波形指示反演在灰质发育区薄互层浊积岩预测中的应用——以牛庄洼陷沙三中亚段为例

孔省吾，张云银，沈正春，张建芝，魏红梅，宋艳阁，王甜

(中国石化胜利油田分公司物探研究院，山东 东营 257022)

0 引言

经过几十年的勘探开发，牛庄洼陷浊积岩油藏已进入高勘探开发阶段，地震响应特征明显、储层厚度大和分布范围广的浊积砂体基本已发现[1-2]，目前主要勘探对象变为“个体小、薄互层、橫变快、含灰质”的复杂隐蔽储层，该类储层预测难度非常大，已成为制约牛庄洼陷勘探开发的最主要因素之一。

前人针对薄互层等复杂隐蔽储层描述进行了许多有益的探索和实践，针对不同地区形成了许多针对性技术方法，主要包括提高地震资料分辨率、属性分析、叠后和叠前反演等。齐宇等[3]应用基于小波变换的谱分解技术提高薄层识别能力；孙夕平等[4]提出调谐能量增强法提高地震资料分辨率；夏亚良等[5]应用广义S变换的多频解释技术提高了高速围岩屏蔽的薄层识别能力；张军华等[6]提出能量半时属性是整体描述滩坝砂等薄互层储层的最佳属性；何火华等[7]认为基于随机建模技术的地质统计学反演方法能够实现薄砂体预测；段南[8]提出在叠前域使用地震波形指示反演代替常规反演能够有效识别砂泥岩；周游等[9]形成了基于岩性识别因子F的叠前反演方法，在灰质发育区储层预测取得了较好效果。前人针对不同研究区隐蔽储层预测取得了一定效果，但对于牛庄洼陷灰质发育区薄互层浊积岩预测缺乏系统深入的研究，而且不同技术存在适用性不足的问题，例如常规的提频技术提高了地震资料分辨率，但仍然不能精细识别米级薄层。地质统计学等反演方法虽然突破了常规地震资料分辨率限制，然而高频部分主要依赖井统计变差函数，随机性较强，对井位数要求较高，在低井控区横向变化快的薄储层预测应用具有一定局限性。高精度叠前反演对叠前道集资料以及横波测井数据品质等要求很高，一些勘探老区不能满足资料品质要求。地震波形指示反演是近年新兴的一种高分辨率反演技术，充分利用波形横向变化代替变差函数表征储层空间结构变化，更好地体现了“相控”思想，能够很好地实现薄储层预测[10-15]。

本文基于岩性敏感曲线重构，在牛庄地区开展了波形指示反演应用研究，反演结果明显提高了灰质发育区薄互层预测精度，为牛庄洼陷下一步高效勘探开发提供了有力支撑。

1 地质概况

牛庄洼陷位于东营洼陷中部，北邻东营凹陷中央隆起带，南接东营凹陷南斜坡，面积约600 km2。其新生界自上而下发育第四系平原组，新近系明化镇组、馆陶组，古近系东营组和沙河街组，其中沙河街组自上而下可划分为沙一、沙二、沙三和沙四4个层段，其中沙三段又可分为上、中、下3个亚段。沙三中亚段沉积时期，东营凹陷构造运动强烈，湖盆深陷扩张，同时碎屑物质供应充足，沿东营凹陷长轴方向发育的进积型东营复合三角洲达到鼎盛时期，并在三角洲前缘半深湖—深湖地带发育了许多滑塌浊积砂体[16-21]。储集岩性以粉砂岩和细砂岩为主，围岩多为泥岩或油泥岩，见灰质泥岩或灰质砂岩。常见岩性组合为厚层泥岩夹砂岩、砂泥岩薄互层、灰质泥岩夹砂岩、灰质砂岩与砂岩互层等。

随着勘探开发进程不断推进，目前主要的勘探对象为复杂隐蔽储层，具有单层厚度2～5 m，累加厚度5～15 m；围岩含“灰质”：目的层段灰质泥岩、灰质砂岩等厚度百分含量为5%～35%；平面分布零散，纵向多期叠置，横向相变快等特征，储层描述主要存在3个难点：

