墨西哥湾Genesis油田深海储层研究实例

1、对地质历史时期及油田生产时期的油藏封隔层（reservoir compartment）的认识以墨西哥湾Genesis油田深海储层为例Michael L. Sweet and Larry T. Sumpter，2007，12, AAPG；翻译，徐志诚；校对，黄兄摘要：在对墨西哥湾Genesis深水油田的研究过程中，首先运用测井、地震及试油压力资料对稳定的油层（储层）隔层进行分析。稳定隔层被定义为在一定地质时期内阻碍流体流动的边界，在稳定隔层内，两种流体之间的接触面为特定高度。这样，对包括压力数据（从稳定的井下压力计得到）在内的油田生产数据进行分析，以便验证所建立的稳定模型以及识别动态隔层。动态隔

2、层被定义为在一定地质时期内不是流体流动的有效障碍，但阻止流体延伸，且在生产过程中对油水界面变化及压力衰减有显著影响。在定义稳定及动态隔层之后，对Genesis油田三个深海储层的地层及构造对隔层的控制作用进行分析。Neb 3储层是三个储层中时代最老的一个，解释为侵蚀河道复合体沉积，其在整个油田范围内，有统一的油水界面。在生产过程中，Neb 3储层的开发井显示出普遍的压力降低趋势、含水率中等。Neb 2储层解释为富泥的叠合河道复合体。在开始生产前，在该储层中观测到至少两个不同的初始油水接触面。生产数据也表明Neb 2储层比Neb 3储层有更强的分隔性。对Neb 1储层的试油数据进行分析后认为在Ne

3、b 1储层中至少存在两个不同的油水界面。在生产过程中可以看到Neb 1储层中存在多个阻碍流体流动的界面，其含水率从中等到无。Neb 1储层解释为水道堤坝复合体，其水道和堤坝的之间的连通性可能比较差。总之，储层的地层结构控制地质历史时期和油田生产时期内储层的隔挡程度，而构造（主要是断层）的影响相对较弱，主要是增强储层的垂向连通性。1、前言Genesis油田位于墨西哥湾中部Green Canyon地区，水深2590ft(790m)（图1）。该油田发现于1988年，开始叫Vancouver油田。油田的探明共打了5口预探井和6口侧钻井。油层位于晚上新世和早更新世的几个深海储层中。由Chevron公司与

4、ExxonMobil、BHP公司合作开发该油田。1999年1月开始产油，到目前已经钻探了14口开发井（图2）。油田已经实施了2块3D地震，最近还实施了时移4D地震。不幸的是，油田重要地区的4D地震资料品质较差，不能用来对储层隔层进行研究。油田位于大的内斜坡西缘的盐盆中（Popeye-Genesis微型盆地），上新世更新世沉积物上超于盐核构成的隆起之上。Seldon和Flemings（2005）已经对Genesis油田的油气充注史进行过描述。盐层发育和沉积作用的交互作用对储层的分布及其几何形态有很强的控制作用。Rowan和Weimer（1998）已经对Green Canyon地区盐层发育和沉积作

5、用的交互作用进行过描述。Genesis油田当前产层位于上新世更新世深水河槽沉积及水道堤坝沉积的5个储层中。其中，最深的为14800ft（4511米）及 14200ft（4328米）处的砂岩（图3）, 均为晚上新世储层。油田大部分的油气发现于早更新世Neb 1、Neb 2和Neb 3储层中。尽管本文重点研究Genesis油田的Neb层，但是值得注意的是它们只是更大沉积体系（从晚上新世更新世开始形成于盆地内）中的一部分。Genesis油田的Neb层，在此盆地内向北一直延伸到Popeye油田（Seldon and Flemings,2005）。本次研究主要是对地质历史时期和油田生产时期Neb储层的连

6、通性进行研究，及油田构造、地层格架对储层连通性的影响进行分析。在本文中，将稳定的隔层定义为地层隔层，即地质历史时期阻碍流体流动的边界。在稳定隔层中具有统一的油水界面。ExxonMobil公司在精确地层格架内对流体接触面及压力数据进行分析称之为储层连通性分析（RCA）。关于RCA技术Vrolijk（2005）进行过详细描述。动态隔层被定义为在一定地质时期内不是流体流动的有效障碍，但阻止流体延伸，且在生产过程中对油水界面变化及压力衰减有显著影响。1.1建立地质格架及定义稳定储层隔层的方法主要运用Compagnie General de Geophysique公司2000年采集的地震资料来进行区域地

