罗贺元 罗水亮 李林祥 田振磊 胡光明 刘乾乾 冯建伟

（1.长江大学地球科学学院，湖北 武汉 430100；2.中国石化胜利油田分公司孤东采油厂，山东 东营 257200；3.中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东 青岛 266580）

0 引 言

曲流河的地下沉积单元为油气提供了重要的储集空间［1⁃2］，了解其内部构型单元的分布已成为河道重建和油藏开发的重点研究内容［3⁃4］。目前渤海湾盆地孤东油田已经进入中、高含水期，储层中的剩余油高度分散、分布规律复杂，受到曲流河带内部构型单元的遮挡影响明显，迫切要求人们开展精细的构型解剖。有多位学者进行过孤东油田馆上段曲流河构型的研究：岳大力等［5］应用岩心资料、测井资料进行了点坝砂体的识别及点坝内部的解剖；郭长春等［6］通过岩石样品分析，总结出目标区储层的岩相类型，划分了馆上段发育的6种构型单元；李林祥［7］应用测井资料、岩心资料和动态资料进行了曲流河构型单元的识别，讨论了构型单元对储层的控制作用；周伟东等［8］综合应用开发动态资料及测井资料进行曲流河构型单元的划分并提出了点坝内部构型单元的定量模式。

虽然前人对孤东油田馆上段曲流河构型有了一定的认识，但大多以传统沉积相研究和井数据分析进行曲流河构型研究，很少有人将地震资料应用于研究区的构型研究；钻井资料虽然纵向分辨率较高，但无法提供井间砂体结构的信息，其横向精细程度是远远不够的。研究区Ng31层是由单一曲流河带多次迁移和废弃形成的，内部单元结构复杂，若忽略了河道边界的砂、废弃泥岩、过渡位置以及叠加而成的砂体组合的边界识别，便会导致得出的地质模型过于简单［9］。研究区有较为完整的地震数据，因此本文以孤东四区Ng31层为例，利用研究区地震资料横向分辨率较高这一优势，通过地震信息获得曲流河带内部井间结构砂体信息，结合测井资料、动态资料对研究区进行构型解剖，进而实现对研究区储层的精准预测。深入研究曲流河内部构型具有一定创新性，对剩余油的预测与挖潜可提供一定指导。

1 区域地质背景

孤东油田位于渤海湾盆地沾化凹陷东部的一个大型披覆背斜构造上，是在中生界潜山背景上发育起来的近南北走向的一个整装油藏。孤东油田四区位于中央隆起带东营凹陷中部深洼陷区，总体上表现为东高西低、南高北低的构造特征［10］。主要开发层位为新近系馆陶组上段储层，油层埋藏深度为1 200~1 440 m，沉积厚度为270~300 m，平均厚度为295 m，主要为细砂岩、粉砂岩和泥岩互层，储层底部主要为粒度较粗的灰色细砂岩、中砂岩，向上粒度逐渐变细转为粉砂、泥质粉砂岩［11⁃12］。沉积物粒度较细，其沉积类型为河流相，发育Ng1—Ng6共6个砂组，其中Ng3物性好，垂向上二元结构明显，是典型的曲流河沉积的正韵律储层［13⁃14］。Ng3的有效砂岩厚度较大，平均达到8 m，内部从上到下分为Ng31—Ng35共5个小层，其中Ng31为主力含油小层。该小层储层具有孔隙度大、渗透率高、非均质性强、储层结构疏松、易出砂的特征。

2 方法及过程

研究区内有65口井，井距分布较均匀且井网密，相邻两排井的距离约为150 m，平均井口密度为125口/km2。工区内绝大多数井具有自然电位曲线、自然伽马曲线、声波时差曲线、深侧向电阻率、浅侧向电阻率曲线、微电位电阻率和微梯度电阻率曲线。结合声波时差曲线与自然伽马曲线的关系可得，该区砂岩的声阻抗低于泥岩声阻抗，这是地震解释的基础。地震数据覆盖全区且地震资料质量较高，适合提取、显示、标定地震属性。地震数据主频35 Hz，有效频带10~65 Hz，且地震数据提频到45~65 Hz时可以解释6~10 m地层特征，与研究区主力砂体平均厚度8 m对应，起到较好的解释效果［15⁃16］。馆陶组上段岩性相对简单，主要由泥岩和砂岩组成，砂岩和泥岩的声波时差分别为370～380 μs/m和450～465 μs/m。目的层砂岩、泥岩速度分别为2 650 m/s和2 160 m/s。解释前，在研究区局部做了正演模拟（图1），可从模拟结果中读取不同形态、位置的砂体及砂体组合的波形数据，指导地震波形数据的解释。

图1 研究区局部点坝砂体模型及正演模拟Fig. 1 Sand body model and forward modeling of local point bars in studied area

