QHD32-6油田北区明下段沉积微相分析及相控反演研究

2013-08-15张恒山闵小刚

中国新技术新产品 2013年8期

张恒山闵小刚

（中国海油伊拉克有限公司，北京 100010）

油气田开发阶段，等时地层格架搭建的精细程度在一定程度上影响着油藏描述的精度。在这个过程中小层的对比划分至关重要，直接影响对目的层段的准确识别，影响砂体叠置和连通模式的认识，进而影响开发模式和注采关系的建立。

QHD32-6油田主力含油层段明化镇组下段属于曲流河沉积。由于河流改道频繁，砂岩储层厚度薄、横向变化大、连通性差，地层对比特征不明显。本文在前人研究的基础上，综合应用地质、测井、地震、开发动态等资料，采用多学科信息综合对比的思路，并以S变换与小波变换时频分析方法作为辅助，开展了沉积旋回及层序检测技术的研究，准确拾取了三级、四级层序界面，并进行了全区对比追踪解释。在精细地层对比、等时地层格架搭建的基础上，通过对研究区A31井的岩心观察及岩电标定，总结出了河床、溢岸和河漫3种曲流河亚相，并进一步划分出河道、天然堤、决口扇、河漫滩砂和泛滥平原5种沉积微相。相模型的建立，为相控地质统计学反演提供了宏观约束。反演后储层的平面特征并未改变，但垂向分辨率有了很大提高，原始地震中模糊的或者很难看清的隐蔽岩性油气藏特征，尤其是储层空间展布特征得以很好呈现。利用相控反演结果修正油藏地质模型，提供调整井1口、建议井4口，均获得油气产出，取得了良好的经济效益。

1 区域地质特征

QHD32-6油田位于渤中坳陷石臼坨凸起中西部，周边被渤中、秦南和南堡三大富油凹陷所环绕。该构造形成于早第三系，定形于晚第三系。其轴向近北东-南西向，南北宽近12km，东西宽约13km，构造面积近110km2。上第三系的馆陶组、明化镇组和第四系地层披覆于下第三系和前第三系地层之上。馆陶组的构造发育具有继承性，与潜山背斜相似，构造高点在QHD32-6-14井、QHD32-6-4井、QHD32-6-3井。明下段沉积时，由于受近南北向区域应力场扭动作用及沉积差异压实作用，构造特征发生了明显变化，构造高点在馆陶组构造形态的基础上向西迁移。虽局部高点不具备继承性，但总体上仍属于大型低幅潜山披覆背斜构造，埋深浅、局部圈闭多。

工区南北两侧的近东西向基底断裂带，成为构造主体的边界，渤中凹陷沙河街组烃源岩沿南部大断裂向凸起长期运移，而后进入馆陶组厚层砂砾岩输导层，再通过次级晚期断裂向上新统圈闭范围内的砂岩中汇流，最终聚集成藏。这些次级断裂规模小，延伸长度大部分小于4km，断距 10～50m；活动时期晚，个别断至第四系。它们将构造主体切割成数块，形成堑垒相间的基本构造格局，油藏受构造和岩性双重因素控制，具有多油水系统和多油藏类型的特点。其他一些更小规模的断层对构造没有控制作用，但会对油田开发中油气的渗流产生封堵与屏蔽作用。

根据储层特征、构造特点及储量丰度，该油田分为三个开发区:北区、西区和南区。北区于2001年10月投产，有4口评价井和57口开发井。主要含油层系是被断层复杂化了的明化镇组下段和馆陶组上段河流相砂体，其中明下段埋深约为1100m，厚度约为120m，属曲流河沉积，物源来自NWW方向的古滦河水系。馆陶组和明化镇组油层分别为一套独立的开发层系，储量主要集中在NmⅠ、NmⅡ油组，分别占全区31%和40%，馆陶组储量约占5%。

