陈钦雷盲人心理咨询师

宋美虹季雅新王玉芹杜玉山

摘要针对埕北古4井区东营组油藏特有的地质特征，在深入分析埕岛油田东营组相似区块开发经验的基础上，应用储集层预测技术、数值模拟方法以及初步的经济评价，对该井区的储集层分布进行了预测；对其关键开发技术政策进行了优化研究；并以此为依据进行了开发方案部署。

关键词埕北古4井区储集层预测相似区块类比数值模拟经济评价开发方案

一、引言

目前，海上产能建设的主阵地已由浅层转移到中深层。中深层油藏地质特征复杂，地震资料反射能量弱，中高频率损失严重，信噪比与分辨率都较低。适合于浅层的储集层预测技术在中深层已不适用。因此，发展完善中深储集层地震预测技术，对落实其石油地质储量，提高总体开发效果和经济效益，具有重要指导意义。

埕北古4井区东营组是主力含油层系。油层埋深在2900m以下，属于中深储集层。为了描述储集层、落实石油地质储量、进一步指导开发方案的编制、降低开发井的部署风险，通过多方调研，查阅了国内外有关信息资料，对本区先后采用TRP软件和JASON软件进行了地震储集层预测研究。实践证明，这两次攻关研究是较成功的。

由于中深层油藏的油藏类型、储集层特征及流体性质与主体已开发的浅层馆上段油藏不同，浅层的开发技术政策不适用于中深层油藏。在对埕岛油田东营组已开发区进行深入分析的基础上，针对本区含油井段较短、油层少且主力层突出、油水关系简单、储量规模不大等地质特点，制定了开发原则。通过数值模拟和经济评价，对本井区的开发方式、布井方式、采油速度以及水平井段长度等进行了研究，确定了以天然能量开采为主、辅助于注水补充能量开发的开发方式，优选出定向井与水平井组合的布井方式。方案设计总井数5口，其中定向井3口，水平井2口。动用储量556×104t，预计建成年产能力18×104t，开发15年，可累积生产原油102×104t。

对埕北古4井区中深层特有的地质和油藏特征、储集层预测及开发对策做了深入研究，总结出了一套相关的方法。该研究成果对具有类似地质特征的油田新区储集层预测及方案设计具有参考价值。

二、工区概况及其油藏地质特征

1.工区地理位置及勘探现状

埕北古4井区位于埕岛油田东北部，西邻胜海古2及胜海古3井，南与埕北8井相接，水深15～20m，构造位置位于埕宁隆起埕北低凸起东斜坡下第三系超覆带。

1996年1月10日完井的胜海8井为该井区第一口探井，完钻井深3600m，完钻层位中生界，电测解释油层2层，均为东营组。经测试，在～井段获日产油224t，气22453m3。此后，又相继完钻3口探井。埕北古4井区4口井6个层段试油，3口井四层段获工业油流。埕北古4井区有3口井试采。

2.地层层序及含油层系

该井区自下而上钻遇的地层有古生界、中生界、下第三系沙河街组、东营组、上第三系馆陶组、明化镇组及第四系平原组。发现了古生界、中生界、沙河街及东营组四套含油层系。其中，东营组是埕北古4井—胜海801井区的主力含油层系。

3.东营组沉积特征

东营组其下部为湖相沉积，中间为扇三角洲前缘亚相沉积，上部为扇三角洲平原亚相沉积。其底部发育大段泥岩夹薄层砂岩，中间发育大段厚层砂岩，上部为砂泥薄互层，具有“底超顶剥”的特点。埕北古4井—胜海801井区东营组构造位置比较低，地层发育相对比较全，只有埕北古4井下部缺失东营组部分地层，其他3口井底部地层均发育齐全。埕北古4井、胜海801井及胜海8井顶部有少量地层被剥蚀。区内东营组地层厚度为610～890m。其中，埕北古4井和胜海801井厚度小，胜海8井及胜海10井厚度大。

4.储集层特征

埕北古4井—胜海801井区东营组可分为8个砂层组，油层主要分布在6、7砂层组，油层埋藏深度为2914～3430m，含油井段长516m，平均单井钻遇东营组油层层。最大单井有效厚度，最小。其中，埕北古4井钻遇油层最多，共层，均为一类有效厚度；胜海801井钻遇油层最少，共层，为一类有效厚度；区内最大单层有效厚度，最小单井有效厚度。油层发育主要受岩性控制，其次受断层控制。只有与断层相接触的砂体才可能形成有效圈闭而含油。