7、质格架研究。ExxonMobil对地震资料进行重新处理（最大频率为25Hz），在此数据体基础之上进行解释。首先对整个Popeye-Genesis微型盆地上新世更新世地层进行粗略的编图以便了解油田小范围内的沉积体系。确定范围之后，运用合成地震记录对Genesis油田Neb 1、Neb 2和Neb 3砂体的顶底进行地震标定，这些层位已经进行过详细的地震解释。在有限范围内，同时解释出位于Neb 3储层下面的两个独立砂体（Neb 3 Lower及Neb 4），在此范围内砂体可由地震剖面得到，之后，运用水平切片和时间切片对Neb储层的地层特征及流体接触面进行研究。总之，有油气显示的地方地震振幅强、在一些

8、地区大体可以表明构造形态，但也有很多例子与此不符。时间剖面向深度剖面的转换依据由钻井资料计算出的速度模型来进行。通过对700多英尺（280米）的常规岩心分析，对Neb砂岩的沉积环境有了深入的理解。岩石属性数据表明Neb储层岩性为未固结的细砂岩、粉砂岩和泥岩。其渗透率超过1个达西，孔隙度超过30%。高孔隙度是快速埋藏的结果，快速埋藏导致超压，抑制了压实作用的发生，同时由于储层温度太低导致石英胶结作用不能进行。利用钻井（包括侧钻井）测井曲线来建立连井剖面，并将其转换为真实的地层厚度（TST）。由于许多钻井偏移距大、且局部地区储层倾角大于30度，在进行地层对比时，必须要对钻井地层厚度进行校正，经校正

9、后的剖面可以用来识别小断层。流体压力数据通过重复地层测试(RFT) 工具测量，其大部分从探边井中获取，少量来自早期开发井，且大部分压力数据来自于应变压力计。通过储层的泥浆液面计（PVT）分析，估算出Neb储层的油压梯度在0.3-0.32psi/ft(即6.78-7.23kpa/m)之间。与压力数据最相符的压力梯度为0.31psi/ft(即7.01kpa/m)，因此利用该值来预测油水界面。所有的储层水压梯度为0.5psi/ft(即11.3kpa/m),该值来源于矿化度信息通过校正到储层条件下的水样分析得到。压力数据表明Neb储层属中等超压。由压力数据得出的流体接触面对照由测井曲线得到的低油高水的

10、接触面，用测井数据与压力交汇图来说明稳定隔层及每个隔层内原始油水接触面1.2定义动态隔层的方法为研究动态隔层，应用Genesis油田5年多的生产数据，包括所有开发井的产液率、含水量、井下压力及油气比。Genesis油田的每一口开发井均位于单独区域，这使得我们可以了解每个单独的地层单元的油气产量变化情况。在Genesis油田，几乎所有的开发井均安装井下压力计，压力数据非常充分，且开发过程中的压力变化均被详细记录。这使得我们可以对油田生产过程中各井之间的流体压力进行比较。基于压力数据、原油体积/产出体积及油气比随时间的变化来对动态隔层进行研究。2、地质格架2.1 构造Genesis油田位于盐核背斜

11、的侧翼，该背斜构成内斜坡的西部边缘。Neb砂体位于该背斜东侧一个东倾正断层的上盘（图3）。地震资料显示Neb砂体在靠近断层处似乎有尖灭现象。断层和地层尖灭组合导致油田大部分地区油气向上积聚。北部圈闭边界为西倾的正断层，南部边界性质比较模糊，目前不清楚边界是地层成因、构造成因还是二者的复合成因。油田内部包括一个复杂的小断层网络（图4），断层垂向最大断距一般小于150ft(46m)。这些断层在地震上一般很难清楚的识别，其反射终端也不清楚，因而很难识别断层沉积物的界面。造成这种情况的部分原因是断层和Neb砂体同生，且断层并未向Neb砂体的上部或下部延伸得很远。而这使得在对这些断层的位移量及横向范围的

12、研究中存在很多不确定性。2.2 地层生物地层资料表明上新世和更新世界线位于Neb 4储层下面（图3B）。这些资料表明Neb储层位于Calcidiscus macintyre和Discoaster brouweri微体化石带之间。在油田还存在一个主要的凝缩段上新世顶部泥灰岩，这也是一个明显的地震标志层，它位于上新世顶部（图3B）。总体上，上新世-更新世地层从盆地中心向盆地边缘逐渐减薄，其中上新世地层的减薄最明显。包括Neb砂体在内的更新世最下部实际上是Genesis油田中最厚的部分。沿Neb砂体上部地层的水平切片显示一个深水斜坡河道体系，从NE到SW切Genesis微型盆地。沿Neb储层内部层位

