王海更，劉洪杰，陳 楠，張博文，李國良，郭培培

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

氣云被認為是地層深處的油氣沿斷層、砂體等垂直運移到淺層而在地震剖面上形成的。氣云區(qū)的存在是油氣運移的直接標志，可以借以了解油氣運移的方向，確定有利的勘探目標[1-2]。但氣云會嚴重影響地震資料質量。在常規(guī)地震剖面上，該區(qū)域成條狀或塊狀分布，近地表為一系列強振幅雜亂反射，地表之下多為弱振幅雜亂和空白反射[3]。L油田主體區(qū)存在大片受淺層氣影響的區(qū)域，縱向上淺層氣的影響從海底到下第三系地層，橫向上影響大約18 km2的區(qū)域，占圈閉面積30%左右。氣云區(qū)內斷層認識不清，不但影響開發(fā)效果，也可能造成油田注采失衡，導致油氣沿斷層溢漏至海底，發(fā)生注水風險。目前地震解釋人員正有針對性地開展地震資料重新采集處理以及其它試驗性研究工作，以期提高氣云區(qū)地震資料成像質量，但仍未獲得突破性的進展。為充分利用地質油藏手段指導生產，本文綜合分析了1N區(qū)塊各種地質油藏資料，篩選出具有代表性的斷層伴生標志，通過相互驗證，達到識別氣云區(qū)內潛在斷層的目的。實踐證明，這種方法具有很強的操作性和較好的效果，對類似油田具有借鑒作 用。

1 油田概況

L油田位于渤海海域的中南部，是渤海海域迄今發(fā)現(xiàn)的最大的油田。主力含油層系發(fā)育于新近系明化鎮(zhèn)組下段和館陶組，館陶組主要為辮狀河沉積，明化鎮(zhèn)組下段為曲流河沉積[4]。含油層段厚度在100 ～ 600 m。根據砂巖發(fā)育特征以及油氣分布規(guī)律，結合開發(fā)井鉆探結果，將主要含油目的層劃分為13個油組。其中明化鎮(zhèn)組下段發(fā)育5個油組（L00 ～ L40油組），館陶組發(fā)育8個油組（L50 ～ L120油組）。根據區(qū)域構造史研究，L構造主要受新生代晚期（上新世～第四紀）構造斷裂活動作用而形成。構造定型于第四紀，油田斷裂系統(tǒng)發(fā)育、整體構造復雜，為發(fā)育在渤南低凸起帶基底隆起背景上、受兩組走滑斷層控制的斷裂背斜。內部派生的正斷層發(fā)育，主控走滑斷裂帶以及北東-南西走向的派生斷層將L構造由北至南分割為十多個壘、塹相間的斷塊。斷裂大部分斷穿至第四系地層甚至海床，構造主體淺層氣富集，存在大面積氣云區(qū)。1N區(qū)塊是位于油田高部位的開發(fā)主體斷塊之一。東西兩側被兩條走滑斷層夾持，南北分別被三條走向為北東-南西方向的正斷層夾持，區(qū)塊近1/3的面積被氣云區(qū)覆蓋（圖1）。油田2002年12月投產，注水開發(fā)。

2 區(qū)塊內部斷層識別

圖1 1N區(qū)塊平面井位圖

油田氣云區(qū)內的斷層主要利用氣云區(qū)之外的高品質地震資料精細解釋結果，結合氣云區(qū)內井資料和低品質地震資料進行解釋。同時利用相干體技術、譜分解調諧體技術、沿層振幅屬性、沿層傾角及反射能量屬性等輔助技術進行確認解釋，確定氣云區(qū)內大斷層或分塊斷層的位置、產狀以及斷距等一系列斷層要素。但對于區(qū)塊內部小規(guī)模伴生斷層的確定性解釋一直沒有突破性的地震技術和手段。1N區(qū)塊進入全面開發(fā)階段后，在其東北部氣云區(qū)內，先后有4口注水井和6生產井上線（圖1、表1）。油水井生產動態(tài)上逐漸表現(xiàn)出異常，注采矛盾逐漸顯現(xiàn)。研究人員懷疑1N區(qū)塊東北部可能存在小規(guī)模斷層。但區(qū)塊內斷層的地震解釋手段有限，因此轉而利用該區(qū)豐富的地質油藏資料進行潛在斷層的識別。研究認為，通過對各井地層厚度變化、油水界面差異、注采井相關性、示蹤劑、壓力平面分布差異等斷層伴生標志和斷層響應因素分析和研究，可以有效識別出潛在斷層。

表1 1N區(qū)塊井列表

2.1 地質靜態(tài)響應

靜態(tài)地質資料綜合分析是斷層識別最有效和最直接的方法[5]。通過靜態(tài)地質資料可以獲得的斷層標志主要包括地層的重復和缺失導致的地層厚度變化，以及斷層尤其是封堵性好的斷層分割油水系統(tǒng)表現(xiàn)的油水界面差異等。