三、储集层预测研究

1.原始地震资料品质分析

本次储集层预测处理地震资料面积约60km2。涉及5口井（胜海10、埕北古4、胜海8、胜海801、埕北古403）。所用的地震资料时窗为1500～3500ms，采样间隔2ms，三维网格为25m×25m。

地震叠偏数据体的分辨率、信噪比、保真度等品质分析如下。

（1）分辨率

目的层的平均速度取3000m/s，可分辨厚度为λ/4；目的层顶部视频率约30Hz，分辨厚度约25m；目的层中部视频率约26Hz，分辨厚度约29m；目的层底部视频率约22Hz，分辨厚度约36m；

（2）信噪比

总体看，该区地震资料信噪比较好，尖灭点、断点、超覆沉积现象比较清晰，但不足之处是剖面偏移划弧现象严重，造成某些断点不清和偏移干扰等负效应。

（3）保真度

经过偏移处理的地震资料，数据格式是32位浮点，2ms采样，数据体能量较均衡，资料有一定的保真度[1]。

2.储集层预测采用的方法

为了描述储集层、落实石油地质储量、进一步指导开发方案的编制、降低开发井的部署风险，先后采用两种方法进行了地震储集层预测研究[2]。先于1998年底，采用TRP软件；后于1999年3～5月，采用JASON软件。

1)TRP软件

（1）反演原理

由测井资料给定的初始阻抗模型Z(t）与从地震资料提取的实际子波W(t）正演模拟得到当前道的合成记录。在地质模型、地震特征约束下，通过合成记录与实际记录的相关对比，经过反复迭代来调整当前道的波阻抗模型。当两者误差满足要求时，对应的阻抗模型即为当前道的波阻抗反演结果。

（2）处理流程

TRP软件为井约束下的高精度三维储集层参数反演技术。其处理过程主要包括测井资料处理、建立单井波阻抗模型、建立精细地震地质模型、多井约束三维波阻抗反演等。

测井资料处理 对各井测井资料进行环境校正，消除井径、泥浆滤液及压实作用等对测井曲线的影响。经标准化处理后，井之间波阻抗的相对差异则有较大程度的削弱，且横向的非均质性也得到较好的保持。

建立单井波阻抗模型 建立较准确的井中时深关系及井中波阻抗与岩性的对应关系。利用井的速度和密度曲线得到井的波阻抗，进而得到深度反射系数；根据井的时深关系求得时间域的反射系数；然后从井旁道提取子波，子波与反射系数褶积得到井的合成记录；依据合成记录与井旁道相关系数最大原则，扫描出最佳井旁道。同时，也求得了最佳时深关系。再通过迭代调整得到最佳井旁道的波阻抗作为井的波阻抗，最佳井旁道就是井的对应地震道——种子道，也就是用遗传算法进行波阻抗外推的母体道。绘出各井的波阻抗图进行对比分析，如发现不合理之处，返回上一步调整处理，直到合理为止。

三维地震地质模型解释和处理 三维地震地质模型处理包括层位处理和断层处理。首先从井的标定层出发，对该区的层位进行详细的追踪解释，解释出层位和断层；其次，通过插值得到断面数据；对层位加断层边界进行内插，得到该层的层位平面图。对该区所有层都进行如此处理，结果即为三维地震地质模型。

三维波阻抗反演 三维波阻抗反演首先要形成控制文件，然后进行单井波阻抗反演，最后进行临接区反演。

控制文件确定了一口井的反演范围和顺序，一口井控制的范围是一个多边形区域，一般以断层为边界，以目的层为趋势，在井间留出20道以上的过渡区。

根据单井控制文件，从井对应的种子道出发，一圈一圈地向外反演。要反演的地震道从以自身为中心的小面元中选取最佳初始波阻抗模型，在地质模型、地震特征约束下，用迭代法调整所选定的初始波阻抗模型，当波阻抗对应的合成记录与当前地震道的相关系数达到80%以上时，认为得到了当前道的波阻抗结果。因为考虑了地震波场在各个方向的分布与变化因素，反演结果稳定可靠。

