渤海海域古近系碎屑岩储层展布定量研究

田晓平 陈国成 杨庆红 程耀清 孙风涛

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院)

渤海海域古近系碎屑岩储层展布定量研究

田晓平 陈国成 杨庆红 程耀清 孙风涛

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院)

渤海海域古近系碎屑岩储层主要有2种发育模式，即多套砂泥岩薄互层和大套较厚砂岩。针对多套砂泥岩薄互层储层，以区域沉积体系研究为基础，结合井间储层对比分析，通过地震三维可视化技术重塑古地貌，寻找古沟谷和坡折带，利用“山-沟-坡-面”控砂原理和井约束，可以对储层的空间展布特征进行半定量化研究;针对大套较厚砂岩储层，基于岩石物理综合分析，寻找对储层敏感的弹性参数，利用地震资料，采用叠前同步反演，可以反演出纵波阻抗、横波阻抗、密度等基本弹性参数数据体，然后计算出敏感弹性参数的数据体，进而对储层的空间展布进行精细的定量刻画。这些方法和技术有效刻画了渤海古近系碎屑岩储层空间展布特征，有效避免了储层认识不清给油田储量评价带来的风险，为油田的高效开发生产奠定了基础。

渤海海域古近系碎屑岩储层展布定量

近年在渤海海域陆续发现了一大批以古近系为主要目的层的油气田，其中2007年至今勘探新发现油田的探明石油地质储量中古近系储量的比例高达66%。

渤海海域构造类型多样，断层发育，流体系统和储层特征复杂。古近系储层岩性以碎屑岩为主，沉积类型多样，储层横向变化大，加之埋藏较深，地震资料分辨率较低，所以成功应用于浅层储层描述的波阻抗反演技术在古近系应用时遇到了瓶颈，难以有效刻画古近系储层的空间展布特征。另外，受海上钻井成本高等因素影响，古近系油田的井控程度比较低，各种井资料相对偏少，这也给古近系储层定量描述带来很大困难。

目前，渤海古近系油田的储层展布模式主要分为2种，一种为多套砂泥岩薄互层，另一种是大套较厚砂岩。在近年的储量评价中，逐步总结出了相应的研究方法和技术来定量刻画不同类型储层的空间展布模式。本文主要从区域沉积体系分析和对储层敏感的地震属性的提取应用这2个方面，阐述渤海海域古近系碎屑岩储层展布定量刻画的研究方法和实例，以及如何将储层展布定量研究结果应用于油田的储量评价。

1区域沉积体系分析

目前，储层预测技术已发展到了与三维地震技术相适应的研究构造、古地貌(坡折、沟谷、调节带等)及其对砂体控制的阶段，此研究的关键之一就是对区域沉积体系的分析［1-3］，其中古地貌作为层序发育的背景对沉积体系的成因与展布起着重要的控制作用。近年来，在理论与实践结合的基础上，渤海油田创新提出了“山-沟-坡-面”耦合控砂原理［4］，形成了具有渤海海域特色的沉积储层预测技术，其中对古沟谷、古坡折的恢复和分析是准确预测渤海古近系储层的关键和基础，已被广泛用于国内储层预测研究中，并取得显著效果［5-7］。而古地貌分析是在区域构造格架研究的基础上，对古沟谷、古坡折等影响碎屑物质搬运与堆积的地貌单元进行精细刻画，来预测沉积体系的类型与分布。实践证明，这种区域沉积体系分析技术，对于半定量研究多套砂泥岩薄互层的储层空间展布特征具有良好的应用效果［4-7］。

1.1 储层对比分析

对渤海XX20-2北油田进行了储层对比分析。该油田主要含油目的层为古近系沙二段，其油气藏埋深2 700～3 400 m，储层岩性以中细粒砂岩为主。由于其目的层埋藏深，地震资料纵向分辨率低，主频约22 Hz，可分辨地层厚度仅为40 m左右。区域沉积体系分析表明，该油田沙二段为辫状河三角洲前缘沉积，表现为多套砂泥岩薄互层的沉积特征。图1是XX20-2北油田沙二段顶拉平的油组对比图，大多数单井揭示储层厚度小于20 m，因此利用地震资料追踪单砂体的横向展布难以实现。

图1 渤海XX20-2北油田沙二段顶拉平油组对比图(井点旁数据为沙二段砂岩百分含量)

从各井钻遇储层情况来看，结合地震资料分析发现，XX20-2北油田整体为平面和纵向上多期砂体相互叠置，储层发育。平面上，XX20-2N-2、5、1井储层最为发育，其中XX20-2N-5井储层厚度达42.9 m;位于构造低部位的XX20-2N-2、1、5井砂岩含量明显高于XX20-2-13、XX20-2N-4、3井，可能与这3口井距离主河道方向较近有关。纵向上，沙二段中早期的Ⅲ、Ⅳ油组相对于晚期的Ⅰ、Ⅱ油组储层更为发育，各井区均钻遇大套储层，且单层厚度较大，最大为8.2 m。

