深水浊积水道型储层砂体连通性定量表征探索

李晨曦，康博韬，张旭，郜益华，陈国宁

中海油研究总院有限责任公司，北京朝阳100028

引言

深水重力流沉积储量巨大、前景广阔，目前，世界主要含油气盆地的深水油气储量规模可达千亿吨以上。在国外，以墨西哥湾盆地、坎波斯盆地、尼日尔三角洲等区块为代表的深水重力流成因油田是当前各大石油公司关注的重点[1-3]；在国内，随着新技术和新设备的应用，在南海等海域也有大量的深水沉积油田发现。整体来看，深水沉积不仅是当前勘探开发的热点领域，也与当前能源战略息息相关，有进一步细化研究、加深研究的必要。

尼日尔盆地是西非地区重要的含油气盆地，其内的OML130 区块的部分权益为国内油气公司所有，是国内外学者长期工作研究的对象[4-9]。油田的主力储层为深水重力流沉积，其中，浊积水道砂体占主导地位。鉴于浊积水道砂体通常具备较好的形态学特征，在多年的研究及开发过程中，项目组及部分学者通过井震结合等手段对砂体构型进行了精细刻画，在构型模式、构型定性研究等方面取得了丰硕的成果[10-15]，并且很好地支持了油田开发。在此基础上，为更好地将构型研究的认识应用于油田生产，拟继续开展精细研究，并寻求研究成果和生产需求之间的切入点。

本文从露头研究入手，开展了精细化、数据化的浊积水道砂体定量表征工作，厘清了浊积水道砂体的精细特征，并从这些特征入手，通过构型单元-界面二元表征的方法对其进行刻画，并将得到的认识通过地质模型等渠道应用到实际生产工作中去。通过本次研究，一方面拟提升浊积水道型储层连通性的研究精度，另一方面也是在当前石油行业数字化转型背景下尝试的有益探索。

1 油田概况

OML130 区块的AKPO 油田是典型的大型深水浊积成因油田，其主要的储层为浊积水道和浊积朵叶砂体，物性好、产能高。由于开展了精细研究且不断进行措施调整[16-21]，该油田已连续高产、稳产十余年。随着开发的进行，以高砂地比浊积水道砂体为主要储层的某Z 油组也表现出一些问题，如部署在复合水道砂体内部的一些注采井组，在相同或相似的措施条件下，开发效果也并不一致，表明复合水道内部在不同位置的连通性存在差异。随着开发逐步进入中后期，有必要加深对Z 油藏储层内部连通性的研究，更好刻画剩余油分布和指导后续加密井的部署。

2 目的层砂体沉积背景

尼日尔盆地位于西非边缘，目标区AKPO 油藏位于尼日尔盆地的中心位置。本次研究选择的目标层系属于中新统——上新统Agbada 组，发育典型的深水重力流沉积[22-27]。为紧密结合生产动态，选取当前在开发的Z 油组作为精细解剖对象开展研究。从Z 油组砂体整体呈现的平面和剖面特征来看，大多数砂体呈条带状，属于以浊积水道为主体的复合沉积（图1）。从砂体整体外部形态也可看出，浊积水道砂体在不同的位置存在较大变化，可能对砂体连通性产生较大影响。

图1 AKPO 油田Z 油组复合水道平面展布图Fig.1 Plane distribution of complex channel in Z Oil Formation of AKPO Oilfield

从Z 油组地震剖面（图2）可见，砂体虽整体呈连片状，但内部期次非常发育，以构型的观点来看，这是连片的复合砂体内部发育多期的单一水道或单一朵叶砂体。前期分析认为，在开发过程中，注入水在复合砂体内部流动时，会穿过单一水道构型单元和构型界面，故构型单元和构型界面均会对连通性产生影响，并最终反映到开发效果上。目前注采井组间存在的差异表明，储层内部连通性有进一步深入研究、细化研究的必要。因此，为了更好地表征储层内部连通性，拟分别对浊积水道构型单元和构型界面的特点开展精细研究，并以此为基础定量精细刻画复合浊积水道砂体内部的连通性。

图2 过P–9 和I–6 井Z 油组地震剖面图Fig.2 Seismic Profile passing P–9 and I–6 of Z Oil Formation

3 浊积水道砂体精细特征

为开展精细、准确的研究，需要有确定性的数据和研究对象作为依托。西秦岭地区二叠—三叠系剖面是国内出露较好的深水沉积野外露头，其基本涵盖了重力流沉积的各种类型，而且易于观测。通过初步踏勘研究发现，某些典型露头与OML130油田的高砂地比的浊积水道砂体有一定的相似性。因此，较为系统地研究了出露较好的13 个浊流沉积露头，总结归纳了浊积水道砂体特征，并在此基础上针对典型露头开展取样和分析化验工作，进一步了厘清浊积水道构型单元和构型界面的相关特征。

