河流相储层是我国陆相含油气盆地典型的储层类型之一，国内外学者充分认识到河流相储层是一套复杂的非均质体系，尤其是曲流河沉积，其在平面上有着复杂的微相组合，在纵向上具有多级次的旋回性^[1-2]。陆上油田多年的开发实践使得密井网条件下曲流河储层构型技术日益完善且广泛推广^[3-4]，但海上油田大井距的限制条件制约了该类储层构型技术的应用与发展。近几年，海上油田主要通过对地震资料处理技术、属性提取技术、相干体切片等技术的探索创新弥补了地质构型方法在海上油田应用的局限性^[5-7]，能够较好地识别曲流河泥质构型界面（废弃河道），但对于多条河流互相切叠形成的复合曲流带来说，复杂的切叠结构使得其内部的构型界面具有一定的隐秘性，现有方法难以准确识别这些界面，为复合曲流带内部单一曲流河点坝砂体的分布刻画带来较大困难^[8-10]。

针对以上问题，以渤海Q油田北区NmⅢ2复合曲流带含油砂体为例，在曲流河沉积模式和多河道切叠模式指导下，利用地震正演、波形分析、地震属性分析、双属性融合与地质相分析、古地貌分析、构型定量刻画技术相结合，对目标砂体进行构型解剖，准确刻画内部不同曲流河间的切叠界面，识别出该界面控制下的点坝砂体，并以此为依据，优化砂体现有注釆井网，为油田进一步优化注采结构提供依据。

Q油田位于渤海湾盆地渤中坳陷石臼坨凸起的中部（图 1），是一个大型低幅度披覆背斜稠油油藏，主力含油层为新近系明化镇组下段和馆陶组上段，目的层埋深为950~1 430 m，是一套河流相沉积的砂岩储层，其中明下段为曲流河沉积，常发育复合曲流带砂体，自上而下可分为Nm0，NmⅠ，NmⅡ，NmⅢ，NmⅣ，NmⅤ共6个油组，可进一步分29个小层，其中NmⅢ油组内部自上而下细分为NmⅢ 1，NmⅢ2，NmⅢ3，NmⅢ4共4个小层，馆陶组为辫状河沉积。岩性均以细砂岩为主，物性表现为高孔高渗。根据开发管理及构造发育特征，将油田划分为北块、北区、南区和西区共4个开发区块。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 渤海Q油田区域位置图 Fig. 1 Location of Q oilfield in Bohai Sea

Q油田自2001年投产，经过18 a的开发，油田现有开发井340口，平均开发井距为350~500 m，综合含水率已达93%，已进入高含水阶段。随着近2 a油田进一步开发调整，主力含油砂体通过调驱、调剖等措施取得了较好的开发效果，但个别井组仍然存在注釆见效差的现象，亟须开展针对主力含油砂体的内部构型解剖工作，寻找制约注采效率的地质因素，为油田进一步高效优化注采结构提供地质依据。

北区NmⅢ2为油田主力含油砂体，为复合曲流带沉积，具有分布范围广，切叠程度高的特点，井间河道砂体精细对比是该类砂体构型解剖的基础^[11-12]。在单井微相识别基础上，通过区域等时界面拉平，根据超短期基准面旋回特征、河流下切模式等开展井间单河道砂体横向对比，将复合曲流带划分为多个不同的单一曲流河，砂体沉积以点坝为主（图 2）。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 渤海Q油田NmⅢ2复合曲流带砂体内部单河道划分与对比 Fig. 2 Depositional stage division of single channel in meander belt Nm Ⅲ2 of Q oilfield in Bohai Sea

在井间单河道砂体精细对比基础上，以井上实钻单河道砂体厚度数据为主要依据，结合能够反映砂体展布形态的常规振幅属性（图 3）及曲流河沉积模式，利用petrel软件对目标砂体厚度分布进行预测，从而初步确定复合曲流带砂体整体分布范围（图 4）。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 渤海Q油田NmⅢ2砂体最大波谷属性 Fig. 3 Maximum trough amplitude of NmⅢ2 of Q oilfield in Bohai Sea

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 渤海Q油田NmⅢ2砂体厚度等值线图 Fig. 4 Contour map of thickness of NmⅢ2 of Q oilfield in Bohai Sea

