流花地区巨厚灰岩层下伏构造落实方法研究

宋亚民,戴朝强,张丽萍,周清波,吴 成

(中海石油(中国)有限公司深圳分公司开发部,广东深圳518000)

流花地区珠江组广泛发育碳酸盐岩台地,台地上局部发育多期次的巨厚生物礁、滩灰岩[1-2]。受古构造运动、沉积环境差异等因素控制,灰岩内幕结构复杂,横向厚度、速度差异较大并且变化较快,因而导致灰岩层下伏地层时间域构造成像“失真”。由于灰岩层内幕非均值性强,地震反射杂乱、有效地震信号能量弱,因而速度分析难以拾取有效能量团,无法构建准确的速度场,从而制约了叠前深度偏移(PSDM)的成像精度,导致下伏地层构造落实困难,严重制约了该地区灰岩层下伏地层的油气勘探。

流花地区巨厚生物礁、滩灰岩沉积对下伏构造的影响与盐丘、火成岩等高速异常体对其下伏构造的影响有相似之处,均对下伏地层有较强的地震波能量屏蔽作用从而制约下伏地层地震成像质量,表现为横向厚度、速度剧烈变化从而导致下伏构造成像畸变。速度异常体下伏构造关乎油气能否聚集成藏、储量规模、井位部署等油气勘探开发的关键问题,一直是国内外学者研究的热点。研究方法主要包括异常体速度建模基础上的PSDM处理[3-7]、异常体定量识别基础上的变速成图[8-9]、地震正演和古构造分析[10-11]等。这些方法在实际应用中取得了较好的效果。

针对该地区灰岩层下伏构造落实难题,结合流花地区实际地质特征,采用逐步落实灰岩层顶面构造和灰岩层厚度进而落实灰岩层下伏构造的技术思路,详细介绍了基于井震联合速度建模的灰岩层顶面构造精细落实方法和基于地震低频信息补偿、灰岩层内幕相带刻画和相控约束地质统计学反演技术的灰岩层厚度预测方法,最后对本文方法在流花地区A区块灰岩地下伏构造落实中的应用效果进行了分析。

1 区域构造评价关键问题

流花地区位于珠江口盆地惠州凹陷西南东沙隆起构造带,该区先后钻探发现了多个油田及含油构造。目前发现的油层主要分布在珠江组,以生物礁、滩灰岩油藏为主。流花地区的勘探实践揭示了富生烃凹陷(惠州凹陷)生成的油气沿构造脊向东沙隆起高部位长距离运移聚集成藏的油气运聚规律[12],该地区珠江组灰岩层之下海相三角洲砂岩地层是有效的油气运移通道,与上覆海泛泥岩组成良好储盖组合,具备较大勘探潜力。

流花地区海底不平,水深为100～300m。从深到浅依次发育中生代火成岩基底、珠海组三角洲和滨岸砂泥岩、珠江组碳酸盐岩、韩江组和粤海组陆棚泥岩+粉砂岩及上覆松散堆积海相砂泥地层。其中,珠江组发育巨厚高速灰岩沉积,灰岩厚度分布不均(约200～600m)且非均质性极强。以流花A区块为例,典型过井PSDM地震剖面如图1a所示,受高速灰岩层能量屏蔽作用影响,灰岩内幕地震反射杂乱、能量弱,加之灰岩层横向厚度、速度变化快,无法在灰岩内幕中识别有效能量团(图1b),难以准确构建灰岩层段速度场,制约了灰岩层PSDM成像的精度,实钻灰岩地层厚度比预测厚度偏厚近70m(见图1a中X2井);加之灰岩顶面生物礁发育、构造崎岖,灰岩顶面构造难以准确落实,为灰岩下伏地层构造落实带来更大不确定性。因此,灰岩层顶面构造的准确落实和灰岩层厚度的准确预测是该地区灰岩层下伏地层构造评价的关键问题。

图1 过井PSDM剖面(a)以及灰岩段典型CMP道集和地震道频率振幅谱(b)

2 构造落实技术对策

流花地区生物礁、滩灰岩发育期次多,内幕非均匀性极强,横向厚度变化较快,其对下伏构造的影响较复杂,加之该地区水深变化较大,钻穿灰岩地层的井较少,单一方法应用受到局限。结合流花地区实际地质特征及基础资料情况,首先基于叠前时间偏移地震资料,应用井震联合速度建模技术提高灰岩上覆地层速度场精度,落实灰岩顶面构造特征;然后针对灰岩地层,利用地震低频信息补偿技术,拓宽常规地震数据频带,补充反映灰岩速度背景趋势的地震低频信息;再基于灰岩段低频补偿地震数据、钻井数据和区域地质认识,在层序地层格架控制下开展地震属性分析及沉积相研究,明确沉积相展布规律及其与灰岩速度之间的关系,明确灰岩层速度分布特征;最后,采用相控约束地质统计学反演技术,将灰岩沉积相认识与井、震信息有机融合,通过二维平面相控到三维体相控的两次迭代纵波阻抗反演,并结合岩石物理分析结果将波阻抗体转换为客观反映灰岩沉积相特征的灰岩层速度体,并基于灰岩层速度体对灰岩层时间厚度进行时深转换得到灰岩段地层厚度,进而恢复灰岩层下伏地层构造形态。