通过取样分析和露头研究，主要得到以下几点认识：（1）从单一水道砂体尺度来看，单一水道构型单元内部岩性、物性特征变化不大（图3），二元结构不太明显，整体比较均质，孔渗特征较好。（2）从复合水道砂体尺度来看，浊积水道砂体砂地比极高，内部整体呈现泛连通状态，但是零散发育泥质渗流屏障。（3）泥质屏障主要发育在单一水道构型单元之间的构型界面处，但是后期破坏较为严重。（4）通过沿典型露头追踪观测发现，构型界面处的泥质含量变化非常迅速，但是发育的位置相对比较固定，将泥质渗流屏障发育位置连接后隐约可复原河道边界。

图3 浊积水道内部及界面处物性参数特征Fig.3 Characteristics of physical parameters in turbidite channel and interface

露头研究表明，对浊积水道成因的砂体而言，单一水道砂体内部整体相对均质，但是单一水道砂体之间发育渗流屏障。因此，在浊积水道砂体开发过程中，决定注采井间连通性的主要因素是单一水道构型单元的物性特征和单一水道构型界面的泥质渗流屏障发育特征，这也是开展储层连通性定量表征重点关注的两个方向。

4 浊积水道构型单元和浊积水道构型界面对连通性影响

在油田长期开发过程中，已经积累了翔实的地震、测井和开发数据，并搭建了地质模型和油藏模型，方便后续各项探索性工作的开展。结合露头表现出的特征，拟通过控制变量法在已有的模型中对单因素进行逐个改变，逐一研究各因素变化对连通性带来的影响。为快速和逐一核实单因素的影响，拟采用机理模型对每个要素进行研究。根据AKPO实际情况类比设计并建立机理模型，机理模型为定向井1 注1 采，注采比保持为1：1，控制条件为定液生产。考虑到影响连通性的主要因素会最终反映到渗透率场中，且渗透率与连通性相关性较高，故采用渗透率机理模型初步探究物性高低对连通性的影响。

4.1 浊积水道构型单元对连通性的影响规律研究

4.1.1 浊积水道构型单元内部物性高低

在储层表征过程中，对砂体刻画最直观的表现为对砂体内部物性参数的刻画，因此，先模拟物性参数高低对连通性的影响，结合研究认识和已有数据，考虑到油田实际渗透率均值约为500 mD，设置5 个实验方案，将水道构型单元砂体平均渗透率分别设置为100、200、500、800 和1 000 mD；考虑到水道之间存在遮挡，设置水道构型界面网格渗透率为50 mD。注水井井底流压变化情况如图4 所示。

图4 注水井井底流压变化情况Fig.4 Variation of bottom hole flowing pressure in water injection well

研究表明，砂体内部物性的高低对连通性影响较小，即使当前油田物性条件变差到一半以下，对连通性的影响也不会太明显，在变差至大约一个数量级以下后才会对流压产生相对明显的影响；整体来看，砂体内部物性高低变化对连通性的影响主要表现为井底流压的变化和含水上升速度的变化，对初次见水时间等影响较不明显。

4.1.2 水道构型单元内部充填样式

在地质建模过程中，往往较为注重对物性数值特征的刻画，保证数据均值的准确性。但是在实际开发生产过程中，浊积水道往往存在多种样式，反映到测井曲线上，会有比较典型的有箱型、钟型等的测井响应，反映了砂体充填快慢和砂质供给的情况。因此，本次研究通过改变单一水道内部充填样式探究充填样式对水道间连通性的影响规律。根据露头观测和测井响应特征，选取了两种典型的沉积样式—箱型充填和钟型充填进行研究，并用数学表达式表征到模型中。为了对比，设置了一组漏斗型充填的机理模型做对照（图5，漏斗型样式不常见，仅用作结果的对比）。

图5 单一水道内部充填样式机理模型Fig.5 Mechanism model of filling pattern in single channel

在本次研究中，设置的3 组模型渗透率均值保持一致，为500 mD，在此基础上，为了体现砂体的钟型充填、箱型充填及漏斗型充填样式，将渗透率在100～1 500 mD 变化；构型界面网格渗透率仍设置为50 mD。机理模型剩余油分布情况及各方案采油井含水变化规律如图6、图7 所示。

图6 机理模型剩余油分布情况Fig.6 Remaining oil distribution of mechanism model

图7 采油井含水变化规律Fig.7 Variation law of water cut in production wells

通过对充填样式进行模拟发现：在均值相对固定的情况下，充填样式会对见水时间产生一定影响，且初次见水时间钟型最快，漏斗型最慢；充填样式会影响剩余油分布情况，其中，钟型填充砂体顶部会有相对明显的剩余油分布。

