东营凹陷复杂岩性区浊积岩含油性预测方法研究——以史南—郝家地区为例

谭星宇,解习农,董孝璞

(中国地质大学(武汉)构造与油气资源教育部重点实验室,湖北武汉430074)

东营凹陷复杂岩性区浊积岩含油性预测方法研究
——以史南—郝家地区为例

谭星宇,解习农,董孝璞

(中国地质大学(武汉)构造与油气资源教育部重点实验室,湖北武汉430074)

东营凹陷古近纪沙三段沉积时期发育大量的浊积岩油气藏,但由于浊积岩沉积区岩性构成和波阻抗特征十分复杂,加之浊积岩发育范围广、埋藏深、厚度薄等特点,使得常规属性和叠后反演难以解决储层识别和量化预测问题。针对这些问题,选取史南—郝家地区作为研究区,应用井和地质资料,进行岩石物理分析,找出复杂岩性区内对含油浊积岩响应良好的弹性参数；以叠前同时反演为基础,利用叠前地质统计学反演清晰刻画含油浊积岩纵、横向变化特征；利用地质统计学协模拟方法预测孔隙度,圈定有利含油浊积岩储层范围。研究结果对东营凹陷含油浊积岩储层的勘探有借鉴和参考意义。

复杂岩性;浊积岩;含油性;叠前地质统计学反演;史南—郝家地区

浊积岩岩性油气藏多发育在陆相湖盆的沉积中心地区,近油源的同时周围的烃源岩本身就具有良好的封堵条件,是现今陆上油田勘探开发的重点之一。东营凹陷是一个典型的陆相断陷湖盆,盆内发育大量的浊积岩,区内地震、测井、地质等资料丰富,是研究浊积岩岩性油气藏的理想地区[1]。史南—郝家地区位于东营凹陷西北部,利津洼陷中部,滨县凸起的东南侧,面积约125km2,区内开展了满覆盖三维地震,并有探井、开发井200多口,是胜利油田重要的岩性油藏探区之一。

史南—郝家地区浊积岩集中发育在沙河街组三段中亚段(以下简称沙三中亚段),在层序地层学的指导下,将沙三中亚段划分为9个等时地层单元,对应着9期砂组。其中沙三中亚段第6砂组是该区浊积岩主要发育层段。经钻井证实，研究区沙三中亚段岩性复杂,砂岩、泥质砂岩、灰质/白云质砂岩、灰质泥岩、油页岩均有发育,导致岩石的电性特征、声学特征、地震反射特征十分复杂;同时浊积岩通常厚度小,横向变化大,使得常规地震属性难以预测其分布范围,且单一波阻抗属性不能识别浊积岩含油性,储层预测困难。

1 研究思路及关键技术

对史南—郝家地区内重点井进行分析,发现各种岩性纵波波阻抗范围互相重叠,单独使用地震属性技术或叠后波阻抗反演技术都很难取得良好的效果[2-3];此外,由于沙三中亚段浊积岩埋深较大,地震资料频带较窄,浊积岩储层厚度薄,进一步增加了区内含油浊积岩储层预测的难度。图1给出了营922井各岩性纵波波阻抗分析结果。

图1 营922井各岩性纵波波阻抗分析结果

针对研究区面临的储层预测难题提出了综合应用地质、测井、地震等资料,通过岩石物理分析得出含油储层敏感弹性参数,以叠前同时反演为基础,进行叠前地质统计学反演,最终实现含油浊积岩储层的综合分析和精细预测,满足复杂岩性区浊积岩含油性精细预测的要求,技术流程如图2所示。

1.1 岩石物理分析

岩石物理分析的目的就是建立储层参数与各弹性参数之间的关系。研究中对叠前地质统计学反演得到的泊松比、纵横波速度比、λρ和μρ等多种弹性参数进行敏感性测试,优选出对含油储层响应良好的弹性参数。这是进行叠前同时反演与叠前地质统计学反演的重要依据,也是进行储层分析和预测的基础[4-6]。

进行岩石物理分析应先确定研究区含油浊积岩弹性参数的实际响应,选取营926井6砂组2986～2991m处含油浊积岩储层进行分析(图3),该段浊积岩岩性为粉砂岩,油层厚度5m。从图3分析可知:含油储层表现为低自然电位、低自然伽马、相对高纵波阻抗、相对高横波阻抗、低泊松比、相对低λρ,高μρ,低纵横波速度比、高孔隙度、低含水饱和度的特征。这些特征反映了该段浊积岩含油,并具有良好的物性。

