东营凹陷沙三中亚段超隐蔽浊积岩储层描述方法及应用

沈正春, 张云银, 魏红梅, 张建芝, 罗荣涛, 王 甜, 商 伟

(中国石化胜利油田分公司物探研究院，东营 257022)

浊积岩油藏作为东营凹陷重要的勘探开发对象，经过几十年的勘探开发，已累计上报探明储量约4×108t[1-4]。随着勘探开发进程的不断推进，地震响应特征明显、厚度大和分布广的浊积砂体基本已被发现[5-6]，“个体小、厚度薄、横变快、含灰质”的超隐蔽浊积岩油藏已成为当前主要的勘探对象，该类储层预测难度非常大，这已成为制约东营凹陷勘探开发的最主要因素之一。

前人针对复杂隐蔽储层描述攻关的关键技术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。孙夕平等[7]提出调谐能量增强法提高地震资料分辨率；沈伟正等[8]使用差分算子技术提高薄层信号。二者在不同研究区提高了薄互层描述精度。杨锴等[9]使用数据联合约束的地质统计学随机建模方法，提高了薄层反演精度；孙友权等[10]使用随机反演和序贯指示模拟反演技术相结合的方法识别薄层砂体；顾维力等[11]通过地震资料叠后提频处理、多属性提取技术及自然电位重构的拟声波曲线反演等技识别了5 m及以上薄砂体。含灰质地层有利储层预测是困扰地球物理界难题之一，于正军[12]探讨了利用子波分解技术和叠前反演纵横波速度比来剔除灰质影响；乌洪翠[13]应用基于敏感曲线的地质统计学反演提高灰质发育区储层预测精度。前人针对不同研究区复杂隐蔽储层预测取得了一定效果，但对于东营凹陷超隐蔽浊积岩储层描述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，例如常规的拓频技术存在引入高频噪音并且拓展的频宽一般小于一个倍频程的弊端；常规的高分辨率反演虽然能够刻画储层发育规律，但横向分辨率较低，不适用于低井控区横向变化快的薄储层预测；叠后方法或者叠前单一弹性参数无法精确识别非均质性很强的灰质泥岩和砂岩。高君等[14]提出的以波形变化表征储层空间结构变化的地震波形指示反演技术以及周游等[15]形成的基于岩性识别因子F的叠前反演方法等为东营凹陷超隐蔽浊积岩储层描述提供了较好的研究思路。

从东营凹陷超隐蔽浊积岩储层岩性组合特征、地震响应特征以及岩石物理特征研究等基础工作入手，攻关应用基于敏感曲线重构的地震波形指示反演以及叠前复合参数反演等关键方法，建立叠后、叠前方法联合应用技术系列，以期提高超隐蔽浊积岩储层描述精度，为东营凹陷浊积岩油藏下一步勘探开发提供有力支撑。

1 地质与地球物理特征

东营凹陷是渤海湾裂谷盆地济阳坳陷内一个北东向展布、北断南超的复式半地堑断陷，平面可划分为北部陡坡带、中央洼陷带和南部缓坡带3个次级构造单元[16]。其中中央洼陷带根据构造位置，又可分为利津、民丰、牛庄和博兴4个洼陷区[5]。沙三中亚段沉积时期，湖盆扩张，在洼陷区广泛发育了成藏条件优越的浊积岩砂体。随着隐蔽油气藏勘探的不断推进，浊积岩油藏目前面临的勘探对象更加复杂隐蔽，提出超隐蔽浊积岩储层概念，是指具有埋深大、厚度薄、个体小和含“灰质”的特征，受地质特征复杂的影响以及地震资料分辨率的限制，应用常规地球物理技术方法难以精细识别的一类复杂隐蔽储层。东营凹陷超隐蔽浊积岩储层埋深一般>3 000 m，单层厚度一般2～5 m，累加厚度5～15 m，单个砂体面积多<1 km2，一般在常规地震剖面上表现为弱或空白反射特征，或者由于围岩含“灰质”，灰质泥岩、灰质砂岩等厚度百分含量一般为5%～45%，导致储层发育段呈强振幅地震反射特征。

1.1 岩性组合特征

东营凹陷浊积岩岩性以粉砂岩和细砂岩为主，单层厚度一般为2～5 m，累加厚度5～15 m[12]。半深湖-深湖区普遍发育灰质泥岩或灰质砂岩，据钻井统计，DJ洼陷沙三中亚段6砂组钻遇“灰质”的勘探井约占45%，灰地比为5%～45%，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。