用自然电位曲线和声波时差曲线合成地震记录，对目的层位进行标定后，将地震资料进行90°或-90°相位转换［17］，转换后目的层砂层都被转换到地震波谷里，地震同相轴与岩性界面相匹配，同相轴的结构变化大致能够反映曲流河带内砂体结构信息，赋予了地震体以岩性意义。同时受沉积体形态、岩性差异、物性差异等影响，地震波的反射特征也不相同，主要体现为振幅强度、连续性等的不同。因此特定的地质体及地质体组合可以通过特定样式的地震响应特征及同相轴特征凸显出来。同时还利用地层切片技术描述河道演化规律：以时间域为单位，每隔20 ms沿着地震同相轴、垂直于时间轴方向对目的层位进行切片，由下到上读取主体砂体在切片上的地震属性特征，也可以直观观察到河道演化的过程［18］，识别出6级构型界面。

3 构型界面的识别

曲流河储层的构型划分为以下几个层次：复合河道砂体为6级构型单元，单一河道砂体为5级构型单元，单一点坝为4级构成单元素［19］，侧积体是点坝砂体的基本沉积构造单元，即3级构型单元。对研究区剩余油的分布起到较大控制作用的主要为3―6级构型单元，但目前应用地震资料难以刻画到侧积体级次，还需要结合更精细的定量研究，因此本文对此部分不作过多阐述。

3.1 6级构型界面的识别

孤东四区Ng31层主要河道砂体连片分布，通过单井标定，井点外推，生成连续的地层切片（图2）。其地震属性直观地显示出主体砂体的演化过程：Ng31层沉积前期，河流相砂体主要分布在西南部和北部，后来研究区东南出现新的河流相沉积（图2（a）―（b））。Ng31层沉积中期，东南部河流相砂体分布范围增加，表明出现新的迁移河道（图2（b））。Ng31层沉积晚期，研究区内曲流河砂体分布范围达到最大，且可以大致识别出3条主要的曲流河带，其中最西边的曲流河带呈西南―东北方向，最东部一条曲流河带呈东南―西北方向，且这条河道沉积最晚（图2（c））。得出6级构型单元边界特征和5级构型单元分布特征：复杂曲流河带主要由3条单一河道带频繁摆动、叠加而成，古水流方向大致为南北走向，砂体主体是由西部迁移至主研究区的，南部河道逐渐增加。研究区北部曲流河带砂体宽度较窄，可容空间小，对曲流河带砂体限制作用强，河道间更容易形成垂向的侵蚀作用，砂体叠加程度最强，此处砂体叠加剖面不易识别；而南部曲流河带砂体宽度较大，可容空间较大，对河道限制作用弱，河道迁移摆动幅度大，河道间以侧向叠加为主，点坝间部分废弃河道泥岩被保留，易形成叠加砂体组合，构型界面复杂，因此也是剩余油主要存在的区域。

图2 Ng31不同沉积时期主体砂体演化切片Fig. 2 Main sand body slices of Ng31 in different sedimentary periods

3.2 5级构型界面的识别

以研究区井18⁃16至井8⁃11地震剖面为例，利用井震结合方法，来说明5级构型界面的识别过程。①处地震振幅减弱，地震波同相轴整体有向下凹的趋势，通过①处后，地震波重新趋于稳定，振幅变强（图3（a）），与正演剖面图（图1）1、2处的波形变化特征相似，判断此处砂体变薄且不连续，可能有泥岩的存在。②处出现明显的地震波型错位特征，同时地震波同相轴抬升，会出现明显高程差（图3（a）），这种地震波形特征也可在正演模拟中找到相对应的模型（图1）2处。测井相显示：井18⁃28测井曲线呈箱形，相邻的井18⁃23为锯齿形，说明井18⁃28所在的河道在井18-23处被渐弃，说明井18⁃23与井18⁃28所在河道不同（图3（b））。而②处的测井曲线特征为：井18⁃16、井18⁃28和井8⁃11目的层砂体厚度都为7 m左右，但砂体顶面高度差在10 m以上，说明所在河道于不同时期形成，且井8⁃11所在河道顶界面高于井18⁃16所在河道，后者先于前者形成（图3（b））。

图3 单一河道砂体的地震和测井响应特征Fig. 3 Seismic response and log response of single channel sand bodies

再选井18⁃8至井10⁃9进行分析，③、④处地震波幅突然变弱，出现上凸形态，两边砂体所在处地震波振幅强烈，地震波呈不连续状，波幅呈强―弱―强―弱―强（图3（c）），测井相显示井7⁃8、井9⁃8目的层为大段泥岩和泛滥平原沉积（图3（d）），泛滥平原多由泥岩和粉砂质泥岩组成，此两处砂体界面极薄，所以井18⁃8至井10⁃9砂体剖面呈现整段厚―薄―厚―薄―厚的状态。该种地震相可以反映出不同段河道砂体所在的单一河道界面。不同河道间沉积颗粒的厚度不同，而不同厚度的砂体又可以在地震剖面上表征出来，因此地震波波形突变也可作为5级构型界面的识别标志之一。