2.1 井震联合速度建模

流花地区珠江组发育巨厚灰岩沉积,灰岩层上下均发育区域稳定分布的海相碎屑岩地层。流花地区水深变化较大,灰岩顶面构造落实需要考虑水深变化的影响。2018年,在该区地震资料PSDM处理过程中利用实测水层速度构建了水层速度场,采用网格层析反演方法构建了地层速度场,该地区灰岩顶面实钻构造误差总体小于15m,地震速度趋势比较可靠,但存在圈闭幅度小于油藏实钻油柱高度的情况,偏差为5～15m,表明地震速度精度不足以准确刻画灰岩顶面构造。

对流花地区已钻探井、油田开发井速度和地震速度对比分析发现,该地区已钻井揭示的灰岩层顶面平均速度和PSDM处理速度场转换得到的地震平均速度之间存在特定的函数关系。表现为钻遇构造较高部位的井点灰岩层顶面平均速度小于地震速度,而钻遇构造较低部位的井点灰岩层顶面平均速度大于地震速度,灰岩层顶面井震平均速度差与灰岩层顶面井点处双程时的关系如图2所示。基于此,针对流花A区块,利用井、震速度关系对地震速度场进行校正并构建新速度场,利用新速度场对基于叠前时间偏移(PSTM)地震资料解释的灰岩层顶面T0构造图进行时深转换,得到灰岩层顶面深度构造如图3a所示,和基于PSDM资料解释得到的构造图(图3b)形态基本一致,但圈闭幅度有所增大。X1井和X3井均钻遇所属构造圈闭高部位,实钻油柱高度分别为81.3m和18.2m,基于PSDM资料落实的圈闭幅度分别为66.0m和12.0m,与实钻结果不符,采用本文方法落实的圈闭幅度分别为81.0m和17.0m,与实钻油柱高度趋于一致(表1),灰岩顶面构造落实更加准确。

2.2 地震低频信息补偿

地震资料中低频信息控制着地质构造的整体形态,有着重要作用[13-15],随着勘探技术的进步,地震资料中的低频信息越来越受到重视。低频缺失会影响速度谱的能量团聚焦,进而影响速度场的精度。地震波传播过程中,高频信号衰减较快,而低频信号抗衰减能力强,对地层有更好的穿透能力,可改善高速层下伏地层的成像质量。在波阻抗反演中,低频信号有利于提高反演结果可靠性。但受地震采集设备物理机理的制约,低频地震信号难以获取[16]。目前,基于常规地震数据进行低频信息的补偿主要是通过数学运算来实现,稳定性较高的方法主要包括基于压缩感知理论的低频补偿方法[17-18]和基于地震包络信息的低频重构方法[19-20]。前者基于地震反射系数稀疏的特点,对常规地震数据通过求解反射系数在频率域的解并用其低频端信息对常规地震数据低频端进行补偿;后者则通过提取地震数据中反映大尺度信息的地震包络对常规地震数据的低频端进行补偿,两种方法在实际应用中都取得了较好的效果。

图2 灰岩层顶面井震平均速度差与灰岩层顶面井点处双程时关系

图3 基于本文方法得到的灰岩顶深度构造(a)和基于PSDM资料解释的灰岩顶深度构造(b)

表1 实钻油柱高度与圈闭幅度

流花地区地震资料有效频带范围为8～75Hz,而灰岩段地层厚度为200～600m,对应调谐频率在3Hz左右。地震资料低频缺失对灰岩层段地震速度分析精度影响较大,实际地震速度场精度较低,灰岩层段PSDM成像效果较差,预测灰岩厚度误差较大。基于地层反射系数稀疏的特点和压缩感知理论,对流花地区A区块地震数据提取多井综合子波,通过快速迭代收缩阀值算法(FISTA)[21]求解目标函数最小化的反射系数谱的解。其目标函数为:

(1)

