水平井網下基于地質統計學反演的辮狀河儲層隔夾層精細刻畫*
——以渤海遼中凹陷LD-A油田館陶組為例

劉宗賓 呂文杰 廖新武 朱建敏 高紅立

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300459)

辮狀河沉積儲層具有厚度較大、連續性強的特點，但是儲層內部隔夾層尤其是薄夾層的分布穩定性較差，儲層連通性復雜，隔夾層分布的不確定性對油田開發井實施和綜合調整方案編制有至關重要的影響[1-2]。海上油田多采用大井距的水平井開發模式，不同類型隔夾層的定量規模存在較大不確定性，因此充分挖掘地震資料中隔夾層的響應信息尤為關鍵。地震反演作為隔夾層預測的有效手段已得到了廣泛認可，而常規的確定性反演依賴于地震資料的分辨率，對于薄夾層的識別能力有限[3-4]，而且在以水平井為主的油田，進行確定性地震反演時無法有效將水平段信息與地震道進行標定，只能利用水平井的直井段和斜井段進行約束[5]，導致井信息利用程度較低。地質統計學反演是綜合利用地震數據、測井資料，融入地質認識的一種隨機反演方法，能夠充分發揮隨機建模和地震反演的優勢，與常規確定性反演相比突破了地震資料頻寬限制，提高了分辨率，并且由于地質統計學反演基于三維地質模型框架下實現，水平段信息也能夠有效應用，因此在水平井網下，地質統計學反演能夠獲得厚儲層內部更高精度的隔夾層刻畫結果[6-7]。本文以LD-A油田館陶組辮狀河儲層為例，在分析辮狀河隔夾層基本特征基礎上，利用自然伽馬曲線和電阻率曲線進行聲波曲線重構，建立確定性反演趨勢體，以此為基礎提取平面變差參數，并約束地質統計學反演，將水平段實鉆的隔夾層信息作為硬數據參與到三維地質建模中，建立三維波阻抗模型和隔夾層模型，分析水平段和隔夾層的配置關系，并進一步構建適合海上油田開發特點的厚儲層內部隔夾層空間刻畫方法。

1 研究區概況

LD-A油田位于渤海遼東灣坳陷遼中凹陷南部，緊鄰遼中生油凹陷，處于油氣運移的有利通道上，具有優越的油氣聚集成藏地質條件。遼中凹陷屬于新生代沉積盆地，古近系自下而上發育了孔店組、沙河街組和東營組，主要為多期扇三角洲、辮狀河三角洲和湖相泥巖沉積，新近系發育館陶組和明化鎮組，主要為辮狀河到曲流河的陸源粗碎屑沉積[8]。郯廬斷裂帶貫穿遼中凹陷[9]，受郯廬斷裂帶控制，LD-A油田分為西側上升盤和東側下降盤兩部分(圖1a)，西盤整體表現為依附于中央斷層的半背斜構造，東盤為中央斷層控制下具有走滑性質的似花狀構造，以近東西向斷層為邊界自北向南劃分為3井區、4井區和5井區(圖1b)[10]。LD-A油田新近系館陶組主要為砂質辮狀河沉積，物源主要來自西北方向燕山褶皺帶，縱向砂巖單層厚度大，砂地比達75%以上，主要為高孔高滲儲層，物性好。館Ⅳ油組為該油田的主力生產層位，厚度80～100 m，參考館陶組層序地層劃分方案[11]，根據“旋回對比、分級控制”原則將館Ⅳ油組縱向上進一步劃分為3個小層，單個小層基本對應一個短期旋回，鉆井揭示小層間發育厚3～10 m的泥巖。

圖1 LD-A油田構造位置及井位分布圖Fig.1 Structural location and well location distribution of LD-A oilfield

館陶組地震資料頻寬10～55 Hz，主頻38 Hz，地層層速度以2 500 m/s計算，地震資料縱向分辨率約為15 m，僅利用地震資料對薄隔夾層的識別能力有限。LD-A油田2019年投入開發，主要以水平井進行開發，水平段長度250～400 m，平均井距約300 m(圖1b)，開發層位主要為館Ⅳ油組中上部的1小層和2小層，深入研究并精確表征隔夾層的空間分布，對認識下部油層的動用程度以及規避隔夾層提高水平井油層鉆遇率具有重要意義。

