曙光地区杜家台油层薄砂岩高精度预测

2020-03-04雷文文钱丽欣秦喜春

特种油气藏 2020年6期

陈昌，金科，雷文文，王衡，郭峰，钱丽欣，秦喜春

(中国石油辽河油田分公司，辽宁盘锦 124010)

0 引言

目前主流的地震反演技术包括稀疏脉冲反演、地质统计学反演以及地震波形指示反演等。稀疏脉冲反演是基于脉冲反褶积基础上的递推反演方法，此方法能够建立一个宽频模型，但是算法只要求模型匹配地震数据，分辨率与地震资料基本相当，纵向分辨率低，难以满足薄砂岩油层预测的需求[1-2]。地质统计学反演可以获得高分辨率的反演结果[3]，但是其高频成分来自随机模拟，反演结果与地震趋势吻合程度低，预测性较差[4]，同时对参与反演井的数量有较高的要求，少井情况下模拟结果往往与地质规律吻合较差[5]。地震波形指示反演是近年来发展起来的薄层高分辨率反演技术[6]。研究发现，相似的地震波形直接反映其相似的波阻抗特征，间接反映其相似的电(岩)性特征，利用地震波形横向相似性驱动测井高频信息，通过地震波形高效动态聚类，建立地震波形结构与高频测井曲线结构的映射关系。从井上提取的高频信息不再是随机高频成分，而是基于地震波形约束的确定性高频成分，提高了反演结果的纵向分辨率和横向分辨率[7]。同时，地震波形指示模拟也利用地震波形横向变化代替了变差函数，构建了不同地震相类型的贝叶斯反演框架，实现了真正的相控反演，在薄层预测中取得了良好的效果[8]。基于以上分析，地震波形指示模拟是解决陆相薄互层预测最有效的储层预测技术，因此，此次研究优选地震波形指示模拟方法开展目标区薄砂岩预测。

1 勘探目标区概况

曙光地区古近系沙河街组沙四段杜家台油层位于辽河西部凹陷西斜坡南段(图1)[9]，北起曙112井区，南至齐12井区，东起兴隆台构造带西侧，西至沙四段尖灭线，面积约为400 km2。古近系沙四段沉积时期，西斜坡发育了较大规模的扇三角洲沉积体系[10]，扇三角洲前缘—前扇三角洲沉积的薄层砂体发育，多口探井在薄砂层钻遇良好油气显示，其中，杜309、杜古106等井在薄层砂岩中获高产油气流，证实了该区薄层砂岩的勘探潜力。但目前薄砂岩预测精度低，难以有效刻画薄砂岩分布特征，在很大程度上制约了该区勘探开发的深入。

图1 研究区位置(据文献[1]修改)

2 地震波形指示模拟效果分析

2.1 储层特征分析

杜家台油层沉积时期发育典型的扇三角洲沉积体系，主要发育水下分支流河道、分支流河道间、河口砂坝与席状砂等微相。其中，水下分支流河道砂体和河口坝砂体面积大、储层物性好，为油气聚集提供了良好的储集空间。从近似垂直物源方向的过曙102—曙56—曙100—曙66井杜一段和杜二段的连井砂体对比剖面可以看出(图2，黄色代表砂岩)，杜一段和杜二段砂体累计厚度整体较薄，为28.8～34.3 m；从测井曲线对比特征上看，不同井之间砂体形态差异较大，砂体之间相互不连通，符合远端河口坝或席状砂特征。纵向上，杜二段砂体累计厚度为24.2～33.5 m，杜一段砂体累计厚度为0.0～5.4 m，从杜二段到杜一段砂体厚度整体减薄。杜二段砂体较为发育，是杜家台油层的主力含油砂体，但单砂体厚度薄，92%的砂体厚度分布在3.0～8.0 m，呈现出明显的薄互层特征。

图2 过曙102—曙56—曙100—曙66井连井砂体对比剖面

地震反演的基础是寻找能够区分储层的测井弹性参数，通常利用测井曲线和岩性解释结论建立直方图实现。综合应用多种曲线建立杜家台油层岩性识别直方图(图3)。由图3a可以看出，砂岩和泥岩高度重合，因此，波阻抗曲线无法区分砂岩和泥岩。SP曲线能够较好区分砂岩和泥岩，砂岩的SP小于7 mV(图3b)。因此，可以通过地震波形指示模拟技术模拟SP参数识别砂岩。

图3 杜家台油层岩性识别直方图

2.2 地震波形特征分析

结合区域沉积相特征，选取杜125主力河道区块的3个样本井，沿杜二段顶面向下垂向提取1个波长的地震波形，同时为其匹配长度相同的波阻抗曲线(Imp)和SP曲线，建立地震波形-波阻抗曲线-SP曲线组合(图4)。针对1个波长内的波形和测井曲线进行对比，通过地震波形变化的信息，验证沉积环境的变化。

图4 波形曲线对比

由研究区沉积相分布可知，A井和B井位于同一河道沉积相内，通过单井地震波形-波阻抗组合对比分析表明，相似的沉积环境下，A井与B井具有相似的曲线旋回特征(组合结构)；相似的组合结构会产生相似的地震波形。因此，在同一相带内，地震波形-波阻抗曲线特征相似，其SP曲线特征也基本相似。而C井位于河道间内，地震波形特征与A、B井波形特征均有不同，其波阻抗、SP曲线均不相似。

