秦皇島32-6 油田R1-3 油田復合砂體構型解剖研究

何明薇，王海峰，范廷恩

（中海油研究總院有限責任公司，北京 100028）

在河流和三角洲等的沉積演化中，由于基準面以及地形坡度、水動力條件等因素的變化，不同期次的砂體在空間組合、疊置，形成復合砂體。隨開發生產的深入，海上油田傳統認為單期成因的小層難以解釋各種動靜態矛盾，砂體的“復合性”逐漸引起人們的重視并被接受[1-4]。

復合砂體是指在一定地質時間內，若干具有時間成因和空間成因聯系的單砂體不同期次的組合，各級次復合砂體均是由次級的砂體和隔夾層構成的沉積體[5-7]。根據構型研究尺度及思路，海上油田開發中的復合砂體多指厚度接近或低于地震分辨率，經過針對性地震處理可識別的單砂體的復合體。其中，單砂體是指具有相同成因的、同一微相內部具有單一期次的、具有相似的沉積水動力條件的、水流方向無較大變化的砂體，其內部具有相似的或漸變的巖性和物性特征。

在明確曲流河儲層復合砂體構型概念、開發研究尺度和砂體內部結構關系的基礎上，結合海上油田的資料基礎和構型研究特點，建立了一套在等時格架約束下從單井-剖面-平面的“地震導向、井震結合”復合砂體構型解剖方法，并應用R1-3 單元，為解決老油田遇到的實際生產問題提供一條思路。

1 研究區地質概況

秦皇島32-6 油田位于渤海中部海域的渤中坳陷石臼坨凸起中西部，油田內發育的次級斷層將油田分割成北區、西區和南區，構成了秦皇島32-6 油田塹壘相間的構造格局。R1-3 單元是秦皇島32-6 油田的主力產油單元之一，屬于明化鎮組下段Ⅰ油組，埋深1 100 m 左右。油田范圍內斷裂系統近東西向，R1-3單元南北兩側受兩條斷層夾持，內部斷層較少，整體構造平緩。R1-3 單元是曲流河沉積，巖石類型以長石砂巖為主，孔隙類型原生粒間孔為主，屬高孔高滲儲層。R1-3 單元是巖性構造邊水油藏。明下段地層原油密度在0.882～0.936 g/cm3，黏度在28～260.1 mPa·s，屬于重質稠油。

2 R1-3 單元復合砂體構型解剖研究

2.1 等時界面構建

根據河流相中期旋回洪泛泥巖等時性強、分布穩定、井震易識別的特點，以及河道砂體頂面高程與砂體期次的關系，將中期洪泛面拉平作為等時基準，自上而下逐層平行下推，可實現旋回內部砂體的期次劃分與等時對比[8]。根據R1-3 單元的沉積相類型以及測井和地震資料的響應特征分析，Ⅰ油組頂部的洪泛泥巖井震可識別，該泥巖與上覆砂巖的波阻抗差異明顯，且區域分布穩定；井上GR 曲線值明顯增大，泥質含量增高，易于識別。因此，該界面可作為復合砂體構型解剖中砂體高程分析的基準。

2.2 復合砂體單井構型相分析

測井資料具有垂向高分辨能力，對井點處砂體結構有明確的指示意義。根據測井資料分析井點處砂體的形態、組合關系、疊置樣式和發育期次，并預測構型單元在井間的分布特征，是復合砂體構型解剖的基礎[9-11]。

針對R1-3 單元的50 余口定向井進行單井構型分析，將其砂厚、形態分類，分析砂體類型。R1-3 砂體井點處砂體厚度在2.4～16 m，平均厚度8.9 m，內部砂體以側向疊置為主、局部垂向疊置，其單井構型分為三大類五亞類。振幅屬性反映儲層發育程度，將單井的GR 曲線和流體解釋成果疊合在平面屬性圖上便于綜合分析。

單期型S，井點處鉆遇一期砂體，R1-3 單元統計有14 口單期型井，厚度在2.4～7 m，平均4.9 m，測井曲線呈鐘形或低幅箱形，是單期韻律特征。具體而言，B21、B1、A17 等井曲線呈較完整的鐘形或箱形，平面屬性圖上振幅屬性較強，鉆遇單期砂體的主體部位；B16、AW1 等井測井曲線呈鐘形或指形，砂體厚度在2～4 m，振幅屬性弱，表明鉆遇單期砂體的邊部。

兩期型D，厚度在6.8～12.1 m，平均10.0 m，R1-3單元共計28 口，根據兩期砂體疊置的位置和程度，細分為上接觸型D1、對稱型D2 和下接觸型D3。B5、B8等井曲線呈上部指形與下部鐘形的疊加，砂體上薄下厚，中間發育夾層，呈上接觸型，表明該井點處發育兩期砂體，早期砂體的主體與晚期砂體的邊部呈側向疊置，結合儲層平面分布特征推測晚期砂體的主體在B5井北側和B8 西南側；而A13、B12 等井與此相反，上厚下薄，呈下接觸型，表明早期砂體的邊部與晚期砂體的主體在此處呈側向疊置，而早期砂體的主體分布在A13 井南側和B12 井南側；B6、A4 等井上下砂體厚度相近，呈對稱型，表明早期砂體和晚期砂體的邊部呈垂向或側向疊置。