2 隔夾層成因及類型

辮狀河水淺流急，側向遷移快，多形成規模較大的寬壩窄河富砂型儲層，但河流能量是周期性變化的，內部仍然存在多種泥質隔夾層[12-13]。在辮狀河沉積模式約束下，結合測井響應特征，根據隔夾層成因不同，主要識別出LD-A油田4種泥質隔夾層，分別為泛濫泥、落淤層、廢棄河道泥和底部滯留沉積(圖2)。

圖2 LD-A-5井隔夾層綜合解釋柱狀圖Fig.2 Comprehensive interpretation of interlayer of LD-A-5

1) 泛濫泥。在洪水泛濫期，細粒懸浮沉積物因水動力下降而沉積下來，泥巖分布范圍廣，厚度大(>3 m)，是油組和小層劃分與對比的主要標志，電測曲線表現為泥巖基線的響應特征。

2) 落淤層。為洪水期洪峰波動過程的憩水期，在心灘內部垂向加積形成的近平行或傾斜的細粒沉積物，沉積厚度不大(1～2 m)，電測曲線回返幅度小。

3) 廢棄河道泥。由于辮狀河道頻繁遷移，部分水道被堵塞形成一個封閉的靜水環境，底部為正常河道砂巖沉積，頂部沉積泥巖，整體為一正旋回。

4) 底部滯留沉積。后期河道或心灘對沉積物沖蝕改造，在底部形成滯留泥礫或砂礫，物性較差，橫向展布范圍小，電測曲線回返幅度小于泛濫泥。

通過實鉆井分析，結合辮狀河沉積模式，在沉積期次的約束下，根據隔夾層的垂向厚度及橫向連續性差異[14]，將LD-A油田東塊館陶組隔夾層分為層間泥巖和層內泥巖兩類(圖3)，館Ⅳ油組頂底為層間泥巖隔層，主要發育厚度較大的泛濫泥，GR靠近泥巖基線，分隔流體系統，館Ⅳ油組內部小層間的界限也以泛濫泥為主，橫向對比較好，厚度1～10 m，測井曲線回返幅度較大，為較為穩定分布的層間泥巖，小層內部發育的層內泥巖主要為落淤層、底部滯留沉積和廢棄河道泥，厚度小于3 m，測井曲線輕幅回返，井間對比性差，分布較為局限，僅起局部滲透性遮擋作用。

圖3 過LD-A-5—LD-A-3井隔夾層解釋連井剖面(剖面位置見圖1)Fig.3 Interpretation of interlayer between LD-A-5～ LD-A-3(see Fig.1 for location)

3 基于地質統計學反演的隔夾層空間分布預測

3.1 擬聲波曲線構建

地球物理特征重構是以巖石物理學為基礎，利用與巖性相關的測井曲線，重構具有同量綱的擬聲波曲線，既能夠反映地層速度和波阻抗特征，又能夠反映巖性差異[15-16]。由于海上鉆井的高成本和水平井的特殊性，往往僅在水平段具有聲波時差(DT)和密度(DEN)曲線，而定向段只有自然伽馬(GR)和深、淺側向電阻率曲線(RD、RS)，因此為充分利用水平井的定向段測井信息與地震響應匹配，需要依據已有的自然伽馬和電阻率曲線進行聲波曲線重構。

首先選取館Ⅳ油組頂部穩定純泥巖段對GR曲線進行標準化處理，之后針對館Ⅲ、Ⅳ和Ⅴ油組通過公式(1)進行歸一化處理。

GRnor=(GR-GRmin)/(GRmax-GRmin)

(1)

式(1)中：GRnor為歸一化后自然伽馬曲線，gAPI；GR為原始自然伽馬曲線，gAPI；GRmin為油組單元自然伽馬最小值離散曲線，gAPI；GRmax為油組單元自然伽馬最大值離散曲線，gAPI。