1.2 古地貌分析

利用三维可视化技术对渤海XX20-2北油田沙二段进行了精细古地貌分析，结果见图2。从图2可以看出，辽西低凸起北端发育大型古输砂通道，使得XX20-2北油田可以接收来自辽西低凸起的沉积体，并且起到了汇聚的效果，保证了沉积区砂体的持续供应;该区沙二段早期的古地貌特征明显反映出辽西低凸起北侧在沙二段早期存在大型古输砂通道，顺古沟谷下方的斜坡地带为砂体的有利富集区。利用精细古地貌分析准确预测的该区沙二段古河道位置以及辫状河三角洲的发育特征，与井间储层对比分析结果是一致的。

1.3 储层展布特征刻画

图2 渤海XX20-2北油田沙二段区域沉积体系综合分析图

追踪解释了XX20-2北油田沙二段顶底，并制作了沙二段地层厚度等值线图。在已确定的区域沉积地质模式的指导下，按照沟谷所在位置以及有利坡折带，推断该区沙二段辫状河三角洲的发育规律，并利用人为种子点控制和实际井点钻遇净毛比约束，进一步绘制出了反映储层横向变化的储层厚度等值线图(图3)。对于该区各个油气储量计算单元，参照沙二段的储层厚度等值线图勾绘出了油气层有效厚度等值线图(图4)，达到了对储层横向展布半定量化研究的目的。

通过储层横向展布的半定量化研究可以掌握更多的储层物性信息。例如，XX20-2北油田5井区东侧储层变薄，而5井区西南侧的控制储量区储层则相对较厚，具有一定的储量潜力，建议在开发过程中先部署一口开发井落实控制储量。

2储层敏感地震属性的提取与应用

通过多年的摸索和实践，对于渤海海域新近系河流相油田，采用了针对单砂体的波阻抗反演储层描述技术。然而，渤海海域古近系油田埋深大、地震资料分辨率低，砂泥岩没有确定的波阻抗对应关系，利用常规叠后波阻抗反演技术难以有效刻画储层。为此针对渤海海域古近系这类大套较厚的砂岩储层，采用了叠前反演技术对储层空间展布进行定量研究，取得了很好的应用效果。

2.1 岩石物理分析

XX29-2油田位于石臼坨凸起东倾末端北侧边界断裂下降盘的断坡带上，其含油目的层古近系东三段油气藏埋深3 000～3 400 m，储层岩性以细砂岩、含砾中粗砂岩为主。由于目的层埋深大，地震资料纵向分辨率低，主频约20 Hz，可分辨地层厚度仅为45 m左右。区域沉积研究认为，该区东三段为辫状河三角洲前缘沉积，物源为油田南侧的石臼坨凸起。

图5为XX29-2-1井目的层段测井曲线-弹性参数响应特征剖面，分析可知，与上覆盖层相比较，储层测井-弹性参数响应具有纵波速度(vp)高、横波速度(vs)高、纵波阻抗(Zp)高、横波阻抗(Zs)高、电阻率(R)高和自然伽马(γ)低、密度(ρ)低、拉梅常数(λ)低、泊松比(σ)低和纵横波速度比(vp/vs)低的“五高五低”特征。

图5 XX29-2-1井测井-弹性参数响应特征

分析认为，拉梅常数、泊松比和纵横波速度比为对XX29-2油田储层敏感的弹性参数，利用Zp和Zs交会图(图6a)可以分析储层与致密泥岩的岩石物理差异，而单独利用Zp或Zs难以识别储层，但将Zp与Zs的交会方式进行适当角度的坐标旋转，产生新属性Pi(图6b)，通过单一Pi属性就能很好地识别不同地层的岩性，区分储层和非储层，其门槛值为202。这种旋转一个角度后计算得到的新坐标被称为泊松阻抗(Pi)，可以看成是泊松比和密度的函数［8］。Pi属性具有泊松比和密度2种属性的特点，其实质为消除泥岩背景后的相对砂岩阻抗值，这使其在储层预测方面具有独特优势，使得储层空间展布的刻画可以达到定量化。

图6 渤海XX29-2油田泊松阻抗属性示意图

2.2 Pi属性定量刻画储层空间展布

利用地震资料，采用高保真、高分辨率的叠前CRP道集进行叠前同步反演，同时反演出纵波阻抗、横波阻抗、密度等基本弹性参数体数据，再通过这些数据体换算出泊松阻抗(Pi)数据体(图7)，然后结合上述岩石物理分析得出的门槛值，对XX29-2油田储层的空间展布进行刻画。

图7 过XX29-2-1井联络测线Pi剖面

2.2.1 储层分布预测

图7为过XX29-2-1井Pi剖面，图中黄色—紫红色为低Pi值区，代表储层;绿色—蓝色为高Pi值区，代表非储层或储层不发育。这一预测结果与该井实际钻遇储层吻合。

图8为XX29-2油田I油组Pi属性平面分布图，可见I油组储层在构造区较为发育，在XX29-2-3井和XX29-2-1井之间发生尖灭，这与实际钻井情况吻合。这说明，Pi属性很好地反映了该油田含油气层段储层的展布特征。