1.2 测井及地震响应特征

薄层或薄互层砂岩测井曲线特征多表现为齿状或齿化钟形，岩性和厚度横向变化大，薄层厚度大多处于常规地震勘探分辨率(λ/4)之下，因此该类岩性组合常表现为中弱甚至空白反射。灰质泥岩、灰质砂岩夹砂岩组合在测井曲线上多表现为箱形或钟形，由于灰质具有比较高的地震波传播速度，易形成强的波阻抗界面，且灰地比越大，振幅越强，因此该类岩性组合的地震反射特征多表现为连续性较好的强振幅反射。总之，受限于调谐效应或灰质的强屏蔽作用，无论是薄互层砂泥岩组合还是灰质与砂岩组合，在常规地震资料上的识别精度都较低。

1.3 岩石物理特征

储层和非储层的岩石物理特征是否具有差异性，是利用反演方法对储层进行有效描述的基础[17]，密度和纵、横波速度是岩石物理分析的基础参数[18]，但东营凹陷勘探老区缺少足够多的横波数据，在研究中一般需要通过模型估算得到横波，常用的模型如Gassman方程或Xu-White模型等多为针对砂泥岩地层建立的横波估算方法，对于包含灰质等复杂岩性地层的适用性较差，测试结果表明应用常规Xu-White双矿物模型估算的横波与实测横波吻合率仅为79%。

利用复杂岩性分析技术对目的层段泥质、石英和方解石等矿物组分体积比例进行重新计算，确定岩石组分，并优化求取各组分的体积含量与孔隙度，基于Xu-White双矿物模型，加入灰质组分，建立含灰质的岩石物理模型，估算多矿物组分岩石的纵波速度、横波速度、体积模量和拉梅常数等弹性参数，为储层预测提供可靠的依据。

应用复杂岩性环境下横波估算方法，DJ洼陷沙三中亚段6砂组估算横波与实测横波吻合率由79%提高到89%。在横波估算基础上开展岩石物理敏感参数交会分析，常规测井数据交会分析发现，砂岩和泥质砂岩、泥岩具有较为明显的区分度，砂岩具有高波阻抗值的特征，但砂岩与灰质泥岩纵波阻抗区分度不明显。叠前弹性参数交会分析发现，砂岩储层比泥岩、灰质砂岩和灰质泥岩具有更高的拉梅常数和更低的泊松比(图1)。

图1 Y925井沙三中亚段6砂组岩石物理参数交会图Fig.1 Petrophysical parameters cross plot of the sixth sand group of Y925 well

2 超隐蔽浊积岩储层描述技术

2.1 薄(互)层浊积岩储层描述技术

2.1.1 谐波拓频技术

拓频处理技术最关键的一个问题是地震资料分辨率提高后，难以辨别真假同相轴[19]。在不产生假同相轴的前提下，把分辨率提高到超越常规反褶积的程度，对地震资料综合解释应用意义重大[7]。谐波拓频技术在小波域实现，其中母小波选择频域能量比较集中且通频带较窄的Morlet小波，保证变换不失真。拓频以主轴频率的小波为基准，按倍频程向高频端延拓，按半倍频程向低频端延拓，得到延拓谐波。高频端延拓时，振幅用每个谐波振幅替换超谐波振幅，低频端延拓时，振幅用每个谐波振幅替换次谐波振幅，得到频谱延拓后的小波域数据。最后将主谐波和延拓谐波从小波域变换到时间域，并进行重建，保证了地震分辨得到很大提高，但信噪比没有被降低，极大降低了产生假同相轴的可能性。

DJ洼陷Y925井沙三中亚段6砂组1小层钻遇9.5 m砂岩与泥岩组合，2小层钻遇14.8 m/3层砂岩、灰质泥岩组合，Y92井2小层钻遇灰质泥岩。受到储层薄、围岩强屏蔽等因素影响，在原始地震剖面上，Y925井1小层表现为弱-空白反射特征，2小层表现为连续强反射特征。谐波拓频处理后，地震资料主频提高了10 Hz，频宽由0～50 Hz拓宽到0～75 Hz，薄层信号得到加强，强屏蔽作用被削弱，Y925井1小层表现为中等强度反射，相位变化点清晰，2小层地震反射能量变弱，且表现为复波特征(图2)，与钻井情况吻合，为研究区砂体追踪提供了可靠依据。

图2 谐波拓频处理前后地震剖面对比Fig.2 Processing seismic profiles of before and after harmonic frequency expanding