根據LD-A-4井館Ⅳ、Ⅴ油組的測井敏感性分析，砂巖表現為低GR、相對泥巖低聲波速度，GR和DT呈負相關，水層和泥巖相對油層低阻、高聲波速度，RD和DT呈正相關(圖2)，依據DT和GR、RD的相關關系構建能夠較好反映巖性變化的聲波時差曲線，經過反復修正參數，得到擬聲波時差曲線為

DTvirtual=-43×GRnor+lgRD+118

(2)

式(2)中：RD為深側向電阻率曲線，Ω·m。

據此依據Gardner經驗公式得到重構的波阻抗曲線為

(3)

式(3)中：DTvirtual為擬聲波時差曲線，μs/ft。

從AIvirtual與砂質含量(Vsand)曲線的交會圖上看出，二者具有較好的負相關性，隨著砂質含量的升高，波阻抗值降低，當波阻抗值大于6 400 kPa·s/m時對應泥巖、砂泥巖的界限較為明顯，重構聲波更加突出了砂泥巖差異(圖4a)，同時重構后的波阻抗曲線與孔隙度具有較好的負相關關系(圖4b)，因此6 400 kPa·s/m的閾值不僅能體現巖性的差異，也能表征物性的變化。

圖4 重構波阻抗與砂質含量、孔隙度關系Fig.4 Cross plot of sand content and reconstructed acoustic impedance

重構聲波曲線的合理性，通過合成地震記錄的方式加以驗證(圖5)。圖5a為選取目的層段統計子波利用原始聲波時差曲線得到的合成地震記錄，合成地震記錄道與井旁地震道同相軸對應關系一般，相關系數為0.58；而利用重構后的聲波時差曲線(DTvirtual)得到的合成地震記錄道與井旁地震道同相軸的對應關系得到優化，相關系數達到0.77(圖5b)，因此進一步說明應用GR和RD曲線進行的聲波重構，不僅提高了測井對砂泥巖的識別精度，而且改善了井震結合的匹配度。對水平井直井段和大斜度段進行聲波曲線重構，能夠為后續地質統計學波阻抗反演奠定良好的數據基礎。

圖5 LD-A-4井合成地震記錄Fig.5 Synthetic seismic record of LD-A-4

3.2 基于模型的稀疏脈沖確定性反演

基于模型反演的優點在于不僅能夠為地震反演提供低頻模型，而且還能在完整的地質框架下建立合理的初始波阻抗模型，使反演結果比較符合地震資料所具有的振幅、頻率、相位等特征，限制反演的多解性[3,16]。

在儲層精細標定基礎上，將LD-A油田東塊館Ⅳ油組頂底作為控制低頻模型和稀疏脈沖反演的框架，利用探井、定向井以及水平井直井段和大斜度重構波阻抗數據搭建低頻模型，補償地震所缺失的10 Hz以下的頻率段信息，通過多道地震記錄自相關統計的方法提取子波，保證合成記錄與實際記錄的頻帶一致。之后以地震數據體為背景，以低頻地質模型為基礎，利用重構波阻抗曲線，實現基于模型的稀疏脈沖波阻抗地震反演。

過W13—W20井剖面上，實鉆井揭示館Ⅳ油組為大套厚油層，整體表現為強振幅低頻中等連續性的平行—亞平行地震相，內部隔夾層響應較差(圖6a)，在基于模型的稀疏脈沖反演剖面上，層間隔層有了較好的響應，具有連續性較好的強波阻抗特征，且與井上吻合度較高，并且局部可追蹤(圖6b)。稀疏脈沖反演可以反映厚層巖性的空間變化特征，但是其縱向分辨率依然比較低，不能很好地反應厚砂體內薄隔夾層的空間變化，需要以此為約束體開展地質統計學波阻抗反演。

圖6 基于模型的稀疏脈沖反演層間隔層解釋剖面(剖面位置見圖1)Fig.6 Interlayer interpretation profile of sparse pulse inversion based on model(see Fig.1 for location)