2 小层对比

地层划分方案的确定是地层对比的前提，在参考原有地层划分的基础上，针对储层砂体叠合研究的需要，将明下段地层从上至下划分为 :Nm0、NmI、NmII、NmIII、NmIV、NmV 六个油组，各油组包含若干个小层，共计28个小层。在此基础上，结合河流相沉积特点，以“井震结合、旋回对比、分级控制、相控约束、三维闭合”为对比原则，采用小波变换与S变换时频分析方法辅助进行地层旋回对比划分，以充分发挥测井纵向分辨率高与地震横向分辨率高的优势，统一地层的测井与地震响应，最终建立了工区内三维精细等时地层格架。

2.1 井震标定

本文共对61口井进行了详细的标定，这在工区范围内保证了足够多的井点样本数据，为地震地质解释、属性提取及反演工作奠定了扎实的基础。

各解释层位的地震反射特征及地质含义如下（从下向上）:

NmIV反射层:NmIV油组顶界，也是砂层顶面，负反射系数。该砂岩大部分地区都比较发育，地震反射绝大多数是波峰，连续性较好。

NmIII反射层:NmIII油组顶界，实为NmII油组砂层的底面，正反射系数，对应地震反射为波谷，全区对比解释较好。

NmII反射层:NmII油组顶界，实为NmI油组砂层的底面，正反射系数，主要是波谷，局部地区窜入波峰。

NmI反射层:大部分井分层在泥岩间，极少井顶部砂岩与上覆泥岩相接。地震反射既有波峰也有波谷，波谷占多数。

油组顶面形态解释是以追踪同时期沉积的反射界面为目标，而河流相同时期的沉积有泥有砂，部分井上的油组分层在泥岩间，造成在解释过程中，局部地区相位反转，这是油组界面解释不可避免的。实际上，井震结合的关键点就在于根据同相轴的连续性调整各井地层划分的界线，使横向关系更为合理。

2.2 旋回划分

高分辨率层序地层学克服了岩性地层对比穿时的缺点，满足了勘探开发中地层对比等时性和高分辨率的要求。旋回性是指不同类型的岩石按一定的顺序在剖面上反复出现的现象，它是沉积岩普遍具有的基本特征。在砂、泥岩间互发育的碎屑沉积中，旋回性特征尤为清楚，旋回界限也比较明显，而进行详细的地层对比采用最多的也是旋回对比方法。

当A/S比值较小时，河道砂体比较连续，NmII油组底部发育一套厚砂岩，岩性多为灰褐色细砂岩，分布稳定，其测井响应表现为自然伽马值低，在单井上易于识别，井间易于对比，是控制全区地层对比的良好标志；当A/S比值较大时，砂体不甚发育，NmIV-2小层以泥岩沉积为主，整体表现为高伽马段，亦可作为一个对比标志。

在井震结合对比油组及特征明显的地层界线基础上，通过沉积旋回及岩性组合对比小层。在A18、A31、A22井连井地层对比，NmII段主要由四期河道和泛滥平原微相叠置而成。从河道到泛滥平原是一个水动力由强到弱，即水深由浅到深的过程，对应一个小的水进沉积事件。这四个短期基准面上升半旋回，从下往上河道微相逐渐变薄，泛滥平原微相逐渐变厚；岩性上，砂岩逐渐变薄，泥岩逐渐增厚，整体上砂泥比逐渐变小，所以NmII段整体上是一个中期基准面上升半旋回。其它的井采用相似的思路进行沉积旋回对比分析，可见小层的横向连续性较好。

2.3 相控约束

“相控约束”即是针对不同的相带采取不同的对比方法。不同的相带具有不同的砂体类型和沉积模式，对于河流相储层，应充分考虑河道的下切作用。

2.3.1 侧向相变对比模式:河流沉积环境相变快，砂岩厚度侧向变化大，同一沉积时间单元内，即使是相邻区域也可能分属不同的沉积微相，如由河道沉积变为溢岸沉积，岩性及测井曲线特征均出现较大差异。相变对比模式要求充分运用相序递变规律，并考虑各种沉积微相空间组合的合理性。

