塔里木盆地深層東河砂巖油藏剩余油地震預測
——以東河1油藏為例

凌東明 杜啟振 崔永平 田 軍 姚仙洲 韓耀祖

(①中國石油大學(華東)地球科學與技術學院，山東青島 266580； ②東方地球物理公司研究院庫爾勒分院，新疆庫爾勒 841001； ③中國石油天然氣股份有限公司勘探與生產分公司，北京100007)

1 引言

塔里木盆地石炭系東河砂巖油藏普遍埋深較大(一般在5000m以上)，因此鉆井成本高，大都采用“稀井網、大井距”的開發模式[1]。經多年開發，油藏整體處于中高含水開發階段，但井間剩余油相對富集且分布不均，迫切需要開展剩余油分布地震預測工作。目前砂巖油藏剩余油地震預測的主流方法是時移地震勘探，該方法自20世紀90年代提出后[2，3]，有較多的應用案例，但僅適用于地層埋深較小(小于3000m)的剩余油地震預測[4-6]。近年來興起的另一種方法是3.5維地震技術[6-8]，主要針對無基礎觀測三維地震情況，通過聯合開發動態信息與新的三維地震信息預測剩余油。這種方法在中國準噶爾、遼河等探區的較淺層油藏預測中取得成功，但未見在深層油藏中的應用實例。

剩余油地震預測方法在深層應用的難點主要體現在兩個方面。一是深埋條件下儲層物性較差，受壓實作用影響嚴重，易于形成低孔、低滲的差儲層，導致油水置換作用不徹底、宏觀規律性差。二是油水置換前、后的地層層速度和密度改變較小，對地震響應的影響不明顯，容易受到忽視。胡見義等[9]最早發現了在深層/超深層存在原生優質碎屑巖儲層的事實，并分析了關鍵的形成因素；孫龍德等[10]進一步論述了深層油氣儲層的形成機理，認為塔里木盆地特殊的深埋過程(即“長期淺埋—晚期快速深埋”)形成了良好的儲層(深層砂巖油藏埋深雖大，孔、滲特征仍較好)。在長期的注水開發過程中，伴隨著油水置換作用，儲層孔隙結構及物性參數均發生改變[11-13]，描述地下儲層的時變油藏地質模型[14]及剩余油地震預測方法也發生變化[15]。上述地質認識和觀點有助于將剩余油地震預測方法拓展至塔里木盆地深層砂巖油藏預測。

本文通過分析塔里木盆地“長期淺埋”和“晚期快速深埋”的兩段式深埋過程，明確塔里木盆地深層的實際地質特征；通過分析油藏開發過程中的儲層被動地質改造，確定受影響的儲層物性參數，并將此類參數與實際地質特征相結合，定性分析其在剩余油地震預測中的作用；隨后針對東河1油藏的實際測井數據進一步開展巖石物理建模和正演、解釋，定量研究塔里木盆地深層東河砂巖油藏剩余油地震預測的能力；最后以東河1油藏為例，完成塔里木盆地深層東河砂巖油藏剩余油地震預測，落實主要的水淹區和剩余油富集區。

2 塔里木盆地深層東河砂巖油藏的基本地質特征

2.1 塔里木盆地的兩段式深埋過程

最新的盆地演化成果表明，塔里木盆地自喜馬拉雅運動至今，古構造快速沉降、深埋，幅度為1000～10000m，平面差異也較大(圖1)。盆地西北部的天山山前地區與西南部的昆侖山山前地區是最主要的深埋中心，深埋幅度可達9000～10000m，其他大部分地區的深埋幅度為1000～5000m。如東河1油藏所在位置(圖1中的紅色方框處)深埋幅度約為4500m。

基于東河1油藏區內30余口井的測井曲線數據，歸納、總結特征規律得到該區層速度、密度隨深度變化關系圖(圖2)，表現出明顯的三段性，分段位置分別在4500m和5500m的深度處。4500m深度對應中、新生界的分界，距今年齡約為66Ma。5500m深度對應中、古生界的分界，距今年齡約為250Ma。

深度小于4500m的地層段即為“晚期快速深埋”階段沉積的地層，地質時間跨度為66Ma，其層速度、密度隨深度變化的關系表現為：在淺層隨深度增加層速度與密度增加較快，隨深度的增加層速度與密度的增加趨勢變緩。