1)牛庄沙三中亚段地震资料主频约为30 Hz，有效频宽10～50 Hz，能够分辨最大厚度为25 m，薄互层砂体厚度超出了地震资料分辨率范围。

2)砂体厚度薄，横向变化快，现有地震资料无法精细刻画储层尖灭点。

3)砂岩和围岩灰质成分的波阻抗差异小，常规波阻抗反演无法实现高精度预测。

2 地震波形指示反演

2.1 基本原理

常规的叠后反演基于层状初始模型，忽略了地震波形横向变化因素[12]。地震波形是地下地质的综合响应，与沉积环境相关，它不仅反映了垂向岩性组合的调谐样式，横向变化还体现了储层空间结构变化，利用地震波形的横向变化代替传统的变差函数表征储层空间结构变化，更符合沉积地质规律。波形反演技术充分考虑地震波形变化代表的地质意义，挖掘相似波形和对应的测井曲线中蕴含的共性信息，采用“地震波形指示马尔科夫链蒙特卡洛随机模拟”算法，进行地震先验有限样点模拟。在筛选统计样本得到有效样本过程中，需要综合考虑地震波形相似性和空间距离两个主要因素，在保证样本结构特征一致的基础上，对所有井相关性进行统计，优选相关性高、空间距离近的井作为有效样本建立初始模型，对高频成分进行无偏最优估计，保证反演结果在空间上体现地震相的约束，平面上更符合沉积规律[11]。

波形指示反演技术流程如图1所示，主要包括以下3个关键步骤：

图1 波形指示反演基本流程Fig.1 Flow chart of seismic waveform indicative inversion

1)利用待判别道地震波形和已知井地震波形进行相关性分析，优选空间距离近、相关性高的井作为有效样本，建立初始模型，并统计其纵波阻抗作为先验信息；

2)将初始模型与地震波阻抗进行匹配滤波，计算得到似然函数；

3)在贝叶斯理论框架下，联合似然函数和先验概率得到后验概率分布，对其采样作为目标函数。不断扰动模型参数，使目标函数最大时的解作为有效的随机实现，取多次有效实现的均值作为期望值输出。

2.2 岩性敏感曲线重构

储层与围岩声波特征差异是测井约束地震反演方法应用的先决条件[22]。研究发现牛庄洼陷沙三中亚段灰质泥岩的速度处于砂岩和泥岩之间，声波阻抗对砂岩、泥岩和灰质泥岩区分效果一般，无法用波阻抗反演进行储层精细预测，而自然电位曲线对于岩性的区分效果较好，通过数学算法将自然电位曲线和声波曲线进行重构得到拟声波曲线，进而得到拟声波波阻抗数据，仍为波阻抗量纲，井与地震的对应关系不变，但砂岩的敏感性得到明显提高(图2)，保证了反演的精度。重构后的拟声波曲线，地震频带内的中低频部分为声波曲线，高于地震频带的数据取自于自然电位曲线。牛庄洼陷沙三中亚段的地震资料的有效频宽为10～50 Hz，因此，50 Hz以下的低频成分取自于声波时差曲线，高于50 Hz的部分取自自然电位曲线。

图2 牛庄洼陷沙三中亚段砂岩、泥岩和灰质泥岩声波阻抗概率分布Fig.2 Histogram of acoustic impedance of sandstone and mudstone and lime mudstone of in Niuzhuang sag

2.3 反演关键参数确定

2.3.1 有效样本数

“有效样本数”主要表征地震波形空间变化对储层的影响程度。该参数设置的方法为：参照已知井统计的结果，在目的层段内，在所有参与井的井旁道中寻找与当前道波形最相似的N道，然后将其依距离不同而赋予不同的权重，距离越近权重越大[12]。“有效样本数”较大表明沉积环境较稳定，储层横向变化不大，反之说明横向变化快、非均质性强。结合牛庄洼陷沙三中亚段的资料特征和统计结果，当有效样本数为5时，相关性基本达到最大，反演质量趋于稳定。

2.3.2 最佳截止频率

波形指示反演的低频部分主要受地震频带的影响，高频成分则主要来自随机模拟，频率越高，随机性越强，因此需要设定合适的最高频率来控制反演结果确定性。在反演过程中通常根据目的层砂体厚度和反演结果确定性分析来确定最佳截止频率参数，保证反演具有足够分辨率和稳定性。牛庄洼陷沙三中亚段浊积岩储层累积厚度一般为5～15 m，单层最小厚度2 m，结合反演过程质量监控，设置最佳截止频率为200 Hz。

2.4 反演结果精度分析

2.4.1 与常规波阻抗反演结果对比

采用稀疏脉冲反演和波形指示反演方法对沙三中亚段浊积岩储层进行了预测，两种方法反演结果如图3和图4所示，低阻抗值代表围岩，高阻抗值代表砂岩，两种反演结果整体趋势一致，均能揭示砂体整体展布特征，但稀疏脉冲反演砂体横向分布与地震反射轴的横向展布范围基本一致，纵向分辨率较低，无法精细刻画储层变化点，对砂岩、泥岩或灰质泥岩阻抗值相近的井反演效果更差，无法实现薄层精细刻画。波形指示反演结果具有更高的横向和纵向分辨率，反演剖面中波阻抗变化与井间砂体变化规律一致，波阻抗变化点反映了砂体的尖灭点，符合井间油水关系。