恢复渤海Q油田古地貌特征，对判断河流主要流向具有一定的指导意义^[13-15]。结合前人研究资料，该区域物源方向为北西向，而NmⅡ油组顶面沉积的稳定泥岩层为研究区的主要标志层，可作为古地貌恢复的等时界面。在地震构造解释基础上，通过在时间域对NmⅡ顶面进行层拉平，从而恢复Nm Ⅲ沉积期的古地貌（图 5）。结果显示，在NmⅢ2复合曲流带砂体沉积期，该工区地貌表现为北高南低、中部平缓、东西构造继续变低的趋势，因此，初步判断水体流向应该是由北向南流入工区，再向西、南、东南等3个方向流出，向西与向东南为主要流向，该认识与NmⅢ2复合曲流带砂体的分布形态基本一致。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 渤海Q油田NmⅢ油组沉积期古地貌图 Fig. 5 Paleogeomorphogloic map of NmⅢ period of Q oilfield in Bohai Sea

复合曲流带内部存在多条单河道两两切叠，刻画其内部构型界面即是识别这些切叠界面。据文献[16-17]报道，赵翰卿等（1995）利用航空照片，通过色调、形状、纹理、阴影等对我国松花江复合曲流带内部的废弃河道进行了描述，建立了废弃河道的正演地质模型，进行正演模拟，来认识不同的切割关系在地震响应方面是否具有独特的响应特征，根据这些特征，寻求适合的识别方法来加以刻画。

通过对9种地质模型进行模拟，发现不同的切割关系在地震剖面上具有不同的地震响应关系，可以概括为2种主要的响应特征：①当切割程度弱或废弃河道互相切叠，切叠处以泥质废弃河道或薄的点坝边界砂沉积为主，切叠处与点坝主体间岩性差异较大，切叠处地震响应表现为振幅明显变弱，频率降低，并随着泥质成分增加，变弱的程度增大[图 6（b），（d），（f），（g），（i）]；②当切割程度较强，切叠处沉积一定厚度的点坝砂，与主体点坝间岩性差异相对较小，切叠处地震响应表现为振幅变弱，但变弱幅度相对不明显[图 6（a），（c），（e），（h）]。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 渤海Q油田不同切割关系地震正演响应特征 Fig. 6 Seismic wave features of different cutting relations of Q oilfield in Bohai Sea

对于第一类响应的界面识别，采用提取多种地震振幅类属性，发现RMS属性、Maximum Trough属性、Mean Amplitude等常用的地震属性均不能全面地反映第一类切叠界面，主要是因为上述属性对点坝砂体的突出显示会削弱切叠界面处的弱响应，但是，通过平剖结合，多属性对比，发现Skew in Amplitude属性在识别振幅异常值时可取得比较好的效果，对弱振幅响应具有一定的放大识别效果，能够针对性的突出显示弱振幅响应。所以，采用该属性来识别第一类构型界面，在NmⅢ2砂体的中部、东部共识别出11条砂体切叠界面，同时，结合周边井剖面相分析及曲流河沉积模式，完成对切叠界面微相的识别（图 7-8）。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 渤海Q油田井震结合追踪第一类构型界面(a)点坝切河道和(b)点坝切点坝(剖面位置见图 9) Fig. 7 Tracking of the first type of configuration interface point bar tangent to channel (a) and point bar tangent to point bar (b)

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 渤海Q油田井震结合追踪第一类构型界面(a)河道切河道和(b)河道切点坝(剖面位置见图 9) Fig. 8 Tracking of the first type of configuration interface point bar tangent to channel (a) and point bar tangent to point bar (b)

关于第二类响应的界面识别，通过提取多种属性，发现采用单一的振幅属性或频率属性，都无法在平面上很好地刻画该类界面，因此，考虑利用双属性融合技术来解决这一问题。通过文献调研，张京思等^[18]、肖大坤等^[19]、Sun等^[20]在对薄河道砂体正演模拟过程中，发现在频率域中提取地震峰值属性可以较好地识别河道砂体边界。这里以本次研究砂体为例，进行该方法的应用说明。对于第二类响应的界面，虽然切叠处沉积点坝砂，但相对点坝砂主体来讲，在砂岩厚度、物性方面均差于后者，这种差异在地震记录上就必然表现为前者振幅值小于后者，前者频率值大于后者，尽管这种差异相对不明显。依据这一理论基础，可以考虑通过频率与振幅之比来对这种差异实现增益，从而实现对这种弱响应的放大识别（图 9）。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 频率振幅比与砂岩厚度的关系 Fig. 9 Relationship between frequency amplitude ratio and thickness of sandstone