深度大于4500m的地層段為“長期淺埋”地層。其中4500～5500m深度范圍為中生界，地質時間跨度為180Ma，儲層主要發育在4500～5100m層段，對應白堊系厚砂巖段，在快速深埋前近于出露地表，成巖演化程度低，在“晚期快速深埋”作用下深埋時間短，儲層物性狀態保持較好，形成現今低速度、低密度的特征。在5500～6000m深度范圍為古生界，地質時間跨度為200Ma，儲層主要發育在5700～6000m層段，對應石炭系東河砂巖段及志留系砂巖地層，在快速深埋前，埋深僅約1200m，“晚期快速深埋”作用亦使儲層物性保持較好，速度相對較低，密度相對較小。

圖1 塔里木盆地喜馬拉雅運動至今沉積厚度圖 單位：m

圖2 東河塘地區層速度、密度隨深度變化關系圖

綜上所述，東河塘地區石炭系東河砂巖儲層雖然現今埋深較大(達到5700m)，但其深埋過程不是一個穩定的勻速過程，而是經歷了“長期淺埋”和“晚期快速深埋”兩個階段。該套地層自沉積后，在約200Ma的地質時間內埋深僅約為1200m，自喜馬拉雅運動開始，在僅60Ma的較短時間內，構造快速沉降4500m，形成了現今的深埋儲層。

2.2 深埋砂巖儲層孔隙度特征

在一般深埋過程中，壓實作用對原生孔隙破壞較為顯著，使儲層進入成巖作用中晚期，易形成致密儲層。塔里木盆地深層碎屑巖雖然埋深較大，在“長期淺埋”和“晚期快速深埋”的兩段式深埋過程中，使儲層物性保持較好[9，10]。

圖3為東河1油田石炭系東河砂巖儲層段4015塊巖心樣品孔隙度分布頻率圖。由圖可見，儲層段的孔隙度主體分布在9%～21%，平均值為15.1%，表現為中等孔隙特征。這種特征的主要形成機理是：塔里木盆地深埋砂巖儲層在喜馬拉雅晚期運動之前，長期處于構造埋深小、壓實條件弱的狀態，原生孔隙保持程度高，巖石孔隙度也較高，后期深埋時間較短，儲層原生孔隙得以較好地保存。海相原油的充注主要發生在晚海西期，在“晚期快速深埋”時，由于孔隙中已充注油氣，承擔了壓力，孔隙難以被壓實，有利于孔隙繼續保持[16]。

圖3 東河1油田石炭系東河砂巖儲層段

2.3 深埋層段泥巖層速度、密度特征

在塔里木盆地深層普遍存在砂巖段層速度小、密度小，泥巖段層速度大、密度大的現象；在同一層段內，泥質含量對層速度與密度的影響也較大。泥巖段在沉積初期雜基組分含量高，富含水、膠結疏松，在后期的機械壓實作用下，沉積物原生粒間水快速排出，孔隙度降低、體積縮小、密度增大、層速度增大。與砂巖層段的漫長演化過程相比，泥巖層段的演化過程較為快速，塔里木盆地兩段式的深埋過程足以完成泥巖段的壓實作用和演化過程。

基于東河1油藏區內30余口井的測井曲線數據，制做東河1油田砂巖與泥巖縱波速度—密度交會圖(圖4)。可見，在東河砂巖目的層附近，砂巖儲層樣點中心的縱波速度、密度分別為4300m/s、2.4g/cm3，泥巖樣點中心的縱波速度、密度分別為4700m/s、2.65g/cm3，即砂巖儲層的層速度與密度值均低于泥巖。塔里木盆地哈得遜油田、輪南59氣藏也具有上述特征[17]，該特征在塔里木盆地深層東河砂巖油藏中具有普遍性。

圖4 東河1油田砂巖與泥巖縱波速度—密度交會圖

2.4 深埋砂巖儲層耐壓特征

通過分析油藏開發活動(包括流體規模注采、地層壓裂改造等)與開發區域低強度微震頻發的關系研究油氣開發活動與地震活動的關系[18]，其中地層耐壓性問題已引起油藏開發人員的關注和重視，成為一項重要研究內容。

