刘明全，冯全雄，肖　为，吴其林，但志伟

流花11-1生物礁油田底水快速锥进研究

刘明全1，2，冯全雄2*，肖为3，吴其林3，但志伟3

1.中国地质大学（武汉）资源学院，湖北 武汉 430074；2.中国海洋石油国际有限公司，北京 东城 100010；3.中海油能源发展钻采工程研究院地球物理研究所，广东 湛江 524057

流花11-1生物礁油田是中国新近系目前发现的最大整装型生物礁油田，油田开发期间在不同构造部位的油井含水上升速度不同，前人已对油田含水地质因素进行分析，但对油田含水上升迅速的源头认识不足，严重制约了油田的采收。将层序地层学理论、碳酸盐岩成岩作用机理和构造运动相结合，平面上依靠高分辨率三维地震资料条件下利用叠前AVO反演的G属性所刻画的油水界面平面展布图，纵向上依靠叠前同步反演获得的vp/vS剖面图和密度转换的孔隙度剖面图，发现了多处底水刺穿油水界面形成的上窜通道，有力地论证了17.5 Ma和16.5 Ma层序界面附近暴露时产生的溶洞、溶缝及东沙运动产生的裂缝为流花11-1生物礁油田底水快速锥进的源头，其中溶洞为主要底水上窜通道。

生物礁油田；底水锥进；地质成因；AVO；叠前同步反演；喀斯特化

网络出版地址：http：//www.cnki.net/kcms/detail/51.1718.TE.20150330.1716.005.html

刘明全，冯全雄，肖 为，等.流花11-1生物礁油田底水快速锥进研究［J］.西南石油大学学报：自然科学版，2015，37（2）：49-56.

Liu Mingquan，Feng Quanxiong，Xiao Wei，et al.Fast Coning of Bottom Water in Bioherm Oilfield of LH11-1［J］.Journal of Southwest Petroleum University：Science&Technology Edition，2015，37（2）：49-56.

引言

流花11-1油田位于中国南海北部珠江口盆地中央隆起带北段的东沙隆起中部，距香港东南约220 km。1987年初以钻探新近系生物礁油田为目的的LH11-1-1A井在新近系中新统珠江组中见到463.5 m的灰岩，灰岩顶部油层厚75 m，初试日产原油356 m3。此后，在LH4-1-1、LH11-1-3、LH11-1-4和LH11-1-2井均钻遇该套油层，确定了流花油田。该油田包括LH11-1、LH4-1和LH11-1E等3个油田，控制储量达2.16×108t，其中流花11-1油田面积最大（53.6 km2），钻井最多，控制储量达1.56×108t。流花11-1油田于1993年经国家批准开发，开发设计水平井25口，1994年开始开发，1996年正式投产，至1997年底水平井全部投产。油田投产后，油田含水上升迅速，产量递减快，正式投产至2001年12月累计产油1 018.5×104m3，综合含水高达93.8%，在不同的构造部位的油井上升速度不同，其动态特征受地质因素所控制［1］。

流花11-1油田是在二维地震勘探基础上发现的，为了配合开发，于1997年3月采集处理了高分辨率的三维地震资料。在流花11-1油田的周边发现了多个大型的落水洞，但油田中心部位却无此类发现，对油田含水上升迅速的源头仍认识不足。2009—2010年开展国家重大专项子课题“海洋深水区油气勘探关键技术”时，选取流花11-1油田进行地球物理方法试验，取得突破性进展。根据珠江组下段碳酸盐岩同生期、表生期溶缝、溶洞的成岩作用背景，结合东沙运动的影响造成碳酸盐岩顶板破裂与崩塌的构造特征，依靠叠前AVO反演的G属性和叠前同步反演获得的密度属性演化出来的孔隙度数据体和纵横波速度比（vP/vS）数据体，探索了流花11-1生物礁油田快速锥进的底水源头。

1　流花11-1油田储层的特点

流花11-1油田位于东沙隆起中部的轴部，LH11-1-1A井在新近系下中新统珠江组中钻遇碳酸盐岩厚达463 m，灰岩顶部有75 m厚油层，油层之下为水层和干层，其后，LH11-1-3井和LH11-1-4井均钻遇该油层，钻井终止于水层。就岩芯来看，流花11-1油田的含油层段中可以看到纵向上物性好坏相间及在平面上具层状分布的特点。把油田内地层自上而下划分为从A到F共6个岩性段，其中A∼E是主要含油段，F段主要为水层，仅西部局部地区含油（LH11-1-4井测井解释F段顶部有2.0 m油层）。中子密度曲线解释在纵向上有高低相间的6分特点。3个低孔隙段（A、C、E）及3个中-高孔隙段（B、D、F）。岩芯观察结果如下：

