成熟探区物探技术发展方向——以中石油成熟探区为例

董世泰,张 研

(中国石油天然气股份有限公司勘探开发研究院,北京100083)

1 成熟探区油气勘探现状

1.1 成熟探区储量增长具有普遍性,勘探开发程度不均衡是老区挖潜增储的基础

据统计,在全球五大油气区内,大油气田的储量增长与成熟探区精细勘探密切相关。在具有50年以上开发历史的大油气田,新增储量的20%～50%来自老区精细勘探,而在开发历史小于50年的油气田,新增储量的50%～90%来自老区精细勘探。

在我国陆上八大含油气盆地,主要含油气区带[1]都已进入成熟勘探阶段。松辽盆地、渤海湾盆地、准噶尔盆地西北缘、柴达木盆地柴西南等地区,勘探开发历史悠久,石油探明程度介于40%～60%。如松辽盆地主力油区常规石油资源探明率接近62%,常规天然气资源探明率接近27%。渤海湾盆地石油资源探明率约为49%,天然气资源探明率约为24%。这些成熟探区都处于富油气凹陷(区带),剩余油气资源丰富。此外,同一盆地不同层系的油气藏类型、油气分布特征存在差异,油气勘探开发程度有较大的不均衡性,这些构成了成熟探区挖潜增储的基础。以渤海湾探区为例,近3年发现的探明储量中,复杂断块、斜坡区岩性和潜山内幕油气藏分别占40%、53%、7%,相应的控制储量分别占19%、54%、27%,预测储量分别占38%、55%、7%。从构造单元看,富油气凹陷发现的探明、控制、预测储量比例分别为94.9%、87.0%、85.5%。从层系看,沙三段以下层系发现的探明、控制、预测储量比例分别为65%、79%、62%(图1)。可见富油气凹陷依然是油气发现的主体,斜坡区岩性、深层构造和地层岩性占比增大,目标向中深层转移的趋势明显。

渤海湾成熟探区不同类型油气藏认识与勘探开发程度的不均衡性在其它成熟探区具有一定的普遍性,是中石油探区未来挖潜增储的重点领域之一。

图1 近3年渤海湾探区累计三级储量构成(单位:104t)

1.2 成熟探区剩余资源潜力及挑战

中石油成熟探区剩余石油资源量约2.27×1010t,占总剩余资源量的53.0%,剩余天然气资源量9.1×1012m3,约占总剩余资源量的30.2%,是油气勘探的重点区带。

松辽盆地成熟探区主要围绕中央坳陷区分布。中浅层优质烃源岩的源内高台子油层和源下扶余油层井控程度高、物性差、产量低、丰度低,平面上由曲流河、网状河、分流河道等多种类型河道组成,河道宽度在100～1000m,横向变化快,连续性较差,多期多类型砂体平面上错叠连片。储层总体具有“薄、叠、窄、差”、断裂发育、油水关系复杂等特点。单砂体厚度薄,2～5m的砂体占40%,1～2m的砂体占30%,5m以上的砂体占10%左右。单期河道宽一般在150～500m,砂岩粒度细,以粉砂岩为主。深层勘探目的层为沙河子组致密砂砾岩与营城组火山岩,埋藏较深、构造复杂、储层致密、物性整体较差。现有地震资料主频35～40Hz,难以满足细分层、小断层构造解释以及储层精细预测的要求。

渤海湾盆地成熟探区主要包括辽河大民屯、西部凹陷、东部凹陷、冀东南堡凹陷、大港岐口凹陷、沧东-南皮凹陷、华北饶阳凹陷等7个主要富油气凹陷[2]。油气勘探对象逐步转向斜坡带复杂岩性、断鼻带/断阶带/背斜带复杂断块[3]、背斜构造带/凸起构造带复杂潜山、逆牵引背斜带火成岩、深层斜坡带致密岩性/湖盆中心泥灰岩等领域。不同领域油气勘探程度差异较大,构造带主体勘探开发程度高,斜坡与凹陷区勘探开发程度低;构造油气藏勘探开发程度高,古近系岩性和潜山勘探开发程度低;中浅层勘探开发程度高,深层勘探开发程度低;常规油气藏勘探开发程度高,致密油勘探开发程度低。复杂岩性和地层岩性油气藏目标规模变小,隐蔽性增强,已发现的断块面积平均0.63km2,断距小于10m,河道砂体面积以0.15～0.50km2为主,现有地震资料主频为20～30Hz,难以满足该区识别小地质体的要求。

