QHD32-6油田北區明下段沉積微相分析及相控反演研究

張恒山 閔小剛

（中國海油伊拉克有限公司，北京 100010）

油氣田開發階段，等時地層格架搭建的精細程度在一定程度上影響著油藏描述的精度。在這個過程中小層的對比劃分至關重要，直接影響對目的層段的準確識別，影響砂體疊置和連通模式的認識，進而影響開發模式和注采關系的建立。

QHD32-6油田主力含油層段明化鎮組下段屬于曲流河沉積。由于河流改道頻繁，砂巖儲層厚度薄、橫向變化大、連通性差，地層對比特征不明顯。本文在前人研究的基礎上，綜合應用地質、測井、地震、開發動態等資料，采用多學科信息綜合對比的思路，并以S變換與小波變換時頻分析方法作為輔助，開展了沉積旋回及層序檢測技術的研究，準確拾取了三級、四級層序界面，并進行了全區對比追蹤解釋。在精細地層對比、等時地層格架搭建的基礎上，通過對研究區A31井的巖心觀察及巖電標定，總結出了河床、溢岸和河漫3種曲流河亞相，并進一步劃分出河道、天然堤、決口扇、河漫灘砂和泛濫平原5種沉積微相。相模型的建立，為相控地質統計學反演提供了宏觀約束。反演后儲層的平面特征并未改變，但垂向分辨率有了很大提高，原始地震中模糊的或者很難看清的隱蔽巖性油氣藏特征，尤其是儲層空間展布特征得以很好呈現。利用相控反演結果修正油藏地質模型，提供調整井1口、建議井4口，均獲得油氣產出，取得了良好的經濟效益。

1 區域地質特征

QHD32-6油田位于渤中坳陷石臼坨凸起中西部，周邊被渤中、秦南和南堡三大富油凹陷所環繞。該構造形成于早第三系，定形于晚第三系。其軸向近北東-南西向，南北寬近12km，東西寬約13km，構造面積近110km2。上第三系的館陶組、明化鎮組和第四系地層披覆于下第三系和前第三系地層之上。館陶組的構造發育具有繼承性，與潛山背斜相似，構造高點在QHD32-6-14井、QHD32-6-4井、QHD32-6-3井。明下段沉積時，由于受近南北向區域應力場扭動作用及沉積差異壓實作用，構造特征發生了明顯變化，構造高點在館陶組構造形態的基礎上向西遷移。雖局部高點不具備繼承性，但總體上仍屬于大型低幅潛山披覆背斜構造，埋深淺、局部圈閉多。

工區南北兩側的近東西向基底斷裂帶，成為構造主體的邊界，渤中凹陷沙河街組烴源巖沿南部大斷裂向凸起長期運移，而后進入館陶組厚層砂礫巖輸導層，再通過次級晚期斷裂向上新統圈閉范圍內的砂巖中匯流，最終聚集成藏。這些次級斷裂規模小，延伸長度大部分小于4km，斷距 10～50m；活動時期晚，個別斷至第四系。它們將構造主體切割成數塊，形成塹壘相間的基本構造格局，油藏受構造和巖性雙重因素控制，具有多油水系統和多油藏類型的特點。其他一些更小規模的斷層對構造沒有控制作用，但會對油田開發中油氣的滲流產生封堵與屏蔽作用。

根據儲層特征、構造特點及儲量豐度，該油田分為三個開發區:北區、西區和南區。北區于2001年10月投產，有4口評價井和57口開發井。主要含油層系是被斷層復雜化了的明化鎮組下段和館陶組上段河流相砂體，其中明下段埋深約為1100m，厚度約為120m，屬曲流河沉積，物源來自NWW方向的古灤河水系。館陶組和明化鎮組油層分別為一套獨立的開發層系，儲量主要集中在NmⅠ、NmⅡ油組，分別占全區31%和40%，館陶組儲量約占5%。

2 小層對比

地層劃分方案的確定是地層對比的前提，在參考原有地層劃分的基礎上，針對儲層砂體疊合研究的需要，將明下段地層 從 上 至 下 劃 分 為 :Nm0、NmI、NmII、NmIII、NmIV、NmV 六個油組，各油組包含若干個小層，共計28個小層。在此基礎上，結合河流相沉積特點，以“井震結合、旋回對比、分級控制、相控約束、三維閉合”為對比原則，采用小波變換與S變換時頻分析方法輔助進行地層旋回對比劃分，以充分發揮測井縱向分辨率高與地震橫向分辨率高的優勢，統一地層的測井與地震響應，最終建立了工區內三維精細等時地層格架。

