辽东湾盆地L油田东营组储层地震反演预测

2021-11-05夏同星卢新瑞黄捍东刘传奇王宏宁

高校地质学报 2021年5期

夏同星，卢新瑞，李宾，黄捍东，刘传奇，严浩，王宏宁

1. 中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452；

2. 中国石油大学（北京）地球物理学院，北京 102249；

3. 油气资源与探测国家重点实验室，中国石油大学（北京），北京 102249

辽东湾盆地中深层油气藏具有重大勘探开发潜力，是渤海油田增储上产的重要保障。该区域中深层油气藏埋藏深度大于2500 m，受构造和岩性双重控制，储层成岩作用强且结构复杂，发育多种沉积类型，砂体厚度变化大，横向分布复杂，致使储层岩性和流体识别困难，预测精度较低。地震反演是储层预测的核心技术，高精度的叠后反演对指导油田高效勘探开发具有重要意义。递推反演等直接基于地震褶积模型的反演方法分辨率较低（Lindseth，1979），稀疏脉冲反演虽然可以压制地震噪音，但分辨率提高有限，无法满足储层预测的要求（Debeye and Van，1990）。测井约束反演可以突破地震资料分辨率限制，但需要考虑多解性问题（黄捍东等，1999）。非线性随机反演算法具有全局搜寻最优解的优势，避免了线性反演陷入局部最优解的缺陷。随机地震反演技术是一种将随机模拟理论与地震反演相结合的反演方法，该方法可以有效地提高地震资料的垂向分辨率，并充分考虑地下地质的随机特性，使反演结果更符合实际地质情况。地震相控非线性随机反演的提出及成功应用为复杂岩性体识别和隐蔽油气藏勘探开发提供了新思路（黄捍东等，2007；Huang et al.，2016）。本文以辽东湾盆地L油田为例，开展精细储层地震反演预测研究。L油田范围内钻井揭示的地层，自上而下为第四系平原组、新近系明化镇组和馆陶组以及古近系东营组和沙河街组（表1；李伟等，2019；Cheng et al.，2015）。L油田主要含油层系为古近系东营组，针对东营组内单砂体厚度薄、多期砂体叠置、储层预测难度大等问题，利用高精度的地震相控非线性随机反演方法展开叠后地震储层空间展布精细预测，为目标油田高效勘探开发提供技术支撑。

表1 辽东湾盆地L油田新生代地层表Table 1 Cenozoic strata of Liaodong Bay Basin

1 区域油藏地质概况

辽东湾盆地地处渤海湾盆地东北部，南与渤中坳陷相连，北与辽河断陷相接，包含六个次级构造单元，依次为辽西凹陷、辽西南凸起、辽西凸起、辽中凹陷、辽东凸起和辽东凹陷，呈现“三凸三凹”构造特征, 总面积约两万平方公里（徐长贵等，2015；李伟等，2015）。L油田位于辽东湾南部海域，构造上位于辽东走滑构造带的南段，处于郯庐走滑断裂东支的转折端，走向由南北向转为北东向，处于辽中凹陷向辽西凸起过渡的斜坡带上。烃源充足，储层发育，烃源断层与砂岩输导层耦合良好，油气运移通畅，区域成藏位置非常有利。

L油田古近系东营组以三角洲沉积为主，东一段、东二上段、东二下段和东三段中上部均发育辫状河三角洲沉积，东三段底部发育扇三角洲沉积。其中东一段、东二上段、东二下段和东三段中上部岩性以中、细砂岩为主。东三段底部岩性以含砾中砂岩、粗砂岩和中砂岩为主，岩性组合为砂泥岩互层，在构造范围内，多期扇体相互叠置，储层发育，主要发育交错层理、块状层理，可见滑塌变形构造和重力流沉积特征，测井曲线以箱型、钟型、复合型为主。

东营组东一、东二上段，砂泥互层结构，单砂层厚度薄，沉积复杂，地震资料成像差，砂体横向展布及连通关系是影响进一步开发的关键问题。东三段是主力油组之一，储层多期叠置，厚度大，变化快，内部夹层多。