临接区包括断层区和井间过渡区。对于临接区的道，首先从八个方向在要求的范围内查找已反演的道，在查找过程中，如果那个方向遇到断层，或者在要求的范围内找不到已反演好的道，则忽略这个方向；然后用这些道插值出临接区道的初始波阻抗，再通过迭代得到该道的波阻抗结果。

（3）软件反演特点

按传统算法以井点标准波阻抗作为种子道分井区反演，利用完钻井的资料作为约束条件，提高了井周围预测精度；储集层成层性显示较好，储集层边界、断层清楚；反演剖面分辨率较高。

2)JASON软件

（1）反演原理及处理流程

本次反演工作采用了JASON软件中的稀疏脉冲反演方法。其基本假设是反射系数是稀疏的。该方法适用于区内井数较少的开发准备阶段。其主要优点是能获得宽频带的反射系数，从而使反演得到的波阻抗模型更趋于真实。

稀疏脉冲反演的主要过程是：通过最大似然反褶积求得一个具有稀疏特性的反射系数序列；通过最大似然反演导出宽带波阻抗。

（2)JASON反演的特点

子波的选取 在地质框架模型基础上，利用多井估算多个子波，由控制点估计的子波进行内插得到空变子波。能够监控子波的波形、相位和频谱，也可以监控各种各样的子波所产生的效果。使用空变子波合成的地震记录与地震资料的相关性好，从而达到最优效果。

宽频带的地震资料反演 JASON反演所导出的结果是一个宽频带的反射系数序列和宽频带的波阻抗数据，其低频分量是在地质框架模型基础上利用所有层速度建立低频模型，并与反演结果道道相并而得到的。从而保留了测井曲线的主要地质特征。

根据工区内所有完钻井建立整体三维模型，进行整体反演。

3.反演结果和砂体预测

根据区内已完钻的4口井分析，东营组5砂层组以上储集层很发育，但基本不含油，主力油砂体分布于6、7砂组。东营组的储集层主要沿斜坡带分布，高差大，空间速度变化大。依据本地区钻井资料及地质特征，结合两套软件处理的方法原理，在解释过程中，对剖面的色标不断加以微调，尽量准确反映主力油砂体，从而达到最佳预测效果。在反演剖面上，不同深度段的储集层颜色不完全一样。4口井储集层段的速度范围是3300～4100m/s。

结合储集层沉积模式，对两套波阻抗反演处理成果分别进行了地震储集层精细解释，重点描述埕北古4井区砂体。

TRP方法共解释了4个砂体，其中有井钻遇油砂体2个（72、73～5），预测新砂体2个。

JASON方法共解释埕北古4井区3个砂体。在JASON软件处理的剖面上，埕北古4井72及73～5中间的隔层反映较差，将72、73～5作为一个砂体进行解释。另外，预测出了对应于TRP软件解释结果的两个新砂体。

4.预测效果分析

两銮软件预测的各砂体平面展布形态及面积大致相近，JASON软件预测各砂体的面积、厚度比TRP软件预测的要大些；两套软件反演结果与井的吻合都较好。从过井剖面上看，TRP反演结果的分辨率比JASON略高；本次反演所利用的井较少，在一定程度上影响了离井较远地区反演结果的精确性，在将结果应用于整个工区时还应该结合其他的资料进行综合分析，以提高决策的精确性。

四、关键开发技术政策研究

1.相似区块开发效果初步分析

到1999年9月底，埕岛油田东营组共上报Ⅲ类探明含油面积，石油地质储量1429×104t，主要分布在埕北11、12、21、斜101、35、151等6个区块，已于1993—1994年全部投入开发，累计建成产能30×104t，累积产油×104t，采出程度。

埕岛油田东营组各区块的地质特征差异较大。针对本区地质开采特征，首先对东营组已开发区块进行筛选，即从含油层位、沉积类型、储集层物性及原油流体性质等方面进行对比分析，埕北古4井区与已开发的埕北21、151块比较相似，为了总结已开发区块经验，指导埕北古4井区东营组开发部署，对相似区块的关键技术政策进行系统分析。

（1）天然能量开发效果

埕岛油田东营组相似区块油藏地饱压差大（），具有较活跃的边底水，弹性产率为182×104t/MPa。根据石油天然气行业标准，当采出程度1%时地层压降小于，弹性产量比大于30，为天然能量充足。而东营组相似区块采出程度1%时的地层压降为，弹性产量比为111，天然能量充足。