2.1 井震標定

本文共對61口井進行了詳細的標定，這在工區范圍內保證了足夠多的井點樣本數據，為地震地質解釋、屬性提取及反演工作奠定了扎實的基礎。

各解釋層位的地震反射特征及地質含義如下（從下向上）:

NmIV反射層:NmIV油組頂界，也是砂層頂面，負反射系數。該砂巖大部分地區都比較發育，地震反射絕大多數是波峰，連續性較好。

NmIII反射層:NmIII油組頂界，實為NmII油組砂層的底面，正反射系數，對應地震反射為波谷，全區對比解釋較好。

NmII反射層:NmII油組頂界，實為NmI油組砂層的底面，正反射系數，主要是波谷，局部地區竄入波峰。

NmI反射層:大部分井分層在泥巖間，極少井頂部砂巖與上覆泥巖相接。地震反射既有波峰也有波谷，波谷占多數。

油組頂面形態解釋是以追蹤同時期沉積的反射界面為目標，而河流相同時期的沉積有泥有砂，部分井上的油組分層在泥巖間，造成在解釋過程中，局部地區相位反轉，這是油組界面解釋不可避免的。實際上，井震結合的關鍵點就在于根據同相軸的連續性調整各井地層劃分的界線，使橫向關系更為合理。

2.2 旋回劃分

高分辨率層序地層學克服了巖性地層對比穿時的缺點，滿足了勘探開發中地層對比等時性和高分辨率的要求。旋回性是指不同類型的巖石按一定的順序在剖面上反復出現的現象，它是沉積巖普遍具有的基本特征。在砂、泥巖間互發育的碎屑沉積中，旋回性特征尤為清楚，旋回界限也比較明顯，而進行詳細的地層對比采用最多的也是旋回對比方法。

當A/S比值較小時，河道砂體比較連續，NmII油組底部發育一套厚砂巖，巖性多為灰褐色細砂巖，分布穩定，其測井響應表現為自然伽馬值低，在單井上易于識別，井間易于對比，是控制全區地層對比的良好標志；當A/S比值較大時，砂體不甚發育，NmIV-2小層以泥巖沉積為主，整體表現為高伽馬段，亦可作為一個對比標志。

在井震結合對比油組及特征明顯的地層界線基礎上，通過沉積旋回及巖性組合對比小層。在A18、A31、A22井連井地層對比，NmII段主要由四期河道和泛濫平原微相疊置而成。從河道到泛濫平原是一個水動力由強到弱，即水深由淺到深的過程，對應一個小的水進沉積事件。這四個短期基準面上升半旋回，從下往上河道微相逐漸變薄，泛濫平原微相逐漸變厚；巖性上，砂巖逐漸變薄，泥巖逐漸增厚，整體上砂泥比逐漸變小，所以NmII段整體上是一個中期基準面上升半旋回。其它的井采用相似的思路進行沉積旋回對比分析，可見小層的橫向連續性較好。

2.3 相控約束

“相控約束”即是針對不同的相帶采取不同的對比方法。不同的相帶具有不同的砂體類型和沉積模式，對于河流相儲層，應充分考慮河道的下切作用。

2.3.1 側向相變對比模式:河流沉積環境相變快，砂巖厚度側向變化大，同一沉積時間單元內，即使是相鄰區域也可能分屬不同的沉積微相，如由河道沉積變為溢岸沉積，巖性及測井曲線特征均出現較大差異。相變對比模式要求充分運用相序遞變規律，并考慮各種沉積微相空間組合的合理性。

2.3.2 疊加砂體對比模式:多期河流發育的地區，晚期的河流沖刷使得早期河流沉積單元上部的部分或全部被沖蝕，并沉積新的河道砂巖，形成垂向上相互疊加的厚層河道砂巖，這可以結合巖心資料、砂巖體內部泥巖殘留情況、測井曲線回返及鄰井地層特征進行細分對比。

2.3.3 河道下切對比模式:在河道內，由于晚期河流在不同部位的沖刷不平衡，使得在某些部位，如河道主流線附近特別是在曲流河靠近凹岸一側，河底強烈沖蝕，河道沉積物直接覆蓋在早期河道之上，形成厚層下切砂體，采用下切對比模式。