准噶尔盆地成熟探区主要包括西北缘和腹部。西北缘玛湖凹陷环带以三叠系、二叠系地层岩性勘探为主,有利砂体侧向叠置,走滑断裂断距较小,单砂体厚度薄。腹部重点领域为东道海子北环带白垩系清水河组地层超覆油气藏、滴南凸起中东部和石东地区白垩系呼图壁河组岩性油气藏,油气分布复杂,走滑断裂控藏因素不清。以上地震地质条件对地震资料保幅和提高分辨率处理提出了更高要求。现有地震资料主频为25～30Hz,难以满足该区有利储层和流体识别的要求。

柴达木盆地成熟探区主要分布在柴西南地区的狮子沟-英雄岭构造带和柴西南斜坡。储层类型包括薄层岩性油气藏、复杂断块油气藏,其中深层小断块油气藏、低幅度构造油气藏、潜山型基岩油气藏等复杂圈闭的精细描述需要高分辨率地震资料来支撑。现有地震资料主频为25Hz左右,难以满足该区复杂的二级、三级断裂和岩性识别的要求。

鄂尔多斯盆地待探明的石油天然气资源主要分布在主力烃源岩发育区,包括中生界低渗透岩性石油储层、上古生界低渗透岩性天然气储层、奥陶系礁滩和缝洞型储层等。碎屑岩储层目标层系多、薄,纵横向变化快,局部地区油水关系复杂。如陇东地区单砂体及气层厚度薄,盒8为0～22m,山1为0～5m。灰岩储层马五6膏盐岩下天然气成藏受区域岩性相变及马五6底面构造等多重因素控制,膏岩和盐岩边界不清,马五7-马五9地层厚度薄。现有地震资料主频为20～30Hz,难以满足该区薄储层及流体识别的要求。

四川盆地勘探总体步入“由浅至深、由新到老、低缓构造带转向复杂构造带、构造圈闭转向岩性圈闭”阶段,成熟探区包括长兴组生物礁、飞仙关组鲕滩和上三叠统须家河组、川东石炭系、嘉陵江组等。碎屑岩致密储层以陆相碎屑岩沉积为主,岩性纵横向变化快,单层厚度变化大(须家河单层2～20m)。深层寒武系、震旦系碳酸盐岩储层埋藏深、时代老、后期构造活动强烈,造成成藏规律复杂、单层厚度变化大(2～25m),且中下部发育泥质云岩夹层,纵横向空间分布不均,非均质性极强。现有地震资料主频为35Hz左右,难以满足该区薄储层和小断裂识别识别的要求。

塔里木盆地成熟探区包括库车前陆冲断带、台盆区奥陶系碳酸盐岩、低幅度薄砂层油气藏,总体属于勘探大发现期。复杂山地现有地震资料主频为20～25Hz,台盆区现有地震资料主频为25～30Hz,难以满足该区小断层、复杂缝洞储层识别的要求。

综上所述,中石油探区主要含油气盆地未来勘探领域普遍面临储层厚度薄、断层断距小、圈闭面积小等难题,提高地震分辨率是成熟探区物探工作的重中之重。

1.3 成熟探区挖潜普遍面临三个盲区问题

上述成熟探区已基本实现三维地震覆盖,简单构造、地层岩性类型的资源已基本搞清楚,剩余资源主要集中在各盆地富油气凹陷(区带)的低勘探程度区以及新领域、新层系,普遍面临资料、技术和认识三个“盲区”。

