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大庆SN油田东部过渡带油水边界综合确定.pdf
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1、 第45卷 第2期 新 疆 石 油 地 质Vol.45,No.2 2024年4月 XINJIANG PETROLEUM GEOLOGYApr.2024 文章编号:1001-3873(2024)02-0213-08 DOI:10.7657/XJPG20240210引用:梁宇,杨会东,付宪弟,等.大庆SN油田东部过渡带油水边界综合确定 J.新疆石油地质,2024,45(2):213-220.LIANG Yu,YANG Huidong,FU Xiandi,et al.Comprehensive Determination of OilWater Boundary in Eastern Transit
2、ional Zone of Daqing SN Oilfield J.Xinjiang Petroleum Geology,2024,45(2):213-220.大庆SN油田东部过渡带油水边界综合确定梁宇,杨会东,付宪弟,蔡东梅,王彦辉,孙衍民(中国石油 大庆油田有限责任公司 勘探开发研究院,黑龙江 大庆 163712)摘 要:为确定大庆SN油田东部过渡带油水界面,综合钻井、测井、地震资料,结合岩心含油产状分析和老井油水层二次解释,基于双相介质理论的叠后属性油气检测以及基于叠前地震波形指示反演的流体识别等技术,探讨构造油气藏外扩区油水边界的综合确定方法。研究区油水边界具有以下特征:岩心含油产状
3、为油斑以上;测井解释外推为油层或油水同层;叠后属性低高频能量比大于0.85;叠前反演预测含水饱和度小于75%。因此,以“井点定深度、地震定边界、动态来验证”为原则,从“点线面空”,经过综合分析,确定最终油水边界位置。研究成果有效指导了研究区外扩评价部署,对同类型构造油田油水边界研究具有参考意义。关键词:构造油气藏;油水边界;井震资料;叠后属性;叠前反演;综合分析中图分类号:TE112.321 文献标识码:AComprehensive Determination of OilWater Boundary in Eastern Transitional Zone of Daqing SN Oilf
4、ieldLIANG Yu,YANG Huidong,FU Xiandi,CAI Dongmei,WANG Yanhui,SUN Yanmin(Research Institute of Exploration and Development,Daqing Oilfield Co.,Ltd.,PetroChina,Daqing,Heilongjiang 163712,China)Abstract:In order to determine the oilwater contact in the eastern transitional zone of the Daqing SN oilfield
5、,based on the drilling,logging,and seismic data,together with the core oil occurrence analysis and the reinterpretation of oil/water layers in existing wells,a comprehensive method for determining the oilwater boundary in the extension zone of structural reservoirs was discussed by using the techniq
6、ues such as hydrocarbon detection through poststack seismic attributes based on dualphase medium theories and fluid identification based on prestack seismic waveform indication inversion.The oilwater interface in the study area exhibits the following characteristics:(1)oil patch or higher level occu
7、rs in cores;(2)oil layers or oilwater layers are extrapolated on the basis of logging interpretation;(3)in poststack attributes,the energy ratio of low frequency to high frequency is greater than 0.85;and(4)the predicted water saturation from prestack inversion is less than 75%.Therefore,following t
8、he principle of“depth of oilwater contact determined by well data,boundaries of oil and water distribution determined by seismic data,and validation by well performance”,and through comprehensive analysis from point to line,plane,and then space,the final position of the oilwater interface was determ