13、提取的振幅属性显示Neb砂体也呈NE-SW向展布。Genesis油田的Neb砂体似乎从北部或西北部进入盆地。地震绘图还显示：在Neb层沉积之后，盆地内更深的层位存在其他的水道-堤坝及密闭水道复合体。然而，因这些地层单元在水体中，目前未曾钻遇。3、储层特征及连通性分析在Genesis油田发现了3个下更新统深水水道复合体（从老到新依次为Neb 3、Neb 2、Neb 1）。另一个更老的水道复合体Neb 4仅分布于油田中南部。每个Neb水道复合体的砂岩段厚度从0-100ft（0-33m），上下均为厚50-150ft（15-45m）的页岩（图3B、5A）。因此，每一个Neb水道复合体都能从地震上识别出

14、来（图5B）。为了解这三个水道复合体之间的流体连通性，对每一个储层内流体的接触面、层内及层间地质构造（断层、河槽沉积及细粒漫滩沉积的边界）中接触面的相对变化进行详细描述。图6中的连通性图表简单表示稳定隔层及由地质构造控制的原始流体接触面之间的连通性。连通性简图表明Neb 4和Neb 3L通过断层并置及下切侵蚀作用与Neb 3连通。Neb 3从南到北连通且在北部达到溢出点。Neb 2南部通过断层并置与Neb 1连通，Neb 2与Neb 1的充填由Neb 1南部终端溢出点决定。在北部，Neb 1和Neb 2具有不同的溢出点。下文将详细论述这些连通性是如何建立及受哪些因素控制。3.1 Neb 3 封

15、闭水道复合体Neb 3储层的几个主要的观测提供以下几方面的线索分析沉积环境。（1）振幅图和等时线图都呈现出条形状的形态特征（图4）。（2）钻井资料显示其净毛比、厚度在邻井之间变化显著（图7）。（3）Neb 3储层的岩心资料显示其储层主要由块状砂岩组成（即Bouma相序中的Ta），同时伴随有大量断裂碎屑物（图8）。（4）测井曲线呈现出底部突变的箱形。（5）区域填图资料表明该储层与同期的陆架沉积物均向盆地方向进积。（6）生物地层资料显示Neb 3井沉积于深水环境中。由露头及地下采样表明这些特征均为典型的深水、密闭、水道充填特征（e.g,Clark and Pickering,1996;Weimer

16、 and Slatt,2004）。Neb 3储层试油压力数据表明该储层油柱在整个油田范围内是连通的（图9）。由RFT压力测量方法和PVT数据求取的油柱压力梯度在海底13290ft（4052m）处与水压梯度相交。水样的盐度数据表明水压梯度为0.5psi/ft（11.3kPa/m）。梯度为0.5psi/ft，使得Neb 1、 Neb 3中所有水压点呈单线型，表明这两层拥有相同的梯度。Exxon Green Canyon（GC）地区的161-1st3井（钻于油田投产前）的测井曲线确定油水界面位于水下13290ft（4052m）处。随后的生产井数据表明油水界面已到达水下13055ft（3980m）处，

17、油水界面的变化显示生产带来压力梯度的升高。虽然所有的静压数据和生产数据表明Neb 3储层为一套连通性好的水道充填砂体，但是在油田边缘的一些地方储层可能尖灭。正如所解释的那样，油田最北部的充填溢出使得油水界面处于水下13290ft（4052m）处，但在油田Neb 3层最南端由于缺少断层将油气封闭于水下132900ft处，砂体于水下12800ft（3902m）处向东尖灭（图10）。该尖灭点的位置与Neb 2砂体尖灭点的位置（这一点将在下面讨论）相似，也与从Neb1至N eb3期间整体变薄符合。少数钻井在Neb 3层之下钻遇厚度大约70ft（21m）的另外砂体，这个砂体称之为Neb 3 Lower砂