在低勘探程度区和二类凹陷,一般只有采集时间较早的二维普查地震测线,较难满足地质目标精细评价需求。在富油气凹陷内,火山岩、潜山、深层斜坡区岩性以及隐蔽圈闭等目标埋藏相对较深,内幕储层及成藏主控因素复杂,以往地震资料品质较差,重新认识研究存在资料盲区。

目前常规地震资料频带范围较窄,一般情况下采用新的处理解释技术仅能将频带拓宽10Hz左右,提高地震分辨率、识别米级储层面临巨大技术挑战,成熟探区薄储层、小幅度构造、致密储层等目标评价存在技术盲区。

大部分成熟探区以往的地质认识是,烃源岩和储层以陆相沉积为主,储层类型以构造、地层岩性、特殊岩性体、潜山构造等为主。近年来,大量海相潜力地层被发现,致密油气、非常规、基岩潜山、深层、超深层储量呈上升趋势。面对新的油气藏类型,寻找成熟探区新的规模储量区和优质储量,存在地质认识盲区,需要不断提高和深化地质认识,重新评价生烃规律、油气藏成藏模式、储盖组合、储层物性等。

在上述三个“盲区”中,资料盲区和技术盲区是影响地质认识和目标评价的关键。

2 成熟探区挖潜面临的技术挑战

2.1 中深层目标评价面临原始资料信噪比低的问题

自2000年开展高精度三维地震勘探以来,中石油成熟探区重点区带已基本实现了两个阶段的高精度三维地震资料采集。以渤海湾盆地为例,第一阶段(2000—2007年)面元大小25m×25m,覆盖次数36～128次,横纵比0.2～0.3,频带宽度8～50Hz,主频25Hz左右,中浅层和中深层分辨能力分别为15～30m和30～40m;第二阶段(2008—2016年)面元大小25m×25m和12.5m×25.0m,覆盖次数90～180次,横纵比0.4～0.6,频带宽度5～65Hz,主频30Hz左右,中浅层和中深层分辨能力分别为10～20m和20～30m。对于斜坡区中深层(Es3、Es4、Ek)岩性勘探,第一阶段资料覆盖次数低、面元偏大,重新处理效果改善不明显;第二阶段资料总体品质较高,覆盖次数较高,面元适中,重新处理潜力较大,基本满足中浅层(Em、Eg、Ed、Es1、Es2)复杂断块和岩性滚动勘探需求,但对于中深层潜山和岩性勘探,依然存在覆盖次数低、深层资料信噪比偏低、重新处理内幕成像改善不明显等问题。

2.2 米级薄储层识别面临地震分辨率低的问题

中石油成熟探区常规规模油气储量几近找完,剩余资源挖潜对象面积越来越小,物性越来越差。如渤海湾盆地近几年复杂断块探明储量圈闭的平均面积为0.63km2,断距小于10m,单砂体厚度小于10m。松辽盆地中浅层单砂体厚度小于6m。准噶尔盆地西北缘单砂体厚度10m左右。

近年来,针对老油区油藏破碎、砂体横向变化大、油水关系复杂、注水开发后期剩余油分散、潜力不明等勘探开发问题,开展了宽频、高密度采集,地震频带普遍拓宽10Hz左右。在此基础上开展了井控提高分辨率处理,总体地震频带拓宽15～20Hz左右,分辨率得到改善,但依然不能满足识别15m以下断层和10m以下砂层的需求。提高地震资料分辨率的采集处理技术是成熟探区剩余油挖潜和提高勘探开发效益的关键。

2.3 低品位油气藏评价面临技术储备不足的问题

除储层变薄以外,品位降低成为中石油成熟探区剩余资源勘探开发面临的普遍问题。在渤海湾地区沙3、沙4、孔2、孔3等斜坡区,孔隙度小于10%的储层占40%以上,渗透率小于1×10-3μm2的储层占48%以上。在松辽探区,致密油储层单砂体厚度小于1m的占58%,小于2m的占33%,孔隙度小于10%的占44%,渗透率小于1×10-3μm2的储层占55%以上。准噶尔盆地环玛湖地区百口泉组平均孔隙度7.76%,平均渗透率0.73×10-3μm2。各地区普遍存在相带变化快、储层非均质性强、物性差等问题。常规地震资料处理、地震反演等成果难以识别有效储层,提高分辨率采集处理技术、提高低品位储层预测技术储备不足,现有地震技术难以满足油藏精细建模需要。