A段：厚3.1∼4.0 m，平均孔隙度10.7%∼14.5%，平均渗透率 6.4∼27.6 mD，平均含水饱和度50.8%∼64.8%。

B段：厚17.5∼26.9 m，孔洞较发育，B段可细分为B1、B2、B3段，其B1及B3为高孔渗段，中部B2段为高∼低渗透性薄层间互段。B段平均岩芯孔隙度20.9%∼29.6%，渗透率391∼1 244 mD，含水饱和度38.1%∼43.3%。

C段：厚2.9∼7.6 m，岩性相对致密，孔隙度发育不均，且连通性差，局部充填胶结重，各类微裂缝发育，以垂直溶蚀缝及裂缝为主，伴以少量缝合线。本段为相对低孔渗段。到油田东部3井物性相对变好，平均孔隙度13.5%∼17.9%，渗透率81.0∼243.0 mD，平均含水饱和度20.1%∼30.4%。

D段：厚11.5∼18.5 m，孔隙发育，且连通性好。礁灰岩中大小溶洞发育，部分滩相灰岩岩芯松散，固结差，似“糖粒状”，局部滩相灰岩除孔隙发育外，伴有少量层间缝。该段为中、高孔渗段，平均岩芯孔隙度25.8%∼30.7%，渗透率514.0∼2 383.0 mD，含水饱和度低，平均为13.9%∼29.7%。

E段：厚16.0∼18.4 m，为相对低孔渗段，是物性好的油层与物性差的油层不等厚间互出现，且表现为上部油层物性比下部油层好。在岩性较致密的层段中各类微裂缝发育，以缝合线居多，少量垂向溶缝及小裂缝。但各类缝充填较重，充填物有方解石、沥青及少量白云石等。除4井附近井区外，该段6.9%∼38.5%。以稠油层为主，原油氧化程度高。

F段：厚91.6 m，该段灰岩经历了强烈的溶蚀作用，普遍“白垩化”，孔隙相当发育，联通性好，平均岩芯孔隙度24.1%∼31.2%，渗透率533.0∼794.0mD，所在油田大部分地区为水层，仅在西部高于油水接触面的局部地区形成小范围的油层。

压力分析和油水关系研究表明，所有油层均属于同一压力系统，并具有统一油水界面。流花11-1油田为一个生物礁地层圈闭—块状底水油田，其地质剖面如图1所示。

图1　流花11-1礁滩灰岩油田剖面图（据深圳分公司研究院）Fig.1　Geological section map of LH11-1 reef flat limestone oilfield（From CNOOC Limited Shenzhen Branch）

2　底水快速锥进地质成因研究

酸盐岩台地沿层序界面溶蚀成喀斯特地貌通常导致一系列的独特地形，包括不同体积的落水洞和溶蚀洞、垂直柱、暗河、干河以及渗流和潜流溶蚀洞穴［2］。层序界面喀斯特的发育关键是气候，特别是水、CO2和温度，但原岩的基质孔隙和渗透性非常重要，具有断层、缝合线和层理的致密碳酸盐岩有利于碳酸水的侵蚀和地表喀斯特洞穴的发育（Jennings，1971）。集中的地下水流过基质孔隙度较高的碳酸盐岩，在缺乏裂缝的情况下不利于喀斯特的发育，或者形成海绵状的孔洞（Palmer，1991）；给予足够的时间和充足的水量，许多碳酸盐岩台地都可以发育喀斯特地貌［3-4］。在降水量高的情况下时间并不是最重要的因素，因为溶蚀侵蚀和降水量为线性变化关系（White，1988）。持续时间在几万年的高频海平面旋回可以导致在潮湿气候条件下沿层序界面形成喀斯特特征。喀斯特的出现没有独特的岩相或发育位置，喀斯特化可以影响所有碳酸盐岩相，但可能在某些碳酸盐岩中发育更好。在地下控制充分的情况下，喀斯特地貌可以在构造图中以封闭的凹陷（落水洞）来识别［5-7］。