通过频率振幅比属性，对目标砂体西侧的切叠界面加以识别，对Skew in Amplitude无法准确识别的振幅异常区进行了精细的刻画，同时，结合周边井剖面相分析，完成了对整个复合曲流带砂体构型界面的平面追踪与微相识别（图 10）。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 渤海Q油田Skew in Amplitude识别第一类界面（a）和频率振幅比属性识别第二类界面（b） Fig. 10 Tracking the first interface by Skew in Amplitude(a)and the second interface by F/A(b)of Q oilfield in Bohai Sea

在井间单河道砂体精细对比的基础上，以砂体厚度分布、点坝定量公式作约束，以古地貌分析作流向指引，以剖面相分析结合多属性融合追踪与识别构型界面及其微相，最终实现了对整个复合曲流带内部多河道砂体平面分布的精细刻画（图 11）。

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 渤海Q油田NmⅢ2复合曲流带砂体构型解剖成果 Fig. 11 Result of configuration of complex meander belt NmⅢ2 of Q oilfield in Bohai Sea

构型解剖成果揭示了研究区复合曲流带沉积特征：河流自工区北西向流入，受当时古地貌控制，形成多股分流，其中主支河道向西、向东南方向流经工区，其中又分成多股次支河道，随着多股河道的侧向摆动、废弃，沉积砂体侧向切叠，在中部及东南区域仍存在大面积点坝砂沉积，内部分布多个因切叠形成的复杂沉积结构，结合油田现有的动静态资料证实这些切叠沉积结构对注釆流向具有一定的侧向遮挡作用。

依据构型成果与动态资料验证，发现复合曲流带内部的切叠界面对流体具有侧向遮挡作用，切叠界面处保留下的泥质成分越多，遮挡效果越明显。因此，切叠关系中，切叠处以废弃河道沉积为主，则渗透性差，注水不见效；以点坝沉积为主，则渗透性中等，注水见效慢；不发育切叠界面区域，渗透性最好，注水见效快。基于这一认识，结合现有井网（参见图 11），建议在A34，A24所在点坝增加水平采油井，现有定向井转注；A7井西侧可部署水平采油井，利用西侧边水及东侧注水井A7，形成注釆井网；A27开层转注，与A15井形成完善注釆井网；B10井转注，与B9，B15井形成注水井网；A10井大泵提液，周边注水井增注。部分措施已初见成效，B10井已于2019年2月底转注，A10井4月换大泵提液采油，B9，B15分别于8月、9月开层采油，油井单井日产油由20~23 m³增加到43~46 m³，效果显著。

（1）多条单河道互相切叠形成了复合曲流带内部复杂的储层结构，根据切叠类型、切叠强弱程度划分了9种单河道间切叠类型，并通过正演模拟的方法，首次认识了不同切叠类型在地震资料上的响应特征，为如何平面追踪识别构型界面提供了较好的依据。

（2）基于正演模拟结果，总结出复合曲流带内部存在2类构型界面：第1类界面以泥质沉积为主，地震响应明显，通过类比多种振幅属性，发现Skew in Amplitude属性平面上识别追踪此类界面的效果最好；第2种界面有一定的砂岩沉积，地震响应不明显，常规振幅属性无法识别，引入频率振幅比属性，发现该类属性可对构型界面处地震响应特征进行放大，平面上能够准确识别追踪第2类构型界面。

（3）动静结合，总结了不同类型的构型界面对流体侧向遮挡能力，并提出相应的增产措施：第1类界面遮挡能力强，可以将其封闭的砂体作为调整单元，完善内部注采井网，提高注采效果；第2类构型界面有一定的砂岩沉积，遮挡能力弱，可整体考虑井网，通过调驱、调剖、增注等措施，提高界面遮挡方向的注水能力，实现井组内部均匀驱替，进一步提高产量的开发效果。