3 成熟探区挖潜技术应用案例分析

3.1 处理技术进步使老资料品质不断提高,是化解技术盲区问题的关键

在新的勘探阶段,随着保幅处理、叠前时间偏移、叠前深度偏移、各向异性偏移、逆时偏移等处理技术的发展,中石油各探区普遍部署实施了老地震资料的重新处理解释工作,使老资料信噪比、分辨率和成像精度不断提高。如在渤海湾地区历经多年、多轮次勘探的成熟老区,对成藏条件优越、具有资源潜力和老资料重新处理潜力以及圈闭规模的区块,开展了多轮次老资料重新处理解释。2004—2009年开展了大连片叠前时间偏移处理,为全凹陷构造样式、沉积层序和储层展布研究奠定了基础;2009年至今开展了以地质评价为主的目标处理,提高了复杂构造精细解释精度和储层叠前预测精度;在重点凹陷,针对中深层斜坡区岩性和潜山目标开展了连片叠前深度偏移处理[4],落实了基底构造特征,为深层领域勘探奠定了基础。2011年至今已累计实施老资料重新处理36204km2,占盆地三维地震勘探面积的83%。大港板桥地区经过高分辨率目标处理、叠后反演和层序地层学解释[5],地震剖面的频带展宽15Hz,分辨率显著提高(图2),通过井震标定和五级层序砂层对比,在板桥断裂构造北翼滨Ⅰ段发现千万吨级规模储量。在辽河笔架岭地区,开展了全频保幅处理,超越有效频宽的限制,全频带(0～截频)拓展地震信号,力求子波主频、频宽、相位、振幅能量在整个剖面上保持一致,新处理成果主频从22Hz拓展到30Hz,频带从7～40Hz拓宽至4～55Hz,盆地边界、断裂、潜山顶面及内幕成像质量得到大幅度提高(图3)。

3.2 以盆地整体认识为目标的连片叠前深度偏移,是构造和沉积再评价的关键和化解认识盲区的基础

随着勘探目标向下坡进洼处延伸,斜坡区岩性、深层潜山等复杂构造成为勘探重点,以往处理成果对斜坡区和深层关注度不够,不能满足勘探要求。近年来,华北油田针对各凹陷部署实施了三维叠前深度域连片偏移处理,在凹陷整体重新认识方面发挥了重要作用。以霸县凹陷为例,着眼全局、突出目标,部署了1955km2叠前深度域连片处理,以此为基础建立全凹陷高品质地震数据平台[6];开展全凹陷构造精细解释,深化了整体构造特征再认识,首次明确洼槽区发育鄚州、鄚北、岔河集-高家堡、叶家庄、叶家庄北五排构造(图4);开展构造、沉积成藏特征整体认识,形成顺向断阶油藏、逆掩断垒油藏、致密带封堵油藏等3种模式,发现多领域、多区带勘探目标,助推2014—2015年文安斜坡河道砂岩性油藏上交预测储量4000多万吨,高家堡构造-岩性油藏上交预测储量2000多万吨,岔河集复杂断块上交探明储量2000多万吨,文安南段河道砂岩性油藏上交控制储量1000多万吨,陡坡带扇体钻探成功率90.9%。