9、ined.The research results effectively guide the extention deployment and evaluation in the study area,and are referential for delineating the oilwater boundaries in similar structural reservoirs.Keywords:structural reservoir;oilwater contact;loggingseismic data;poststack attribute;prestack inversion
10、;comprehensive analysis油水界面是指油藏在垂直方向上与地层水的分界面,构造油藏油水界面之上的油层或油水同层产油,之下的油水同层或水层产水;不同油层的油水界面与其所属地层的交线投影到平面上即油水边界,油水边界确定的准确性直接影响到油田外扩潜力综合评价的准确性和评价井部署的成功率1。确定油藏油水界面常利用井资料,如测井解释、试油、岩心分析、毛细管压力等资料。测井解释划定油水界面是在准确识别油水层基础上,结合试油资料划定油水界面2-3,是较为常用的有效方法。利用岩心分析资料确定油水界面,是通过岩心含油产状、岩石热解以及荧光分析4-5等,分析不同储集层的流体性质,划定油水界面,该
11、方法结果较为直观。利用毛细管压力资料确定油水界面,是通过毛细管压力与含水饱和度等参数,进行相关拟合,得到油水界面深度6-7,适用于油田勘探初期。上述方法具有较高的可信度,但存在空间局限性。地震资料由于其三维展布特性,在油藏油水边界确定上发挥重要的作用8。利用地震资料确定油水边界主要通过油气检测判别流体性质,进而确定油水边界位置,常用的技术有亮点技术、双2018 Xinjiang Petroleum Geology.Creative Commons Attribution-NonCommercial 4.0 International License收稿日期:2023-04-11 修订日期:20
12、23-10-24第一作者:梁宇(1984-),女,山东沂源人,高级工程师,硕士,油气地质与地球物理,(Tel)0459-5095165(Email)2024年新 疆 石 油 地 质相介质理论技术、叠前反演技术等。亮点技术利用地震振幅在储集层含油气后能量增强的现象进行含油气性检测,该技术常用于气藏的检测9。双相介质理论技术利用储集层含流体后在地震频谱上表现为“低频增强,高频衰减”的特征进行油气检测10,该技术方便、快捷,应用较广泛。叠前反演技术主要是基于振幅随偏移距的变化(AVO)理论,利用多个叠前地震角道集数据和测井数据进行流体参数反演运算,判断流体性质,确定油水边界。叠前反演方法很多11-1
13、4,预测精度较高,但工作量大,周期长。由于地下地质条件的复杂性及地震响应的综合性,在实际应用中地震确定油水边界有一定的多解性。此外,部分学者利用地震资料多属性融合、地震多参数分析、油藏动态计算、地质建模等多技术联合方法,进行油藏油水边界的确定15-23,也达到了理想的效果。大庆长垣油田为背斜型砂岩油藏,具有较统一的油水系统20。近些年,随着油田三维地震资料的全面采集、覆盖以及地震油气检测技术的发展,对长垣背斜型油气藏的认识也有所改变,长垣油田过渡带外扩区局部存在着岩性油气藏,因此,有必要结合过渡带密井网资料及地震油气检测结果,对过渡带外扩区进行油水分布研究,重新厘定油水边界位置,为长垣油田过渡
14、带外扩开发提供理论依据。本文以大庆SN油田东部过渡带为例,采用岩心含油产状分析、老开发井测井油水层二次解释、叠后地震属性油气检测以及叠前地震反演流体识别等技术,开展SN油田过渡带外扩区含油气储集层检测研究,通过多种技术方法结果结合和相互验证,落实目标区油水边界平面位置,指导后期井位部署及开发方案编制。1 基于井资料的油水界面识别1.1 原油水界面研究大庆SN油田东部过渡带位于大庆油田萨尔图背斜东翼,构造特征整体呈西高东低、北高南低,地层倾角为 35。研究区主要有萨尔图和葡萄花 2 套油层,储集层属于河流三角洲沉积,薄互层砂体发育,可分为葡一、萨三、萨二和萨一4个油层组(图1)。本文要落实的油水
15、界面是指研究区萨一油层组的外含油边界。根据油层组统计1 500口老井的油底界面和水顶界面的海拔,求取平均值进行对比分析。由图2可知,油水界面并不是水平面,而是一个有起伏的曲面,同一油藏不同油层组油水界面深度并不相同,尤其是萨一油层组,其油水界面比其他3个油层组深度大,变化范围也较大,给过渡带外扩无井区的油水界面确定带来了困难。借鉴油田密井网区开发实践,取含油底界面到含水顶界面的中间为油水界面。利用反距离加权法,对井点数据进行成图,得到过渡带含油底界面海拔为-1 060-1 000 m,含水顶界面海拔为-1 106-1 034 m;油水界面海拔为-1 064-1 017 m,油水界面平面上分布极
16、其不均匀。4 条油底界面平均海拔为-1 042 m,水顶界面平均海拔为-1 059 m,油水界面平均海拔为-1 048 m;预测外扩区油底界面误差为1248 m,水顶界面误差为2547 m,油水界面误差为1631 m。因此,单纯依靠油井数据外推获得的外扩区油水界面深度具有一定的误差,不能简单使用整体油水界面深度的平均值来表征外扩区油水界面深度。1.2 基于新测井解释模板的油水层识别通过对岩心的观察描述,可以定性判断岩心油水产状,确定研究区油水界面的位置。在利用岩心资料确定油水界面时,需要选取研究区萨尔图和葡萄花油层完整取心的井,根据垂向上的含油情况及见地层水的层位作为油水同层的底界面,即取心井
17、的油水界面。2020年前后,研究区新钻2口取心井JN5井和JN6井,以JN5井为例,其油层段含油产状以含油、油浸和油斑为主,测定含水饱和度为060.3%;油水同层段含油产状以油浸和油斑为主,测定含水饱和度为 51.1%83.6%;油水同层段下部含油产状以油迹为主,向下见图1 研究区油层组空间分布示意图Fig.1.Spatial distribution of oilbearing layers in the study area214第45卷 第2期梁宇,等:大庆SN油田东部过渡带油水边界综合确定地层水。综合岩心资料,确定的油水界面深度为1 203.71 213.8 m,对应的海拔为-1 06