总结5级构型界面识别规律：砂（泥）之间的岩性、厚度变化和高程差而引起的砂体不连续性普遍会导致震波振幅、频率、波形和地震波连续性的变化，如地震波强度减弱，地震波幅变小，连续性变差等。同时同相轴会出现一定程度的上凸或下凹。一般分为废弃河道引起的地震波形特征、高程差异引起的地震波形变化和河道间细粒沉积引起的地震波形变化，因此可以利用地震剖面上的特征识别5级构型界面。

3.3 4级构型的识别及点坝叠加特征

3.3.1 4级构型界面识别

点坝受曲流河带侧向加积控制形成，是曲流河河道内最重要的沉积单元，也是控制剩余油分布的最主要因素。根据其位置的不同，将点坝砂体分为3部分：形成于点坝开始沉积一侧的砂体（PI砂体）、位于点坝末端的砂岩（PE砂体）以及点坝的主体部位砂体（图4）。图4（a）为复杂曲流河带平面，截面AB为截取的曲流河带横切剖面（图4（b））。PI的正演特征分别表现为：PI砂体的顶界面与点坝砂体顶界面高度相当，底界面却明显高于点坝主体砂体的底界面，从点坝主体向PI砂体方向，地震波呈上翘锲形，同时同相轴也有一个短暂上翘的趋势（图4（c））。PE的正演特征分别表现为：PE从点坝主体向末端方向，由于砂体尖灭，砂体上方泥岩厚度增加导致上方地震波幅度变弱，波谷上部零相位减小程度比下部零相位减小程度大，底界面略高于点坝主体底界面，而顶部界面明显低于点坝主体砂体的顶部界面（图4（d））。

图4 点坝叠加模式及正演模型Fig. 4 Point bar superimposition pattern and forward model

3.3.2 曲流河带内部点坝叠加特征

总结研究区点坝叠加模式，发现主要分为点坝起始部位叠加废弃河道、废弃河道砂体相互叠加和点坝主体叠加点坝3种砂体组合方式，在正演模拟的指导下（图1）建立了这3种组合方式的概念模型，并对其地震剖面进行解释（图5）。

3.3.2.1 点坝起始部位叠加废弃河道

砂体组合形式为：前期河道为砂体末端（即PE砂体），后期河道为点坝前期砂体（PI砂体）。叠加对应的地震剖面特征表现为：从废弃河道方向向点坝起始方向，由于废弃河道处泥岩含量较高，而点坝起始部位砂岩颗粒较细，所以叠加处地震反射波能量较弱，地震波整体呈强―弱―强；在叠加处由于砂体尖灭，同相轴会降低，后由于出现下一个点坝初期的叠加，同相轴又抬升。井18⁃16向井18⁃18方向，同相轴整体呈高―低―高。当后期有点坝叠加PE砂体时，由于废弃河道泥岩吸水性差和泥岩的遮挡，阻隔了附近水井的水驱效果，叠加带下部将会形成剩余油富集区。由于曲流河内部不断出现新的河道截流老河道，因此会出现很多后期叠加河道为新的点坝起始部位砂体，前期被叠加河道为被截流的点坝末端，这也是研究区最常见的砂体叠合方式。

3.3.2.2 废弃河道砂体相互叠加

砂体叠加方式是前期河道为PE砂体，后期河道为PE砂体叠加，且后期河道为末期河道，处于曲流河带相带边界。2种砂体叠加处地震剖面特征表现为：叠加带处，由于砂体间存在明显的泥岩间隔，地震波振幅会变得无限弱，接近零相位，到后期点坝主体处振幅恢复成原来的强度，地震波整体呈强―弱―强，同相轴整体呈高―低―高的下凹趋势。图5的②处由于构型界面物性和遮挡性的原因，叠加带两侧剩余油都相对富集，叠加部位剩余油分布在油水井间两点坝两端范围内。结合井11⁃7所处的相带边界没有油井、水井，井网不完善且水驱控制程度低的现状，该处容易形成剩余油富集区。

图5 曲流河带内部点坝接触模式Fig. 5 Point bars contact patterns in meander belt

3.3.2.3 点坝主体叠加点坝

砂体叠加方式为前期河道为点坝砂体，后期河道为点坝主体叠加，此时点坝叠加区下部剩余油不富集，由于点坝主体砂体厚度较厚，叠加带处存在明显高度差，且后期点坝比前期点坝界面高4 m以上，哪怕在注水时，水驱的动力也对点坝上部储油层波及小，导致点坝上部形成剩余油富集区。该种叠加方式易在地震剖面上识别，2种砂体叠加处地震剖面特征表现为：地震波振幅在叠加处变弱且由于厚度调谐效应，在叠加处同相轴有明显抬升。