2.4 利用時頻分析技術輔助進行地層旋回對比

地震信號屬于非平穩信號，由多個不同周期（尺度）沉積旋回疊加的地震響應，通過時頻分析，被分解成各自周期獨立的沉積旋回，并以尺度的形式展示出來，通過考察時頻能量圖局部能量團的變化和多種伸縮尺度的周期性震蕩特征，可分析地層的旋回性并與各級層序界面建立對應關系，這就是時頻分析劃分地層旋回的依據。

采用S變換和小波變換對過A12井的地震道進行時頻分析的結果，以彩色變密度方式顯示了井旁道。從S變換得到的時頻譜，可見三級層序界面處，時頻譜表現出能量團突變的特征，這種變換方法頻率識別較準確，主要用于計算單頻剖面，但對薄層的識別能力有限。從小波變換得到的時頻譜，其縱向分辨率較高，可用于分辨薄層，四級層序界面甚至更小級別的短期旋回。根據測井和巖心資料劃分的單井沉積旋回發現，它與S變換和小波變換劃分的層序界面對應關系很好，表明用時頻分析方法劃分井旁道旋回、進而建立井旁道等時地層格架是可行的。

單井對比結束后在三維空間內將全區對比骨架剖面（進行閉合，對不在骨架剖面上的井，與周圍骨架剖面建立10條聯絡測線，采用三角網的方法，以骨架剖面上的井為基準進行對比，由此避免了“竄層”現象，建立起了6個油組、28個小層具有真正意義的精細等時地層格架。二維剖面上對比，三維視窗內閉合，容易把握全局，提高了對比精度與效率。

3 沉積微相研究

在精細地層對比、等時地層格架搭建的基礎上，本文通過對研究區A31井的巖心觀察及巖電標定，總結出了河床、溢岸和河漫3種曲流河亞相，并進一步劃分出河道、天然堤、決口扇、河漫灘砂和泛濫平原5種沉積微相，不同微相在巖性、物性、電性上均存在差異。

3.1 典型測井相特征

3.1.1 河道

河道是沖積環境內的水流通道和重要的儲集空間。垂向上具有粒度向上變細、沉積構造規模向上變小的典型正韻律特征，厚度一般大于2米。一般層序底部為沖刷面，沖刷面之上見泥礫沉積，向上由細砂巖變為粉砂巖至純泥巖組成，表現為明顯的二元結構；下部具槽狀和板狀交錯層理、平行層理、爬升層理、波紋層理，頂部為具水平層理的泥巖。自然電位測井曲線以鐘型為主，也有箱型、鐘型箱型組合型，自然伽馬曲線低值，深淺雙側向曲線幅度差大，河道中下部一般飽含油。

3.1.2 溢岸

a.天然堤（Levee）

洪水期河水漫越河岸后，流速突降，攜帶的大部分懸移物質在岸邊快速沉積下來而形成。為粉砂巖、泥質粉砂巖與粉砂質泥巖的互層沉積，粉砂巖中小型波狀交錯層理、爬升波紋層理和水平層理發育。平面上主要分布于曲流河道的凹岸，分布面積較小，以小朵狀、小豆莢狀鑲于河道砂體的邊部。垂向上顯正韻律，泥質夾層發育，多平行層面分布。厚度一般小于2米，呈楔形窄條狀，遠離河床方向厚度變薄，粒度變細，并逐漸過渡為河漫灘沉積。天然堤在自然電位曲線上呈指形或齒化鐘形，其物性和含油性次于河道。

b.決口扇

在洪水能量較強時，河流沖裂河岸向河間洼地推進過程中沉積下來的扇形沉積體，與天然堤共生，向上游方向多與主河道呈直角或銳角交匯。巖性主要為粉砂巖、泥質粉砂巖與粉砂質泥巖的互層沉積，粒度介于河道和天然堤沉積之間，厚度一般不大，從十幾厘米到幾米。層理主要為小型交錯層理。在電測曲線上表現為齒化漏斗形及底部突變、頂部突變或快速漸變的低幅鐘形，幅度差小。決口扇在垂直河道的剖面上呈楔狀，遠離河床方向厚度變薄，粒度變細。垂向上顯正韻律或反韻律，其內亦發育平行層面的泥質夾層。