图3 常规波阻抗反演剖面Fig.3 conventional impedance inversion section

图4 地震波形指示反演剖面Fig.4 Seismic waveform indication inversion section

2.4.2 储层预测与钻井吻合率

为进一步检验储层预测效果，统计了反演结果与实钻井吻合率。首先提取井点位置的波阻抗反演结果，根据数据体的门槛值，由波阻抗反演曲线建立井点位置的砂泥岩解释结论；然后在一定的时窗范围内，将新生成的解释结论与实钻井数据进行对比，检验吻合率。统计研究区目的层段5 m以上砂岩有260套，反演结果吻合的有230套，符合率为88.5%，2～5 m砂体共有615套，反演结果吻合的有495套，吻合符合率80.5%。整体预测精度较高，为研究区薄层浊积岩勘探开发提供了有力的数据支撑。

3 反演结果应用

3.1 砂体及沉积相展布特征

牛庄洼陷沙三中亚段时期，湖平面的变化缺乏相对稳定的阶段，一般划分为一个T—R层序，进一步细分为6个准层序组，对应6期三角洲砂体[23-24]。第1期沉积时期，研究区还接受来自梁家楼水下扇物源沉积，呈现混源特征，第2到第6期次砂体主要为东营三角洲物源，期次自上而下砂体呈现自西向东退积特征，至第4期沉积时期，三角洲沉积主体进一步向东退积，研究工区主要为浊积岩沉积。沙三中亚段中4—中1砂组反演平面图(图5)清晰地刻画出了砂体东向西推进演化过程，并且对于三角洲前缘和浊积砂体边界，以及浊积砂体间边界刻画较清楚。平面储层预测结果与实钻井吻合率达85%。

3.2 已钻井分析及钻井部署

针对N106区块反演效果做重点分析，前期基于地震相分析和波阻抗反演结果，部署了多口滚动探井多有钻空或钻遇水层的情况。研究认为，主要原因是原始地震资料分辨率低，小于10 m的砂体在地震剖面上多表现为弱或空白反射，常规“相面法”描述砂体横向变化点不准确，波阻抗反演亦无法精确刻画井间储层变化关系。近期通过开展波形指示反演研究，储层纵向和横向分辨率得到明显提升，砂体响应特征更加明显，尤其对于>5 m储层刻画效果突出，井间砂体变化符合该地区沉积规律及油水关系(图6)。后续根据反演结果综合认识，部署完钻的N106-2井钻遇多套储层，解释油层12 m/3层，试采获工业油流。

近期综合应用波形指示反演结果，针对牛庄地区S10、N106和H122等热点开发区块设计了4个开发井网，部署了20口滚动探井或开发井，目前完钻H125-x39、H125-x40、W4-x25、W4-x26和N106-3等10口井，均钻遇油层，其中H125-x39、H125-x40和W4-x25等8口井投产后全部获得工业油流，预计新建产能4×104t。

4 结论

1)波形指示反演是在传统地质统计学基础上发展出的一种新的波阻抗反演方法，它利用地震波形横向变化代替变差函数表征储层空间结构变化，更好地体现了“相控”思想，有效提高了井间薄互层预测能力，特别适用于高勘探区薄互层储层刻画。

2)基于敏感曲线重构的波形反演技术，有效压制了牛庄地区沙三中亚段灰质成分对砂岩响应的干扰作用，反演结果清楚刻画了储层平面沉积演化规律，实现了灰质发育区薄互层储层的精确刻画，N106区块厚度>5 m砂体预测与实钻井吻合率达88.4%，2～5 m砂体预测吻合率为80.5%。

a—第一期次反演体切片;b—第二期次反演体切片;c—第三期次反演体切片;d—第四期次反演体切片a—the first phase of inversion volume section;b—the second phase of inversion volume section;c—the third phase of inversion volume section;d—the fourth phase of inversion volume section图5 牛庄洼陷西部沙三中亚段反演体切片Fig.5 Inversion-slice of in the west of Niuzhuang sag

图6 NZ洼陷N106井区地震剖面(a)及波形反演剖面(b)Fig.6 Seismic profile(a) and waveform inversion profile(b) of N106 well area in NZ subsag

3)高精度反演成果为研究区薄层浊积岩勘探开发提供了有力的数据支撑，综合应用有利储层描述结果，近期在热点开发区块部署了20口滚动探井或开发井，目前完钻10口，均钻遇较厚油层，其中8口井投产全部获得工业油流，预计新建产能4.0×104t。