流花11-1油田的含油储层是在21.0 Ma之后的海侵期沉积的生物礁、滩型碳酸盐岩储层，在这期海侵期中仍包含着两个次级海侵—海退沉积旋回和最后一次的海侵生物礁生长消亡的过程（图1）。21.0 Ma之后的两个沉积旋回中的高位晚期喀斯特化现象较为典型，喀斯特化最为明显的两期较长时间的暴露面分别为17.5 Ma和16.5 Ma层序界面，推测产生落水洞、溶蚀洞、潜流溶蚀洞等，经过最后一次海侵生物礁生长消亡的过程，取而代之的是长期的碎屑岩沉积，近700∼800 m。LH11-1-1A井钻遇碳酸盐岩厚463 m，钻井揭示有较长的17.5 Ma和16.5 Ma层序界面附近两期碳酸盐岩台地表生期暴露期以及多期短暂的四级层序海退半旋回的碳酸盐岩台地同生期暴露影响较大（图2），直接造成了该井纵向上储层的非均质性（图1），验证了上述17.5 Ma和16.5 Ma两个层序界面附近的高位晚期喀斯特化特征［8］。

到8.2 Ma左右，太平洋板块及菲律宾板块向欧亚大陆板块挤压碰撞，引起东沙构造运动的发生［8］。受东沙运动的影响，先后在17.5 Ma和16.5 Ma两个层序界面附近原有喀斯特化的一些大型的落水洞、溶蚀洞附近优先产生断层，在上覆地层的重压和东沙运动引起的横向冲撞作用下，使得碳酸盐岩顶板破裂而塌陷，带动了顶板以上碎屑岩地层的破裂塌陷或下凹弯曲［9-10］。之后，在5.0 Ma左右东沙运动二幕（又称为流花运动）比前次作用力要弱，仅对个别的大型落水洞，溶蚀洞造成进一步的塌陷，也进一步带动上覆地层的塌陷与向下凹陷［1112］。

流花11-1油田三维地震Inline365测线保幅处理地震剖面如图3所示。图中地震剖面方向为南东东—北西西向，在油田区内由左向右三口井依次为LH11-1-4、LH11-1-1A和LH11-1-3井，在LH11-1-1A与LH11-1-4井间靠近LH11-1-4井附近也可以见到较明显的坍塌现象，带动着珠江组上端和韩江组地层的向下凹陷弯曲；除此之外，在LH11-1-4井以西油田外围的大型落水洞造成洞顶塌陷很明显，造成了16.5 Ma以上沉积的地层都跟着向下塌陷（见于剖面左端）。另外在LH11-1-1A与LH11-1-3井间，靠近LH11-1-3井附近，也可以见到灰岩顶微微下弯，油层E层反射能量局部减弱和反射同相轴有轻度“下凹”现象。在F层内部可见到同相轴的断续减弱和倾斜现象。F层的顶界就是17.5 Ma层序界面，经过较长期暴露地表喀斯特化的顶面。

图2　珠江口盆地（东部）珠江组典型同生成岩暴露溶蚀特征Fig.2　Typical syngenesis diagenesis exposed dissolution features at Pearl River Formation，eastern Pearl River Mouth Basin

图3　Inline 365保幅处理偏移剖面Fig.3　Amplitude-preserving processing migration section at Inline 365

由叠前同步反演获得的密度转换来的孔隙度剖面如图4所示［13］，从左向右井依次为LH11-1-4、LH11-1-1A和LH11-1-3井。从图4可以看出LH11-1油田的E层是致密油层，孔隙度普遍较小（为兰黑色—紫色所示，孔隙度在5.0%∼18.0%，主要集中在＜8%范围内），在LH11-1-1A与LH11-1-3井间A∼E层均明显下弯，E层还可以见凹陷现象，在凹陷部位正下方的F层下部见明显的高孔隙度异常段（孔隙度＞45%为深绿色）。在纵向上有一定厚度，在横向上延伸不长，高孔隙度段突然中断，这种高孔隙异常特征反映了溶洞特征；在LH11-1-1A与LH11-1-4井间近LH11-1-4井附近，在F层上面的E层可见到明显的轻度错段坍塌下凹特征。

图3、图4都论证了流花11-1油田的F层是典型的高位晚期喀斯特化现象，明显F层内有较多的落水洞、溶蚀洞、潜流溶蚀洞存在，在长期巨厚上覆地层的重压下，经受不住东沙运动的外力作用而使得较多的溶蚀洞、潜流溶洞及大型的落水洞灰岩顶板破裂而坍塌陷落，造成了一些渗透性很高的柱状或墙状垂直体。这些高渗体形成之初正是惠州富烃凹陷排烃高峰期，它们便成了流向流花11-1生物礁、滩储集的便利通道，油流充注得以充分，促成了流花11-1油田的形成。流花11-1油田的A∼E层被油全充满，F层是水动力通过层，便成了油田的底水水层，油田内部达到了静态平衡。