地層耐壓性與地層演化過程中的彈性參數有關。在地層深埋過程中，巖石的彈性參數與上覆地層厚度引起的靜壓力呈正相關。隨著埋深增加，作用在目的層段上的地層壓力持續規律性地增大，將引起巖石有效彈性模量和密度發生不可逆的同步變化，儲層演化的最終結果體現在巖石的縱、橫波速度變化。巖心實驗表明[19]：在50MPa以下的低壓區，層速度隨壓力呈對數變化；在50MPa以上的高壓區，層速度隨壓力呈近似線性變化，變化梯度逐漸變小。因此，50MPa可作為地層是否具有耐壓性的判斷依據。塔里木盆地的實際數據統計結果表明，4500m埋深的地層壓力即可達到50MPa。塔里木盆地深層油藏埋深一般大于5000m，地層壓力普遍大于50MPa，儲層段應具備較好的耐壓性。

綜上所述，在“長期淺埋”和“晚期快速深埋”的兩段式深埋過程中，塔里木盆地深層東河砂巖油藏形成以下基本地質特征：①深埋砂巖儲層的物性保持較好，巖石孔隙度較大；②泥巖的速度、密度顯著增大，一般大于砂巖；③儲層內地層壓力大、耐壓性好、不易變形。上述特征成為塔里木盆地深層剩余油地震預測的重要地質基礎。

3 儲層被動地質改造條件下的剩余油地震預測能力分析

3.1 儲層被動地質改造及受其影響的物性參數

在油田開發過程中，儲層段發生被動地質改造，除正常的油水置換作用以外，儲層孔隙結構及物性參數均發生了改變[11-13,15]，進而改變其地球物理特征。如在長期注水開發的油田中，儲層段的泥質含量、孔隙度和滲透率等因受流體的定向規律運動而產生較大改變。在水驅過程中，注入水沖刷儲層，使流體運移通道上泥質含量大幅度減少，泥質含量百分比降低部分完全形成孔隙并被流體占據，相應改善孔隙條件及滲透性；采油井出砂證明這種高強度的沖刷還會搬運巖石顆粒，較大幅度地改善孔隙條件。該機理在長期水驅開發油田注水井與受效采油井之間易形成高效流體運移通道，導致油藏開發中后期形成較大面積水淹層，造成注水效率低或無效，影響開發效果。儲層物性的變化改變了儲層段的波阻抗、地震反射系數，對地震波傳播產生較大的影響。

因此，在剩余油地震預測過程中，需考慮油水置換與儲層物性變化兩類因素對目的層段地球物理特征的影響。由于油水置換對應于含水飽和度參數，儲層物性變化對應于孔隙度和泥質含量參數，在剩余油地震預測中需要考慮這三種參數的變化引起的綜合地震響應。

3.2 儲層物性參數變化導致地層層速度、密度變化

地震響應是地層反射與透射響應的總和，其特征來源于地震波傳播至地下地層段的子波狀態以及界面反射系數的大小。可假設子波狀態相對穩定，因此界面反射系數是影響地震響應的關鍵。反射系數取決于界面上、下地層層速度與密度的關系，在上覆蓋層相對穩定的條件下，主要取決于儲層段的地層速度與密度兩項參數。在分析地震響應時，因入射角以小角度為主，在常規三維地震資料上可不考慮橫波及轉換波的作用，文中地層速度僅代表地層段縱波速度。

儲層段的地層速度與孔隙度、含水飽和度、純水中的縱波傳播速度、純烴類中的縱波傳播速度、泥質含量百分比、純泥巖速度、巖石骨架速度等7項參數有關，其關系遵循Wyllie時間平均方程

(1)

式中：V為儲層段的地層速度；φ為孔隙度；Sw為含水飽和度；Vw為孔隙中純水的縱波速度；Vch為孔隙中純烴類的縱波速度；Vsh為純泥巖及泥質縱波速度；φ為泥質含量；Vm為巖石骨架的速度。

與之類似，儲層段的密度也與孔隙度、含水飽和度、純水的密度、純烴類的密度、泥質含量百分比、純泥巖密度、巖石骨架密度等7項參數有關，其關系為線性加權求和

ρ=φSwρw+φ(1-Sw)ρch+φρsh+(1-φ-φ)ρm

(2)