图4给出了史南—郝家地区依据钻井资料编制的各弹性参数交会结果。图中红色代表含油储层,黑色代表非储层。随后针对研究区10口重点井进行弹性参数交会分析,寻找对含油浊积岩储层反应良好的弹性参数。由图4可见,研究区不同弹性参数对含油浊积岩储层的识别能力存在差异,单一弹性参数不能很好地将含油浊积岩储层与非储层区别开来,而要通过两个弹性参数交会识别。分析表明,纵横波速度比、泊松比、λρ和μρ参数与纵波波阻抗/横波波阻抗参数交会对含油储层的敏感性相似,最终选用纵横波速度比与纵波波阻抗交会对含油储层进行描述,主要考虑到:①反演得到的纵波波阻抗比横波波阻抗更加稳定;②纵波波阻抗与纵横波速度比参数进行交会时,含油储层与非储层之间的界限比其它属性更加清晰;③密度反演普遍不稳定,纵横波速度比相对λρ与μρ等可避免求取密度时所产生的累积误差[7]。

图2 复杂岩性区浊积岩含油性预测流程

因此将最终反演获得的纵波波阻抗与纵横波速度比数据体进行交会雕刻,就能够划分出含油储层与非储层,从而获得含油浊积岩储层数据体。

1.2 叠前同时反演

夏目漱石认为本位主义是固执己见。漱石认为藤尾有些固执。漱石讨厌的不仅仅是有着现代知识的个性强烈的未来志向的女性，而是位于背后的支配和被支配的意识形态的东西带入，适用于周围的人。作为社会的一种价值观，从夏目看来，是病态的、扭曲的。在日本的现代家庭中，自我的确立和现代社会有着无法调和的矛盾。在这个矛盾下形成失真的价值观，即为本位主义。藤尾被这个极端的本位主义支配，人生的方向也会陷入困境。无论是克娄巴特拉还是藤尾都拥有巨大能量的自我主义，断然拒绝别人对私生活的干涉。

叠前同时反演方法是在多个分角度叠加数据体上运用Knott-Zoeppritz方程或其近似方程,结合测井中的纵波、横波等数据进行同时反演,得到纵波波阻抗、横波波阻抗和密度等数据体的一种确定性反演。因为在反演中加入多角度和多尺度信息来约束反演,降低了反演的多解性[8-9],因而越来越多地被应用于储层识别。

叠前同时反演是一种基于地震的反演,其纵向分辨率受地震频带宽度的限制,因而无法识别浊积岩这种薄储层,需要采用反演精度更高的叠前地质统计学反演。但是,由于叠前同时反演充分考虑纵波波阻抗、横波波阻抗、密度等参数的内在联系及相互关系,使得反演结果更加稳定可靠,因此常作为叠前地质统计学反演的研究基础,主要表现在:①叠前同时反演能够得到良好的井震标定结果,而井震标定是连接测井与地震信息的桥梁;②叠前同时反演可以估算地震资料的信噪比,而地震资料的信噪比是叠前地质统计学反演结果横向预测准确度的参照;③叠前同时反演可以得到目标体的展布、岩性垂向比例等,这些地质认识都是叠前地质统计学的初始模型;④叠前同时反演最终得到的各属性体也可对叠前地质统计学反演的结果进行质量监控。

图4 史南—郝家地区依据钻井资料编制的各弹性参数交会结果

研究区内采用5°～15°,16°～26°,26°～30° 3个角度叠加数据体进行了叠前同时反演。由过营926井、河168井的纵波波阻抗(图5a)和纵横波速度比剖面(图5b)可以看出,两口井含油浊积岩储层显示出相对高纵波阻抗和低纵横波速度比的特征,这与岩石物理分析得到的含油浊积岩的特征吻合。

1.3 叠前地质统计学反演

叠前地质统计学反演是一种随机反演,采用贝叶斯推论和马尔科夫链的蒙特卡洛算法(Markov Chain Monte Carlo)严格地建立符合测井、地质和地震数据的地质模型,将基于传统地质统计学的高斯域随机建模与改进的非线性优化算法结合的一种反演算法[10-11]。这种反演方法将高分辨率的测井信息与拥有精细层位解释的三维叠前地震信息结合,运用多个叠加角道集在高分辨率的地层格架里估算岩性的空间分布与纵、横波速度等数据体。同时得到的弹性参数数据体可以进行地质统计学上的协模拟,得到具有相关关系的储层数据体。