18、体。在Neb 3 Lower砂体之下为Neb 4砂体，也只有少数井钻遇该砂体。只有两口钻井有Neb 3 Lower砂体和Neb 4砂体的压力数据，但这些压力数据表明这两个砂体与Neb 3砂体是连通的（图9）。这两个砂体均限定于油田南部，均不能利用地震数据可靠地圈定。由于这两个砂体有助于解释Neb 3砂体的产油量，因此对它们的研究也很重要。3.2 Neb 2封闭水道复合体Chevron GC205-3井的岩心资料表明Neb 2为巨厚砂岩底部夹冲裂碎屑，上覆地层为具流纹层理和板状层理的层状砂质夹层；其中，部分夹泥岩薄层。连井剖面显示Neb 2砂体在油田范围内厚度变化很大（图5），这些厚度变化可能与

19、底部砂岩向下的侵蚀程度有关。地震资料也显示Neb 2砂体在厚度及振幅有很大变化（图5、图11）。因此，将Neb 2解释为一个密闭水道复合体，其厚度比Neb 3要薄得多，其分隔程度更强（接下来讨论）。这表明Neb 2的单个水道的叠合充填沉积要比Neb 3弱。与Neb 3的研究相比，由于只有少数有效压力数据可用于研究，因此对Neb 2砂体原始油水界面的研究存在很大的不确定性。Neb 2砂体的压力数据表明其内部至少存在两个原始油压分隔区和3个水压分隔区（图12、13）。Neb 2北部的油压分割区的边界可以通过Exxon GC161-1st2井和GC160-1井的压力数据界定，Neb 2储层中唯一的含

20、水层压力点是从Exxon GC161-1st3井得出，其值为10-15psi（68.9-103.4kPa），这一数值比Neb 1和Neb 3中的水压都要高。该含水层压力梯度为0.5psi/ft（11.3kPa/m），根据该值得出Neb 2北部的油水界面为水下13130ft（4003m）。与HPW观测结果水下1314ft（4008m）及LPO观测结果水下12890ft（3930m）相吻合。利用Neb 1和Neb 3的水压线得出油田北部的油水界面在HPW以下，因此Neb 2与Neb 1、Neb 3的含水地带肯定是分开的。Neb 2南部的油压分隔区可以通过Chevron GC205-A2井、GC20

21、5-3井和GC205-1井的压力数据界定（图12、13），这几口井的压力数据在Neb 1的油压梯度曲线上下降，这说明在油田南部Neb 1和Neb 2油藏含油部分压力连通。两个储集层间的连通由其沿着南半部分一些断层并置造成。Neb 2南部的油水界面由HPW得出为水下13055ft（3980m），LPO得出的为水下12950ft（3948m）。通过对Neb2层唯一的水压点研究表明：在油田南部油区，一条经过此点的油水界面等值线的值要比由LPO得出的高出200ft（91.5m），因此该点不能用作南部油田的水压值。由于缺少井数据控制，在图13中绘制用油压梯度计算出的与LPO值12950ft（3948m）

22、相交的压力线（较低压力线）作为该区的油水界面（图12）。Neb 2储层厚度在一些井中大约10ft（3m）厚或者更薄。通过编图可以发现，有两个河道间地区在油气藏高度范围内（砂层薄或者缺失区域），其均为储集层中的圈闭。油田北部与南部含水层的隔离是由于Exxon GC161-1st3井南部储层中的页岩圈闭造成的（图13）。油层的隔离是由于Exxon GC161-1st3北部的断层作用造成的。这些断层的断距很小，很难在图中详细反映出来，但断距仅为9m，即可将该区Neb 2中的砂体分隔开。这一解释表明：Exxon GC161-1st3井中的水来自于南部含水地层，井位以北为含油层，且由井眼条件及压力决定。

23、基于此种几何形态，压力数据表明，在断层和页岩圈闭线之间的小圈闭中（包含Exxon GC161-1st3井）存在一个单独的油水界面，其深度位于水下12780ft（3896m）（图13）。对Neb 2的沉积史及圈闭边界的最简单解释表明：南北储层分割由ExxonGC161-1st3井以北的小断层向东延伸至页岩圈闭线引起。在这种情况下，南北部各自独立沉积，直至油田最北部的溢出点。在南部Neb 2层与Neb 1层相通，其油水界面受Neb 1层的溢出点控制（下文阐述）。在南部充填达到水下12950ft（3948m）或者更深，需要Neb 2层的页岩圈闭向断层以外延伸（图13）。Neb 2层的此种充填从Exx

