%，采出程度和采油速度較低。受平面注水突進(jìn)和層間動用程度不均衡影響，區(qū)塊含水上升速度較快，綜合含水68.0%，處于中含水階段。水驅(qū)儲量控制程度為74%，水驅(qū)儲量動用程度為48.9%，各斷塊水驅(qū)控制和動用差異較大，主體斷塊動用狀況相對較好。根據(jù)主要開發(fā)矛盾，把該區(qū)分為三大區(qū)域：未建立驅(qū)替區(qū)域、驅(qū)替不均衡區(qū)域和需有效驅(qū)替區(qū)域，其中，驅(qū)替不均衡區(qū)域的產(chǎn)量占比最大，達(dá)到了69%，是重點(diǎn)治理的目標(biāo)區(qū)。

井間砂體連通性的正確判定，對于建立均衡而有效的驅(qū)替意義重大。在通過井震結(jié)合對連通性進(jìn)行認(rèn)識的基礎(chǔ)上，要結(jié)合油藏動態(tài)資料和生產(chǎn)實(shí)踐進(jìn)行綜合分析。根據(jù)該區(qū)的油藏開發(fā)形勢和砂體發(fā)育特點(diǎn)，常利用地層壓力資料、示蹤劑及水淹數(shù)據(jù)、產(chǎn)液吸水剖面、生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)等方法進(jìn)行驗(yàn)證和判定[19]。

4.2 油藏動態(tài)分析方法

1）地層壓力資料反映井間連通性。連通砂體中壓力傳導(dǎo)較快，水井注水后，周圍鄰井地層能量得到補(bǔ)充，地層壓力恢復(fù)，甚至出現(xiàn)地層超壓現(xiàn)象。M 區(qū)測壓資料豐富，對于判定井間砂體連通性具有參考意義。

2）示蹤劑及水淹層明確井間連通性[20]。由注水井注入示蹤劑，采油井采出示蹤劑，說明砂體連通。若新鉆井與周圍水井連通，并在注水層位中鉆遇水淹層，說明井間連通性好。M區(qū)絕大部分水井已注入示蹤劑，統(tǒng)計(jì)各注采井組油井見劑時(shí)間，顯示全區(qū)油井平均見效時(shí)間為207 d，水線推進(jìn)速度平均1.38 m/d。

3）產(chǎn)液吸水剖面資料反映井間連通性。當(dāng)注水層吸水，對應(yīng)油井產(chǎn)液時(shí)，可以認(rèn)為油水井具有良好的注采對應(yīng)關(guān)系，反映注水井與生產(chǎn)井砂體連通。由于M 區(qū)的油水井多為合采合注，現(xiàn)場工藝中很難做到逐層測試，不能具體判斷某一小層砂體連通性，具有一定的局限性。

4）生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)反映井間連通性。利用注采數(shù)據(jù)動態(tài)變化，對比分析相鄰油水井注水是否見效，見效井間砂體連通性好。注采壓差反映油水井間壓力變化，壓力相關(guān)性越好，說明砂體連通性越好。采液指數(shù)及視吸水指數(shù)反映油水井動態(tài)采出程度及吸水程度，指數(shù)越高，井間砂體連通的可能性越大。由于M區(qū)中深層油藏油層厚度大，邊底水范圍小且能量不足，所以當(dāng)油井含水時(shí)多數(shù)為注水見效反應(yīng)，說明周圍鄰井水井注水見效，可以反映油水井砂體連通性。

5 應(yīng)用情況

通過對M 區(qū)的砂體展布及井間連通性研究，調(diào)整局部井區(qū)注采關(guān)系，完善開發(fā)注采井網(wǎng)。以朵體為背景，河道為單元，以微相為引導(dǎo)，連通性為基礎(chǔ)，實(shí)施井網(wǎng)加密和調(diào)整、壓裂、注采調(diào)控等措施，緩和注采平面矛盾，實(shí)現(xiàn)均衡水驅(qū)。

1）對于不連通井組，實(shí)施井網(wǎng)調(diào)整

該區(qū)的Ed1Ⅱ②1 小層NP13?X1704 井砂體的厚度為8.9 m，水井NP13?X1041 井砂體的厚度為2.2 m，沉積特征指示均為河道及河道側(cè)緣沉積，從產(chǎn)液剖面看水井吸水，油井卻未見明顯反應(yīng)，注采矛盾明顯，連通關(guān)系待落實(shí)。