当流花 11-1油田进入开发期，由于大量液（油、水等）被采出，破坏了油田的自身压力平衡，再加上油田外围的大型落水洞的高水柱通过与碳酸盐岩喀斯特化的地下网洞体系施压，驱使F层的地下水通过E层中的高渗通道上窜，再通过高渗透性的柱状或墙体状垂直体向四周浸润扩散而维持动态平衡，造成离通道和高渗透体愈近的生产井水量就愈大，这是流花11-1油田在正式投产进入开发期不久便出现油田含水上升迅速、产量递减快的根本原因。

图4　联井孔隙度剖面Fig.4　Well correction porosity profile

3　利用叠前地球物理方法研究底水快速锥进

对流花地区的10口碳酸盐岩钻井的地球物理测井资料的整理与分析，认识到纵横波速度比（vP/vS）与储层的孔隙度大小基本无关，与油层的含水饱和度呈线性关系，如图5所示。拟合纵横波速度比与含水饱和度之间的关系，得到公式（1）。式中：vP—纵波速度，m/s；vS—横波速度，m/s；Sw—含水饱和度，%。

图5　纵横波速度比与孔隙度交会图Fig.5　Crossplot between vP/vSand porosity

由公式（1），有含水饱和度分别为0，40%，60%，70%，80%，90%，95%时，vP/vS分别为1.982，2.054，2.089，2.107，2.125，2.143，2.152。可看出含油水层及水层的vP/vS≥2.14，而具有一定含水饱和度的油层一般小于2.14，随含水饱和度的降低vP/vS变得愈小。可以用vP/vS=2.14为界来识别油层和水层，还可以用vP/vS的大小来划分油层的含水饱和度的高低［14-15］。

流花11-1油田碳酸盐岩储层的AVO特征分析可用LH11-1-1A井AVO模型正演结果来进行分析［16-19］，LH11-1-1A井的AVO模型正演结果如图6所示。

沿AVO反演的三维G属性数据体中按解释的油水界面（F层顶界）提取G属性，其平面分布图如图7所示。

从G属性平面图可见，沿F层顶面有高G值区（G＞60，紫色区）大面积连片分布，可以将G属性的高值紫色区域圈定为油水界面在E层与F层之间分布范围。紫色区外为水层分布区。同时，在这一大片紫色区内部存在着分散的呈兰绿色（G＜60）和灰白色（G＜10）小范围分布。它们有的呈近似团块状（分布在油田南区），有的呈断续星云式的条带状（分布在油田的西区），有的呈弯曲的线条状（位于油田中央与东区之间），LH11-1-4井就位于河道式的条带状分布带的旁边。LH11-1-1A井与LH11-1-3井间，近LH11-1-3井附近有弯曲的细线条状的低G值分布。

根据LH11-1-1A井的AVO模型正演提示，低G值区为水层界面反映的认识，认为油层E的底部已经有多处出现透水现象，F层中的水已经在低G值分布处上窜到上面的油层中。该低G值分布点就是流花11-1油田中底水锥进的源头。

为了判断这种单因素的地球物理参数在流花11-1油田对油水界面的分布是否为真实的反映，通过联LH11-1-4井、LH11-1-1A井和LH11-1-3井的叠前反演所得的纵横波阻抗所计算的vP/vS剖面予以说明。

图6　LH11-1-1A井AVO模型正演Fig.6　AVO forwarding modeling section of Well LH11-1-1A

图7　沿F层顶面G属性平面图Fig.7　G attribute map of top F formation

图8是联井vP/vS剖面。如图8所示，在油层E层段以上，vP/vS值均小于2.14，在2.0∼2.1，E层的vP/vS值一般在2.05∼2.12。F层的vP/vS值均大于等于2.16。在LH11-1-1A井与LH11-1-3间，靠近LH11-1-3井附近F层顶界面下凹段可见红色层段（E层段）中有几处兰绿色（vP/vS=2.16∼2.19）呈星星点点的显示，表明在该处底水已经窜入E层。在LH11-1-4井附近，E层的红色区已明显出现较大范围的减薄，大部分被兰绿色的条带所代替，表明该地段的E层已成筛孔状被水向上窜入，个别处被穿透进D层底部。vP/vS的联井剖面验证了由G属性反映的油水界面分布区中的低G值区为水的通道区，流花11-1油田中的底水就是通过该处通道往上进入油层中，是底水快速锥进的源头。

图8　LH11-1-4井、LH11-1-1A井和LH11-1-3井联井vP/vS剖面Fig.8　Well correction vP/vSprofile between LH11-1-4，LH11-1-1A and LH11-1-3