将反射系数谱的低频端与常规地震数据振幅谱进行能量匹配并与常规地震数据频谱的中、高频端进行合并,获得补偿了低频信息的频谱。由于低频信息来源于实际地震数据的有效信号,可靠程度较高。补偿了低频信息的地震数据与常规地震数据相比频带更宽,与合成地震记录能量匹配更好、相关系数更高,标定效果有一定改善(图4)。同时低频端能量更丰富,在地震剖面上表现为不同沉积相带的地震相特征差异更加凸显。在常规地震剖面上(图5a),X1井钻遇的以生物礁沉积为主的部位表现为中-弱振幅、中等频率、中-弱连续的地震反射特征,X2井钻遇的以台地沉积为主的部位表现为中等振幅、中等频率、中-弱连续的地震反射特征,两口井钻遇部位沉积相不同,实钻灰岩速度相差约为1000m/s,但地震相特征差异较小。在补偿了低频信息的地震剖面上(图5b),两口井钻探部位地震相特征差异更明显,X1井钻探部位生物礁的丘状反射特征更明显,灰岩内幕不同期次灰岩的结构特征得以体现。

2.3 层序格架控制下的沉积相精细刻画

针对流花A区块,基于补偿低频信息后的地震数据体,结合区域层序地层认识、单井相和地震相特征,在灰岩段解释了4个四级层序界面,即灰岩顶、SS3、SS2和灰岩底,将灰岩段分成3个层段开展研究(图6)。

图4 低频补偿地震数据频谱(a)、常规地震数据频谱(b)、X2井低频补偿地震数据合成记录标定(c)以及X2井常规地震数据合成记录标定(d)

图5 常规地震剖面(a)和低频补偿后地震剖面(b)

流花地区灰岩沉积主要包括生物礁、生物滩、台地3种沉积相类型,对比研究区已钻井各层段灰岩单井相和实钻层速度特征可知,生物礁灰岩层速度较低,总体小于4300m/s;台地灰岩层速度最高,总体大于4700m/s,生物滩灰岩层速度介于两者之间。根据各层段灰岩单井相认识、实钻层速度特征,对各层段进行了多属性分析和优选,提取了振幅类、频率类、地震包络等多种地震属性进行综合对比分析。研究认为,灰岩顶-SS3层段与上覆区域厚层海泛泥岩接触,地震反射强弱与该层段灰岩速度高低呈正比,均方根振幅属性能较好地反映灰岩横向速度分布特征(图7a),平面均方根振幅较弱的部位对应灰岩速度相对较低的生物礁发育,中等振幅强度部位对应灰岩速度中等的生物滩沉积部位,振幅较强的部位对应台地灰岩沉积。正负包络比值属性为正振幅区能量和负振幅区能量之比,该属性能较好刻画沉积相差异导致的地震波形变化,结合钻井认识对比分析发现,该属性能较好地刻画SS3-SS2和SS2-灰岩底2个层段的沉积相差异和速度分布特征。其中,SS3-SS2层段正负包络比值属性的低值区对应灰岩速度相对较低的生物礁、滩沉积,属性高值区对应灰岩速度相对较高的台地沉积(图7b);SS2-灰岩底层段正负包络比值属性的高值区对应灰岩速度相对较低的生物礁、滩沉积,属性低值区对应灰岩速度相对较高的台地沉积(图7c),与实际钻井认识比较吻合。综合单井相、地震相特征和地震属性平面展布特征,绘制了灰岩段各层段的沉积相图(图8)。研究区灰岩段主要发育两处生物礁,礁体边缘发育生物滩,垂向上表现为较好的继承性特点。

图6 X2井单井相划分(a)、低频补偿地震剖面(b)和X1井单井相划分(c)

2.4 相控约束地质统计学反演

反演的低频模型所解决的问题是补充常规地震数据所缺失的低频信息,构建合理的反演低频模型是获得可靠地震反演结果的关键环节[22-23]。流花地区灰岩层非均质性强,纵、横向速度变化快,常规反演方法采用井插值构建低频模型的方式难以适应灰岩层快速变化的特点,反演结果可靠性较低。相控约束地质统计学反演方法将测井、地震及沉积相等信息进行融合,反演过程不依赖初始地质模型,利用区域已钻井岩性分布和沉积相信息构建初始岩性概率体,采用蒙特卡洛地质统计学反演算法不断逼近真实地质模型,其反演结果既包含测井的定量信息,也包含地震的纵、横向变化信息及沉积相的趋势变化信息,能较好地适应灰岩层非均质性强的特点,从而提高灰岩层地震反演的可靠性。

图7 灰岩顶-SS3层段均方根振幅属性(a)、SS3-SS2层段正负包络比值属性(b)以及SS2-灰岩底层段正负包络比值属性(c)

图8 灰岩顶-SS3层段沉积相(a)、SS3-SS2层段沉积相(b)以及SS2-灰岩底层段沉积相(c)

在流花A区块地震数据低频补偿和沉积相研究的基础上,基于低频补偿的地震数据对灰岩层段开展了相控约束地质统计学反演研究。分别分析灰岩顶-SS3、SS3-SS2和SS2-灰岩底3个层段的反演参数,进行从二维平面相控到三维体相控两轮地质统计学反演,获得接近灰岩层段真实的纵波阻抗体。