4.2 浊积水道构型界面对连通性影响规律研究

在露头观测和开发实践中发现，在单一浊积水道构型单元之间发育构型界面，构型界面处发育较多的泥质沉积，形成渗流屏障，导致开发过程中构型界面会对注入水产生遮挡作用。在西秦岭地区的露头观测中发现，在水道间的不同位置，构型界面主要发育数量不等的泥质沉积，而且变化往往较为迅速。因此，寻找合适的方法探究浊积水道构型界面的不同特征对连通性的影响是本次研究的重点。

4.2.1 浊积水道构型界面遮挡比例及遮挡位置

从露头的观测结果来看，影响砂体连通最直观的因素就是不同位置发育的泥质遮挡的程度不同。反映到开发生产中，就是构型单元间构型界面遮挡比例不同。为探究遮挡比例对连通性的影响，对比了全部连通和存在半遮挡的情况；同时，考虑半遮挡情况下存在上部半遮挡式和下部半遮挡式，分别建立相应的机理模型探究其对水道间连通性的影响规律（图8）。

图8 构型界面不同遮挡比例和位置模型设计Fig.8 Model design of different sheltered ratio and position of configuration interface

在模拟探究过程中，将砂体内部样式设置为水道砂体自下而上渗透率逐渐减小的韵律样式，并且将平均渗透率设为500 mD；将泥质渗流屏障的渗透率网格设置为0；在此基础上分别将砂体间接触关系设为构型界面不存在遮挡、构型界面上部遮挡（砂体接触比例50%）和构型界面下部遮挡（砂体接触比例50%）。不同遮挡比例和位置时采油井井底流压变化情况如图9 所示。

图9 采油井井底流压变化情况（不同遮挡比例和位置）Fig.9 Variation of bottom hole flowing pressure in production wells（With different sheltered ratio and position）

不同的泥质渗流屏障遮挡模式下，见水时间差异较小，其中，无遮挡式时见水略快，上部半遮挡式次之，下部半遮挡式见水时间最晚；不同泥质渗流屏障遮挡模式下，井底流压差异体现得较为明显，具体表现为下部半遮挡模式下生产井井底流压下降最大，注水井井底流压升高也最大，而无遮挡式和上部半遮挡式下差异不大，生产井和注入井井底流压变化程度均低于下部半遮挡式。

研究表明，下部半遮挡式连通性最差，上部半遮挡式次之，无遮挡式连通性最好，且上部半遮挡式和无遮挡模式差异不大，这可能主要与模型设置为钟型韵律，注入水在底部水窜更快，上部半遮挡式和无遮挡式动态连通性比下部遮挡式好有关。

4.2.2 构型界面泥质含量

在露头观测中发现，在不同位置泥质含量变化较快，故泥质含量的变化能对储层连通性带来多大的影响是值得研究的重要内容。因此，本次拟通过机理模型探究界面处泥质含量的多少对水道砂体连通性的影响规律。在本次研究中，将露头上体现出的泥质含量的变化通过渗透率的变化在模型中加以刻画，泥质含量较高，则构型界面处渗透率网格设置的越小；泥质含量少，则界面处渗透率设置较大。在实际模拟中设置界面渗透率分别为10、100和1 000 mD，如图10 所示。构型单元则采用水道的钟型充填样式，并将均值设置为油田平均渗透率均值约500 mD。

图10 构型界面不同泥质含量机理模型设计Fig.10 Mechanism model design of different mud content in configuration interface

研究表明，通过砂体界面渗透率差异所反映的泥质含量变化对砂体整体连通性影响主要体现井底流压的显著变化（图11），导致后续的开发效果存在差异。

图11 采油井井底流压变化情况（不同泥质含量）Fig.11 Variation of bottom hole flowing pressure in production wells（With different mud content）

需注意的是，在本次研究和油田实际开发过程中，对于这种高砂地比的浊积水道型储层，即使存在比较明显的构型界面，一般也不会导致井间完全不连通，在模拟过程中也同样秉承此特点开展模拟，即井间基本都是低效连通到高效连通的变化。

5 构型界面对连通性影响的定量刻画方法研究

通过露头研究和开发实践，已初步确定浊积水道砂体构型单元和构型界面均会对连通性产生影响，且通过机理模型初步明确构型界面占主导作用。但是在一般的地质建模和数值模拟中，对构型界面的刻画往往相对较少。因此，本次研究拟进一步探究如何确定构型界面对连通性遮挡作用的大小，并探究如何将研究认识用于建模和实际开发生产中去。