式中：ρ為儲層段的密度；ρw為孔隙中純水的密度；ρch為孔隙中純烴類的密度；ρsh為純泥巖及泥質的密度；ρm為巖石骨架的密度。

在油藏開發過程引起儲層被動地質改造后，儲層段地層速度與密度均發生改變。為刻度其實際大小，定義V1、ρ1、φ1、Sw1、φ1為原始地層參數，V2、ρ2、φ2、Sw2、φ2為地質改造后的地層參數，建立公式

(3)

ρ2-ρ1= [φ2Sw2ρw+φ2(1-Sw2)ρch+

φ2ρsh+(1-φ2-φ2)ρm]-

[φ1Sw1ρw+φ1(1-Sw1)ρch+

φ1ρsh+(1-φ1-φ1)ρm]

(4)

用于表述儲層被動地質改造引起的地層速度和密度差異。式(3)、式(4)經整理、簡化為

(5)

ρ2-ρ1=(φ2Sw2-φ1Sw1)(ρw-ρch)+

(φ2-φ1)(ρch-ρm)+(φ2-φ1)(ρsh-ρm)

(6)

由式(5)、式(6)可知，儲層被動地質改造引起的地層速度和密度差異可表示為形式相似的三項表達式。含水飽和度參數僅出現在第一項，其與孔隙度參數一起影響該項，因飽和度變化一般遠大于孔隙度變化，故可將該項定義為流體變化項； 第二項僅與孔隙度變化有關，可將該項定義為孔隙變化項；第三項僅與泥質含量變化有關，可將該項定義為泥質含量變化項。式(5)、式(6)實現了含水飽和度、孔隙度和泥質含量等三項參數的分離，有利于單獨分析某一參數對目的層段地層速度和密度的影響，逐步認識儲層被動地質改造前、后的變化。

3.3 地層層速度、密度在儲層地質改造前、后的變化特征

為研究油藏開發前、后儲層段地層速度、密度的變化，可依據塔里木深層油藏的實際情況，設定兩項基本假設條件。

(1)依據塔里木盆地深層儲層內地層壓力大、耐壓性好、不易變形的特點，假設油藏開發引起的壓力變化對儲層產生破壞影響需要較長的地質歷史時期(遠遠大于油藏開發周期)，即由巖石骨架、孔隙和泥質所組成的地層段的整體厚度穩定，受油藏開發過程的影響所導致的泥質含量的減小量全部轉化為孔隙度的增大量(排除壓實等外部作用)。

(2)依據油藏開發活動對儲層段的被動地質改造過程的特點，假設含水飽和度(Sw2>Sw1)與孔隙度(等同于泥質含量減小)呈正相關(排除油藏內部的其他微觀瞬時狀態)，即含水飽和度與孔隙度同步增大(泥質含量減小)且增幅較大的區域主要對應為水淹區，與之相反的區域主要對應為剩余油富集區。

基于此，可根據式(5)、式(6)定性分析含水飽和度、孔隙度、泥質含量等參數在三種狀態下對儲層段地層速度、密度變化的影響。

3.3.1 孔隙度、泥質含量參數均未發生改變

式(5)、式(6)中，僅存流體變化項，地震響應均來源于油水置換作用。由Vw>Vch、ρw>ρch的一般條件，并依據第二項基本假設條件可知：含水飽和度差異越大，造成的儲層段地層速度、密度變化越顯著，對應的水淹區特征越明顯，越容易實現剩余油預測；巖石孔隙度越大，會進一步加強上述效果。此即為時移地震研究的理論基礎。塔里木盆地深層砂巖儲層仍保持較好的物性，巖石孔隙度較大，利于實現符合上述狀態時的地震剩余油預測。

3.3.2 存在相對穩定的孔隙度增高、泥質含量下降的宏觀變化

依據第一項基本假設條件，泥質含量變化全部轉變為孔隙度增量且孔隙度不再受其他條件影響，即φ2-φ1=-(φ2-φ1)，此時，式(5)、式(6)可進一步簡化為

(7)

ρ2-ρ1= (φ2Sw2-φ1Sw1)(ρw-ρch)+

(φ2-φ1)(ρch-ρsh)

(8)