24、onGC 161-1st3所在小圈闭中俘获水，并将其与此井以南的含水层分隔。一旦油聚集到水下12780ft（3896m），此圈闭中的水便被隔离。页岩圈闭线向上倾斜最厉害的高度仅在ExxonGC 161-1st3井以南。3.3 Neb 1水道堤坝复合体从岩相及测井曲线特征来看，Neb 1与Neb 2、Neb 3截然不同。4口井的岩心资料均表明Neb 1储层为细、极细砂岩及泥岩的互层。砂岩具典型的波纹层理（Tc）和板状层理（Tb），少量为块状砂岩（Ta）。层厚多小于0.3m（图14），测井曲线的特征表现为：齿状箱形的自然伽马曲线（GR）及阻尼电阻率曲线、砂泥岩薄互层（图5），此种特征在TST测井曲

25、线上没有任何变化。部分测井曲线表现为底部突变，向上逐渐变细。在Neb1层有该特征的井中地层厚度比具箱状锯齿形特征的地层薄，在该层中底部接触现象也较显著。在储层底部以下约20ft（6m）有一标志层方解石胶结、具大量孔洞，将其解释为凝缩段且在整个油田范围内均存在，说明在Neb 1底部并没有明显的侵蚀作用发生。沿Neb 1储层内部某一层位提取的振幅属性特征并不能明确说明其沉积环境（图15A）,但是，Neb 1砂体等厚线和内部等时切片均反映出Neb 1储层呈南北向或北西南东向展布，从中心向两侧厚度逐渐变薄（图15B、图16）。综合岩心、测井和地震资料，认为Neb 1为一套水道-堤坝复合体组合，它由几个

26、单独的水道-堤坝复合体构成。从地下资料、露头及第四系深水扇的天然堤研究看来，薄层、纹层细砂在其他天然堤沉积中占优势。直线型等值线表明河道两侧为较厚的天然堤沉积物。在此河道中所钻井显示Neb1砂体较薄，测井曲线特征为底部突变、向上岩性变细。在天然堤沉积物侵入的区域Neb1砂体较厚，测井曲线特征呈箱状。在地震振幅图中，水道和堤坝沉积的区别并不明显。尽管水道沉积总体上比堤坝沉积要薄，但其充填物含砂、分布于整个油田且为烃类赋存的地方，因此，在地震阻抗图中，天然堤、水道充填的沉积物特征相似。然而，Genesis油田内Neb 1储层等值线呈长条状、在油田南部其宽度变大（图16）。尽管在油田南部的钻井为水井

27、，但这些井的测井曲线却表现为厚层状箱形，这说明这些井位于水道-堤坝复合体的末端。利用测井数据绘制出水道图、利用地震及测井数据绘制Neb1等值线图（参考振幅数据及切片）。基于对测井、地震及压力数据的研究，认为Neb 1储层包含两条主要的南北向的水道，对于东侧水道位置的确定，其精确性要高于西侧（图15B、图16）,但这两条水道的精确位置均难以确定。在靠近台地区，在Chevron GC205A14，GC2053、GC205A1st3井（这些井均钻于水道内，除A14井钻于天然堤西侧）内的Neb1层厚度均为500ft（152m），说明水道和天然堤砂体在该地区比较厚。Neb 1储层试产压力数据表明其内部至

28、少存在两个压力圈闭（图17）。北部圈闭边界由Exxon GC160-1井的原始压力数据界定，而南部圈闭边界由多口井数据界定。利用压力梯度外推确定与含水层压力线（由Neb1、Neb3水压数据确定）相交处的油水界面，北部圈闭为水下12995ft（3962m），南部为水下12850ft（3918m）（图18）。对于南部油水界面，可以利用其它证据来说明，例如HPW位于水下12860ft（3921m）、LPO位于水下12850ft（3918m）。除了压力数据，在油田北部并没有直接的井证实油水界面特征，但地震振幅数据也可以说明该油水界面的位置（图15A）。尽管振幅数据与南、北部圈闭的油水界面没有很好吻合，

29、但Neb 1原油地球化学分析报告（Beeunas，1999）也表明在Neb 1储层中存在两个独立、稳定的圈闭。没有地震证据存在足够长、断距足够大的断层，显示油田南北区块具有独立的油水界面，因此，认为地层不整合形成这种分隔（图18）。经上所述，Neb 1层为水道堤坝沉积，因此废弃水道充填物能够阻止烃类的运移，即便这些充填物中含有一些砂岩。Neb1砂层自北向南压力的差异是由水道沿油田东部贯穿、并将北部堤坝沉积（由GC160-1井证实）与南部其它砂岩层分隔开引起（图18）。北部油水界面水下12995ft（3962m），可能由经水道渗流剖面向南溢出控制，但更多像是由储层边界周围向北延伸的断层周围溢出点

