等時相控反演在遼河曙北地區沙四段薄砂巖儲層預測中的應用

劉少治，王 波，宋 兵，陳 昌，陳希光

（1.中國石油杭州地質研究院，浙江 杭州 310023；2.中國石油遼河油田分公司勘探開發研究院，遼寧 盤錦 124010）

遼河西部凹陷北部曙北地區沙四段地層厚度大（平均226.7 m，最大773.0 m）、砂巖厚度薄（單層厚度一般2.0～6.0 m，累計厚度平均30.2 m）、橫向變化快。隨著增儲挖潛工作逐步向主儲量區外轉移，曙134井的高產薄砂巖（砂巖厚4.8 m／2層，日產油9.7 m3）日益受到重視，是下步巖性油氣藏或致密油氣勘探的潛在領域。但是由于區內沙四段地震資料品質差（主頻18 Hz，頻帶寬度5～30 Hz）、巖性復雜（既有泥巖、油頁巖、碳酸鹽巖等細粒沉積巖，又有下伏的玄武巖）、現今斷裂發育等因素影響，加之傳統的波阻抗反演、地質統計學反演、隨機反演難以準確預測薄砂巖儲層，制約了區內油氣勘探。目前曲線重構擬聲波反演［1-2］、波形指示反演［3-6］結合相控反演［7-9］在薄互層砂巖儲層預測中取得了較好的應用效果，但是對復雜巖性區薄砂巖儲層預測仍需深入探索。本文在高頻等時層序格架的基礎上，充分吸收上述反演方法的優點，對曙北地區沙四段復雜巖性區薄砂巖進行儲層預測。

1 地質概況

遼河西部凹陷是渤海灣盆地主要的富油氣凹陷之一，研究區位于凹陷中北部，曙光以北、高升以南、雷家以西地區，面積約為480 km2。截至目前已經發現曙光潛山油氣藏，曙光、高升沙四段構造油氣藏和雷家沙四段碳酸鹽巖油氣藏。西部凹陷新生代的演化經歷了地殼拱張、裂陷和坳陷三個階段，其中裂陷階段又進一步分為初陷期、深陷期、持續衰減期三個發育期，沙四段是遼河裂谷盆地初陷期的產物。曙北-高升地區沙四段巖性以灰色、深灰色泥巖和油頁巖為主，夾薄層細砂巖、泥質粉砂巖，整體表現為厚層泥巖（厚度200.0～300.0 m）夾少量薄層砂巖（厚度2.0～6.0 m）；雷家地區沙四段巖性則為厚層泥巖夾薄層碳酸鹽巖，碳酸鹽巖主要為砂質、泥質、灰質白云巖及泥灰巖。對沙四段沉積分析認為，曙北-高升地區為扇三角洲-湖泊過渡沉積體系［10-11］，雷家地區為扇三角洲-（鮞）粒屑灰巖體系［12-13］，薄砂巖儲集體主要為遠源水下分流砂體和濱淺湖灘壩砂體。

2 等時相控波形指示模擬反演

2.1 方法

在高精度層序格架基礎上，利用波形指示模擬反演軟件，在相控建模的基礎上，將研究區井旁道波形特征作為樣本，采用SMCMC算法，擬合有效樣本數、設定最佳截止頻率和濾波器參數，以達到最佳的反演效果。

2.2 流程

2.2.1 可行性分析

針對薄砂巖儲層預測前人做了大量的正演模型分析工作［2-4，9，14-18］，儲層類型包括河道砂巖、濱湖砂巖以及致密砂巖等。灘壩砂體的正演模型分析表明，利用波形特征可以反映灘壩砂巖儲層的發育特征，不同巖性組合的灘壩砂巖其敏感的地震屬性不同［14］；砂地比、砂泥巖互層頻率、是否含灰、是灘砂還是壩砂都會影響地震屬性，因此地震屬性預測應當分區分帶進行［3］。研究區斷裂復雜、目的層埋深跨度大（500.0～4 500.0 m）、地震資料主頻低（18～20 Hz），沙四段巖性復雜、儲層類型較多、砂巖厚度薄、橫向變化快，地震縱向分辨率導致難以識別、追蹤并刻畫薄砂巖儲層。因此首先應當發揮不同反演軟件的各自優勢進行儲層預測，尤其是波形指示模擬反演；其次必須充分利用鉆井、地震屬性及屬性融合對反演結果進行約束，以提高預測可信度。