多期型M，厚度在11.6～16.0 m，平均15.3 m，表示井點處鉆遇三期或以上的砂體，R1-3 單元發育5 口。由于地質條件和沉積類型的差異，復合砂體厚度規律也不盡相同，但總體而言，砂體期次與砂巖厚度呈正相關關系。A9、B20、A5 等井曲線呈箱形，砂體厚度大，在12～15 m，三口井位置集中，砂體無明顯夾層，振幅屬性響應最強，推測此處砂體集中發育，三期砂體呈垂向疊置。

2.3 復合砂體剖面構型相分析

骨干剖面優選剖面方向垂直物源方向即橫切沉積體長軸方向，過井以定向井和直井為主，并且選取滿足測井資料齊全、井震吻合程度高、過井地震資料品質好特點的井。

根據秦皇島32-6 區域的沉積特征分析，R1-3 砂體為北西向物源，內部不同期次砂體之間的側向邊界多呈南北向，選取3 條垂直于物源方向的骨干剖面和2 條平行物源的剖面進行構型分析，位于R1-2 頂附近，該泥巖具有顯著的井震響應特征，具有區域等時性，可作為高程比較的基準。

如剖面2 中B7 與B8 的界線h 在平面屬性中響應最為清晰（見圖1a），西北-東南向，長度約300 m，而B5、B6、B7 之間的界線f、g 響應稍弱。地震剖面上對這些界線的反應強度也各不相同（見圖1b），界線h 兩側地震軸強度減弱、同向軸發生位移，界線g 兩側呈搭接并逐漸減弱，界線f 右側地震軸逐漸拉伸變形。結合井資料分析，在等時面拉平產生的高程差背景下，四口井砂體厚度均大于10 m 且從GR 曲線形態看存在曲線回返，每口井的兩期砂體間夾泥巖，所以均為兩期砂體。綜合分析，考慮砂體規模，剖面2 中B8 與西側砂體間存在泥質沉積間隔。B7 發育下切砂體，B6 與B7 在一個穩定砂體上，B6 上部砂體與B5 下部砂體為同一砂體，而B5 砂體上部發育獨立砂體。

圖1 秦皇島32-6 油田R1-3 砂體剖面構型分析

通過5 條典型剖面的井震對比，大致控制了整個R1-3 單元的砂體結構，進一步驗證了敏感屬性的有效性，為其指導平面構型的解剖奠定了基礎。

2.4 復合砂體平面構型相分析

相較于傳統的沉積相圖[12]，平面構型除表達沉積相類型、物源方向、空間展布規律、不同微相的配置關系等，重點突出砂體內部結構，包括構型單元和界面的級次、規模、分布、空間組合關系和疊置樣式等，是復合砂體多信息的綜合體現。

根據5 條骨干剖面上井點和井間砂體結構的認識，以平面敏感屬性為導向，通過平剖互動，約束各構型單元，解剖R1-3 砂體得到34 個點壩砂體（見圖2），將其分布、結構和期次關系體現到平面上，實現復合砂體構型的平面表征。

圖2 秦皇島32-6 油田R1-3 砂體平面構型表征

3 R1-3 單元儲層連通性及注采受效關系分析

復合砂體內部結構對地下流體的滲流特征有著明顯的影響。針對尖滅型和接觸型，由于砂體之間有泥巖分隔或明顯的物性差異，形成滲流屏障，儲層基本不連通。如R1-3 砂體的G27H-A5 注采井組，井距約300 m，構造高差約5 m，結合平面構型圖分析，注水井G27H 和采油井A5 之間以接觸型界面分隔，兩口井所在砂體連通性不好，阻礙流體運移，預測注采井間難以形成有效的注采關系。地震剖面顯示，A4 與A5 之間存在界線，即A30 與A5 之間存在界線。生產動態分析顯示，G27H 注水后，附近受效的油井產量發生2 次較大的波動，但是A5 井始終無波動，由于不連續界線的阻擋，并且A5 井氣油比逐漸升高（絕對值明顯大于其他兩口井），表明兩口井間無明顯的注采受效關系，動靜態分析結果一致。

而在同一個砂體內儲層連通性較好。如G27HA30 注采井組，井距約200 m，構造高差約3 m，注水井A30 和采油井G27H 位于一個砂體內部，預測注采井間能夠形成有效的注采關系。生產動態分析顯示，G27H 注水后，A30 有明顯響應，產量發生2 次較大的波動，具體表現為產液量上升、氣油比下降和反應間隔時間基本相等，表明兩者形成有效的注采關系，動靜態分析結果一致。

實例分析表明，通過復合砂體構型解剖能夠有效預測儲層內部的連通性和滲流屏障的分布，對于指導注采井位設計與優化、提高采收率具有重要意義。

4 結論

（1）針對R1-3 單元開展了等時地層格架內從單井-剖面-平面的復合砂體構型解剖研究，形成了相應的解剖方法和流程。

（2）R1-3 單元分析井點處砂體的期次和組合關系并預測井間的砂體結構，分析R1-3 單元51 口單井數據，總結出R1-3 復合砂體以單期型S 和兩期型中的上接觸型D1 和對稱型D2 居多；其次，根據垂向高程差異、砂體厚度與規模和橫向敏感地震屬性的約束等，識別R1-3 單元多條典型剖面砂體內部期次與邊界；最后，利用井點和5 條骨干剖面對構型單元的控制，以R1-3 單平面地震屬性為導向，進行砂體空間組合，解剖出34 個點壩砂體，實現復合砂體構型的平面表征。

（3）R1-3 單元的解剖成果，分析了復合砂體內部的結構關系，有效預測儲層的滲流屏障，指導分析了注水井G27H 和采油井A5、A30 的儲層連通性。