2 测井曲线处理

2.1 测井曲线重构

实际生产中由于测井仪器差别，人工解释的误差，以及井眼垮塌、测井液等影响，使得到的测井数据无法真实反映岩体信息（贺懿等，2008）。正确的测井曲线是高分辨率反演的重要基础，测井数据的可靠性直接影响着最终储层预测的可靠性，所以声波测井曲线重构是提高反演精确度与可靠度的关键一步（杨少虎等，2006）。常用的基于数理统计法、多曲线加权法和神经网络法等，都是利用数学运算将多种测井信息融合到声波曲线中，得到的拟声波曲线无法完全符合地质沉积规律（朱国军，2017；尹继尧等，2014；马一名，2018）。而小波变换技术可以实现测井数据的多尺度分解，通过把含有地层背景信息的低频曲线和能够较好识别岩性的高频曲线进行信息融合，得到拟声波曲线。

不同的测井曲线对岩性的识别能力各有不同，在不同地区、不同的储层对测井参数的响应也存在差异。本着提高储层预测精度和可信度的目的，需要重构声波测井曲线。利用多个测井数据做岩性交汇分析，分析各曲线岩性敏感程度，找到能够有效区分目的层的测井参数。图1为S2井的声波时差（DT）、自然电位（SPDH）、自然伽马（GR）和密度数据（ZDEN）的矩阵散点图。其中对角线方向为各个测井参数的密度图，从中可以明显看出自然伽马和密度对目的层的砂泥岩有较好的区分效果，而声波时差及自然电位对砂泥岩变化的敏感度较弱，其密度分布曲线基本重合，表明声波数据中的高频信息无法有效识别该地区砂泥岩。因此以自然伽马曲线为基础对声波曲线进行重构，将自然伽马曲线对该地区砂泥岩的高敏感度与符合地下地质规律的声波趋势相结合，进而得到能够用于约束地震反演的拟声波曲线。

图1 辽东湾盆地L油田东营组S2井参数矩阵散点图Fig. 1 Matrix scatter diagram of S2 well parameters in Liaodong Bay Basin

利用小波变换的多尺度分解与组合技术优势，对声波曲线和自然伽马曲线分解重构。实现过程包含两个部分：（1）对自然伽马序列数据和声波时差序列数据进行多阶级分解，从中获得各个阶级的细节信息和近似信息；（2）将自然伽马中高频细节信号同声波时差中低频近似信号组合在一起，逐级向上完成重构。小波变换重构技术已经相对成熟，本文采用三阶多贝西小波，即“db3”小波函数，因其具有较好的正则性，使得声波测井曲线重构过程更加光滑。

在重构过程中，声波时差和自然伽马的测井数据类型不同，通过建立回归模型来统一二者量纲差异，利用高阶拟合函数把自然伽马数据转换到声波时差域。回归模型如下式：

其中D(i)为声波时差曲线，G(i)为自然伽马曲线，f为高阶拟合函数。

利用“db3”小波函数对原始声波时差曲线和原始自然伽马曲线进行离散小波变换，经过三阶小波变换以后，分别得到一阶、二阶、三阶小波变换的高频信息和低频信息。利用三阶小波变换低频信号和三阶小波变换高频信号进行反变换即可得到二阶小波变换低频信号，以此类推，便可得到小波变换重构后的声波时差曲线。拟声波时差曲线较好的保留了原始声波时差曲线的低频趋势，并且其中增添了自然伽马的高频信息，局部较原始声波时差曲线频率更高（图2）。

图2 辽东湾盆地L油田东营组拟声波曲线重构结果Fig. 2 Reconstructed DT curve in Liaodong Bay Basin

2.2 去压实作用

沉积过程中受地层压实作用影响，碎屑岩骨架体积保持不变，孔隙体积随地层压力增高而减小，即越深的地层中岩石的孔隙体积越小（杨桥和漆家福，2003）。岩石的孔隙度同密度相关，岩石密度影响着地震波的传播速度。在不同深度岩石的密度和速度都会产生相对变化，随深度加深地层速度也会增大（陈永芮等，2018）。从图3中可看出不同深度的砂泥岩区分阈值存在差异。在1910～1960 m处砂泥岩区分的声波时差阈值约为106 us/ft，在2730～2760 m处砂泥岩区分的声波时差阈值为90 us/ft。不同的区分阈值为储层预测带来了困难，使反演结果无法精准解释，存在浅层泥岩被解释为砂岩或深层砂岩被解释为泥岩的情况。为此必须对声波速度曲线进行去压实校正，去除地层压实作用的影响，将校正后的声波数据应用于约束反演。