由式(7)、式(8)可知：流體變化項與孔隙變化項共同影響地層段，水、烴類和泥巖三者的速度、密度關系決定了各自的權重。在一般條件下，Vsh>Vw>Vch、ρsh>ρw>ρch，且泥巖的層速度、密度值一般數倍于烴類和水的層速度、密度值，故孔隙變化項將在該狀態中起決定作用。結合假設條件可知：①孔隙度增大幅度越大，造成儲層段地層速度、密度變化越顯著，對應的水淹區特征越明顯，越容易實現剩余油預測；②泥巖與烴類的速度、密度差越大，會進一步加強上述效果。

塔里木盆地深層砂巖段與泥巖段在兩段式深埋過程中的差異壓實作用導致砂巖段層速度小、密度小，泥巖段層速度大、密度大的現象(圖4)，有利于實現符合上述狀態的地震剩余油預測。

3.3.3 局部存在孔隙度下降、泥質含量上升的微觀變化

式(7)、式(8)中的孔隙變化項與流體變化項在公式中的作用是同方向的，具有對流體置換效應的增強作用。依據第二項基本假設條件可知：含水飽和度增幅越大，造成的儲層段地層速度、密度變化越顯著，對應的水淹區特征越明顯，越容易實現剩余油預測；巖石孔隙度降幅越大，會進一步加強上述效果。塔里木盆地深層的地質特征同樣利于實現符合上述狀態的地震剩余油預測。

綜上所述，油藏剩余油地震預測必須綜合考慮流體變化項和孔隙變化項造成的儲層段地層速度、密度變化。塔里木盆地深層的三項基本地質特征有助于凸顯上述結果，可進一步增強剩余油地震預測的效果。

4 儲層地質改造模型建模與地震定量研究

本文利用塔里木盆地東河1油田東河砂巖油藏實際測井數據開展巖石物理建模和雙相介質彈性波波動方程正演，以驗證前文分析過程。

4.1 儲層模型的巖石物理建模方法

為研究砂、泥巖條件下巖石骨架及流體性質對飽和巖石地層速度的影響，選用Xu-White理論模型[20]進行巖石物理建模。該理論模型基于K-T理論、微分等效介質理論[21](DEM理論)，在Gassmann方程的基礎上進一步提出砂、泥混合模型[22]。

飽和巖石體積模量(Ksat)的計算過程是：

(1)在巖石礦物成分和泥巖均已知的條件下，由各自的體積模量(Kq、Ksh)結合泥質含量(φ)與孔隙度(φ)，利用Voigt-Reuss-Hill平均公式[23]計算巖石基質的體積模量，其表達式為

(9)

(2)以此為基礎，采用DEM理論擴展K-T方程的使用條件，計算干燥巖石體積模量

Kdry=Kma(1-φ)p(α1,α2)

(10)

式中p(α1,α2)為與巖石孔隙扁率有關的系數項[24]，用于描述孔隙結構對干巖石體積模量的影響，其中α1、α2分別為砂巖、泥巖組分的孔隙扁率。

可以利用Reuss公式，由純油的體積模量(Ko)、純水的體積模量(Kw)和孔隙中含水飽和度(Sw)等三項參數表達孔隙內流體的體積模量

(11)

(3)進一步向干燥巖石空腔中加入流體項，即可得到飽和巖石體積模量

(12)

飽和巖石剪切模量(μsat)不受流體的影響，與干燥巖石剪切模量(μdry)相同，而μdry的計算公式與式(9)、式(10)的形式相似，不再贅述。

飽和巖石的密度ρsat的計算方法同式(2)。

至此，即可由Ksat、μsat和ρsat計算目的層段的縱、橫波速度。

4.2 儲層地質改造模型的基本參數設定

在巖石物理建模基本參數設定方面，基于本區實測縱、橫波時差、密度及孔隙度、泥質含量、含水飽和度等數據，計算目的層段巖石礦物及流體的物性經驗數據(表1)。

表1 巖石礦物及流體的物性經驗數據

在孔隙結構表征參數設定方面，根據實際工區巖石薄片及電鏡掃描結果，取砂、泥巖孔隙扁率值分別為0.120、0.005。

為保證建模成果的通用性，結合本區及鄰區的的實際地質情況，對孔隙度、泥質含量和含水飽和度等三項參數的初始值和變化范圍進行設定。將含水飽和度參數的初始值設定為0，變化范圍設定為0～100%，增量為10%；將孔隙度參數的初始值設定為14%，變化范圍設定為14%～24%，增量為1%；將泥質含量參數的初始值設定為10%，變化范圍設定為10%～0，增量為-1%。