4 构型界面对剩余油的控制作用

在原始地震剖面中目的层对应负相位同相轴连续性好（图6（a）），但仅能够大致识别出曲流河带外边界的轮廓。将地震波提高到65 Hz时，地震剖面的横向分辨率能够清晰地反映点坝砂体的结构特征，井18⁃7与井7⁃7间显示同相轴极性变化明显，井18⁃7向井7⁃7处地震波呈上翘锲形，同相轴短暂上翘，显示点坝PI砂体形态特征，井7⁃7目的层砂体左侧处显示点坝PE砂体形态特征（图6（b）），二者叠加处与图4的PI―PE地震正演剖面模型吻合，此处为点坝起始部位—废弃河道叠加，推断此处应有剩余油聚集。地震剖面上井11⁃7与井9⁃7之间呈现明显的废弃河道叠加特征，说明砂体间存在泥岩间隔，两期河道不连通。砂体叠加处地震剖面与3. 3. 2. 1总结的PI―PE特征吻合，因此2个点坝砂体的叠加形式为PI―PE叠加（图6（c）），此处剩余油富集在叠加部位至点坝两端内。

图6 曲流河带内点坝叠加结构识别Fig. 6 Identification of point bars superposition structure in meander belt

同期水井累注情况显示：井11⁃9 Ng4层累注14.0×104m3，井11⁃8 Ng3层累注39.4×104m3，井11⁃N7的Ng5层累注7.76×104m3，说明井11⁃N7地层在这个时期不吸水，该井与井10⁃9不连通，同时由于上部的水井11⁃8遮挡，井11⁃N7注入水很难向油井12⁃10推进。因此推测在井11⁃N7附近形成由遮挡带-水井流线综合遮挡形成的剩余油富集区。具体位于井9⁃7、井10⁃9、井11⁃8以南及以东方向（图7）。井11CN7是后期Ng31层钻遇的1口井，该井微电极曲线幅度差变大，且水淹程度低，自然电位曲线呈现箱型（图8），在Ng31层位处于的叠加带附近，且预测的叠加带附近为废弃河道底部薄层砂体。而井11CN7钻遇的Ng31层为厚度1.2 m的薄层砂体，且经沉积微相分析后判断为废弃河道底部砂体。该砂体的电阻率电性高，水淹程度低，说明此处存在组合砂体的遮挡。

图7 研究区河道带分布及点坝分布特征Fig. 7 Distribution characteristics of channel belt and point bars in studied area

图8 井11CN7电性特征Fig. 8 Electrical property of Well 11CN7

分析可得：使用65 Hz分频地震剖面可以较好地刻画井18⁃7所在的河流相砂体与井7⁃7所在的河流相砂体，井7⁃7所在的河流相砂体与井9⁃7所在的河流相砂体，井9⁃7所在的河流相砂体与井11⁃7间的砂体叠加带特征。井18⁃7所在河流相砂体在井18⁃7右侧呈PI砂体特征，井7⁃7所在河流相砂体在井7⁃7右侧呈PE砂体特征，左侧呈PI砂体特征，井9⁃7所在河流相砂体在井9⁃7左侧呈PI砂体特征，右侧呈PE砂体特征，井11⁃7所在河流相砂体在井的左侧呈PE砂体特征，因此反映出井9⁃7所在砂体同时与两侧河流相砂体都形成了构型界面的遮挡，两侧都存在剩余油富集区。

5 结 论

（1）河流相砂体开始集中在西部，后迁移至研究区，东南部砂体分布范围扩大，河流摆动迁移形成连片分布；可应用废弃河道、高程差等导致的地震波形变化划分5级构型界面，大致分为3条南北发育的单一曲流河带。4级构型按形成时间和形态特征可以细分为PI、PE和点坝主体砂体，主体沉积区存大量点坝叠合体，因此也往往有剩余油富集。

（2）地震剖面上地震波稳定且强反射处表示砂体厚度稳定且连续，地震波强度变弱处代表砂体尖灭或砂体弱叠加；强能量底凸上凹对应点坝其实叠加废弃河道，底平上凹对应废弃河道之间叠加，底抬升上凸特征对应点坝主体叠加点坝，地震横向信息能够较好地反映曲流河带内部构型特征。

（3）利用上述构型方法在研究区内识别出的1个剩余油富集区，位于井9⁃7、井10⁃9、井11⁃8以南及以东方向，现场应用效果较好，验证了地震构型解释的准确性，地震构型分析方法在Ng31层内应用效果较好。研究区曲流河砂体一般较厚，是较好的储层，加强对其内部构型的精细研究对于后期开发油田曲流河储层的挖潜具有十分重要的意义。