首先,基于单井相和地震属性研究成果,将各灰岩层段分为速度相对较低的生物礁、滩灰岩和速度较高的台地灰岩2种岩相类型,将反映沉积相特征的地震平面属性信息转化为二维平面岩相概率分布信息,并将其作为岩相约束因子开展第一轮无井约束地质统计学纵波阻抗反演。该轮反演意在揭示灰岩层的纵波阻抗空间分布趋势,亦即灰岩层的岩相空间分布趋势。然后,基于区域实际井数据和单井相分析成果,针对各层段灰岩构建生物礁、生物滩和台地3种灰岩岩相类型的概率分布函数,将第一轮纵波阻抗反演数据体转换为岩相概率数据体(图9),并将岩相概率数据体作为三维空间岩相约束,基于低频补偿地震数据开展第二轮有井约束的地质统计学反演,该轮反演基于合理的三维空间岩相约束,进一步降低了反演过程中的多解性,提高了反演结果可靠性及精度。第二轮纵波阻抗反演连井剖面如图10所示,反演结果与验证井(X2井)吻合较好(图11)。通过已钻井岩石物理分析,建立灰岩层段波阻抗与灰岩速度之间的关系,基于波阻抗体反演结果构建灰岩层速度场,并基于该时间域层速度场通过积分运算得到灰岩层段深度和厚度。反演预测的灰岩厚度与实钻灰岩厚度误差较小,其中验证井X2井预测灰岩厚度误差为9m,与PSDM成果(误差70m)相比,灰岩厚度预测精度大幅提高,反演结果具有较好的可靠性。

图9 生物礁灰岩(a)、生物滩灰岩(b)和台地灰岩(c)概率分布剖面

图10 纵波阻抗反演连井剖面

图11 X2验证井纵波阻抗曲线和反演伪井阻抗曲线

3 应用效果及分析

将灰岩层顶面构造网格和灰岩层厚度网格相加得到灰岩层底面构造如图12a所示,基于PSDM数据落实的灰岩层底面构造如图12b所示,钻井误差见表2。PSDM资料在处理过程中采用X1井的速度数据对速度模型进行质控,钻井误差较小,实钻偏浅3.5m,但后期钻探的X2井误差极大,实钻偏深70m,表明PSDM速度场未能真实刻画灰岩层横向速度变化特征。本文方法研究过程中,将X1井作为已知井,预测误差较小,同时采用X2井作为验证井,对研究方法的预测结果进行检验。X2井实钻深度较本文方法预测结果偏深8.3m,与X1井相对误差仅5m,基本落实了灰岩层底面构造特征。此外,验证井X2井在基于PSDM数据落实的灰岩层底面构造图上位于构造高部位,在基于本文方法落实的灰岩层底面构造图上位于构造相对低部位,X2井在灰岩层下伏砂岩层见荧光显示9.0m/2层,荧光面积占10%,测井解释上段为油水同层,下段为含油水层,钻井结果表明该井钻遇构造相对低部位油水界面附近,与本文方法构造研究成果吻合。

图12 本文方法(a)及基于PSDM地震资料解释(b)得到的灰岩层底面构造

表2 流花A区块灰岩层底实钻深度误差

4 结论

1) 流花油区灰岩层顶面构造崎岖,上覆地层地震速度趋势合理但精度不足以准确刻画灰岩层顶面构造圈闭特征。综合利用井、震速度信息构建速度场,能提高速度场精度,更准确地落实灰岩层顶面构造,对流花地区礁灰岩油藏的构造评价具有一定参考意义。

2) 流花地区地震数据缺乏反映灰岩横向沉积相差异的低频信息,生物礁、滩、台地不同沉积环境下灰岩地震响应特征差异不大。基于压缩感知理论和反射系数反演的低频补偿方法能够一定程度上弥补常规地震资料中低频信息的缺失,突出不同沉积环境下沉积体的地震响应特征差异,有利于开展地震属性分析、沉积相研究和地震反演工作,从而获得更可靠的地质认识。

3) 流花地区灰岩层非均质性强,垂向、横向速度变化快,适合采用相控约束的地质统计学反演方法,通过地震属性分析和沉积相研究明确灰岩层速度分布规律,并将其作为反演过程中的约束条件分层段开展反演以降低反演结果的多解性。同时,通过二维平面相控约束到三维岩相体约束的迭代反演,进一步提高反演结果的可靠性及精度。实际应用表明反演结果与验证井吻合度较高,预测结果可靠。基于本文的方法技术可基本落实灰岩层厚度分布特征,进而落实灰岩层下伏地层构造特征。

4) 本文关于流花地区巨厚灰岩层下伏构造落实方法涉及多项技术的联合应用,在实际应用中需对各项技术的中间成果做好质控,从而减小系统误差的逐步累积。