3.1.3 泛濫平原

泛濫平原屬于一種相對細粒的越岸沉積，包括河漫灘砂和泛濫平原泥兩種。河漫灘砂主要起因于低洼的地形和季節性的洪水事件。洪水期，沉積物隨洪水漫溢到低洼處，砂泥按重力分異進行沉積，巖性以泥質粉砂巖、粉砂質泥巖為主，砂體多呈現孤零土豆狀，在自然電位曲線上呈指形或齒化鐘形，微電極曲線表現為幅度差小。河漫灘砂在單井上與溢岸砂很難區分，故要在剖面和平面上進行組合加以區分。泛濫平原泥巖是河流體系中粒度最細的沉積單元，主要為灰綠色泥巖，在電測曲線上顯示為高伽馬，基線自然電位，是本區重要的隔層。

3.2 微相組合方法

首先根據取心井巖電標定對取心井進行單井相分析，建立單井綜合柱狀圖，并得到各種相的測井相圖版，據此對非取心井進行單井相解釋。然后結合均方根振幅屬性（振幅類屬性在一定程度上能夠指示巖性的變化）、砂體厚度分布、測井相并在經典的曲流河相模式和相序定律的指導下，結合砂體疊合模式，在單井、平面、剖面進行多維互動，對各小層微相分布進行綜合表征。

在平面相組合過程中主要遵循以下原則:①研究區物源方向為北西向，所以砂質條帶應該是順物源北西-南東方向展布；河道側向邊界定在河道相井點與非河道相井點之間，在實際處理過程中根據地震屬性分布及河道砂體厚度進行預測。②對于溢岸砂體，若與河道相在1個開發井距內，且與河道相接，認為是天然堤和決口扇，其中天然堤呈窄條狀位于河道邊部，決口扇一般呈扇狀與河道凸岸或與河道呈銳角相連；若超過1個井距，特別是兩個井距以上，按孤立的河漫灘砂沉積處理。③根據經典的沉積模式及相序定律組合平面相，結合砂體疊置模式，使得整體平面相分布具有沉積成因上的合理性。

3.3 微相平面展布與垂向演化特征

根據上述方法對北區NmIV、NmIII、NmII、NmI及Nm0油組與地震解釋時間域層位相應的9個小層進行沉積微相分析。研究結果表明，不同小層間砂體分布形式差異明顯，主要可以分為條帶狀和連片狀兩類，其中條帶狀砂體又細分為窄條帶狀和寬條帶狀兩種亞類。

3.3.1 窄條帶狀砂體

這類河道砂體是在基準面旋回上升的晚期，可容空間與沉積物供給量比值較高、河流的側向擺動遷移能力逐漸降低的情況下形成的，主要為小型河道。在廣泛分布的泛濫平原背景下，河道鑲嵌其中且呈窄條帶狀，寬度200米左右，溢岸砂體可在泛濫平原中零星分布，也可在河道邊緣分布。

3.3.2 寬條帶狀砂體

寬條帶狀河道砂體規模明顯比窄條帶狀大，研究區內河道砂體寬度從500m至1500m不等。此類砂體一般形成于基準面上升早期或中期，沉積物源供應充足，可容空間與沉積物供給量比值較低，河道側向遷移迅速，因此河道砂體的規模較大，平面上呈寬條帶狀分布。該砂體可以為單期河道的側向遷移所成，也可以是多期河道側向疊加的產物。

3.3.3 連片狀砂體

連片狀分布的河道砂體實際上是河流側向遷移導致多期河道砂體與溢岸砂體的側向組合而成，一般厚度較大，延伸范圍較廣，溢岸砂體可以在復合河道砂體的邊緣或兩期河道之間，也可以是兩期河道之間溢岸砂體被沖刷侵蝕導致大片砂體均為河道沉積。

總的來說，低A/S比值條件下，形成相互疊置、彼此切割的河道砂巖；高A/S比值條件下，產生孤立的、被沖積平原泥巖包圍的、各相漸變的河道帶砂巖。以NmⅡ油組各小層為例，基準面上升早期，A/S比值小，形成連片狀河道砂體，隨著基準面的不斷上升，A/S比值增大，使得河道規模變小，砂體變薄，泛濫平原泥巖沉積增加，為一典型的退積組合。

