北部灣盆地烏石凹陷始新統厚薄交互儲層定量表征方法

孫樂,房茂軍,任艷,于興河

(1.中海油研究總院有限責任公司,北京 100028;2.中國海洋石油國際有限公司,北京 100028;3.中國地質大學(北京)能源學院,北京 100083)

南海北部灣盆地面積約3.98×104km2,海域石油資源較為豐富,是南海西部公司的主力產油盆地,年產量保持在2×106m3以上[1],盡管已在其中的潿西南凹陷進行了工業化油氣開采,但隨著油田的逐年開采,急需尋找新的接替資源與后備儲量;近年來已在其相鄰的烏石凹陷勘探開發中取得了較大突破和進展,發現了數個中小型油田。烏石凹陷是早已證實的北部灣盆地富生烴凹陷之一[2-3],主力成藏體系為始新統流沙港組的流二段與流三段,目前探明儲量近4×107m3,三級儲量達8×107m3,雖然該區儲量規模較大,但隨著生產實踐和地質認識的不斷探索和發展,烏石凹陷進入以儲層規模各異(小砂體、小斷塊)、粒序結構復雜、非均質性強的厚薄交互儲層為目標的勘探和開發階段。為了提高近海油氣田勘探成功率與開發效果,全面開展針對厚薄交互儲層定量表征方法技術研究已成為當前油氣地質的核心內容[4-6]。

隨著勘探目標、勘探領域的轉變,地震反演面臨一些全新的挑戰,地震數據和已知信息的有限性,導致反演結果多解性增加,反演分辨率受到限制;構造和儲層復雜、先驗模型構建困難,反演多解性問題嚴重,這些是地震反演技術面對的瓶頸問題[7];在未來地震解釋(地震反演)工作的開展中,急需增加先驗信息,提高反演穩定性[8-11],如稀疏約束反演、全變差正則化約束反演、平滑模型約束反演、構造約束多道反演、相控地震反演等;同時要提高初始模型構建精度,減少多解性,如馬爾科夫蒙特卡羅、混沌反演等全局搜索方法。

南海北部灣盆地烏石凹陷以儲層規模各異、非均質性強的厚薄交互儲層為勘探開發目標,始新統流沙港組的流二段與流三段儲層沉積成因多樣,砂體疊置樣式不一,流三段以厚層為主、薄層為輔,主要呈薄夾厚層疊置,流二段泥巖發育、砂泥交互,呈薄互層疊置樣式。研究區工區面積較大,斷裂較為發育,地震資料主頻平均約為18 Hz,有效頻帶寬度5～60 Hz,依靠常規波阻抗反演體不足以進行烏石凹陷始新統儲層宏觀巖性特征的有效識別,同時,如何突破地震分辨率對砂泥薄互儲層的約束是亟待解決的一大難點,這也直接影響著后續沉積展布規律研究和儲層綜合評價[12]。為此,在地震巖石物理響應分析、擬聲波曲線構建的基礎上,提出2種地震反演方法,在地震巖石物理響應分析的基礎上,構建擬聲波曲線,通過擬波阻抗反演,預測目標層段波阻抗的空間分布特征,進而明確始新統重點層序的砂(礫)巖發育有利區帶;采用基于馬爾科夫鏈蒙特卡洛的地質統計學反演方法,對流二段砂泥薄互儲層進行小層級別砂體雕刻,建立砂體定量知識庫,并對儲層展布的精確預測。眼牛成果為烏石凹陷始新統后續沉積體系展布規律研究和儲層綜合評價奠定了良好的基礎,同時為近海類似陸相斷陷盆地的儲層綜合表征提供重要借鑒。

1 地質概況

北部灣盆地位于中國南海西北部,是一個半封閉的海灣,面積約3.98×104km2,東臨雷州半島和海南島,北臨粵桂隆起,南接海南島。北部灣盆地包括北部坳陷、企西隆起、中部坳陷、南部坳陷及徐聞隆起5個二級構造單元[13-14]。繼珠江口與渤海灣盆地之后,北部灣盆地是中國近海最有潛力的含油氣盆地[15],也是南海西部公司的主力產油盆地,具有巨大的油氣資源潛力及勘探開發前景(圖1)。

圖1 北部灣盆地烏石凹陷地理位置圖與構造特征Fig.1 Geographical location map and structural characteristics of Wushi Sag in Beibuwan Basin

烏石凹陷分布在北部灣盆地南部坳陷的東北部,總體上呈近東西向展布,總面積約2 680 km2,是北部灣盆地內繼潿西南凹陷之后又一主要的富烴、生油凹陷[16]。北鄰企西隆起,南靠流沙凸起;西接海中凹陷,東連邁陳凹陷[17-18]。烏石凹陷東部主要存在3個次級構造帶,東部斷階帶、北部斷階帶和南部洼陷帶,主要含油層位為始新統流沙港組二段、三段,探明儲量近4×107m3,三級儲量達8×107m3。已鉆探井與評價井共28口,測錄井、巖心及分析化驗資料較為齊全,三維地震數據體覆蓋全區,面積約400 km2(圖1)。