2.3.2 叠加砂体对比模式:多期河流发育的地区，晚期的河流冲刷使得早期河流沉积单元上部的部分或全部被冲蚀，并沉积新的河道砂岩，形成垂向上相互叠加的厚层河道砂岩，这可以结合岩心资料、砂岩体内部泥岩残留情况、测井曲线回返及邻井地层特征进行细分对比。

2.3.3 河道下切对比模式:在河道内，由于晚期河流在不同部位的冲刷不平衡，使得在某些部位，如河道主流线附近特别是在曲流河靠近凹岸一侧，河底强烈冲蚀，河道沉积物直接覆盖在早期河道之上，形成厚层下切砂体，采用下切对比模式。

2.4 利用时频分析技术辅助进行地层旋回对比

地震信号属于非平稳信号，由多个不同周期（尺度）沉积旋回叠加的地震响应，通过时频分析，被分解成各自周期独立的沉积旋回，并以尺度的形式展示出来，通过考察时频能量图局部能量团的变化和多种伸缩尺度的周期性震荡特征，可分析地层的旋回性并与各级层序界面建立对应关系，这就是时频分析划分地层旋回的依据。

采用S变换和小波变换对过A12井的地震道进行时频分析的结果，以彩色变密度方式显示了井旁道。从S变换得到的时频谱，可见三级层序界面处，时频谱表现出能量团突变的特征，这种变换方法频率识别较准确，主要用于计算单频剖面，但对薄层的识别能力有限。从小波变换得到的时频谱，其纵向分辨率较高，可用于分辨薄层，四级层序界面甚至更小级别的短期旋回。根据测井和岩心资料划分的单井沉积旋回发现，它与S变换和小波变换划分的层序界面对应关系很好，表明用时频分析方法划分井旁道旋回、进而建立井旁道等时地层格架是可行的。

单井对比结束后在三维空间内将全区对比骨架剖面（进行闭合，对不在骨架剖面上的井，与周围骨架剖面建立10条联络测线，采用三角网的方法，以骨架剖面上的井为基准进行对比，由此避免了“窜层”现象，建立起了6个油组、28个小层具有真正意义的精细等时地层格架。二维剖面上对比，三维视窗内闭合，容易把握全局，提高了对比精度与效率。

3 沉积微相研究

在精细地层对比、等时地层格架搭建的基础上，本文通过对研究区A31井的岩心观察及岩电标定，总结出了河床、溢岸和河漫3种曲流河亚相，并进一步划分出河道、天然堤、决口扇、河漫滩砂和泛滥平原5种沉积微相，不同微相在岩性、物性、电性上均存在差异。

3.1 典型测井相特征

3.1.1 河道

河道是冲积环境内的水流通道和重要的储集空间。垂向上具有粒度向上变细、沉积构造规模向上变小的典型正韵律特征，厚度一般大于2米。一般层序底部为冲刷面，冲刷面之上见泥砾沉积，向上由细砂岩变为粉砂岩至纯泥岩组成，表现为明显的二元结构；下部具槽状和板状交错层理、平行层理、爬升层理、波纹层理，顶部为具水平层理的泥岩。自然电位测井曲线以钟型为主，也有箱型、钟型箱型组合型，自然伽马曲线低值，深浅双侧向曲线幅度差大，河道中下部一般饱含油。

3.1.2 溢岸

a.天然堤（Levee）

洪水期河水漫越河岸后，流速突降，携带的大部分悬移物质在岸边快速沉积下来而形成。为粉砂岩、泥质粉砂岩与粉砂质泥岩的互层沉积，粉砂岩中小型波状交错层理、爬升波纹层理和水平层理发育。平面上主要分布于曲流河道的凹岸，分布面积较小，以小朵状、小豆荚状镶于河道砂体的边部。垂向上显正韵律，泥质夹层发育，多平行层面分布。厚度一般小于2米，呈楔形窄条状，远离河床方向厚度变薄，粒度变细，并逐渐过渡为河漫滩沉积。天然堤在自然电位曲线上呈指形或齿化钟形，其物性和含油性次于河道。