图3 辽东湾盆地L油田东营组砂泥岩声波时差核密度估计图Fig. 3 KDE diagram of DT of sandstones and mudstones in Liaodong Bay Basin

图4 为S1井声波速度数据，具有很直观的埋深趋势变化，即随着深度增加，声波速度也随之增大。为消除这种地层压实趋势，首先采用三次多项式对原始声波速度曲线进行拟合，拟合公式为：

图4 辽东湾盆地L油田东营组S1井声波速度曲线去压实校正图Fig. 4 Decompaction correction of acoustic velocity curve of well S1 in Liaodong Bay Basin

再利用原始测井声波数据减去这种变化趋势，并且结合目的层段速度分布变化范围，将声波速度校正最终校正到3000 m/s左右。从上图中可以清晰的看出，在进行去压实校正处理后，速度相对变化趋势仍然保留，可以用来有效的进行砂泥岩区分。

通过处理前后声波速度数据对比分析，去压实校正方法不仅去除了地层压实趋势，而且保留了声波速度相对变化幅度的真实性。处理后声波速度得到的反演结果更易于区分砂泥岩，与实钻井结果吻合度高，预测储层展布特征与研究区地质沉积认识相一致。实际数据处理结果表明: 这种去压实校正方法简捷有效，提高了反演预测储层的精度，在埋深差异大地区具有较好的实用价值。

3 地震相控非线性随机反演原理

3.1 地震相控外推约束计算

地震相是地质体沉积相在地震剖面上的反映，地震剖面上不同的反射特征都对应着不同的地震相。在地震剖面上，可以根据区域沉积体系划分出地震相界面或层序界面，地质学所描述的地震相界面尺度较大，有时可达到百米级，而三级层序界面在反演过程中控制着反演的低频趋势，为反演提供约束条件，减少地震反演的多解性。为了实现地震相控制下的反演，需要利用层位、井资料、结合该地区的沉积规律、地震剖面上识别的地震相等来建立一个宏观低频模型，可以在平面和空间上划定不同序列层之间的匹配关系。由于地下介质的各向异性、非均质性、粘弹性，道与道在外推的过程中需要相时拟合法来建立一定的关系。具体实现过程是从井出发，通过相界面来控制反演的时窗范围，沿着已经建立的相位变化方向上一道道外推，如此进行地震道的约束反演，直到反演结束（张生等，2018）。采用多项式时相拟合关系的方法，把地震沉积相的发育情况考虑进去，计算出各道在进行外推时候的关系。实际是在反演时窗范围内，从比较好的已钻测井资料开始，在多项式拟合的相位变化方向上得到先验模型参数向量或由近道间模型参数外推，如此约束依次进行后面道的反演。具体相控外推过程如下：

首先假设一个正整数N，对应的有一系列数据f(-N),f(-N+1),......,f(-N)，利用一个2N多项式来拟合数据f(x)，则有：

上式中，p k(x)与p m(x)(k≠m)正交。由p0(x)=1可推得p i(x)(i＞0)。

由（4）式进一步有：

得到通用的公式如下：

在地震相模型的控制下，在描述反演参数几何形态的基础上，利用地震数据，把反演问题由单个向联合转化，这在一定程度上减少了反演的多解性。

3.2 随机模拟理论

地震随机反演方法是将随机模拟与地震反演相结合的方法。在测井、地震、地质资料的基础上，通过地震随机反演可以实现高分辨率速度体或者波阻抗体，由此获得各种地下地质特征。在随机模拟理论中常用到变差函数来描述地下空间数据场中数据之间的关系，反演时利用变差函数建立起模型介质各点之间的统计相关函数，具体变差函数公式如下：

式中Z(x)是区域化变量在x的的增量，Z(x+h)是区域化变量在(x+h)的增量，G(h)为h的函数值，h代表两点之间的间距，m为统计未知点之间距离为h的点对。

3.3 非线性随机反演算法

利用上述的道间外推和随机模拟相结合的反演思想，建立地震道和波阻抗关系的目标函数如（8）式，即在最小二乘意义下求目标函数的最小值。由于一般密度变化不大，为了简化，我们把密度设为一个常值，这样我们直接进行纵波速度反演。

其中：

V：为速度；

SiΔ：为模型响应，由地震子波和反射系数的褶积得到的;