始新統流沙港組整體呈現下粗上細的粒度特征,巖性從底部的砂礫巖、含礫砂巖向上過度為中細砂巖、泥巖等,砂巖泥巖互層現象明顯。流三段沉積時期,水體較淺,主要為深灰色、灰色泥巖、淺灰色中粗砂巖、砂礫巖等,厚層塊狀沉積,與下伏地層為不整合接觸。流二段沉積時期,湖相范圍明顯擴大,灰色細砂巖、中砂巖與泥巖呈薄互層特征發育。研究層位內,盡管構造較為復雜,仍可以結合區域構造演化特征,通過測井曲線特征、旋回疊加樣式、地震反射剖面特征分析,確定出符合本區實際情況的層序界面,從而實現由點到面的橫向追蹤,據此由下到上將烏石凹陷始新統劃分為2個三級層序(SQ1、SQ2),6個四級層序(MSC1～MSC6),如圖2所示。體系域是同一時期沉積體系的組合,通常具有一定的內在成因聯系,通過將初始洪泛面與最大洪泛面進行有效劃分,可將三級層序內(SQ1、SQ2)的低位體系域、海侵體系域與高位體系域進行區分[19]。初始洪泛面標志著層序界面之上第一次中期反旋回結束(MSC1、MSC4)與第二次中期正旋回開始(MSC2、MSC5),最大洪泛面則通常表現為中期正旋回之上的泥巖段(MSC3、MSC6),此時期沉積速率最慢[20]。

GR為自然伽馬曲線;SP為自然電位測井曲線;DT為聲波曲線;RLLS為淺側向電阻率曲線;RLLM為中側向電阻率曲線;RLLD為深側向電阻率曲線圖2 烏石凹陷始新統層序地層劃分方案Fig.2 Sequence stratigraphic division scheme of Eocene in Wushi Sag

2 地震巖石物理響應

2.1 巖石物理特征

制作研究區始新統SQ1層序和SQ2層序砂泥薄互儲層段(即MSC4、MSC5體系域)分巖性測井響應圖版,從分巖性圖版(圖3)可以看出,整體上砂巖表現為低聲波時差、低密度特征,泥巖表現為高聲波時差、高密度的測井響應特征;SQ2層序砂泥薄互儲層段的砂巖響應特征明顯優于SQ1層序,SQ1層序地層埋深大,儲層致密,砂巖的測井響應特征差,不同巖性的測井響應分布直方圖有較大面積重合;雖然研究區內波阻抗能夠一定程度上區分砂泥巖,但砂巖低聲波時差、低密度的響應特征使得波阻抗對巖性區分程度較低(圖3)。

1 ft=0.304 8 m圖3 烏石凹陷始新統分巖性聲波、波阻抗圖版Fig.3 Acoustic and impedance map of Eocene in Wushi Sag

2.2 巖性敏感信息重構

從測井曲線(圖2)和分巖性測井響應圖版(圖3)可以看出,聲波曲線在砂體的識別上具有相對較好的響應特征,因此考慮構建擬聲波曲線,即在原始低頻聲波曲線中,加入高頻巖性敏感曲線信息,以增強研究區聲波曲線的巖性識別能力。低頻和高頻曲線濾波可通過頻譜分析獲得,地震有效頻帶寬度5～60 Hz,則設置高頻頻率為60 Hz,結合原始聲波曲線60 Hz以下和自然伽馬曲線60 Hz以上的曲線,構建得到擬合的聲波曲線,利用擬聲波曲線計算得到擬密度曲線,進而求得擬波阻抗曲線,擬合后的聲波時差、波阻抗曲線對巖性有較好響應,不同巖性的測井響應分布直方圖重合面積變小(圖4),成果可應用于后期地震波阻抗反演。

1 ft=0.304 8 m圖4 烏石凹陷始新統分巖性擬聲波、擬波阻抗圖版Fig.4 Fitted acoustic and impedance map of Eocene in Wushi Sag

擬聲波曲線保留了原始曲線的低頻信息,不會對曲線有較大形態改變,同時在細節上加上了自然伽馬信息,最大程度上忠實于地下地質情況的同時提高了對儲層的識別能力。以圖5中B7井、C4井為例,原始聲波曲線和擬聲波曲線對大于6 m的砂巖均具有較好的響應;但對于小于6 m的砂巖層,原始聲波曲線不能很好識別,擬聲波曲線因加入自然伽馬曲線的高頻信息,因此能很好識別出薄互層中小于6 m的砂巖段,提高了儲層識別精度。