3.3 變差參數求取

變差參數是表征變量的空間相關性與空間變異性的重要信息，包括變程方向、變程大小等，直接決定著隨機模擬結果的合理性和可靠性[17]。由于水平段會選擇性鉆遇砂巖，并且排布具有定向性，水平段數據的叢聚效應會造成平面變差函數分析誤區，從而不能直接依靠井資料獲取反映地質特征的變差函數[18]。

基于模型的稀疏脈沖反演數據充分融合了井和地震信息，本文依據確定性反演體的層間波阻抗屬性，分析變差橢圓的方法來間接得到不同層位的平面變差參數。以館Ⅳ油組1小層為例，圖7a為該小層的層間波阻抗地震屬性，屬性分布呈NW—SE方向，結合區域沉積背景，LD-A油田物源來自NW向，波阻抗屬性值較好反映了沉積體的分布規律；進一步分析基于波阻抗屬性獲得的變差橢圓，其基臺值(最大閉合橢圓)較好收斂于1，由于屬性點在平面上分布較為密集，塊金值(橢圓中心)為0.16，橢圓長軸所代表的主變程方向為125°，主變程大小為750 m，次變程與主變程垂直，大小為300 m(圖7b)。對于少井鉆遇的2小層和3小層，依據上述方法求取平面變差參數更實用。

圖7 基于稀疏脈沖反演體的變差橢圓解釋及基于直井的垂向變差函數求取Fig.7 Variation ellipse interpretation based on sparse pulse inversion volume and vertical variation function based on vertical well

對于垂向變差函數，主要利用井區中心處的探井LD-A-4井的垂向重構波阻抗粗化數據(圖7c)。以1小層為例，采樣點經過擬合，垂向變程大小為6.53 m(圖7d)；統計各小層的變差參數(表1)，由1小層至3小層物源方向逐漸北偏，平面變程逐漸增大，表明沉積規模變大，垂向變程隨著小層厚度的增大也具有變大的趨勢。

表1 LD-A油田東塊館Ⅳ油組各小層平面變差參數統計表Table 1 Statistical table of plane variation parameters of each layer of N1gⅣ in east block of LD-A oilfield

3.4 隔夾層空間展布特征分析

重點針對LD-A油田東塊4井區館Ⅳ油組搭建三維地質模型，將平面網格尺寸設計為10 m×10 m，縱向網格尺寸平均0.5 m。重構后的波阻抗曲線作為硬數據進行粗化，由確定性反演得到的波阻抗地震體作為隨機反演的井間約束條件，采用序貫高斯模擬算法得到地質統計學反演波阻抗地震體(圖8a),由圖4中的砂泥巖界限(6 400 kPa·s/m)作為閾值生成三維巖性模型(圖8b),依據隔夾層的連通規模差異，分別給定不同連通規模下限值拾取層間泥巖(圖8c)和層內泥巖(圖8d)的三維體。

圖8c中頂部紅色隔夾層和底部藍色隔夾層分別為館Ⅳ油組頂底的隔層，橙色、綠色隔夾層代表館Ⅳ油組內部3個小層間的兩套泥巖隔夾層，可見層間泥巖隔夾層在空間上連片分布，穩定性較好，能夠在縱向上起到較好的遮擋效果。層內泥巖隔夾層呈零星分布的片狀，厚度較薄數量較多(圖8d)，對流體的運移能夠起到一定程度影響，但是不至于分隔流體系統。

由于采用了確定性反演體為約束，確定性反演和地質統計學反演對層間泥巖隔夾層的分布特征刻畫效果具有一定的相似性，過W13—W20井的地質統計學波阻抗反演及隔夾層剖面上，層間泥巖的橫向連續性均較好(圖9a)。相對于直井和大斜度井而言，水平井水平段波阻抗信息的充分應用，進一步豐富了橫向上隔夾層展布的約束條件，對隔夾層產狀、厚度、延伸范圍起到了有效的控制作用。W13井水平段中部鉆遇1、2小層層間泥巖，鉆穿后W13井開發層位為館Ⅳ油組的1小層和2小層；W14井在水平段靠近趾部鉆遇橫向約80 m的泥巖，蹭到層間泥巖的頂部，未鉆穿，生產層位僅為1小層；W15井水平段跟部下探較深，未揭示層間泥巖，但趾部鉆遇泥巖，因此1、2小層間泥巖的尖滅位置發育在W15井的跟部，該井跟部開發層位為1小層，趾部開發層位為2小層(圖9b)。在地質統計學反演中縱向上高分辨率井信息的融入對層內泥巖隔夾層的實現起到了重要作用，在變差參數的控制下，能夠將厚度1 m左右的落淤層有效模擬出來。