30、充填的方式决定。由于地震资料的分辨率，Neb1油水界面分布图没有给出潜在的断层溢出点，但其与Neb2及Neb3溢出点位置相同。在Neb1、Neb2、Neb3中这一类型的构造溢出点由以下事实所证实：在北部的油水接触面随着储层深度的加深而增大、不同储层拥有不同的油水界面（Neb1 为水下12995ft（3962m）、Neb2为水下13130ft（4003m）、Neb3为水下13290ft（4052m），假设储层顶面之间的厚度为层段厚度。在稳定储层之间油水界面的此种变化可以由构造控制的充填方式解释。Neb1构造图并未显示有一断层向下延伸足够长，以致将油聚集到南部油水界面水下12850ft（3918m

31、）处。然而，水道将南北部分压力圈闭分隔开，且与东南处Chevron GC205-A2井的断层相交（图18），该水道与断层组合，将油圈闭到12850ft（3918m）。断层西部与水道相交，使得Neb1层上下盘完全分开。因此，油聚集到断层后面至水道处。水道将油圈闭至沿着水道边缘或者水道内的溢出点，深度为12850ft（3918m）。4、油层特性（Reservoir Performance）以上对Genesis油田投产前控制油水界面的地质要素进行了分析。在油气生产对流体系统进行干扰之前，这些构造要保持其完整性很多年以控制流体接触面（油田中已发现的）。现在我们将对油田生产过程中油水界面及压力的变化、控

32、制试生产流体接触面的地质要素及这些变化之间的关系进行分析。另外，对那些在地质年代上因导水性太强而无法产生作用却在井生产期间对井动态有影响的地质因素进行讨论。在Genesis油田各储层内部和储层之间的产油量、采收率、压力递减率及每口井采油量的明显变化（表1、2）。所有生产井完全是压裂灌注。油田运营商Chevron公司认为已经完井的结果均比较好，因此油田产量的变化主要受储层地质条件的影响，与生产过程相关的压实作用可能也是影响因素之一。Pourciau（2005）经研究提出由于储层压力下降，压实作用引起储层渗透率大大下降，仅为原始条件下的90%。4.1 Neb 3Neb 3储层是Genesis油田产

33、量最大的储层，其初始产油量比油田其它储层都要高，且这种高产状况一直持续到开始产水阶段。该层5口开发井的产量变化趋势与贯穿油田的连通砂体模型一致，且各井的关井井底压力非常接近（图19）。Neb 3储层所有井的完井资料显示随着生产的进行，油层压力显著减少。除Chevron GC205-A1st3井之外（比其他井高出几百英尺，且仍在生产），其它井均产水，且水推进不均一。然而，由于砂体厚度的变化、含油量减少及主要含水层的相似性，水推进不均一很正常。Beeunas（1999）曾对Neb 3储层产出的原油进行地球化学分析，分析结果显示在Chevron GC205-3井中的Neb 3原油与其它邻近井的原油存

34、在差异。Beeunas（1999）认为这些差异表明Chevron GC205-3井处于独立的压力圈闭之中。而我们此次的研究结果与Beeunas相反，通过对油水界面及生产数据进行研究认为Neb 3储层在地质历史时期和油田生产时期均处于单独的压力圈闭之中。Neb 3储层的水淹率与钻井所处的构造位置及局部储层结构有关。Chevron GC205-A4井位于较薄的水道边缘砂体处，且向上为含水地带较厚的水道轴沉积，从而显示为较早水淹现象。与此相对，较晚水淹的Chevron GC205-A2井位于水道轴，且与Neb3 Lower及Neb4油层相连通。另外，该井向上为含水地带的薄水道边缘砂体。四口出油井于N

35、eb 3储层共生产原油28MMBO。仅仅考虑其下倾油藏，采收率约为62。鉴于Neb 3储层水推进的不均一性，此采收率非常高。试生产的RFT压力数据表明在油田南部，Neb 3与Neb 3 Lower及Neb 4压力连通。通过断层并置，Neb 3出油井产出的原油中约有15MMBO来自Neb 3 Lower及Neb 4。尽管，Neb4储层未曾直接生产，但Chevron GC205-A16井（生产测井仅800ft（245m），位于油田的东南部且在构造位置上比Chevron205-A2低，显示Neb3生产时已将该层中的油驱替。考虑到Neb 3 Lower及Neb 4的地层原油，Neb 3出油井的采收率降