AC為聲波測井曲線;Ni-AC為擬聲波時差曲線 ;DEN為密度測井曲線;VSH為泥質含量曲線;1 ft=0.304 8 m圖5 烏石凹陷始新統原始聲波與擬聲波曲線疊合示意圖Fig.5 Superposition diagram of original acoustic wave and fitted acoustic wave curves of Eocene in Wushi Sag

3 擬波阻抗反演預測砂體有利區帶

稀疏脈沖反演(CSSI)是基于稀疏脈沖反褶積的遞推反演方法,其基本假設是地層的強反射系數是稀疏的,即地層反射系數由一系列疊加高斯背景上的強軸組成[21]。通過獲得寬頻帶的反射系數,能較好地解決地震記錄的欠定問題,從而提高反演波阻抗數據的真實性[22-23]。

擬波阻抗反演最終結果受多種因素影響,其中骨架剖面搭建、低頻模型建立、合成記錄制作及層位標定、子波提取與優選是決定地震反演結果好壞的關鍵技術和環節。骨架剖面是擬波阻抗反演進行所需的空間格架,其斷層和層位解釋的準確性是反演的基礎和重要前提;擬波阻抗反演是在地層框架的限制下,地震數據體作為硬約束控制反演結果的橫向變化,測井資料得到的擬波阻抗作為軟約束控制縱向反演結果的變化,加上CSSI反演算法的應用,共同實現了地震擬波阻抗反演對砂體展布的預測。

擬波阻抗反演分辨率受地震原始分辨率影響較大,目標區斷裂廣泛發育,同相軸連續性較差,部分地區表現為雜亂反射,對反演體質量影響較大(圖6)。約束稀疏脈沖反演得到的擬波阻抗反演體基本能夠反映各層序砂體的宏觀展布特征和有利砂巖發育區,進行較為準確可靠的井間砂體宏觀預測。

圖6 波阻抗反演與地震同相軸疊合圖Fig.6 Superposition diagram of wave impedance inversion and seismic in-phase axis

通過分析井點處實際砂巖厚度與擬波阻抗反演時間域砂厚之間的關系(圖7),可以看出,二者相關性較高,復相關系數均大于0.7,反演砂厚誤差小。從宏觀角度分析,波阻抗反演能夠較好反映全區砂體發育展布特征,因此通過井點實際砂厚與反演砂厚關系式,得到各主力層序擬波阻抗反演深度域砂巖厚度圖(圖8)。研究區砂巖厚度分區性較為明顯,北部斷階帶砂巖厚度整體較薄,與東部斷階帶之間通過區域大斷層隔斷而分屬不同的沉積期次;東部斷階帶砂巖發育厚度較大;南部洼陷帶地層厚度大,故砂巖厚度高值區集中連片發育,累計砂厚為三構造帶最大。

圖7 井點實際砂厚與反演砂厚誤差分析Fig.7 Error analysis of actual sand thickness and inversion sand thickness at well site

砂巖展布長軸、短軸長度可用于指導后期地質統計學反演中變差函數值的選定圖8 烏石凹陷始新統波阻抗反演預測砂體有利區帶Fig.8 Favorable sandbody zones predicted by Eocene wave impedance inversion in Wushi Sag

MSC2體系域平均砂巖厚度120.1 m,東部斷階帶砂巖厚度最大,且有利區較為連續,B4井及其周邊地區,地層較發育,砂巖厚度大,再往西為區域大斷層,B2～B5井一帶砂巖發育厚度大,且較為連片;南部洼陷帶中,南部A1w-1井以東,A2井以北地區砂巖較為發育;北部斷階帶砂巖厚度最小,且多呈零散分布[圖8(a)]。

MSC4體系域平均砂巖厚度70.8 m,A1～A2井一帶反演砂厚較大;A1w-1井周邊、B13井以東地區、B4井～B2井一帶為砂巖發育較為集中地區;北部斷階帶砂巖發育整體較薄,這與其地層厚度較薄有一定關系,砂體發育連片性較差,與東部斷階帶之間通過區域大斷層隔斷而分屬不同的沉積期次[圖8(b)]。

MSC5體系域平均砂巖厚度65.7 m,砂巖發育程度整體較MSC4大,連片性更強;東部斷階帶中,B2、B9、B10以東發育較大面積砂體;南部洼陷帶中,A2井及其以東地區發育連片砂體展布,A1w-1井以西砂體較為發育;北部斷階帶中,井點砂巖發育程度較高,但因地層較薄,同相軸連續性差,導致砂體發育較為孤立[圖8(c)]。