圖9 基于地質統計學反演的隔夾層解釋剖面(剖面位置見圖1)Fig.9 Interpretation profile of interlayer based on geostatistical inversion(see Fig.1 for location)

地質統計學反演技術綜合利用地震資料、地質知識和測井資料，通過隨機模擬反演出儲層或隔夾層表征參數，適用于各類復雜儲層或隔夾層的地震預測和描述，尤其是鉆井資料少，地震數據品質較高的地區，對井間地質體的預測具有較大優勢[19]，有助于勘探井位部署和老油田的挖潛。由于地質統計學反演技術算法運算量大，儲層或隔夾層規模表征受限于模型網格尺寸的大小，對于本次研究，實現橫向展布小于10 m，縱向薄于0.5 m的隔夾層刻畫難度較大，但10 m×10 m×0.5 m的網格精度足夠滿足LD-A油田的開發研究需求。

4 動態驗證及應用效果

位于4井區高部位同一井排的W13和W14井在投產6個月后井底流壓下降差別較大，W13井位于4井區斷塊西側，井控儲量較小，W14位于4井區斷塊的東部，井控儲量相對較大；投產后W13井流壓下降2.08 MPa，而W14井流壓下降高達5.79 MPa，生產動態與井控儲量大小形成矛盾。依據隔夾層刻畫成果，分析W13井鉆穿館Ⅳ油組1、2小層間的泥巖，開發層位為1小層和2小層，而W14井未鉆穿層間泥巖，生產層位只有1小層，與W13井相比動用的儲量基礎有限，因此投產后井底流壓下降差別較大，這也表明了反演結果中1小層底部泥巖隔夾層穩定分布的特征。

W20井進行了隨鉆測壓，在深度和測壓數據交會圖上，館Ⅳ油組3小層和館Ⅴ油組仍維持原始地層壓力，館Ⅳ油組1、2小層作為主要生產層位，壓力下降了接近3.00 MPa(圖10)，進一步驗證了層間泥巖平面上分布穩定，縱向上具有較為明顯的遮擋效果。

圖10 W20井深度與測壓數據交會圖Fig.10 Cross plot of depth and pressure measurement data of W20

基于隔夾層的空間預測成果，4井區水平井在實施過程中有效規避了泥巖，水平段平均油層鉆遇率達到了85%。先期實施的開發井主要位于館Ⅳ油組1小層和2小層，在明確層間泥巖縱向上具有較好的遮擋效果后，在動用程度較差的館Ⅳ油組3小層內部署的3口分層系挖潛水平調整井，目前日產油均超百噸，取得了較好的開發效果。

5 結論

1) LD-A油田主要識別出4種成因類型的隔夾層，分別為泛濫泥、落淤層、廢棄河道泥和底部滯留沉積，泛濫泥為層間泥巖，橫向連續性好，落淤層、廢棄河道泥和底部滯留沉積多為層內泥巖，厚度薄，橫向連續性較差。

2) 在水平井網下，地質統計學反演能夠明顯提高隔夾層的識別精度，既遵循了確定性反演的趨勢，融入水平段信息后又對隔夾層的空間展布規模起到了有效的控制作用，充分發揮了地震反演和隨機建模的優勢，反演結果表明LD-A油田東塊4井區的層間泥巖呈連片狀空間穩定分布，層內泥巖呈零星片狀分布。

3) 生產動態特征以及測壓結果證明，層間泥巖隔夾層具有較好的縱向遮擋性，依據隔夾層三維刻畫成果，有效規避泥巖提高了水平段油層鉆遇率，部署分層系挖潛的水平調整井取得了較好的開發效果。