4.3 巖石物理建模

根據上述基本參數設定，以Xu-White理論建立含水飽和度、孔隙度及泥質含量三項參數獨立變化條件下的巖石物理模型。共建立33個模型，每個模型有8項數據。

表2為基于含水飽和度變化的巖石物理模型數據。由表可見，含水飽和度變化對地層的縱、橫波速度、密度、流體速度、流體密度等五項參數均產生影響。

表3為基于孔隙度變化的巖石物理模型數據。由表可見，孔隙度變化對地層的縱、橫波速度、密度三項參數產生影響。

表4為基于泥質含量變化的巖石物理模型數據。由表可見，泥質含量變化對地層的縱、橫波速度、密度三項參數產生影響。

表2 基于含水飽和度變化的巖石物理模型數據

注：孔隙度初始值設定為14%，泥質含量初始值設定為10%

表3 基于孔隙度變化的巖石物理模型數據

注：泥質含量初始值設定為10%，含水飽和度初始值設定為0，流體速度為固定值1450m/s，流體密度為固定值0.898g/cm3

表4 基于泥質含量變化的巖石物理模型數據

注：孔隙度初始值設為14%，含水飽和度初始值設為0，流體速度為固定值1450 m/s，流體密度為固定值0.898g/cm3

4.4 地震定量研究

根據實際數據的統計結果設定蓋層段和下伏地層的彈性參數：縱波速度為4700m/s； 橫波速度為2600m/s； 密度為2.65g/cm3。分別根據表2～表4設定儲層段彈性參數。為保證模型具有通用性及便于對比分析，建立雙相介質正演模型(圖5)，據此開展雙相介質彈性波波動方程正演，分別得到與三類模型對應的正演結果。

圖5 雙相介質正演模型

圖6為基于孔隙度變化的雙相介質模型正演結果。由圖可見：孔隙度增大過程導致原本等厚的地層在時間域相應出現時間厚度增大現象，同時，頂、底面上的地震振幅均出現一定變化。為規避模型間的干擾和底界面附近的畫弧現象，對每個模型對應的CMP段選擇處于中間部位的CMP結果，沿目的層頂面解釋、拾取振幅值分析和對比同一模型中多個結果之間的變化規律。基于含水飽和度、泥質含量變化的雙相介質模型正演結果與基于孔隙度變化的雙相介質模型正演結果相似，差別僅體現在橫向變化上。對三類模型對應的正演結果進行解釋取值，得到目的層頂面反射振幅變化曲線(圖7)，結合第一項基本假設條件、建模參數初始值和變化范圍設定，對比圖中相應模型的變化曲線，可得到反射振幅變化規律：①含水飽和度上升、泥質含量下降均引起反射振幅減小，0～100%范圍內的含水飽和度變化與10%～0范圍內的泥質含量變化產生的振幅變化相當；②孔隙度上升引起反射振幅增大，14%～24%范圍內的孔隙度變化產生的振幅變化10倍于10%～0范圍內的泥質含量變化產生的振幅變化；③在本文假設條件下，孔隙度上升與泥質含量下降是共生關系，兩者產生的振幅變化同時出現、方向相反，綜合響應以孔隙度變化產生的振幅變化為主。

圖6 基于孔隙度變化的雙相介質模型正演結果

儲層地質改造模型巖石物理建模、模型正演與地震振幅定量研究表明：與油藏開發過程同步發生的儲層被動改造與油水置換作用促使油藏頂界面的地震反射振幅發生改變；在塔里木盆地深層東河1油藏，每1%的孔隙度升降與含水飽和度100%的變化所造成的地震振幅改變相當，孔隙度變化大于1%的儲層被動改造將完全掩蓋100%的油水置換作用對地震響應產生的影響；雖然埋深大等因素導致三維地震資料難以準確描述深層東河砂巖油藏的初始狀態，但在油藏開發中后期采集的新三維資料有望真實地反映地下儲層與流體的新狀態。