（1）各油組平面厚度變化不明顯，但具有由南向北變厚的趨勢。

根據旋回對比、分級控制的原則，通過建立1N區(qū)塊氣云區(qū)內目標井組對比剖面進行地層的劃分對比（圖2）。該區(qū)主要對比標志層有L10油組“M”形伽馬曲線，L50油組塊狀砂巖儲層，L80油組低阻泥巖等。油組劃分結果顯示，該區(qū)塊內10口井L10 ～ L100油組厚度在各井間沒有明顯變化，但地層厚度具有從南向北加厚的趨勢。分析認為如果存在潛在斷層，斷層的斷距可能較小，使得井間地層厚度變化不明顯。另外，海上鉆井平臺在B10井南側，1N區(qū)塊定向井軌跡方向均為由南向北方向，推測位于平臺北側的潛在斷層走向可能為北東方向，使鉆遇斷層的井出現(xiàn)一定程度的地層重復，導致由南至北方向地層有所加厚。

圖2 1N區(qū)塊地層對比圖

（2）各井底部油水界面差異明顯，平面可分為三個區(qū)域。

斷層對油水系統(tǒng)有明顯的分隔作用，油水界面差異也是存在斷層的表現(xiàn)之一。1N區(qū)塊各井從上到下大段含油，油水界面集中出現(xiàn)在L110油組，分析發(fā)現(xiàn)，區(qū)塊內各井油水界面差異明顯（圖3）。北部B1、B2、B3三口井鉆遇的油水界面在-1 436 m左右，中部B4、B5、B6、B7、B8井油水界面在-1 422 m左右，南部B9、B10井油水界面在-1 389 m左右。油水界面具有明顯的區(qū)域性，平面上可能存在兩條東西向延伸的斷層，分割具有不同油水界面的三個井區(qū)（圖4）。

圖3 1N區(qū)塊各井油水界面對比圖

圖4 潛在斷層平面圖

2.2 油藏動態(tài)響應

油田進入開發(fā)階段之后，斷層的存在影響著生產井和注水井動態(tài)表現(xiàn)。油藏動態(tài)資料一直是進行斷層識別的關鍵資料[6]。油藏動態(tài)資料包括注采井相關性以及體現(xiàn)相關性的一系列壓力、氣油比、示蹤劑數(shù)據。在注采井組內，生產井如果受到注水效果，注入井注入量越大，對應生產井的產液量越高，注水井的注入量和生產井的產液量是相關的；如果注水井與生產井之間有斷層遮擋，生產井就不會受到該注入井的注水影響，注水井的注入量和生產井的產液量是不相關的。對于多口注水井和生產井同時存在的相鄰井組而言，若某個方向有斷層遮擋，生產井會因注水受效方向數(shù)減少導致其受效差或者不受效，開采指標動態(tài)變化特征明顯差于同單元具有完善注水連通方向的生產井，注水井的注入量和生產井的產液量表現(xiàn)為較差的相關性。如果注水井的注入量與生產井的產液量相關性好，注采井的產吸液剖面對應關系好，生產井氣油比低，可能會存在部分產層超壓，或者部分產層出現(xiàn)水淹。反之，如果注水井和生產井之間存在斷層遮擋，注采井的產吸液剖面對應關系差，生產井氣油比高，不會出現(xiàn)產層超壓和水淹層，示蹤劑不見劑。通過對1N區(qū)塊的注采相關性分析，示蹤劑和壓力數(shù)據分析，推測存在如圖4所示的兩條潛在斷層，與靜態(tài)地質資料認識一致。

（1）B1與B3井相關性好

B1井注水，生產井B3氣油比下降明顯，液量增加，有明顯受效的動態(tài)響應，兩口井之間具有較好相關性，推測兩井之間不存在斷層遮擋（圖 5）。

（2）B9與B10井之間示蹤劑見劑

示蹤劑資料顯示，B10井注入示蹤劑2-FBAs后，B9井于40天后見劑，根據兩口井的井距，計算的見劑速度為7 m/d，根據峰值高度和波峰寬度綜合分析，認為兩口井之間不存在斷層遮擋（圖 6）。

（3）B4與B1、B10井相關性差，與B8井相關性較好，B5與B3、B9井相關性差

區(qū)塊內B1和B10井投注時間較早，半年后生產井B4井投產，但從B4井生產曲線上可以看出，該井投產后氣油比持續(xù)上升，表明注水井B1、B10井與生產井B4井之間相關性差，B4井與兩口注水井之間極可能存在斷層；一年之后B8井投注，半個月后B4井氣油比快速下降，受效明顯，說明B4和B8井之間不存在斷層遮擋；而區(qū)塊東側的B5井注水期間，B9和B3井氣油比反而逐漸上升，注采井之間相關性差，認為B5與B3井、B5與B9井之間可能存在斷層（圖5）。