2.2.2 擬聲波曲線重構

擬聲波曲線重構的目的是通過將聲波曲線的低頻信息和對巖性變化比較敏感的非聲波測井曲線的高頻信息融合，從而能夠較好地區分巖性變化［1，19］。在對多口井的波阻抗、自然電位、自然伽馬和電阻率等測井曲線分別進行泥巖、油頁巖和砂巖統計（圖1）的基礎上，發現波阻抗和自然伽馬對砂巖、泥巖都有一定的區分能力，但是波阻抗不能很好地區分砂巖和油頁巖，自然電位曲線對厚層砂巖識別較好。因此通過融合波阻抗低頻信息和自然伽馬的高頻信息形成GR擬聲波曲線，可以很好地區分薄砂巖與油頁巖（圖2），從而提高后期儲層反演的分辨率和精度。在可行性分析的基礎上，對聲波和自然伽馬曲線分別進行井環境校正、巖電校正和標準化處理，隨后利用等時相控波形指示模擬反演軟件特征曲線重構功能進行GR擬聲波曲線重構。

圖1 不同測井曲線對砂泥巖及油頁巖概率統計圖

圖2 曙134井GR擬聲波曲線可行性分析

2.2.3 等時相控建模

在前人對西部凹陷三級層序研究的基礎上，通過測井曲線降頻法結合區域對比標志層（房身泡組玄武巖、高升油層頂部低平泥巖段和杜家臺油層頂部特殊巖性段）將沙四段三級層序自下而上劃分為高升油層和杜家臺油層兩個準層序組，并進一步細分為高Ⅰ砂組、高Ⅱ砂組、杜Ⅰ砂組、杜Ⅱ砂組、杜Ⅲ砂組5個準層序（圖3），各砂組地層厚度平均為40.0～60.0 m。三級層序底界面為一個區域性角度不整合面，在地震剖面上表現為一個強振幅、連續性好的地震反射同相軸，可以進行全區追蹤。三級層序的頂界面在地震剖面上不同地區具有差異，在鉆測井資料上界面上下巖電特征發生突變。

準層序（高頻層序）以測井曲線降頻后的極值點或拐點為界（圖3），不整合面上下也意味著沉積環境的變化，由水退到水進，或者由上一層序的高位域變為下一層序的低位域，在測井曲線上也有明顯的響應，一般也是測井曲線的變化拐點，因此在降頻曲線上也可以體現。這樣不同級次降頻曲線的極值點可以反映高精度層序界面，其降頻曲線旋回反映高精度層序的旋回性變化。通過對多條曲線的多次降頻處理，然后根據降頻曲線的旋回性，并結合縱向巖性組合和沉積旋回，就可以實現真正意義上的將細粒沉積的高頻旋回識別出來。

圖3 曙112井測井降頻高精度層序劃分方案

在井上高頻層序劃分的基礎上，通過制作地震合成記錄，在連井地震剖面上進行精細層位標定，為了質保，研究區共建連井井震剖面11條，標定探井64口；在井震標定的基礎上開展高頻層序剖面解釋工作，最終完成高頻層序格架建立；然后進行初始模型的建立和模型插值，通過模型插值檢驗高頻層序格架建立的正確性，并反復修改閉合，最終使得插值模型達到縱橫向能量均衡、過渡自然、符合地質規律。

