井震約束下的淺水三角洲構型解剖及界面等效表征
——以B 油田1167砂體為例

張立安，張 嵐，吳穹螈，常會江，葉小明

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

隨著渤海油田開發程度的不斷加深，淺水三角洲類型的油田逐步進入開發中后期，復合砂體的非均質性嚴重制約了其高效開發，開發生產矛盾日益凸顯，傳統砂體描述技術已難以滿足油藏精細開發的需求，迫切需要提高儲層研究解剖精度。陸上油田密井網條件下的河流相儲層構型技術難以在海上油田借鑒，而海上油田稀井網大井距的限制條件制約了儲層構型的應用與發展，因此，開展儲層構型精細解剖方法研究，分析砂體構型單元之間的接觸關系和疊置樣式，構建砂體構型界面的空間分布形態，對于開發中后期老油田的調整挖潛和提高采收率具有重要意義。

目前利用密井網、野外露頭等手段對河流相沉積地質體刻畫及表征趨于成熟［1-2］，開始轉向沉積體形成機理及形成過程的研究。近幾年提出了基于砂體內部構型邊界解剖及精細刻畫新方法，并在此基礎上構建砂體界面等效表征，指導油田調整挖潛及穩油控水。當今技術下儲層的構型研究理論日趨完善，在實際應用的油田也取得了一定的成果，但僅僅停留在地質層面的構型研究依然未能較好地在三維地質建模中實現儲層精細三維表征應用［3-5］。本文以渤海B油田為例，應用高分辨率三維地震資料和豐富的動靜態數據，對主力砂體開展精細解剖，總結了不同砂體結構類型的井震響應特征，形成了井震過程約束下的單砂體構型解剖思路，以構型約束為導向，融合地震地質多信息，構建了砂體內部構型單元界面等效表征方法，并通過油藏數值模擬驗證了方法的有效性。

1 研究區地質概況

B 油田位于渤海南部海域黃河口凹陷中央隆起帶北端，主要含油層段為新近系明化鎮組，油藏埋深930～1 719 m，油藏類型受巖性控制，為巖性-構造油氣藏。本文以新近系明化鎮組1167砂體為例，1167 位于新近系明下段Ⅱ油組，儲集巖性為淺水三角洲沉積背景下的中—細粒砂巖，為一套復合砂體沉積，平面分布范圍較廣，地震上易于追蹤解釋，砂巖平均厚度9.7 m，平均孔隙度30.2%，平均滲透率1 538.3×10-3μm2，儲層物性為特高孔特高滲。1167 砂體為淺水三角洲水下分流河道沉積，砂體相互切疊，呈連片狀分布。

2 砂體解剖及構型研究

1167 砂體屬于分流砂壩型淺水三角洲儲層，沉積以類心灘壩復合體的樣式前積或側向遷移，這些復合體進一步在平面上疊置，形成連片分布的砂體，而不同的類心灘之間則以湖泛泥巖或沉積物路過面為邊界［6］。在復合類心灘壩內部則是不同的小的單一類心灘，類心灘之間以較薄的泥質沉積或沉積路過面為邊界，類心灘內部由多期增生體組合而成。解剖將從大到小逐級進行，解剖時先確定復合砂體的平面展布，然后利用井震特征進一步識別單一河道的砂體邊界，在此基礎上，結合高精度地震資料和地震正演模擬，劃分不同期次單一砂體，刻畫砂體的幾何形態，對不同砂體間的接觸關系進行分析，預測砂體間泥巖保存程度，借以對復合砂體內部的連通性進行刻畫，并用動態資料進行驗證，確定砂體解剖的正確性。最終提取主要儲層構型單元類心灘的幾何形態參數，并進一步明確類心灘內部結構特征，建立結構模式。

2.1 復合河道識別

五級構型界面在地震上表現為橫向上連續穩定分布的同相軸，為厚度穩定的純泥巖段，自然伽馬曲線靠近泥巖基線，電阻率曲線無幅度差，在研究區內穩定分布。

應用連井地震反演剖面與測井資料結合（見圖1），對全區進行五級構型界面識別。隨后利用高精度地震資料對五級構型單元復合砂體進行追蹤識別，確定1167砂體的邊界。

圖1 五級構型界面地震及測井響應剖面

2.2 單一河道識別

不同單一河道砂體的巖性、電性及其在平、剖面上顯示的幾何形態等均有所差異，可利用研究區井資料以及地震屬性資料，結合地震屬性平面圖、地震反演資料、各井點的測井曲線形態、連井剖面及空間組合樣式，綜合識別與劃分出單一河道［7-9］。