4　结　语

（1）17.5 Ma、16.5 Ma两个层序界面均为暴露不整合面，产生了不同规模的落水洞、溶蚀洞、潜流溶蚀洞等，叠置后期东沙运动构造应力作用，引发落水洞附近断层、裂缝的产生，是流花油田油气充注有利通道；但伴随油田开采，在17.5 Ma层序界面附近油田底水边界附近的溶蚀洞、落水洞成为底水锥进的主要通道。

（2）在流花11-1生物礁油田，将高分辨率的层序地层学分析技术与地球物理叠前的AVO反演技术及同步反演相结合，能有效地识别出油田底水快速锥进的源头。针对与流花11-1油田储层结构特点（水层孔隙度明显高于油层）相似，并且具有统一油水界面的底水油田，可以在模型正演的指导下采用叠前AVO反演所得的G属性数据体来研究油水界面的平面展布特征，发现底水锥进的通道，并利用叠前同步反演获得的vP/vS数据体来研究地震采集当时的油水空间分布状况。

（3）采用地质分析与地球物理验证紧密相结合的研究思路，探索了流花11-1油田开发过程中底水快速锥进的源头，研究成果对油田进入开发后期布设生产井和接替井，延长油田寿命，提高采收率具有不可替代的作用。对于油田含水上升迅速，产量递减快的油田，更应该找准底水锥进的通道，对通道附近的生产井应当采取限产或短期关停，在接替井位布设时更要远离通道，这样可以缓减底水上升速度，避免因底水上升过速而淹没油层。

（4）流花11-1油田的最新地震三维采集时间为1997年3月，采集的地震资料只能反映采集当时的地下信息，由于油田的长期开采，油田地下情况，特别是油水分布已经有了很大的变化，情况不明，建议重新安排高分辨率的三维地震采集和处理。

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刘明全，1973年生，男，汉族，四川泸州人，高级工程师，硕士，主要从事油气勘探技术研究及管理。E-mail：liumingq@cnooc.com.cn

冯全雄，1977年生，男，汉族，贵州六盘水人，工程师，博士，主要从事勘探技术研究及生产管理工作。E-mail：fengqx@cnooc.com.cn

肖 为，1984年生，男，汉族，湖北天门人，工程师，主要从事地震勘探资料处理与反演工作。E-mail：xwei333@163.com

吴其林，1982年生，男，汉族，四川泸州人，工程师，博士，主要从事地震勘探资料处理与反演工作。E-mail：wuql@cnooc.com.cn

但志伟，1980年生，男，汉族，湖北赤壁人，工程师，主要从事地震勘探资料处理与反演工作。E-mail：danzw@cnooc.com.cn

编辑：王旭东

编辑部网址：http：//zk.swpuxb.com

Fast Coning of Bottom Water in Bioherm Oilfield of LH11-1

Liu Mingquan1，2，Feng Quanxiong2*，Xiao Wei3，Wu Qilin3，Dan Zhiwei3
1.School of Resources，China University of Geosciences（Wuhan），Wuhan，Hubei 430074，China 2.CNOOC International Limited，Dongcheng，Beijing 100010，China 3.CNOOC EnerTech Drilling Engineering Geophysics Institute，Zhanjiang，Guangdong 524057，China

Up to now，the bioherm oilfield of LH11-1 is the largest uncompartmentalized one in tertiary systems in China. In the developing period，the water cut in the different formations and structures is rising at various velocities.Although field water-composing geological factors were analyzed before，there is still lack of understanding and recognition on the sources of fast water-cut rise，which might severely restrict oil recovery.By the combination of sequence stratigraphy，carbonate rock diagenesis mechanism and tectonic movement，horizontally referring to the oil-water interface planar layouts featured by G attributes of AVO pre-stack inversion under the condition of high resolution 3-D seismic data，and vertically considering the vp/vSobtained through pre-stack simultaneous inversion and the porosity profile of density conversion，the authors find the ascending channels formed by multiple bottom-water piercing oil-water interface，convincingly verifying that the Karst caves and seams created when the nearby areas surrounding the sequence interfaces between 17.5Ma and 16.5Ma get exposed，and the fractures formed by Dongsa movement are the three sources for Fast Coning of Bottom Water in the bioherm Oilfield of LH11-1.Among them，the Karst caves are the major ascending channels.

bioherm oilfield；bottom water coning；geological factors；AVO；pre-stack simultaneous inversion；karstlization

10.11885/j.issn.1674-5086.2012.12.24.01

1674-5086（2015）02-0049-08

TE33+1

A

2012-12-24网络出版时间：2015-03-30

冯全雄，E-mail：fengqx@cnooc.com.cn

国家科技重大专项（2008ZX05025）。