图2 大港板桥以往处理(a)与目标处理(b)剖面对比

图3 辽河笔架岭地区常规处理(a)与全频处理(b)剖面对比

图4 华北霸县凹陷连片深度域处理剖面

3.3 面向复杂对象的目标采集提高了地震资料品质,是弥补资料盲区的关键

成熟探区早期采集的部分地震资料时间跨度大,采集参数差异大,中深层信噪比低,经过多次重新处理仍难以满足目标精细评价的要求。在部分二类盆地和凹陷周缘地带,以早期二维地震资料为主解释的构造及储层落实程度低。随着勘探认识不断深化,在富油气凹陷的周缘地带、富油气凹陷中深层发现巨大勘探潜力,而以往地震资料匮乏或品质较差成为制约地质认识的瓶颈。加强高精度目标地震采集,解决资料盲区问题,是发现新的储层和圈闭目标的关键。如在华北饶阳蠡县南,以往地震资料以二维为主,以往地质认识是该区处于蠡县斜坡。为重新认识本区地质特征,部署实施了高精度目标三维采集,发现了两个北西向复杂断裂带(宁42井区张扭带和冀探1井区张扭带),高阳鼻状构造带与老资料相比规模更大(图5)。在此基础上发现22个圈闭,总面积66km2,为扩展勘探领域奠定了基础。在杨武寨洼槽实施高精度目标采集,落实沙三段下部砂体展布,发现强161x、强162x、强68x等3个有利岩性圈闭,合计含油面积8.5km2,预测储量近千万吨。钻探强161x井、强162x井、强68x井发现累计厚度近百米的油层,揭示出斜坡区深层良好、巨大的勘探潜力。

图5 华北蠡县南老资料(a)与新资料(b)T4构造图对比

4 物探技术发展方向

成熟探区精细物探成效表明,最大限度挖掘现有资料潜力、以提高地震资料分辨率和成像精度为核心的老资料重新处理解释,是化解成熟探区挖潜技术盲区的关键;以盆地整体认识为目标的连片叠前深度偏移成像是构造和沉积再评价、化解成熟探区挖潜认识盲区的基础;面向复杂对象的目标采集是提高地震资料品质、弥补成熟探区挖潜资料盲区的关键。在此基础上,加强以“井-震-藏”一体化为核心的油藏地球物理技术研究,强化井间信息利用,细化和量化砂层组或主力层砂体分布特征描述,做精做细物探,精雕细刻储层,是提高成熟探区油藏建模和剩余油预测精度,寻找漏失油气藏的重要技术发展方向。

4.1 强化井约束的老资料重新处理解释,为新的预探、评价井位部署奠定基础

地质评价风险贯穿于油气勘探的整个过程。在成熟探区精细勘探阶段,要重点解剖前期预探发现的油藏类型,明确目标的性质,通过强化地震地质研究,明确储层类型和油藏类型,认清油气分布规律,确定新一轮井位部署的侧重点,以控制目标规模;强化以勘探—评价—开发井资料约束的三维资料叠前深度域重新处理和解释,使新一轮预探、评价井位部署建立在井控资料的基础上。

4.2 加强以凹陷为单元的老资料连片叠前深度偏移处理,为地质整体再认识奠定基础

在构造油藏勘探阶段,井位部署通常仅需要构造图、油藏预测剖面及过井“十”字地震剖面。在成熟探区精细勘探阶段,井位部署要求在提交以上图件的同时,还要提交主要目的层构造图、沉积相图、古地貌分析图、单井合成记录、反演剖面,以及振幅类、频率类、时间-频率类属性分析图、砂体厚度图等。这些图件需要高保真、高精度的成像资料做支撑,以宽频高分辨率、高信噪比地震数据为基础。应强化地震老资料与钻井、测井等资料的结合,开展深度域宽频连片叠前深度偏移处理,为成熟探区地质整体再认识及深层勘探奠定基础。