b.决口扇

在洪水能量较强时，河流冲裂河岸向河间洼地推进过程中沉积下来的扇形沉积体，与天然堤共生，向上游方向多与主河道呈直角或锐角交汇。岩性主要为粉砂岩、泥质粉砂岩与粉砂质泥岩的互层沉积，粒度介于河道和天然堤沉积之间，厚度一般不大，从十几厘米到几米。层理主要为小型交错层理。在电测曲线上表现为齿化漏斗形及底部突变、顶部突变或快速渐变的低幅钟形，幅度差小。决口扇在垂直河道的剖面上呈楔状，远离河床方向厚度变薄，粒度变细。垂向上显正韵律或反韵律，其内亦发育平行层面的泥质夹层。

3.1.3 泛滥平原

泛滥平原属于一种相对细粒的越岸沉积，包括河漫滩砂和泛滥平原泥两种。河漫滩砂主要起因于低洼的地形和季节性的洪水事件。洪水期，沉积物随洪水漫溢到低洼处，砂泥按重力分异进行沉积，岩性以泥质粉砂岩、粉砂质泥岩为主，砂体多呈现孤零土豆状，在自然电位曲线上呈指形或齿化钟形，微电极曲线表现为幅度差小。河漫滩砂在单井上与溢岸砂很难区分，故要在剖面和平面上进行组合加以区分。泛滥平原泥岩是河流体系中粒度最细的沉积单元，主要为灰绿色泥岩，在电测曲线上显示为高伽马，基线自然电位，是本区重要的隔层。

3.2 微相组合方法

首先根据取心井岩电标定对取心井进行单井相分析，建立单井综合柱状图，并得到各种相的测井相图版，据此对非取心井进行单井相解释。然后结合均方根振幅属性（振幅类属性在一定程度上能够指示岩性的变化）、砂体厚度分布、测井相并在经典的曲流河相模式和相序定律的指导下，结合砂体叠合模式，在单井、平面、剖面进行多维互动，对各小层微相分布进行综合表征。

在平面相组合过程中主要遵循以下原则:①研究区物源方向为北西向，所以砂质条带应该是顺物源北西-南东方向展布；河道侧向边界定在河道相井点与非河道相井点之间，在实际处理过程中根据地震属性分布及河道砂体厚度进行预测。②对于溢岸砂体，若与河道相在1个开发井距内，且与河道相接，认为是天然堤和决口扇，其中天然堤呈窄条状位于河道边部，决口扇一般呈扇状与河道凸岸或与河道呈锐角相连；若超过1个井距，特别是两个井距以上，按孤立的河漫滩砂沉积处理。③根据经典的沉积模式及相序定律组合平面相，结合砂体叠置模式，使得整体平面相分布具有沉积成因上的合理性。

3.3 微相平面展布与垂向演化特征

根据上述方法对北区NmIV、NmIII、NmII、NmI及Nm0油组与地震解释时间域层位相应的9个小层进行沉积微相分析。研究结果表明，不同小层间砂体分布形式差异明显，主要可以分为条带状和连片状两类，其中条带状砂体又细分为窄条带状和宽条带状两种亚类。

3.3.1 窄条带状砂体

这类河道砂体是在基准面旋回上升的晚期，可容空间与沉积物供给量比值较高、河流的侧向摆动迁移能力逐渐降低的情况下形成的，主要为小型河道。在广泛分布的泛滥平原背景下，河道镶嵌其中且呈窄条带状，宽度200米左右，溢岸砂体可在泛滥平原中零星分布，也可在河道边缘分布。

3.3.2 宽条带状砂体

宽条带状河道砂体规模明显比窄条带状大，研究区内河道砂体宽度从500m至1500m不等。此类砂体一般形成于基准面上升早期或中期，沉积物源供应充足，可容空间与沉积物供给量比值较低，河道侧向迁移迅速，因此河道砂体的规模较大，平面上呈宽条带状分布。该砂体可以为单期河道的侧向迁移所成，也可以是多期河道侧向叠加的产物。