至1999年11月底，埕北21、151块上报探明储量385×104t，共投产4口井，单井日产油能力29t，综合含水，年产油×104t，累积产油×104t，采出程度，弹性采出程度较高。

（2）初期单井产量高，产量递减较快

埕北151块、埕北21块试油期间采油指数(d·MPa·m），投产初期单井产量较高，平均日产油能力为113t，采油指数(d·MPa·m）。

东营组投产井均依靠天然能量开发，产量递减较快。埕北21块由于只有埕北21井一口井生产，单井控制储量大，自1994年2月投产以来，产量一直处于相对稳定阶段，1998年5月进入产量递减阶段，递减较快，年递减率为；埕北151块产量递减较快，年递减率为。

（3）厚层块状油藏开采效果明显好于多层层状油藏

埕北151块油层层数多，平均单井钻遇油层4层，单层厚度小，油层连通性好，油水关系复杂，属典型的层状油藏；埕北21块油层单一，单层厚度大，钻遇油层1层31m，有效厚度29m，油水关系简单，属厚层块状油藏。

从相似区块的开采效果来看，属于块状油藏的埕北21块明显好于属于层状油藏的埕北151块。截止1999年9月底，埕北21井日产油，综合含水，累积产油×104t，采出程度；埕北151块开井3口，日产油77t，综合含水57%，区块累计产油×104t，采出程度。

（4）单井控制储量可以适当放大

埕岛油田东营组已开发区单井控制储量50×104～235×104t，平均65×104t，略大于馆陶组单井经济极限控制储量（62×104t），小于主体北开发区馆上段实际单井控制储量（81×104t）。根据东营组各区块的开发效果，单井控制储量较大的埕北21井区（235×104t）开发效果明显好于其他区块。

东营组较馆陶组储集层物性差，但原油性质较好，流动系数1487×10-3μm2·m/(），大于馆陶组（551×10-3μm2·m/(mPa·s）；东营组油藏埋藏较深，岩石压缩性小，压力传导较快，导压系数μm2·MPa/(）大于馆陶组μm2·MPa/(mPa·s）；东营组油藏埋藏较馆陶组深，单井钻井成本较大，因此，东营组油藏单井控制储量可以适当放大一些。

2.关键开发技术政策研究

为了合理地制定埕北古4井区东营组油藏的开发技术政策，在借鉴相似区块的开发经验的基础上，对本区又进行了数值模拟研究[3]。

1）三维地质模型的建立

数值模拟目的层为埕北古4井实际钻遇的72和735两个油砂体，模型区叠合含油面积，石油地质储量376×104t。

根据实钻井资料及储集层预测结果，建立了每个砂体的顶部深度、砂层厚度、有效厚度、渗透率、孔隙度等参数场。

在对相似区块和本区现有资料深入分析的基础上，结合相关图版及经验公式[4,5]确定了本区数值模拟所需的油藏工程参数，建立了岩石、流体等模型。

2）数值模拟方案设计

埕北古4井区油层较少且主力层突出、油水关系简单、储量规模不大。根据数值模拟研究内容（开发方式、不同布井方式、采油速度以及水平井段长度等）进行了数值模拟方案设计。首先，在叠合有效厚度大于8m范围内，采用650m左右井距，按照油砂体不规则布井，包括老井埕北古4井在内，部署6口定向井作为布井方案一；在此基础上将定向井改为水平井，采用定向井与水平井组合的布井方式，又设计了4种布井方案；再以这5种布井方案为基础，分别改变生产压差、水平井段长度及开发方式，共组合设计了14个方案供数值模拟研究。

3）数值模拟结果分析

（1）生产压差优化

为了分析不同生产压差对开发效果的影响，将方案1～10分成5组，每组的2个方案只是生产压差不同，而布井方式、水平井段长度是相同的。

从数值模拟预测的累积采油量与时间的关系曲线可以看出，每组的2个方案相比，开发初期生产压差3MPa的累积采油量明显高于2MPa的；而到开发后期相差不大，生产压差比平均累积多产油×104t，采出程度提高。总体来看，生产压差对开发效果影响不大，生产压差略好于。