2.1.2 敏感属性提取与融合方法

地震属性通常是构造、岩性及含流体特性等综合因素的响应，这导致仅用单一属性解释储层不可避免地存在多解性[20]。因此，为了提高薄(互)层浊积岩预测可信度，一般提取彼此独立且能够表征薄(互)层信息的地震属性，将多种属性进行数学运算变换，同时考虑每一种属性对储层的影响因素，放大其优势特征，实现属性融合，得到最优化的结果。

NZ洼陷W70井区沙三中亚段储层单层厚度最大10 m，一般为2～5 m，综合考虑地震资料品质、储层厚度及宏观沉积背景，沿地震反射层向上和向下开时窗10 ms提取数十种属性，优选出弧长、均方根振幅、正振幅和、最大能量和甜点属性5种与储层相关度最高的属性，并通过神经网络算法进行属性融合得到新属性进行储层预测(图3)。通过钻井吻合率对预测结果准确性进行了校验，储层预测精度为81.5%。

图3 NZ洼陷W70井区储层敏感属性图Fig.3 Reservoir sensitive property graphs of W70 well area in NZ subsag

2.1.3 地震波形指示反演技术

地震波形指示反演方法采用地震波形指示马尔科夫链蒙特卡洛随机模拟(SMCMC)算法[21]，利用地震波形相似性，参考样本空间分布距离和曲线分布特征，优选和预测点关联度高的井建立初始模型，在波形特征指导下对反射系数组合寻优。不同的沉积环境及储层结构在地震上最相关的表征之一是波形结构的差异，因此波形反演技术利用地震波形的变化表征储层空间结构的变化，体现了“相控”思想，有效提高了非均质性强、横向变化快的薄互层(1～2 m)等储层预测精度。

敏感曲线的优选是影响波形指示反演结果的重要因素。在NZ洼陷等发育灰质的地区，砂岩和泥岩、灰质泥岩等岩性的声波曲线值差异不明显，常规声波阻抗反演方法无法精细刻画储层。区分岩性较敏感的自然电位(SP)曲线用数学算法与声波时差测井(AC)测井曲线进行重构处理，在不改变地震频带内井震对应关系的基础上，得到仍为波阻抗量纲的新曲线，再开展波形指示反演储层预测工作。

NZ地区近期针对热点开发区块内部署的滚动探井多有钻遇薄干层甚至无储层的情况，主要原因是原始地震资料分辨率低，小于10 m的薄互层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。为解决难题，开展了波形指示反演技术应用研究，反演结果与原始地震剖面相比，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，砂体尖灭点清晰，井间砂体变化符合沉积规律并且与油水关系相符(图4)。统计反演结果吻合度，研究区5 m以上砂岩累计260套，反演结果吻合的有230套，吻合率88.5%。2～5 m 砂体有450套，反演结果不吻合的有89套，吻合率为80.2%。高精度反演结果为该地区后续勘开发提供了可靠的数据支撑。

2.2 灰质发育区浊积岩储层预测技术

2.2.1 子波分解与重构技术

一般情况下，具有相同岩性或含油气性的地层，其地球物理响应特征是类似的，因此在储层预测研究中，只要将提取出的相近的地震分量重新构建，就能突出有效反射。子波分解与重构技术将输入的地震数据体中所给定的数据段，分解成不同能量的子波分量，选取有效子波，重构出新的地震道，突出了储层或流体的反射。

对DJ洼陷原始地震数据体进行子波分解与重构，去除了与灰质成分相关的分量，突出了砂体的反射。子波分解重构之后，沙三中6砂组灰质成分对砂岩的屏蔽作用被削弱，更多细节突出，砂体反射变化点更清晰(图5)。

图5 Y78-Y80井原始地震与子波分解剖面图Fig.5 Processing seismic profiles of before and after harmonic frequency expanding

2.2.2 幅频比属性

DJ洼陷沙三中亚段浊积砂岩具有高振幅、低频率特征，泥岩为低振幅、高频率，而灰质泥岩具有高振幅、高频率特征，因此利用振幅/频率属性在一定程度上能够突出砂岩反射，压制灰质泥岩和泥岩影响，达到刻画浊积砂岩储层目的。统计DJ洼陷沙三中亚段6砂组储层预测吻合率为78%(图6)，其中去除灰质的精度为74.3%，不吻合的井主要为厚层灰质砂岩或白云岩与砂岩组合，因为振幅/频率属性融合方法往往受研究区的地质情况及地震资料限制，对白云岩与砂岩的岩性组合所形成的强振幅反射预测效果不理想[12]。

图6 DJ洼陷沙三中6砂组幅频比属性Fig.6 Ratio of amplitude to frequency of the sixth sand group of the DJ subsag