2.3 不同方法反演效果对比

由于杜家台油层砂体薄、横向变化快，同时受多期断层影响，地震同相轴连续性较差、反射特征横向变化大。研究区三维地震数据主频约为25 Hz，杜家台油层速度约为3 200 m/s，按照地震资料1/4波长的分辨率极限计算，地震资料可识别的最小砂体厚度为32.0 m。图5为过曙102—曙56—曙100—曙66井连井地震特征和反演效果分析图，图中黑色曲线为SP曲线，红色代表解释结论为

图5 过曙102—曙56—曙100—曙66井连井地震特征和反演效果分析

砂体。由图5a可以看出，地震资料显然无法识别杜家台油层3.0～8.0 m的薄砂岩。利用三维地震资料和波阻抗曲线开展稀疏脉冲反演，从得到的波阻抗剖面上图5b可以看出，利用三维地震资料和波阻抗曲线开展的稀疏脉冲反演结果分辨率与地震剖面相当，仍无法分辨出杜家台油层的薄砂岩。利用地震波形指示模拟技术开展SP参数模拟，得到了高分辨率的SP模拟结果(图5c)。由图5c可以看出，相比于稀疏脉冲反演结果，地震波形指示模拟结果分辨率大幅提高，能够清晰识别出杜二段和杜一段的薄砂岩，且不同井之间砂体互相不连通，呈现出孤立的透镜状单砂体特征，符合远端河口坝或席状砂的特征。

为了进一步定量论证波形指示模拟的精度，分别从稀疏脉冲反演波阻抗数据体和波形指示模拟SP数据体上提取曲线(以曙56井为例)。为了便于和反演结果对比，实际测井曲线以2 m采样进行了滤波，并利用图2进行岩性解释。如图6所示(图中红色砂体代表砂岩)，第3道为实际波阻抗曲

图6 稀疏脉冲反演与波形指示反演精度对比

线和稀疏脉冲反演波阻抗曲线，两者相关系数为0.251，第4道为实际SP曲线和利用波形指示模拟得到的SP曲线，两者相关系数为0.815。由图6可以看出，稀疏脉冲反演结果与测井解释岩性吻合度低，可识别的最薄砂岩厚度为16.0 m，而波形指示模拟SP解释的岩性与测井解释岩性吻合度高，可识别的最薄砂岩厚度为3.0 m。通过以上分析可知，波形指示模拟结果无论是吻合率还是反演精度都远高于稀疏脉冲反演。

3 砂体分布特征

根据前人研究结果[9-11]，可将杜家台油层纵向上划分为3个砂层组，自上而下分别为杜三段、杜二段和杜一段。纵向上表现为中、细砂岩与泥岩互层沉积，河道部位含砂率高，砂泥岩分异性变好；横向上单砂层延伸不远，多套砂体可迭合连片。

杜三段位于杜家台油层底部，其下为高升油层或直接与潜山地层接触。底部主要为特殊岩性段，上部为砂泥岩互层。在沉积早期，受古地貌及潜山隆起影响，水体只漫到斜坡较低部位，砂体沉积较少，仅在局部较深地区有沉积，且潜山上地层基本都被剥蚀。

杜二段以砂岩为主，夹薄层泥岩，是杜家台油层主要的含油层系；砂岩厚度较大，一般大于20.0 m，分布稳定、范围广。砂体的展布明显受古地貌形态和沉积相展布所控制，表现为西北高部位及潜山间低部位的分支流河道发育区砂体较厚，含油性较好，局部砂地比达到70%，河道由北西—东南向斜坡和潜山方向的河间高地减薄、尖灭，砂地比逐渐降低。在分支流河道向湖盆方向延伸的前缘地带，地形变得宽缓、开阔，水体呈扇形散开，为河口坝和席状砂微相薄砂岩的主要分布区，砂地比降至30%～40%，存在杜130—杜144、杜300—曙100、曙66—曙古19—曙175井区3个砂体厚度中心(图7)，砂体累计厚度超过40.0 m，3个区带面积合计为26.0 km2。

图7 曙光地区杜家台油层杜二段砂地比

杜一段以砂泥岩为主，相对杜二段砂体范围缩小，且厚度变化较杜二段大，河道明显变窄。砂体的展布同样受古地貌形态和沉积相展布所控制，表现为低部位的分支流河道发育区砂体较厚，向着斜坡和潜山方向的河间高地减薄、尖灭。向湖盆方向延伸的前缘地带，水体散开，为薄砂体的主要分布区，厚度最大。在前缘地带的杜124-杜130、杜144井区存在2个厚度中心，砂体厚度超过30 m，2个区带合计面积为15.6 km2。

杜家台油层砂体分布特征决定了该油层具有形成多层次、广泛分布的岩性油气藏的地质条件，砂岩透镜体油气藏和上倾尖灭油气藏是最主要的岩性油气藏类型[11]。其中，形成砂岩透镜体油气藏的主要砂体类型为河道砂、分支流河道砂、扇三角洲前缘的河口坝砂及席状砂，特别是杜130—杜144、杜300—曙100、曙66—曙古19—曙175井区的3个扇三角洲前缘河口坝及席状砂砂体厚度均比较大，同时被沙四段优质烃源岩包裹，生储盖条件优越，是曙光地区杜家台油层岩性油气藏勘探的最有利区域。

根据波形指示薄层高精度预测的成果，在研究区内部署了2口探井——杜古106、杜309。均有较好的油气显示。其中，杜309井杜二段顶部预测多套薄层砂体，试油(3 232～3 283 m)效果较好，折算日产油为52.78 m3/d，揭示了区域内薄层砂体良好的油气前景。