4 相控反演的實現

根據沉積微相在時、空域的展布特征，統計河道的長寬比、寬厚比以及其它微相的規模，利用基于目標的方法模擬出各相的分布，然后將河道模型、天然堤模型以及決口扇模型合并，并同河漫灘砂模型一道作為儲層相；將泛濫平原（泥）模型作為非儲層相。

在此基礎上，繼續分相、分層統計各微相中波阻抗的空間分布特征；用區域化變量的變差函數來描述其空間各向異性；求取各參數的實驗變差函數，選擇合適的理論變差模型擬合其各項參數，如根據河道發育的方位、延伸長度、河道寬度、縱向沉積單元厚度來確定主方向、主次變程等。最后按照沉積微相類型，以地震數據為硬約束條件，采用基于馬爾科夫鏈的蒙特卡羅算法反演出高分辨率的相模型。反演過程中采用3個基本約束條件，即相序指導、概率一致、定量地質知識庫與變差函數相結合，并以合成地震道與原始地震道的匹配程度作為目標函數的最終收斂條件。

約束稀疏脈沖反演結果的井上的擬阻抗曲線僅保留了120Hz以下的頻率成分；相控反演結果的井上顯示的是未濾波的擬阻抗曲線。它們在地震帶限范圍內的反演結果基本相同，大的特征保留在相同位置處。只是不同方法使用的地質約束條件不同，導致在表征儲層空間分布特征方面效果不同。對比而言，相控反演垂向分辨率有了很大提高，反演結果在井點處與實際阻抗曲線吻合程度高，無論是薄層還是厚層，都能有所反映；剖面橫向上遵從原始地震的連續性、變化自然，河道砂體的外部形態、內部結構、延伸范圍以及不同期次間的接觸關系等清晰可見。

在沒有沉積相約束的條件下，人工或計算機描述儲集層屬性的平面分布規律及變化趨勢隨機性比較強，平面上屬性值相近，但屬于不同沉積單元的儲集層，在沒有井點控制的情況下，可能被劃分為同一成因單元。通過相控地質統計反演，原始地震中模糊的或者很難看清的隱蔽巖性油氣藏特征，尤其是儲層的沉積和空間展布特征得以很好呈現，常規反演結果的不確定性與多解性得到有效控制。在平面上，反演實現還體現了物性變異方向隨微相砂體方向及河道彎曲方向的變化，從而能更好地描述儲層物性的空間變化規律。

5 地質應用效果

考慮到渤海灣河流相沉積的復雜與多變性，為了提高海上油田的開采效益，針對QHD32-6油田特有的地質條件，在開發井隨鉆階段新獲資料的基礎上采用相控反演技術逐步修正了油藏地質模型，并提供了井位調整建議。A24為一口大斜度井，原計劃鉆A23井NmⅡ油組砂體并兼顧其它油層，但在相控反演數據體上該設計井所穿越的地層，在NmⅠ、NmⅢ、NmⅣ油組砂體均不發育。向東調整近500m后實施鉆探，測試數據除了證實明Ⅱ油組的含油性外，在NmⅢ-3、NmⅣ-1小層均鉆遇厚砂巖并獲高產油流。而兩年后在A24井原位置處實施的A23h側鉆井，除了NmⅡ油組有產層外，僅在Nm0油組鉆遇不到5m的薄砂巖，這表明當時對A24井的調整、變更是正確的。此外，建議的4個井位均有油氣產出，取得了良好的經濟效益。

結語

從河流相沉積自身特點出發，本文采用“井震結合、旋回對比、分級控制、相控約束、三維閉合”的對比原則，同時采用小波變換與S變換時頻分析方法輔助進行旋回劃分，搭建的三維精細等時地層格架，滿足了勘探開發中地層對比等時性和高分辨率的要求。

低A/S比值條件下，形成相互疊置、彼此切割的河道砂巖；高A/S比值條件下，產生孤立的、被沖積平原泥巖包圍的、各相漸變的河道帶砂巖，研究區NmII油組縱向上為一典型的退積式組合。

相控反演方法，在地質家對沉積相的宏觀認識中融入先進的地球物理算法，實現了宏觀分析與微觀預測的有機結合，對復雜巖性油氣藏和隱蔽油氣藏的識別具有顯著的應用效果。同時，通過沉積相模型的控制可以將單一的地球物理反演問題綜合為一個聯合反演問題，降低了反演在描述參數幾何形態時單個反演問題的多解性。

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