图8 渤海XX29-2油田I油组Pi属性平面分布图

2.2.2 储层厚度

在对每一油组的储层分布进行预测之后，采用其提取Pi属性的时窗和门槛值，计算时窗内部门槛值之内的样点总数，并乘以采样间隔换算出储层Pi属性时间厚度;再根据处理提供的速度体，用标志层控制，将其校正到井震标定的速度，采用提取Pi属性的时窗提取该油组的平均速度;最后结合储层Pi属性时间厚度计算储层厚度，并绘制储层厚度图(图9)。

图9 渤海XX29-2油田I油组砂层厚度等值线图

2.3 含油气边界和油气层厚度的确定

储层空间展布特征直接影响了储量计算单元含油气面积的圈定和有效厚度的确定。以XX29-2油田东三段I油组为例，含油气面积是在I油组顶面构造图上利用流体界面，并结合储层边界圈定的，XX29-2-1、3井之间的储层边界就是含油气面积边界(图10);该单元有效厚度是结合流体界面和储层空间展布特征，采用有效厚度等值线权衡确定的，权衡后的单元厚度为19.2m(图11)。实践证明，这种含油气边界的准确刻画和基于储层展布定量刻画确定的单元厚度，有效规避了储量评价的不确定性，对于油田的后期开发具有重要的指导意义。

3结论

(1)针对渤海海域古近系多套砂泥岩薄互层类储层，采用区域沉积体系分析技术对XX20-2北油田沙二段各井储层进行了精细对比分析;通过地震三维可视化技术重塑了该区古地貌，找到了对砂体发育起控制作用的古沟谷和坡折带;通过地质模式控制和井约束，定量研究了该油田沙二段储层的空间展布特征，有效指导了储量评价。

(2)针对渤海海域古近系大套较厚砂岩储层，通过对XX29-2油田东三段储层的岩石物理综合分析，确定了对储层敏感的弹性参数为泊松阻抗(Pi)。利用地震资料，采用叠前同步反演出纵波阻抗、横波阻抗、密度等基本弹性参数数据体，然后计算出泊松阻抗数据体，进而对储层空间展布进行精细定量刻画。该成果有效避免了储层认识不清给油田储量评价带来的风险，为油田的高效开发生产奠定了基础。

［1］冯增昭．沉积岩石学［M］．北京:石油工业出版社，1993．

［2］陆基孟．地震勘探原理［M］．山东东营:石油大学出版社，2004．

［3］GALLOWAY W E．Clastic depositional systems and sequences to reservoir prediction，delineation，and characterrization［J］．The Leading Edge，1998，2:173-180．

［4］徐长贵，赖维成，薛永安，等．古地貌分析在渤海古近系储集层预测中的应用［J］．石油勘探与开发，2004，31(5):53-56．

［5］加东辉，徐长贵，杨波，等．辽东湾辽东带中南部古近纪古地貌恢复和演化及其对沉积体系的控制［J］．古地理学报，2007，9(2):156-166．

［6］徐长贵，赖维成．渤海古近系中深层储层预测技术及其应用［J］．中国海上油气，2005，17(4):231-236．

［7］徐长贵．渤海古近系坡折带成因类型及其对沉积体系的控制作用［J］．中国海上油气，2006，18(6):365-371．

［8］QUAKENBUSH M，SHANG B，TUTTLE C．Poisson impedance［J］．The Leading Edge，2006，25(2):128-138．

(编辑:周雯雯)

A quantitative study on distribution of Paleogene clastic reservoir in Bohai water

Tian Xiaoping Chen Guocheng Yang Qinghong Cheng Yaoqing Sun Fengtao
(Bohai Oilfield Exploration and Development Institute，Tianjin Branch of CNOOC Ltd．，Tianjin，300452)

There are two occurrence modes of Palaeogene clastic reservoirs in Bohai water，i．e．multiple thin interbeds of sandstone and mudstone and large sets of thicker sandstone．For the multiple thin interbeds，the technique of seismic 3-D visualization was used to reconstruct paleo-geomorphology and find out paleochannels，paleovalleys and paleo-slope breaks，on a basis of researching regional sedimentary systems and in combination with inter well reservoir correlation and analysis，and then the reservoir distribution can be semi-quantitatively evaluated by using a principle of sand controlling by“hill-channel-slope-surface”and the well constraints．For the large sets of thicker sandstone，it is needed to find out the elastic parameters sensitive to reservoir，based on a detailed analysis of petrophysics，and the seismic data should be used to obtain data volumes of some basic elastic parameters，such as P-wave impedence，S-wave impedence and density，through a pre-stack simultaneous inversion．Then the data volumes of elastic parameters can be calculated，and the reservoir distribution can be refindedly and quantitatively described．These approaches can effectively describe the distribution of Palaeogene clastic reservoirs in Bohai water，avoiding the risk of unclear reservoir in reserves evaluation and laying a foundation for efficient development and production of oilfiels．

Bohai water;Palaeogene;clastic rock; reservoir distribution;quantification

田晓平，女，1992年毕业于原西南石油学院。地址:天津市塘沽区609信箱(邮编:300452)。电话:022-25809244。E-mail: tianxp@cnooc．com．cn。

2012-07-17改回日期:2012-09-17