4.3 加强提高分辨率地震采集技术研究

地震反射信号的多次覆盖会降低地震资料的分辨率,但能够改善原始资料的信噪比,只有在一定的信噪比条件下,才能谈分辨能力的问题。人们习惯于在地震时间剖面上看时间分辨率,在切片平面图上看空间分辨率。在具备一定信噪比并具有较宽频宽的剖面上,时间分辨率正比于最高频率,空间分辨率正比于(偏移后)最大波数。一般来说,高分辨率的时间剖面表现为分层细、反射同相轴有疏有密、相位分得开、振幅有强有弱,即剖面具有动力学特征。但反射同相轴多不一定就是高分辨率时间剖面,反射同相轴少不一定不是高分辨率时间剖面。高分辨率地震时间剖面指目的层频带振幅谱覆盖的范围达到2.5～3.0个倍频程及以上,能够满足大套地层追踪、大断层划分、次级层序划分、二级/三级断层划分和地层岩性解释的需求。因此,地震勘探中高频信息与低频信息同样珍贵不可缺失。实际野外作业中,获得高信噪比的高频信息难度大,获得高信噪比的低频信息也不易,应加强野外地震采集中提高空间分辨率、提高低频弱信号和高频弱信号记录能力、提高低频信号和高频信号能量、拓宽地震频带等技术的攻关[7-8]。

4.4 强化提高分辨率地震处理技术研究

提高分辨率处理包括子波选择、低频保护、地表一致性反褶积、补偿低降速带吸收衰减等,以压缩地震子波,合理拓宽地震频带。

影响地震分辨率的因素包括地震和地质两个方面。其中地质因素对地震分辨率的影响主要表现为地震波在地层中传播时子波发生变化。高分辨率处理的最终目标是获得反射系数剖面,即期望子波是冲激函数。

近地表岩性的变化会引起能量和子波严重的空间变化,这种变化远大于地质和油气因素引起的储层信息变化。表层介质沉积松散对地震波的能量有强烈的衰减作用(约占60%～70%),尤其是高频能量,严重降低了地震资料的分辨率,给储层识别带来一定的不确定性。因此,在表层调查的基础上,研究近表层衰减规律,采用Q补偿或Q偏移等确定性定量补偿方法,基于近地表模型和中、深层模型,进行空变和时变构造约束补偿,解决吸收衰减问题,是提高地震资料信噪比和分辨率的关键。

最大程度地利用已钻井的测井资料、VSP资料,将“井点数据”和地面地震数据进行一体化联合分析与处理,弥补常规处理技术的不足,进一步提高地震资料分辨率,更好地满足薄储层、小地质目标体勘探开发对地震资料高精度的需求[7]。

4.5 强化井-震-藏一体化精细评价研究

以岩石物理分析为基础,在井资料约束下进行精细的井控处理与解释,在深度域进行精细油层顶底构造成图,建立精细层序地层学模型;开展叠前反演、油气预测和裂缝预测,特别是开展相控条件下的储层预测和基于构造动态演化的地震地质沉积微相研究,进一步提高地震分辨与识别能力。

充分利用岩心、测井、地震资料和生产动态资料,对各层序地层及基准面旋回界面、洪泛面的成因类型进行综合研究,建立中短期旋回层序地层框架,在此基础上进行以短期层序为单元的等时地层对比,划分单井沉积微相并描述小层单元内沉积微相特征。应用层序地层学和相控储层建模技术建立能精细表征储层非均质特征的地质预测模型,提高储层预测空间分辨率。

引入构造动态演化技术,进行单井地层埋藏史恢复和地层沉降史模拟。利用地震相在不同构造运动旋回中的横向变化和特征差异,划分不同沉积旋回中的地震沉积相;利用地震切片、多属性融合成像、切片沉积相投影、平面沉积相智能追踪等技术,进行地震-地质解释,提高对地下规模较小的地质体的识别能力。以已知地质规律、钻井资料、测井资料为约束,提高薄地层、复杂岩性的识别能力和空间分辨能力[7]。

5 结束语

成熟探区剩余油气藏成藏总体规律与已发现的油气藏具有一定的相似性,但沉积微相与储层配置关系、有效储层及成藏主控因素等细节存在认识差异,中深层储层物性变差,非均质性强,储层与流体预测符合率偏低。因此,只有以精细刻画剩余油分布为目标,加强以提高分辨率为目的的地震采集处理解释技术研究,强化井间信息利用,做精做细物探,精雕细刻储层,才能有效支撑成熟探区的勘探开发效益。