地震剖面無法精確判定井間是否連通（圖7a），利用反演方法判定砂體不連通（圖7b），2019年兩井間加密新井（NP13?1808）鉆遇薄層砂巖，判斷為河道側(cè)緣，無水淹跡象，說明原來兩井之間存在河道分流，是中間存在泥質(zhì)隔擋的兩個(gè)河道砂體（圖7c），與綜合判斷認(rèn)識一致。根據(jù)油水井間連通關(guān)系，重新布置井網(wǎng)，轉(zhuǎn)注NP13?X1702 井給周圍鄰井注水，補(bǔ)充鄰井地層能量，完善注采井網(wǎng)。

圖7 NP13-X1072井—NP13-X1041井井間砂體連通性認(rèn)識Fig.7 Understanding of sand body connectivity between Well-NP13-X1072 and Well-NP13-X1041

2）對于弱連通井組，實(shí)施壓裂引效

該區(qū)NP13?1502 井組發(fā)育在朵體邊部河道側(cè)緣上，通過提取地震振幅屬性，分析認(rèn)為NP13?1502 井與NP13?1015 井屬于同一河道，順物源方向；與NP13?X1054井屬于不同河道（圖8a）。

此斷塊斷層發(fā)育相對簡單，選取反演效率更高的波形指示模擬反演方法，反演結(jié)果顯示NP13?1502井與NP13?1015 井都存在弱連通關(guān)系（圖8b），與平面振幅屬性預(yù)測結(jié)果一致。

根據(jù)物性分析，2017年對NP13?1015 井進(jìn)行壓裂引效，壓裂后NP13?1502 井日注水由60 m3升至80 m3，NP13?1015 井受效明顯，初期日增油8 t，已保持高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)3年多，截至2020年底累計(jì)增油0.77×104t（圖8c）。

圖8 壓裂引效措施效果評價(jià)Fig.8 Effect evaluation of fracturing massures

3）對于連通性較好井組，實(shí)施注采調(diào)控

對該區(qū)高含水井組落實(shí)油井出水層，實(shí)施層段調(diào)控。對于注水突進(jìn)區(qū)實(shí)施調(diào)剖，緩解注水矛盾。2020全年累計(jì)調(diào)控34井次，實(shí)現(xiàn)增油0.34×104t。

立足油藏整體能量恢復(fù)，加強(qiáng)層段注水。根據(jù)壓力監(jiān)測與動態(tài)分析，結(jié)合沉積特征及井組平面滲透率，2020 全年實(shí)施水量上調(diào)17 井次，調(diào)整段內(nèi)注水27段，日上調(diào)水量325 m3，累計(jì)增油0.23×104t。

6 結(jié)論

1）南堡油田M 區(qū)砂體橫向變化快，縱向疊置明顯，主要的砂體接觸類型為切疊接觸、削截接觸、拼接接觸、不接觸4種類型，井間砂體連通性分為連通、弱連通、不連通3類，井間砂體連通性認(rèn)識難度大。

2）井震藏結(jié)合判定井間砂體連通性的主要方法包括：地震相技術(shù)確定砂體邊界和范圍；地震屬性技術(shù)刻畫砂體平面展布規(guī)律；以擬聲波地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)反演為主、波形指示模擬反演為輔刻畫砂體的縱向疊置關(guān)系；油藏動態(tài)分析技術(shù)與生產(chǎn)實(shí)踐相結(jié)合，驗(yàn)證連通性判定的準(zhǔn)確程度；該方法有助于降低判定南堡油田M區(qū)井間砂體連通性的多解性，提高判定精度。

3）根據(jù)井震藏結(jié)合技術(shù)的判定結(jié)果，針對不連通井組實(shí)施井網(wǎng)加密調(diào)整，弱連通井組實(shí)施壓裂引效等措施，連通性較好的區(qū)域?qū)嵤┳⒉烧{(diào)控等綜合治理措施，取得了良好的效果，為南堡油田M 區(qū)完善注采井網(wǎng)、提高采收率提供了有利指導(dǎo)。