2.2.4 波形指示模擬反演

地震波形指示反演的基本思想是在等時格架約束下，利用地震波形的橫向變化表征儲層的空間變異性，其優勢是地震的橫向密集性［4］。

將連井剖面波形指示模擬反演結果與實際鉆井對比，反復調節反演參數，直到達到最佳效果，然后開展全區波形指示模擬反演。從過曙134井反演剖面（圖4）中可以看出，反演效果較好。首先相對于普通波阻抗反演剖面（圖5），在一定程度上提高了縱向分辨率，且與鉆井砂體吻合性較好；其次提高了薄層砂體的預測精度，平面上可以實現儲層初步預測。反演體的平面刻畫對儲層預測的效果至關重要，本文對采取阻抗體小閥值、多種子點追蹤方法取得較好預測效果。為了能更好地將砂泥巖在縱向上分離，并使同一砂體在橫向上保持連續，在對已有井不同巖性阻抗值分析的基礎上，最終確定閥值為200；通過閥值滑動進行種子點追蹤，同時將追蹤出來的阻抗體分布與實際井巖性進行比對，保留能反應真實砂體的阻抗種子點，有效地提高砂巖識別的準確率；最后對篩選的砂體時間厚度進行時深轉化，使其達到預測砂巖分布的目的。

2.3 應用效果

在上述等時相控波形指示模擬反演的基礎上，根據區帶評價結果，針對地質目標再次進行砂體定量刻畫［9］，并與地質規律相對比，最終實現地質和地震綜合落實薄砂巖空間展布。通過與完鉆探井驗證發現，研究區薄砂巖儲層預測符合率約為80%。當砂體厚度小于8.0 m時，其準確率略低，平均為70%（表1）；當砂體厚度大于8.0 m時，其準確率較高，平均為83%（表1）。

曙134井區杜Ⅱ砂組預測砂巖分布在曙134井東南部（圖6），平面上呈北東-南西向展布，預測砂巖厚度一般在10.0～25.0 m，其中曙118井、曙127井、曙111井、曙112井、曙134井厚度吻合率大于85%（表1）。預測砂巖厚度高值區呈斑狀分布，且呈多排斜列分布特征，可能反映砂組內部的灘壩遷移；每排內又有2～3個次級主體，因此將灘壩砂體沉積微相按照砂體厚度、主次、微地貌劃分為灘壩主體、灘壩側翼和灘壩間3類（圖7）。根據砂地比給予定量描述，灘壩主體砂地比一般大于15%，灘壩側翼砂地比一般5%～15%，灘壩間砂地比小于5%。曙134井區杜Ⅱ砂組發育4個灘壩主體，其中兩個灘壩主體在構造高部位有兩口井獲得工業油流，6口井油氣顯示良好，因此曙134井所在灘壩主體和曙111井西側灘壩主體是下步挖潛的有利區，累計面積11.5 km2。

圖7 曙134井區杜Ⅱ砂組沉積微相

表1 曙北地區等時相控SM I反演儲層預測與實際鉆遇砂巖厚度對比

3 結論

（1）等時相控波形指示模擬反演是資料品質低、巖性復雜、斷裂較發育地區薄砂巖儲層預測的有效手段，技術思路包括正演模擬分析、敏感曲線重構、等時相控建模、波形指示模擬反演和種子點追蹤等。其中，等時相控建模是關鍵，高精度層序劃分、明確的地質認識和精細的三維地震解釋可以使儲層預測結果更為可靠、精度更高。

（2）曙北地區沙四段薄砂巖儲層預測結果表明，等時相控波形指示模擬反演薄砂巖預測符合率約為80%，當砂體厚度小于8.0 m時，其準確率略低；當砂體厚度大于8.0 m時，其準確率較高。預測結果與鉆井及地質規律吻合度高，可有效指導該區勘探部署。

（3）井震結合分析灘壩砂體發育規律表明，濱淺湖灘壩沉積可細分為灘壩主體、灘壩側翼和灘壩間三類，灘壩砂體縱向疊置、遷移可形成大面積砂巖分布，構造高部位的灘壩主體是最有利的勘探領域。