18、3.8-1 053.7 m。由于过渡带开发井钻井时间跨度为50多年,不同年份测井系列的油水层解释存在一定差异,且原测井解释成果饱和度计算参数均来自于整个萨尔图油田的参数设定,没有针对过渡带进行具体调整。因此,本文为确定SN油田过渡带外扩范围,以钻井时间相近、井位处于萨一油层组的含油边界为原则,优选40口生产井,应用2020年的油水层解释模板(图3a),对油水层进行二次解释。该模板基于过渡带2020年左右取心进行了岩电实验分析,重新界定了油层、油水同层和水层的电阻率,精细调整阿尔奇公式中的参数m和n,计算了含水饱和度,建立了适用于过渡带含油饱和度解释模型。应用解释成果建立40口边井油藏剖面(图3
19、b),与2000年测井解释成果确定的老油水界面对比,多数井新解释油底界面深度变化不大,由于将油水同层段细分成偏油同层及偏水同层,水顶界面位置由2000年的油底界面与水顶界面之间二分之一的位置,改为偏水同层的顶界面,因此,水顶界面深度有所下降,下降幅度为 112 m。统计边井油底界面和水顶界面海拔,结合取心井含油产状及含水饱和度,外推与油顶界面构造线相交的位置作为油水边界位置(图3b);油藏剖面间的无井区参考上、下油水界面海拔自然过渡。该方法确定的油水边界在油藏剖面连线处按照已知井的趋势外推,可信度较高,但外推趋势的准确性受局部构造影响,如断层、微幅度构造会改变局部油水界面深度,外推趋势面会存在
20、一定偏差,其不确定性影响因素较多,应用需综合判别。图2 SN油田东部过渡带油底界面与水顶界面分布Fig.2.Distribution of oil layer bottoms and water layer tops in the eastern transitional zone of SN oilfield图3 SN油田东部过渡带新测井解释油底界面及水顶界面Fig.3.New oil layer bottoms and water layer tops from logging interpretation in the eastern transitional zone of the S
21、N oilfield2 基于地震资料的油水界面预测2.1 基于叠后地震属性的油水界面分析油气储集层是典型的双相介质,地震波在穿过双相介质后频率成分的能量分布发生变化,低频成分相对较强,高频成分相对较弱,即表现为“低频共振,高频衰减”的特性9-10。在地震低频敏感段,有油井和无油井的频谱特征有明显差异。基于双相介质理论,目前业界比较成熟的油气检测技术有最大能量扫描法(DHAF 法)和最大能量积累法(CM 法)10。DHAF 法求取特征信息中的特征值(最大值)在时空域的分布;具体步骤包括:正演可行性分析;确定低频及高频敏感段;求取各地震道的低频及高频能量信息,并统计低频共振、高频衰减的共同部分。与
22、CM法相比,DHAF法更能反映油气分布的非均质性,本文选用DHAF法,利用2010年采集的高密度地震资料进行油水界面的预测,其中,频带宽度为580 Hz,地震主频为45 Hz,面元为10 m10 m。首先,基于 BIOT 双相介质理论及区域地质情况,设计地层模型进行波动方程正演模拟(图4a),子波为主频45 Hz雷克子波,介质1为单相介质,密度为2.45 g/cm3;介质2为双相介质,孔隙度为20%,渗透率为100 mD,流体密度为1.00 g/cm3,骨架密度为2.60 g/cm3;介质3为双相介质,孔隙度为25%,渗透率为200 mD,流2152024年新 疆 石 油 地 质其次,根据目的
23、层段厚度及埋藏深度,通过精细井震标定,反复实验,选取检测时窗为10 ms;由多井频谱特征对比分析(图5),油井在检测时窗范围内存在“低频共振,高频衰减”的现象,其他非产油井则没有此特征,确定了最佳低频敏感段为110 Hz,高频敏感段为4560 Hz。最后,求取各层段在低频及高频敏感段内最大特征能量比值,该比值表示目的层段内的含油气饱和度大小,比值越大,含油气饱和度越大,反之越小。提取已知各井的低高频能量比与油气显示结果(图6),与有代表性的过井剖面联合对比,综合确定萨尔图油层萨一油层组油水边界的门槛值为0.85,按此门槛值圈定剖面油水界面深度及平面油水界面位置(图7),但由于萨一油层组较薄,厚
24、度为530 m,其上、下地层砂体类型为薄互层类型,存在一定的干涉效应,给目的层油水边界的确定带来一定的干扰。2.2 基于叠前地震反演的油水界面分析为了解决叠后地震属性识别油水界面受储集层薄及邻层干涉的影响,开展了叠前地震波形指示反演技术研究,以期刻画过渡带外扩区薄储集层展布规律,预测油水边界的分布位置。叠前波形指示反演是近几年发展起来的一种统计学反演方法,采用“相控图5 多井频谱特征Fig.5.Spectral analysis for multiple wells图4 双相介质正演模型及其地震反射特征Fig.4.A forward model and its seismic reflecti
25、ons for dualphase medium strata体密度为0.85 g/cm3,骨架密度为2.60 g/cm3。图4b为正演地震反射特征,可见,地震波经过不同的双相介质时发生能量衰减和速度频散,导致波形发生畸变,证明此方法在研究区储集层流体检测研究中是可行的。图6 井点碳氢检测门槛值确定Fig.6.Determination of carbon and hydrogen detection thresholds for multiple wells图7 碳氢检测结果预测的平面油水边界Fig.7.Planar oilwater boundary predicted from carb
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