36、为49左右。4.2 Neb 2Neb 2的出油井有三口（图12）：Chevron GC205-A4、Chevron GC205-A6及Chevron GC205-A18井。Chevron GC205-A4和Chevron GC205-A6这两口钻井是北部储层的出油井。第一年，两口井的产油量均为5000-6000bbl/d，之后，Chevron GC205-A6井的产量迅速下降，含水率开始增加，而Chevron GC205-A4井的产量下降趋势相对缓慢。两口井似乎均有含水层，但在Chevron GC205-A4井中的含水层有稳固的压力支撑。Chevron GC205-A6井与含水层之间的连接相对

37、较弱，从而造成含水层的差异。地震资料显示，在Chevron GC205-A4井和Chevron GC205-A6井的下倾方向，Neb 2砂体变薄（图11），因此下倾方向上Neb 2砂体的厚度及质量都不确定。在这种情况下，认为即使这两口钻井在地质历史时期内、同一压力圈闭内达到平衡，但是这两口井之间的连通性、每口井与水层之间的连通性比不上Neb 3中各井之间的连通性。Chevron GC205-A4井和Chevron GC205-A6井共生产原油8.4MMBO。在北部压力圈闭中，Chevron GC205-A4井和Chevron GC205-A6井下倾方向原油总量约24MMBO。这说明北部Neb

38、2的采收率约为35。到目前为止，Chevron GC205-A4井的产油量依然很大。Chevron GC205-A18井是位于南部断块的Neb 2出油井。自投产以来，该井的关井井底压力持续下降（图20），这与其所处的位置相符。由于该井处于小断块之中，与相邻断块储层只能通过断层并置连通，而这些小断层的输导能力有限。如果只考虑该断块中Neb 2储层的原油，根据Chevron GC205-A18井的压力下降趋势来看该井的采收率相当高。通过对断层并置分析及储层压力在ChevronGC205-A18井完井的同时下降350psi（2.41MPa）表明：该断块Neb 2层与相邻断块的Neb 1储层的压力连通

39、。而与Neb 1的连通又导致该小断块与其它断块中Neb 2砂体的连通。所以Chevron GC205-A18井产出的原油也包括这些断块中Neb 1和Neb 2砂体产出的原油。4.3 Neb 1 Chevron GC205-A2、GC205-A3、GC205-A5、 GC205-A12st3、GC205-A14及GC205-A18井至Neb 1储层均完钻（图18）。除Chevron GC205-A12st3井出机械故障外，其它井均出油。大多数出油井的初始产量都很高。但除Chevron GC205-A5井之外，其它井的产量及压力迅速下降（图21）。与Neb 3储层不一样， 其生产率下降与刚开始产水

40、有关，而Neb 1储层中只有Chevron GC205-A5井产水。而在Chevron GC205-A5井产水前，它已经保持了3年的高产。大多数井的关井井底压力的快速下降伴随有产量的迅速下降（图21），但是Chevron GC205-A5井例外，它呈现出相对缓慢的压力下降趋势。Chevron GC205-A14井是Neb 1储层的第一口开发井，之后每一口开发井完钻后压力随生产的下降很小或没有（图21）。Chevron GC205-A5井在油田生产1年之后完钻，该井没有压力下降，而Chevron GC205-A14井压力梯度下降值为几千psi，表明两口井处于不同的初始压力圈闭中。Chevron

41、GC205-A2井的压力下降值为500psi(3.4MPa)，考虑到Chevron GC205-A14井距该井只有2000ft(600m)且在同一个压力圈闭中，而Chevron GC205-A14井经过3年半的生产其压力下降值高达5000psi（34.4MPa），所以Chevron GC205-A2井的压力下降原因需更进一步的解释。如果考虑到Neb 1砂体处于水道-堤坝复合沉积背景，其生产动态情形就不难理解。Chevron GC205-A5井的产量最高，其含水量也比其它井高，因为该井位于水道边缘含水的厚层堤坝沉积中（图18）。而水道将该含水层与所有其它位于堤坝沉积背景下的井分隔开，这些井的压力