4 地質統計學反演預測砂泥薄互儲層

始新統SQ2層序主要發育遠物源的正常三角洲前緣沉積,常見牽引流沉積構造,砂體單層厚度小(2～7 m),多呈砂泥巖薄互層特征展布,表現為泥巖發育、砂泥交互的“千層餅式”儲層結構特征,砂體橫向延伸距離短,相互連通性弱。在研究區首次采用地震協同多井約束的地質統計學反演方法,實現重點井區SQ2層序中部砂泥薄互儲層砂體雕刻,確定各小層砂體宏觀展布特征和沉積微相平面圖,建立“井與地震完美結合”的高精度地質靜態模型,有效地解決了薄互儲層砂體預測難的問題[24-26]。

通過VSH計算得到巖性離散化巖性曲線,將巖性簡化為砂巖、泥巖,統計重點井區各層序砂泥巖比例,指導后續地質統計學反演;采用馬爾科夫鏈-蒙特卡洛的算法,對研究區巖性曲線做變差函數分析,在此基礎上,結合地震數據、巖性比例、地震骨架模型,通過統計學建模、貝葉斯判別、馬爾科夫鏈蒙特卡洛等先進技術,建立的高精度油藏靜態模型,得到等概率的多個數據體,結合地質背景進行預測,并進行不確定性分析。

在確定上述所需參數的基礎上,輸入測井、地震、地質等多方面信息,得到多個砂泥巖反演體及最終的巖性概率體(圖9),各反演體均滿足地震約束和先驗信息條件,由于地震資料的硬約束,各個砂泥巖反演體的主體形態相似,即砂體的宏觀發育區域和展布形態類似;在井區周邊,各反演體結果受井資料約束,表現形態基本一致,而在遠離井區的地帶,各個反演結果則表現為一定的多解性,砂體的疊置關系和延伸長度不同。

圖9 MSC4、MSC5體系域地質統計學反演多個實現結果及概率體Fig.9 Multiple realization results and probability volumes of geostatistical inversion in MSC4 and MSC5 system domains

依據層序地層學原理,以巖性概率體為依據,對砂巖體進行雕刻,進而明確各小層砂體平面展布范圍,預測井間砂體展布。各砂體主要為條帶狀和不規則狀砂體,少部分為透鏡狀砂體,大小各樣,分布范圍不一。通過砂泥薄互儲層的地質統計學反演及砂體雕刻,統計單砂體形態特征,測量其長度、寬度、厚度,構建烏石凹陷始新統砂泥巖薄互層砂體定量知識庫。水下分流河道長度小于3 800 m,多在1 000～2 800 m;寬度多在300～900 m,厚度多分布3～14 m(圖10);砂體長寬比介于3.16～6.29,平均4.13;寬厚比介于53.51～114.07,平均76.64。

為砂泥薄互儲層砂體樣本圖10 烏石凹陷始新統砂泥薄互儲層砂體定量知識庫Fig.10 Quantitative knowledge base of sand and mud thin interreservoir sand bodies in Eocene of Wushi Sag

5 結論

(1)依靠常規波阻抗反演體不足以進行研究區儲層宏觀巖性特征的有效識別,依據稀疏脈沖反褶積原理,通過骨架模型建立、低頻模型建立、子波提取、精細層位標定、反演參數確定等關鍵技術,并進行反演效果分析、誤差分析等,建立了北部灣盆地烏石凹陷始新統反映波阻抗的聲波曲線與反映砂泥含量GR曲線相融合的擬波阻抗地震反演方法,最終得到擬波阻抗反演體,能夠反映各體系域砂體的宏觀展布特征和有利砂體發育區帶,避免了傳統井點砂厚插值導致的井間預測性差、邊界無約束等問題。

(2)在研究區首次采用地震協同多井約束的地質統計學反演突破地震分辨率對砂泥薄互儲層的約束,對重點井區MSC4、MSC5體系域砂泥薄互儲層進行砂體雕刻,確定統計特征參數,通過不確定性分析得到5個砂泥巖概率體和1個巖性概率體,據此對目的層位反演結果進行精細砂體雕刻,構建砂體定量知識庫,水下分流河道長度小于3 800 m,多在1 000～2 800 m;寬度多在300～900 m,厚度多分布3～14 m;砂體長寬比介于3.16～6.29,平均4.13;寬厚比介于53.51～114.07,平均76.64。

(3)通過擬波阻抗反演明確始新統各體系域砂體的宏觀展布特征,為后續沉積體系展布規律研究和儲層綜合評價奠定了良好的基礎;地質統計學反演方法提高了研究區砂泥薄互儲層的刻畫效率,并構建了相應砂體定量知識庫,為研究區基于沉積微相導向的砂體對比提供了重要參數指導,也會近海類似陸相斷陷盆地提供了借鑒。