叠前地质统计学反演输入数据包括测井曲线、叠前地震数据、子波、地层格架模型、各种岩性的概率密度分布模型、变差函数及岩性比例等,以下是叠前地质统计学反演的一般步骤[12]:①在井资料与地质资料分析中对每种岩性分别进行地质统计,将垂向与横向的变差函数、岩性比例及空间变化趋势等信息组成先验概率密度分布;②利用贝叶斯原理将所有概率密度分布组合成多元的概率密度分布模型;③运用马尔克夫链算法从多元概率密度分布模型中获得等概率样本数据,对这些数据进行分析筛选及处理,得到能正确反映空间变化的岩性体、纵波波阻抗、密度等属性数据体;④将每个样本数据模拟出的地震响应与实际地震数据进行对比、处理及优化,不断修改,尽量减小残差;⑤对最终得到的样品数据进行联合模拟,减少随机模拟的误差,增加模型的稳定性,最终得到岩性概率体及各属性体。

图5 史南—郝家地区过井测线叠前同时反演结果

图6 史南—郝家地区过井测线叠前地质统计学反演结果

孔隙度是一种重要的储层物性,利用叠前地质统计学反演结果与岩心实测孔隙度进行地质统计学协模拟,预测出的孔隙度对于复杂岩性区含油浊积岩储层的物性描述至关重要。这里的地质统计学协模拟指的是在叠前/叠后地质统计学反演结果的基础上,分析各弹性参数与储层属性(如孔隙度、饱和度等)之间的关系,利用反演得到的岩性体和各弹性参数体,进行随机模拟,最终得到基于叠前/叠后地质统计学的储层属性体。利用该方法在研究区叠前地质统计学反演结果的基础上，统计得到纵波波阻抗、纵横波速度比、密度与实测孔隙度之间的关系(图8)。根据图8得到的统计结果将3种弹性参数体分岩性参与地质统计学协模拟，预测出孔隙度体(图9)。以预测出的孔隙度体做参照，可以在剖面与平面上圈定孔隙度大于一定值的储层范围，从而识别油气甜点区，为井位部署提供依据。

图7 史南—郝家地区过井测线叠前同时反演与叠前地质统计学反演结果对比

图8 采用叠前地质统计学反演方法得到的纵波波阻抗、纵横波速度比、密度与实测孔隙度的关系

图9 史南—郝家地区过井测线叠前地质统计学孔隙度体反演结果

2 含油浊积岩储层预测

在史南—郝家地区利用叠前地质统计学反演方法预测了含油浊积岩储层厚度和储层孔隙度。图10为预测的含油浊积岩储层厚度平面分布图。统计该地区钻遇6砂组含油浊积岩储层的10口探井,将反演预测的油层厚度与钻遇的实际油层厚度进行对比(表1),吻合度很高,需要说明的是油水同层或含油水层等油水共存的储层,反演预测对应的是油层净厚度,如营103井发育8.8m的含油水层,净油层厚度为3.0m,与反演出的厚度3.1m吻合。因此可以认为叠前地质统计学反演能够较好地预测出含油浊积岩储层的分布与厚度。

图11为叠前地质统计学反演得到的6砂组含油储层孔隙度平面图。将预测孔隙度与岩心实测孔隙度进行对比(表2),误差小于10%,可以认为预测孔隙度能够很好地反应研究区含油浊积岩储层孔隙度。

图10 史南—郝家地区6砂组含油浊积岩储层厚度平面分布

表1 史南—郝家地区6砂组含油井统计结果

井位深度段/m岩性油层厚度/m油气解释油层累计厚度/m营9222974．2～2978．0粉砂岩3．8油层3．8河1683333．6～3334．23335．9～3336．5泥质粉砂岩泥质粉砂岩0．60．6油层1．2河1723374．2～3375．83378．4～3379．6灰质粉砂岩灰质砂岩1．61．2油层2．8营9262986．0～2991．0粉砂岩5．0油层5．0营893108．0～3110．0粉砂岩2．0油层2．0河1553146．0～3147．4泥质粉砂岩1．4油层1．4营9253460．8～3465．9含砾细砂岩5．1油水同层5．1营1023196．0～3203．4细砂岩7．4油水同层7．4营1033215．0～3223．8粉砂岩8．8含油水层8．8营903106．8～3108．63115．2～3117．4粉砂岩粉砂岩1．82．2含油水层4．0