42、下降趋势比Chevron GC205-A5井更大、更迅速。因此在Neb 1开发井中，除Chevron GC205-A5井之外，其它井的驱动机制为压力驱动。处于水道中的Chevron GC205-A3井产量最低（Chevron GC205-A12st3井除外，因为该井出现机械故障）。之所以Chevron GC205-A14井的压力下降快，而Chevron GC205-A2井的压力下降慢，因为Chevron GC205-A2井和Chevron GC205-A14井之间的连通性非常差，而连通性差则是因为在两口井之间有水道隔离。Chevron GC205-A14井目前已生产原油3.8MMBO。这些原油

43、可能来自Neb 1砂体，由下盘的ChevronGC205-A2井压力下降表明，也可能通过断层并置来自Neb 2砂体。Chevron GC205-A14井Neb2储层的生产及断层并置是ChevronGC205-A18井Neb2储层压力下降350psi的最好解释。虽然Chevron GC205-A14井与井周围油的连通性较差，但其似乎有足够的储量以支持其产量。Chevron GC205-A14井的产量虽然低但是很稳定，这也与它的储层特点相符。5、地层控制油井动态 Stratigraphic Controls on Well PerformanceNeb 1、Neb 2和Neb 3储层的生产数据显示

44、不同类型的储层其油层动态差别很大，储层类型有：水道堤坝复合体（Neb 1）、半复合水道（Neb 2）、复合水道（Neb 3）（图22）。在油田投产以前，认为Neb 1储集层性质相对均一、呈席状，而Neb 2和Neb 3储层的厚度、净毛比变化很大。然而，油田生产情况表明Neb 1储层相较之前所解释的连通性较差，需要更多的开发井，且采收率比Neb 3储层要低。Neb 3储层的连通性好，经由下伏组合及断层间的连通作用其同时与下面的Neb 3lower及Neb 4连通。Neb 2储层的连通性则在某些地方明显下降。因此，Neb 1、Neb 2和Neb 3储层的生产数据显示不同类型的储层其油层动态差别很大

45、，储层类型有：水道堤坝复合体（Neb 1）、半复合水道（Neb 2）、复合水道（Neb 3）。在上文已经提到过像Neb 3这样的密闭叠合水道砂体储层的连通性非常好。例如：Ursa油田的Magenta储层。Chevron GC205-A1井的单井产量可以达到200MMBO。目前，对于像Neb 1储层这样的水道-堤坝复合体的研究不像对密闭复合水道的研究那样深入。然而，在墨西哥湾有两个这类储层研究的著名实例。一是Tahoe油田的中新世砂岩储层（Kendrick，2000），二是Ram-Powell油田的L-sand砂岩储层（Clemenceau et al.,2000; Kendrick，2000）

46、，这两个油田均生产凝析气。尽管Kendrick利用Tahoe油田资料，基于井中不同压力降低的情形推断在堤坝中存在垂向隔层，但在这两个实例中，堤坝砂体内的连通性都非常好（钻遇L-sand砂岩的水平井在1335公顷的范围内已经产气30MMBOE）。且在这两个油田中，水道和堤坝之间的连通性均较差。在Tahoe油田，水道对油田生产有一定的阻碍作用，而在Ram-Powell油田，水道将西部堤坝中的含水层与东部堤坝中的含气层分隔开。Falcon油田的研究表明在该油田的水道-堤坝复合体储层中，水道大部分被泥质沉积物充填，而堤坝储层的净毛比高达83（Abdulah et al.,2004）。且位于水道两边的堤

47、坝储层具有不同的气水界面。与上述实例相同，Genesis油田的Neb 1水道-堤坝储层的研究结果也表明同一堤坝内部的连通性好（如Chevron GC205-A5井）,而被水道隔开的两个堤坝之间的连通性差，水道和堤坝之间的连通性也差。同一水道内部的连通性相对较差（如Chevron GC205-A3井）。Chevron GC205-A14和Chevron GC205-A3井的压力恢复资料表明这两口井均位于30-100m的低渗透层中。目前对于水道、堤坝之间及堤坝内部静水压力下及油田开发过程中隔挡层的成因并不是很清楚。第四纪水道堤坝复合体的浅地震资料显示有堤坝沉积物向水道滑塌的现象(Weimer,1991;Posamentier,2003)。Cronin等（2000）在露头区曾发现了小规模的同沉积断层。Cronin等（2000）的露头研究及Beaubouef(2004)表明堤成谷充填物可能比堤坝沉积物新、近堤坝处的储层不连续。6、预测深水油层性能的含义（ Implications for Predicting Deep-Water Reservoir Performance）Genesi油田的研究结果及其它公开发表的研究结果均表明深水水道-堤坝复合体和密闭性水道