（4）壓力資料上具有斷層響應

B8、B4井隨鉆測壓顯示L70 ～ L100油組存在不同程度虧空，而動態(tài)分析證實，B4和B8井之間相關性好，認為B8所在位置壓力虧空是B4井生產導致的。B8、B4井存在壓力虧空，而B1井所在區(qū)域的B2井對應油組存在明顯超壓，也進一步說明B8、B4井沒有得到B1和B10井的注水支持。因此認為B4、B8井與B1和B10井之間存在潛在斷層（圖7）。

圖5 注水井與開發(fā)井動態(tài)響應圖

圖6 B9井2-FBAs產出趨勢圖

圖7 1N區(qū)塊壓力分布圖

2.3 潛在斷層識別結果

綜合利用該區(qū)塊靜態(tài)地質資料和動態(tài)油藏資料，通過開展一系列斷層伴生標志和斷層響應因素分析和研究，認為該區(qū)塊可能存在如圖4所示的兩條小斷層。潛在斷層分割4口注水井，其斷距小，延伸距離較短。根據斷層對構造的控制作用研究結果，將L油田的斷層分為三個等級。第一級為走滑斷層，控制油田構造格局；第二級為分區(qū)正斷層，控制斷塊；第三級為走滑伴生的調節(jié)斷層，使得油田構造進一步復雜化。本次根據地質油藏資料識別的斷層推測屬于第三級調節(jié)斷層，從斷層的平面分布上，與走滑斷層東側的調節(jié)斷層相呼應，具有存在的合理性。后續(xù)將根據新的動態(tài)資料和靜態(tài)資料，如示蹤劑資料、生產測井資料等不斷驗證，修改和調整斷層走向、傾向以及延伸長度，進一步落實潛在斷層。

3 應用

采用地質油藏資料識別的潛在斷層雖然不如利用地震資料解釋的斷層直觀，斷層的位置、產狀等信息仍需進一步確認。但是對識別出的潛在斷層仍需在開發(fā)過程中引起足夠重視，氣云區(qū)內潛在斷層研究成果對油田主要有以下兩方面的指導和應用。

（1）調整注采關系

識別出的潛在斷層會增強對井組內注采關系的重新認識程度，明確調整方式。對采出方向減少的注水井進行減水，采出方向增加的注水井進行提水，完善注采井網。對距離斷層小于100 m的注水井要降低注水量，密切監(jiān)控，避免因注入壓力過高，流體沿斷面溢漏至海底，確保注水安全。根據潛在斷層識別結果，B4井會受到B5井和B8井兩口注水井的支持，與原來設想相比，注水方向增加，因此實際做出動態(tài)調整，降低了B5井的注水量，以避免B4井含水快速升高，影響產量。

（2）優(yōu)化井位

依據識別的潛在斷層對設計井進行調整，包括增加或取消設計井位、井別調整、井位移動等優(yōu)化措施，以達到避免地層缺失、增加鉆遇油層厚度、完善注采井網、遠離斷層規(guī)避注水風險等目的。原計劃在1N區(qū)東北部增加部署一注一采B11井、B12井兩口井，綜合考慮1N潛在斷層研究成果后發(fā)現(xiàn)，最初設計的注水井B11井位于潛在斷層1南側附近，而生產井B11井位于潛在斷層1北側，與設計注水井之間存在潛在斷層分隔。因此對注水井B11井的井位進行了優(yōu)化，移至潛在斷層1的北側，并遠離潛在斷層，以確保注水效果和注水安全。實際井投產投注之后，B11井和B12井相關性好，受效明顯，未發(fā)現(xiàn)注水井注入壓力異常等風險提示。

4 結論

介紹了在氣云區(qū)內識別潛在斷層的代表性靜態(tài)、動態(tài)地質油藏資料及具體的流程方法，彌補了氣云區(qū)內地震資料品質差的不足，在完善油田注采關系、確保注水安全等方面起到了積極的作用，從中得出以下結論。

（1）地質油藏資料之間相互驗證，可以合理識別出研究區(qū)潛在的斷層，尤其對氣云覆蓋的地震資料差的開發(fā)區(qū)，地質油藏資料比地震資料研究短期內更具有現(xiàn)實意義。

（2）潛在斷層往往首先從注采動態(tài)上表現(xiàn)出來，并引起研究人員的關注，而在具體識別分析上建議從地質響應開始，推測斷層產狀和性質，再利用動態(tài)資料進行閉合驗證。

（3）通過本次分析，有效的斷層響應因素包括地層厚度變化、油水界面差異、注采井相關性、示蹤劑和壓力平面分布差異等。

（4）基于靜態(tài)、動態(tài)地質油藏資料的氣云區(qū)內的斷層預測簡單有效，對油田注采關系的調整、注采井網的完善、提高鉆井效果以及確保注水安全等方面能起到積極指導作用。