根据埕岛油田东营组已投产井取得的测压资料统计，平均生产压差。埕北古4井试采期间，6～12mm油嘴，生产压差为～，因此，埕北古4井区定向井生产压差取。

（2）布井方式优化

在生产压差优选的基础上，对5种不同布井方式进行了优化研究。

从数值模拟预测的5种不同布井方案的累积采油量与时间的关系曲线可以看出，定向井与水平井组合的方案比纯定向井方案开发效果好些，累积采油量最大差值为×104t；井多的方案比井少的方案好，但井数越多总投资也越高，因此，需要对各方案进行经济评价[6]胜利石油管理局建设项目经济技术评估咨询公司.胜利海上埕岛油田1999年产能建设方案（经济评价报告）.1999.，以进一步优选布井方式。

根据经济评价结果分析，布井方案3的经济效益最好，即埕北古4井区采用3口定向井，1口水平井的布井方式。

（3）水平井段长度优化

优选方案（即方案3：水平井段500m、3口定向井1口水平井、生产压差3MPa）以后，改变水平井段长度，进行模拟计算，研究水平井段对开发效果的影响。根据数值模拟结果分析，随着水平井段长度的增加，单位长度累积采油量增加幅度减小。结合目前钻井工艺水平，水平井段取500m左右较为合适。

开发方式优化 埕北古4井区天然能量比较充足，但地饱压差比相似区块小，开采期间随着地层压力下降油层脱气严重，需注水补充能量开发。又由于本井区距主体已开发区较远，储量规模较小，不宜上大规模的注水设备。具体部署时根据油井钻遇油层及投产情况，考虑构造低部位一口井适时就地取水，补充能量开发。并对枯竭开采和补充能量开采的开发效果进行了对比分析。

根据数值模拟结果分析，注水补充能量的比枯竭开采的累积多产油26×104t，采出程度提高6%。由于注水补充能量的投资较枯竭开采的高，最后推荐枯竭开采和注水补充能量开采两种开采方案进行经济评估。

3.油藏工程方案部署

图1埕北古4井区开发方案井位部署图

根据储集层预测、数值模拟研究、初步经济评价结果，结合相似区块的开发经验，在有井钻遇的落实砂体上部署1口水平井、3口定向井，其中利用埕北古4井老井1口、定向井G4A-1井兼探新砂体Ⅰ、定向井G4A-2井兼探新砂体Ⅱ。新砂体Ⅰ若是满含油则在其上部署1口水平井G4A－平2井。如此埕北古4井区2个落实砂体、2个预测砂体，共部署5口开发井，预计建成年产能力18×104t（图1）。

由于本区只完钻1口井，资料较少，对有井钻遇的主力油砂体油水界面深度以及新砂体是否含油难以准确判断；另外，两种深层储集层预测方法在海上是第一次应用，对其储集层预测精度没有十分把握，由此部署的方案存在较大风险。为了尽最大可能规避风险，要求钻井顺序必须严格按照方案要求实施。

五、结论

利用两种预测方法所描述的储集层，在平面上的分布基本重合，且形状、砂层厚度比较接近。说明这两种方法所描述的储集层基本可信。

埕北古4井区距油田主体远且规模较小，应采用以天然能量开采为主，适时就地取水补充能量的开发模式。

针对埕北古4井区中深层特有的地质和油藏特征，探索和开发了一套储集层预测和开发对策研究的方法和技术，对具有类似地质特征的油田新区具有参考价值。

致谢滩海室周英杰、杜玉山、王军、隋淑玲等高级工程师参加了该项目的部分研究；滩海室范崇海、张强、王海虹、柳文秀、曲全工等同志参加了研究工作。在此一并表示感谢。

主要参考文献

[1]俞寿朋.高分辨率地震勘探.北京：石油工业出版社，1993.

[2]刘企英.利用地震信息进行油气预测.北京：石油工业出版社，1994.

[3]李福垲.黑油和组分模型的应用.北京：科学出版社，1996.

[4]陈钦雷.油田开发设计与分析基础.北京：石油工业出版社，1984.

[5]陈元千.实用油气藏工程方法.东营：石油大学出版社，1993.

[6]中国石油天然气总公司计划局，中国石油天然气总公司规划设计总院编.石油工业建设项目经济评价方法与参数（第二版）.北京：石油工业出版社，1994.