在已知復合河道分布的基礎上，首先是識別出單一河道的構型邊界，確定了能反映不同砂體疊置關系的4種單河道邊界識別標志（見圖2）。

圖2 單一河道識別標志

4 種單河道邊界識別標志，代表不同的地質意義:“分離式”邊界代表不同非均質性單一河道側向分離，河道之間發育泥巖，地震剖面多表現為同相軸錯斷；“河間砂連接”邊界代表不同非均質性單一河道側向以薄層砂拼接，地震剖面多表現為不同河道間薄層砂處同相軸連續性差，振幅較弱；“上下疊置”邊界代表不同期次非均質性單一河道垂向疊置，地震剖面多表現為河道疊置處同相軸疊置，且具有一定高程差異；“相鄰切割”邊界代表同一期次非均質性單一河道側向切割，地震剖面多表現為河道疊置處同相軸拼接，振幅略微變弱。

在總結不同單河道邊界識別標志的基礎上，對1167 砂體開展單一河道的識別。以A37W 井區為例，該井區發育4條單一河道，東西兩側兩條河道規模較大，并和中部兩條單一河道呈現出“薄層砂連接”和“上下式”疊置接觸關系，而中部兩條河道規模較小，側向切割（見圖3）。最終，根據不同地震響應，確定單河道的橫向邊界，完成了1167 砂體單河道的精細解剖（見圖4）。

圖3 1167砂體單一河道平面分布

2.3 河道內部構型

在淺水三角洲沉積類型中，單一河道內部構成單元主要為類心灘及分流河道沉積，淺水三角洲儲層骨架砂體為類心灘沉積，砂體厚度大，穩定且連續性好，為優勢儲層。

分流河道由于是過水環境，底部發育滯留沉積，后期泥質充填，砂體沉積厚度小。應用連井地震反演剖面與測井資料結合，綜合考慮測井曲線縱向分辨率與砂體特征間的關系確定相類型，以測井曲線形態與連井砂體地震相特征間的對應關系來確定相分布范圍，依據連井地震波阻抗剖面相變點確定砂體邊界及接觸關系（見圖4），由此統計出類心灘構型單元的幾何形態:類心灘長度310～860 m，寬度156～616 m，厚度2.7～9.8 m。

圖4 四級構型單元剖面分布

2.4 類心灘內部構成

單一類心灘內部是由多期增生體縱向疊加而成，順物源方向，砂體不斷向湖推進過程中主要以前積的方式形成。

隨著類心灘的增長逐步向前推進，測井曲線響應特征表現出局部的回返，表明泥質含量增大并測得前積角度約為7°～12°；垂直物源方向，則是以順流加積的方式為主（見圖5）。

圖5 三級構型單元模式

2.5 內部構型單元界面等效表征

構型界面是指構型單元之間或內部的滲透性或非滲透性界面，實際上主要是指構型單元之間或內部的薄夾層，由于這類夾層規模小且厚度薄，其分布的穩定性直接影響到開發效果。本文所指的構型界面相當于Maill所指的三級和四級界面，也就是本次研究的類心灘內部構型界面，這類夾層（界面）在現有的技術下，或者在商業軟件無法實現，或者即使在商業軟件中可以實現但由于尺度非常小，數值模擬使用的過程中容易被粗化掉，因此本次研究主要思路是:把這類規模、厚度非常小的、具有一定滲透性或非滲透性的夾層表征為物理的虛面，即本文所指的構型界面，然后通過賦予這個界面一定的傳導率值來等效表征該界面的滲透性，這類似于數值模擬過程中對斷層封堵性的處理。本次研究主要是通過等值線平移的方法來刻畫構型界面，然后把這些界面轉化成數模所需的斷層格式，以此來實現在數值模擬過程中構型界面所引起的不同構型單元間的滲透性強弱（或是否具隔擋作用）變化。構型界面刻畫的具體方法如下:

通過1167砂體頂界面沿側積方向方位角120°，以夾層傾角和目的層厚度為約束，通過等值線平移（可視為將仿射空間中同一個向量加到目標對象的每個點上，或將坐標系統的中心移動的結果）對公式（1）、（2）、（3）進行平移，以線控面，最終完成構型建模界面。期間的每一次平移都嚴格按照前文構型成果進行，最終組合控制側積夾層的類心灘內部構型界面形態（見圖6）。

圖6 等值線空間平移示意

等值線空間平移公式為:

式中，xi、yi、zi、xi+1、yi+1、zi+1分別為前積夾層線第i、i+1 次平移后的坐標，i為平移的次數；A為每次平移的平面距離，m，即兩條等值線的平面距離，可以直接測量；θ為前積方向與正東方向的夾角，（°）；φ為前積傾角，（°）。通過此方法分別刻畫出1167砂體所有類心灘內部的構型界面（見圖7）。

圖7 1167砂體類心灘內部構型界面示意

3 構型約束下的儲層表征

此次研究提出的重要技術手段是將各構型要素（主要是構型界面）定量在三維建模中實現的方法，應用此法將構型解剖［10-13］所得的夾層傾向、夾層傾角、夾層間距及平面分布等要素精確定量地在建模中實現。

3.1 沉積微相建模

油田開發中、晚期井網密度較大，因此地質研究及認識較細，本次研究已到四級構型級別，首先將前期地質精細研究的單井相轉化為建模過程中的沉積微相代碼，按分類加載到建模軟件中［14-15］，然后根據井點資料求取變差函數，定義不同規模的搜索錐、搜索步長、步長容差和角度容差，計算空間點對間的變差，擬合出變差函數［16］。在此基礎上將地質認識的沉積微相作為建模過程中的概率趨勢，應用序貫指示算法來實現沉積微相模擬（見圖8）。

圖8 1167砂體沉積微相模型

3.2 相控屬性建模

屬性建模的最終成果是建立反映儲層特征的孔隙度、滲透率、飽和度等物性參數模型。根據相控建模原則，通過求取變差函數，利用海上高分辨率地震資料，采用地震波阻抗反演作為第二變量，協同約束建立各模擬單元中每個沉積微相的孔隙度、滲透率等參數模型（見圖9），降低了井間屬性預測的不確定性和隨機性，提升了屬性參數模擬精度。

圖9 1167砂體滲透率模型

3.3 類心灘壩構型界面等效表征

前面構型研究得到了三維空間中構型界面的分布，但如何將其定量刻畫到三維地質模型，并應用到油藏數值模擬中，是當前小尺度構型建模的難點。本次研究采用一種等效表征的思路來開展構型界面的模型表征［16］。該方法主要是利用網格界面傳導率乘數這個參數將構型界面對流體滲流的影響表征到油藏數模中［16］。研究中首先將類心灘內部多個構型界面分別與網格模型求交，通過交切關系計算得到各構型界面在網格模型中的位置，最后以網格界面傳導率乘數數據卡的格式輸出，供數模調用。傳導率乘數數據卡中第2列為傳導率乘數值，初始值默認為0，即表示該構型界面對流體起到完全遮擋的作用，其最終數值須在下一步油藏數模中結合油藏動態響應進行調整。

4 實例應用

應用本次構型研究成果建立了1167 砂體精細地質模型，結合油藏數值模擬及實際需求對網格及屬性進行粗化。輸出構型界面并定義構型界面兩側的網格傳導率，開展油藏生產動態歷史擬合及數值模擬研究。其中，傳導率利用網格間的滲透率和網格尺寸來定義，根據油田實際注采井組的生產動態分析來確定，并通過歷史擬合不斷調整，最終根據歷史擬合的符合程度確定傳導率數值。圖10 為B 油田1167 砂體數值模擬歷史擬合圖，本次研究主要對56 口油水井通過調整構型界面兩側的傳導率來擬合，新模型單井含水率歷史擬合平均誤差小于10%的有51 口井，符合率達91%，較老模型提高了11%。通過開展構型解剖及界面等效表征，在油藏模型中加入構型界面（即隔夾層），數值模擬結果更加符合實際生產特征，提高了單井歷史擬合精度與可信度（見圖10）。

圖10 1167砂體2、3井區含水率擬合對比

5 結論

（1）本次研究對BZ 油田1167 砂體逐級解剖，由復合河道到單一河道，由單一河道到類心灘，再由類心灘到內部前積界面，明確了1167砂體是由四條單一河道及其內部的類心灘等微相構成，類心灘內部存在前積特征，前積角7°～11°。

（2）利用網格界面傳導率乘數參數能夠實現類心灘構型界面的精細表征，充分表達小尺度構型界面對油藏滲流能力的影響，提高歷史擬合精度。

（3）高分辨地震資料對砂體橫向分布情況具有良好響應，利用高分辨地震資料井震結合可以實現復合砂體內部結構的精細解剖。采用等效表征能夠精細表征小尺度構型界面對滲流的影響，大幅提高模型表征精度和擬合精度，為后續剩余油的研究奠定地質基礎。