5.1 典型井组选取

考虑当前处于探究规律阶段，为了让遮挡作用明显且易于计算，选取了连通性相对一般、注采对应关系比较明确且单一的一组注采井对AKPO–A、AKPO–B 井作为研究对象。在生产及井位部署过程中已明确，AKPO–B 井某个阶段的含水及压力变化均主要受AKPO–A 井控制。故选取该阶段的生产动态响应特征和地质情况进行规律研究。

5.2 构型界面连通系数等效计算方法

在井组选取完成后，需要寻找合适的方法计算水道间的连通性。考虑到在地质建模和油藏模型中，常常为断层设置“传导率”来刻画断层对储层内部连通性的影响，故借鉴“传导率”的概念，将构型界面对砂体间的连通程度用“连通系数”来衡量。

在计算“连通系数”时，首先，按照地质精细建模的流程将构型单元和构型界面分别加以精细刻画，作为对照组（图12a）；之后，按照常规的地质建模方法只刻画构型单元特征（图12b），然后，用一个“连通系数”代替界面带来的影响。不断改变“连通系数”，当生产规律与对照组一致时，视为连通系数代表了此时界面所具有的特征对连通性影响。

图12 精细模型和常规模型基本参数设计Fig.12 Basic parameter design of fine model and conventional model

在典型井组连通系数的实际计算过程中发现，在之前的地质模型和油藏模型中，对构型单元的刻画是比较准确的。在原有模型的基础上，综合通过地震响应等条件判断井间的两条水道侵蚀交叠部位的上部储层的响应较差，因此，在精细模型中补充设置两条水道通过叠置区的下部连通，而上部则设置为不连通；基于地质认识，下部连通区的渗透率设置为较储层更低的渗透率。在得到精细模型的基础上，设置对照模型，不对界面特殊处理，但是在搭接的位置参照断层的“传导率”设置“连通系数”。这时，不断改变连通系数的大小，当两个模型中开发效果达到一致时，认为此时的连通系数的数值就代表了此时构型界面的连通情况。

经过不断地拟合校正，发现当连通系数设置为0.005 时，注水井组间的动态特征与界面精细刻画时结果基本一致（图13）。故认为此时构型界面的连通系数为0.005。

图13 注水井井底流压变化情况Fig.13 Variation of bottom hole flowing pressure in water injection well

通过分析可知，此方法具有一定的普适性，可以通过尽可能少地选取界面变化的参数，逐一计算不同条件下对连通性的影响，得到不同特征构型界面的连通系数。

5.3 实际生产井组验证

根据机理模型研究结果，在已有的油藏模型中的注采井间新增加设置连通系数为0.005。对比历史拟合结果来看（图14，1 psi=6.895 kPa），在设置砂体连通系数后，AKPO–A 和AKPO–B 井历史拟合效果（含水率、压力）得到明显改善，水驱波及状况与时移地震解释结果吻合程度更好，与实际情况更加吻合。

图14 生产井压力拟合效果对比图Fig.14 Comparison of pressure fitting results of production wells

需要注意的是，本次研究重在方法探索，形成了一种精细建模刻画储层内部连通性的方法，并且创造性地提出了“连通系数”等效表征的方法。此项研究需要在后续工作中进一步优化完善，通过更多的构型样式和注采数据进行优化，直至形成更高精度、涵盖范围更广的图版。

6 结论

（1）对于高砂地比的浊积水道型储层而言，通常构型单元特征主要影响储量，构型界面特征主要影响储层连通性。在地质建模和油藏模型中往往对浊积水道构型单元的特征刻画得精细而准确，如能继续增加对构型界面的表征与刻画，能够极大地提升储层内部连通性研究精度，从而为开发井的部署、剩余油挖潜和油田综合调整提供更准确的地质基础。

（2）露头研究和开发实践表明，对OML130 区块及西秦岭地区相对高砂地比的浊积水道型储层砂体而言，单一水道砂体构型单元内部整体相对均质，基本不会影响储层连通性；单一水道砂体之间的构型界面处发育渗流屏障，并且变化迅速。因此，在浊积水道砂体开发过程中，决定注采井间连通性的主要因素是单一水道构型界面处泥质渗流屏障发育特征。

（3）为了刻画浊积水道砂体构型界面处的泥质渗流屏障对储层连通性的影响，借鉴断层“传导率”的概念，定义构型界面的“连通系数”，用于刻画构型界面处泥质变化、砂体接触面积等各个特征对连通性的影响。通过本次探索性研究发现，本方法具备较高的可操作性，可通过每次改变单一参数进行等效计算，并通过大量的露头研究、模型拟合、生产数据校正直至形成综合图版，可以快速判断预测井间连通情况，为井位部署、开发调整提供依据。