2.2.3 叠前反演去灰技术

叠前地震资料保留了地震反射振幅随偏移距或入射角度改变而变化的特征，提供更多能够反映储层横向变化的地球物理参数， 对于研究复杂储层空间分布，开展储层精细描述具有重要意义[22-23]。叠前反演应用过程主要处理好两个关键技术环节：横波估算和敏感参数优选。前文已论述复杂岩性复杂岩性环境下横波估算方法，以及在此基础上求取的拉梅系数×密度参数能够区分复杂岩性。应用叠前反演技术获得拉梅系数×密度参数达到了区分砂岩和灰质成分，刻画砂体纵、横向边界的目的。

DJ洼陷S121井上下两套目的层分别钻遇灰质砂岩和灰质泥岩，在常规地震剖面上，S121井与其他钻遇砂岩井同表现为连续强振幅反射，砂体尖灭点难以追踪识别。通过叠前拉梅系数×密度反演，灰质成分能够基本被有效剔除，储层响应特征更明显，砂岩尖灭点清晰(图7)。统计表明，叠前技术去灰精度为78.2%，不吻合井主要为发育厚层灰质砂岩或砂岩与灰质阻抗值相近。

图7 DJ洼陷S109井区常规地震剖面及叠前反演剖面Fig.7 Seismic profile and pre-stack inversion profile of S109 well area in DJ subsag

为了进一步提高去灰精度，在古地貌特征、沉积规律和成藏认识基础上，利用叠后反演、叠后属性和叠前反演结果综合分析，得到DJ洼陷沙三中亚段6砂组灰质发育区有利储层展布特征(图8)，浊积岩预测规律与该地区沉积规律相符，砂岩多发育在靠近物源区的斜坡地带，以及断层下降盘或局部洼地，研究区中、西部水体变深的台地为“灰质”发育区。叠后、叠前联合储层预测技术在DJ洼陷去除灰质吻合率为84%，去灰精度比叠后属性提高了近10%，比叠前反演提高了约6%。

图8 DJ洼陷沙三中6砂组浊积岩有利储层预测图Fig.8 Reservoir prediction graph of the sixth sand group of DJ subsag

3 应用效果

综合应用超隐蔽浊积岩储层描述方法对东营凹陷NZ洼陷、DJ洼陷等地区沙三中亚段浊积岩储层进行了精细刻画，并在H125、N106等四个热点开发区块设计了4个开发井网，部署了滚动探井和开发井20口，其中H125井区目前完钻开发井10口，8口井钻遇较厚油层(油层厚度6～18 m)，6口井投产后获商业油流，预计新建产能约4.0×104t。

4 结论

针对东营凹陷“个体小(单砂体面积<1 km2)、厚度薄(单层厚度2～5 m，累加厚度5～15 m)、含灰质(灰地比5%～45%)”的超隐蔽浊积岩储层，形成了叠后、叠前综合应用技术系列，取得了三点结论及认识。

(1)谐波拓频、多属性融合、地震波形指示反演技术系列解决了薄(互)层地震反射弱难以有效追踪，纵横向尖灭点难以刻画的难题。谐波拓频技术能够在保证信噪比基本不变、不产生假同相轴前提下提高地震分辨率，基本能够识别追踪>10 m储层；多属性融合技术提高了薄砂体属性预测吻合率，能够刻画薄砂体平面展布规律；基于敏感曲线重构的地震波形指示反演技术预测结果更符合地质规律和井间油水关系，实现了精细刻画常规地震资料无法追踪的薄互层砂体，5 m以上砂岩，反演吻合率88.5%，2～5 m砂体反演吻合率为80.2%。该技术系列既解决了薄层在原始地震资料上难追踪，又解决了薄互层砂体平面和剖面展布特征刻画不清的难题。

(2)形成了叠后、叠前综合应用去灰技术系列，在地质规律认识指导下，利用叠后反演、叠后属性和叠前反演结果综合刻画灰质发育区浊积岩有利储层平面展布规律，该方法在DJ洼陷去除灰质吻合率为84%，去灰精度比叠后属性提高了近10%，比叠前反演提高了近6%。但对于砂岩、灰质砂岩阻抗重叠区的有利储层预测有一定局限性，还需持续攻关。

(3)储层综合描述成果为研究区浊积岩油藏勘探开发提供了有力数据支撑，近1年来在NZ洼陷四个热点开发区块共部署20口开发井，目前完钻10口，6口井投产后获商业油流，新建产能约4.0×104t。