表2 史南—郝家地区6砂组实测孔隙度统计结果

将反演得到的含油浊积岩储层厚度(图10)、孔隙度分布(图11)与地质资料结合进行分析,找寻有利储层发育区。营102井、营103井和营90井附近含油浊积岩储层厚度大,平均孔隙度在12%以上,储层以粉砂岩、细砂岩为主,试油数据显示两口井的储层都是油水共存。史南—郝家地区北部的含油浊积岩与南部断层下盘的含油浊积岩厚度大、孔隙度高,但据现有资料显示,这两个区域并未有井钻遇第6砂组地层,勘探开发存在一定风险。南部河155井附近浊积岩储层油层厚度小,孔隙度物性一般,勘探潜力不大。而营922井、营926井、河172井附近储层有井钻遇第6砂组浊积岩油层,岩性以粉砂岩为主,同时油层连片,厚度大,预测孔隙度在12%以上,局部预测孔隙度在16%左右,建议可在该区域内进行井位优选,该预测成果也可为史南—郝家地区下一步开发井的部署提供参考。

图11 史南—郝家地区6砂组含油浊积岩储层孔隙度平面分布

3 结束语

东营凹陷史南—郝家地区现有井资料岩石物理分析表明,浊积岩发育区岩性复杂,单一纵波波阻抗属性不能用于储层识别,但含油浊积岩储层具有相对高纵波波阻抗与低纵横波速度比的特点,通过该弹性参数组合可以进行含油浊积岩储层和非储层的识别。

叠前地质统计学反演结合岩石物理分析优选出的敏感弹性参数以及叠前同时反演的约束,能对浊积岩含油性及几何形态进行精细描述,结合地质统计学协模拟反演出的孔隙度,可以对含油浊积岩储层进行综合预测和分析。

该方法实际应用效果良好,预测含油浊积岩储层与实钻井吻合度很高,预测浊积岩含油储层孔隙度误差小于10%。并且通过研究分析认为营922井、营926井、河172井附近为含油浊积岩有利储层发育区,具有勘探开发的潜力。

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(编辑：陈 杰)

Prediction of oil-bearing property for turbidite reservoir in Shinan-Haojia area,Dongying Sag

Tan Xingyu,Xie Xinong,Dong Xiaopu

(KeyLaboratoryofTectonicsandPetroleumResources,MinistryofEducation,ChinaUniversityofGeosciences,Wuhan430074,China)

In Dongying Sag,amount of turbidite reservoirs are developed in member 3 of Shahejie formation in Paleogene Period.However,conventional methods cannot meet the demands of turbidite reservoir recognition and quantitative prediction because of the complex lithological composition and wave impedance characteristics of turbidite,as well as its wide distribution,large burial depth and thin layer thickness.To solve the problem,taking Shinan-Haojia Area as example,by combining well data,geological data with petrophysical analysis,we found the elastic parameters that correspond well with the oil-bearing turbidite in the complex lithological area.On the basis of prestack simultaneous inversion,the lateral and longitudinal variation of the oil-bearing turbidite is characterized by pre-stack geostatistical inversion.Moreover,the porosity is predicted by geostatistical simulation,and the distribution of favorable oil-bearing turbidites is verified,which provides effective guidance for the exploration of turbidite reservoirs in Dongying Sag.

complex lithology,turbidites,oil-bearing property,pre-stack geostatistical inversion,Shinan-Haojia area

2015-04-08;改回日期：2015-09-22。

谭星宇(1989—),男,博士在读,主要从事地震沉积学、储层预测等方面的研究。

解习农(1963—),男,教授,主要从事盆地动力学分析、海洋地质与资源、盆地流体和油气藏动力学的研究。

国家科技重大专项“高精度地震勘探关键技术攻关与系统配套”项目(2011ZX05006-002)资助。

P631

A

1000-1441(2015)06-0762-08

10.3969/j.issn.1000-1441.2015.06.015