圖7 三類模型參數變化對應的反射振幅

5 東河1油藏剩余油地震預測應用

5.1 東河1油藏開發早期三維地震屬性特征

塔里木盆地東河1油藏于1990年經鉆井確認發現后，在1991年完成三維地震采集，獲取了油藏開發前期的原始油藏信息。由該資料獲得的東河砂巖頂面反射振幅平面圖(圖8)具有以下規律：①除一個發育在油藏西北部的與邊界斷裂相關的弱振幅條帶區外，油藏內、外特征相似，均整體表現為強振幅特征，僅零星發育小的弱振幅區；②油藏邊界兩側地震振幅特征無明顯差異。因此上述地震屬性特征對直接認識東河1油藏的作用不大。

圖8 東河1油田東河砂巖頂面反射振幅屬性平面圖

5.2 東河1油藏開發前、后孔隙度實測數據分析

東河1油藏于1992年完成開發方案并正式投入開發，至2012年實施新一輪三維地震采集時，油藏已進入中高含水階段，步入開發中后期。在20年的開發歷史中，該油藏經歷了產能建設、全面開發、高產穩產開發調整、中含水期開發調整優化、細分層系調整優化等過程，先后鉆井40余口。

為對比分析東河1油藏開發前、后孔隙度變化，分別選擇開發前期與開發中后期的測井平均孔隙度數據進行擬合，得到研究區開發前、后孔隙度概率密度分布曲線(圖9)。由圖可見：從形態來看，開發中后期的儲層孔隙度概率分布較寬，方差較大，表明長期水驅開發活動導致儲層非均質性增強；從值域分布范圍來看，在開發中后期低孔分量與高孔分量均有增加，高孔分量增加是由于中高滲儲層段泥質流失所致，低孔分量增加則是由于懸浮顆粒在低滲儲層段沉積阻塞引起；總體來看，長期水驅開發環境導致儲層孔隙度平均值增加1%以上。

圖9 研究區開發前、后孔隙度概率密度分布曲線

5.3 東河1油藏剩余油地震預測

圖10為東河1油藏新采集地震資料的目的層頂面反射振幅特征。與油藏開發早期地震振幅(圖8)整體較強不同，新地震振幅屬性在油藏內部出現明顯的分塊現象，發育5個弱振幅區塊(圖中藍色區域)，注水井和高含水采油井大都處于這些區塊內，主要形成原因即為長期水驅開發引起的儲層物性定向改變與油水置換作用的綜合響應。結合注水井與高含水采油井的相對位置及地震振幅屬性邊界形態，可以確定主要的注水受效方向和近似的水驅前緣形態、邊界。弱振幅區塊外部表現為強振幅區，采油井仍保持為較低含水狀態，應為主要的剩余油發育區。據此布設的DH1-H9井獲得近40m厚的未水淹原狀純油層段，驗證了其準確性。

圖10 東河1油田東河砂巖頂面反射振幅屬性平面圖

6 結束語

塔里木盆地深層東河砂巖儲層具有“長期淺埋”和“晚期快速深埋”的兩段式深埋過程，形成了獨特的地質特征，為剩余油地震預測構建了新的地質基礎。與油藏開發過程同步發生的儲層被動改造和油水置換作用促使油藏頂界面的地震反射振幅發生改變，剩余油地震預測必須綜合考慮流體變化和儲層物性變化對地震反射振幅造成的綜合影響。塔里木盆地深層東河砂巖油藏的地質特征有利于凸顯儲層物性變化所起的作用，放大地震響應，增強剩余油地震預測的效果。

基于東河1油藏參數建立儲層改造模型，所開展的地震定量研究結果表明：每1%的孔隙度升降與含水飽和度100%的變化所造成的地震振幅改變相當，孔隙度變化大于1%的儲層被動改造將完全掩蓋100%的油水置換作用對地震響應的影響；雖然埋深大等因素導致三維地震資料難以準確描述塔里木盆地深層東河砂巖油藏的初始狀態，油藏開發中后期采集的新三維地震資料有望真實反映地下儲層與流體的新狀態。以油藏開發中后期新采集的地震資料為基礎，結合注水井和高含水采油井的相對位置分析目的層反射振幅平面圖上的明顯分塊特征，即可識別長期水驅開發活動引起的儲層物性定向改變與油水置換作用的綜合響應區域，確定主要的注水受效方向和近似的水驅前緣形態、邊界。其外部即為主要的剩余油富集區，并得到東河1油藏新鉆井的驗證。