3.3.3 连片状砂体

连片状分布的河道砂体实际上是河流侧向迁移导致多期河道砂体与溢岸砂体的侧向组合而成，一般厚度较大，延伸范围较广，溢岸砂体可以在复合河道砂体的边缘或两期河道之间，也可以是两期河道之间溢岸砂体被冲刷侵蚀导致大片砂体均为河道沉积。

总的来说，低A/S比值条件下，形成相互叠置、彼此切割的河道砂岩；高A/S比值条件下，产生孤立的、被冲积平原泥岩包围的、各相渐变的河道带砂岩。以NmⅡ油组各小层为例，基准面上升早期，A/S比值小，形成连片状河道砂体，随着基准面的不断上升，A/S比值增大，使得河道规模变小，砂体变薄，泛滥平原泥岩沉积增加，为一典型的退积组合。

4 相控反演的实现

根据沉积微相在时、空域的展布特征，统计河道的长宽比、宽厚比以及其它微相的规模，利用基于目标的方法模拟出各相的分布，然后将河道模型、天然堤模型以及决口扇模型合并，并同河漫滩砂模型一道作为储层相；将泛滥平原（泥）模型作为非储层相。

在此基础上，继续分相、分层统计各微相中波阻抗的空间分布特征；用区域化变量的变差函数来描述其空间各向异性；求取各参数的实验变差函数，选择合适的理论变差模型拟合其各项参数，如根据河道发育的方位、延伸长度、河道宽度、纵向沉积单元厚度来确定主方向、主次变程等。最后按照沉积微相类型，以地震数据为硬约束条件，采用基于马尔科夫链的蒙特卡罗算法反演出高分辨率的相模型。反演过程中采用3个基本约束条件，即相序指导、概率一致、定量地质知识库与变差函数相结合，并以合成地震道与原始地震道的匹配程度作为目标函数的最终收敛条件。

约束稀疏脉冲反演结果的井上的拟阻抗曲线仅保留了120Hz以下的频率成分；相控反演结果的井上显示的是未滤波的拟阻抗曲线。它们在地震带限范围内的反演结果基本相同，大的特征保留在相同位置处。只是不同方法使用的地质约束条件不同，导致在表征储层空间分布特征方面效果不同。对比而言，相控反演垂向分辨率有了很大提高，反演结果在井点处与实际阻抗曲线吻合程度高，无论是薄层还是厚层，都能有所反映；剖面横向上遵从原始地震的连续性、变化自然，河道砂体的外部形态、内部结构、延伸范围以及不同期次间的接触关系等清晰可见。

在没有沉积相约束的条件下，人工或计算机描述储集层属性的平面分布规律及变化趋势随机性比较强，平面上属性值相近，但属于不同沉积单元的储集层，在没有井点控制的情况下，可能被划分为同一成因单元。通过相控地质统计反演，原始地震中模糊的或者很难看清的隐蔽岩性油气藏特征，尤其是储层的沉积和空间展布特征得以很好呈现，常规反演结果的不确定性与多解性得到有效控制。在平面上，反演实现还体现了物性变异方向随微相砂体方向及河道弯曲方向的变化，从而能更好地描述储层物性的空间变化规律。

5 地质应用效果

考虑到渤海湾河流相沉积的复杂与多变性，为了提高海上油田的开采效益，针对QHD32-6油田特有的地质条件，在开发井随钻阶段新获资料的基础上采用相控反演技术逐步修正了油藏地质模型，并提供了井位调整建议。A24为一口大斜度井，原计划钻A23井NmⅡ油组砂体并兼顾其它油层，但在相控反演数据体上该设计井所穿越的地层，在NmⅠ、NmⅢ、NmⅣ油组砂体均不发育。向东调整近500m后实施钻探，测试数据除了证实明Ⅱ油组的含油性外，在NmⅢ-3、NmⅣ-1小层均钻遇厚砂岩并获高产油流。而两年后在A24井原位置处实施的A23h侧钻井，除了NmⅡ油组有产层外，仅在Nm0油组钻遇不到5m的薄砂岩，这表明当时对A24井的调整、变更是正确的。此外，建议的4个井位均有油气产出，取得了良好的经济效益。