Di：为实际地震记录，

i：为地震记录的采样点序号。

式中Si为初始速度模型对应的合成地震记录，ΔV为模型参数摄动量。将高次项略掉，仅保留下二次项，即：

对（10）式中ΔV求一阶导数，可得：

把（10）式右端对ΔV求一阶导数，并令该导数为0，可得：

把（10）和（11）式代入（12）式，即：

将（13）式左端展开并简化可得：

再由（14）式求取模型摄动量ΔV时，求出ΔV后，通过（15）式迭代得到最终的反演速度V：

式中，m为迭代次数。

利用井数据和层位数据建立低频模型，在此基础之上实现外推随机模拟反演，相控非线性反演既保留了地震数据的横向分辨率，又保持了井上较高的纵向分辨率，对地下构造复杂地区的反演具有较好的应用效果，加入随机理论让反演结果在剖面上更好的识别薄层，在平面上更加符合地质宏观沉积规律。

4 东营组储层预测

针对辽东湾盆地L油田东营组内砂泥岩薄互层储层展开叠后相控非线性随机反演储层预测，利用高精度的反演方法识别薄沙层组，规避开发风险，寻找油气潜力区（黄捍东等，2019）。

4.1 岩石物理统计区分岩性

岩石物理统计可以将反演结果和地质剖面解释意义进行较好的联系，通过优异的岩石物理统计成果可以帮助对研究区目标层位的岩性差异、储集层与非储集层的差异进行更为准确的判别，另外，反演成果也需要经过岩石物理统计分析的转化，才能够变成地质学家能够充分理解和剖析的地质剖面。通过对测井曲线重构以及去压实校正处理后，测井曲线已经达到储层精细解释的要求，声波速度可以较好的区分砂泥岩岩性（图5），但仍需要对声波测井及其他测井数据做交汇统计分析，用于寻找区分岩性的声波速度阈值，为下一步刻画储层平面展布奠定基础。

图5 辽东湾盆地L油田东营组岩石物理参数交汇统计分析图Fig. 5 Statistical analysis of intersection of physical parameters of rocks in Liaodong Bay Basin

N2井在东三段具有较厚气层，岩石物理统计得出含气砂岩速度范围在2950～3250 m/s，泥岩速度在2900～3600 m/s，含气砂岩呈现低速特征；S5井在东二上段砂岩速度范围在2950～3250 m/s，泥岩速度范围在3100～3900 m/s，总的呈现出砂岩速度低、泥岩速度高的特征（图6）。

图6 辽东湾盆地L油田东营组砂泥岩声波速度分布直方图Fig. 6 Histograms of acoustic velocity distribution of sandstones and mudstones in Liaodong Bay Basin

4.2 地震相界面划分

通过对辽东湾盆地东营组内地震终止反射关系识别，以及对地震反射结构的外部反射形态和内部反射结构进行综合分析（董艳蕾等，2007），划分出四种地震相（表1）。第一种：中频、弱振幅、连续较差的地震波形特征，其主要分布于工区内东一东二段西北部，东三段北部，岩性以细砂岩为主，表现为发散楔状地震相；第二种：低频、中振幅、连续性较差的地震反射特征，主要分布于工区中部的走滑断层处，岩性以细砂岩为主，表现为丘状地震相；第三种：高频、强振幅、高连续性的平行反射结构的地震波形特征，主要分布于工区西南部，岩性以粉砂岩、细砂岩为主，表现为平行席状地震相；第四种：高频、中—弱振幅、中—差连续性的反射特征，主要分布于工区中部的东二上段，岩性以砂岩为主，表现为前积楔状地震相。依据地震相对东营组内关键界面追踪对比，识别东营组各段三级层序界面，控制反演模型建立。

4.3 反演效果分析

利用地震相控非线性随机反演对东营组内目的层段进行叠后反演，过探井S2的反演剖面可以看出反演结果与测井解释结果吻合良好，有效的识别了薄砂组储层，纵向上分辨率较高，横向上清晰展现出储层横向变换特征，不同沉积单元之间的尖灭变换、上下地层之间的削截超复等地质特征清晰可见（图7）。

图7 辽东湾盆地L油田东营组过S2井反演剖面Fig. 7 Inversion profile through S2 well in Liaodong Bay Basin

为进一步分析反演数据体与原始地震数据体之间的分辨率差异，将反演结果与地震剖面叠合显示（图8）。可以看出相控非线性随机反演结果忠实于地震数据，有效的表征了地震波形变换特征。地震剖面分辨率低，通过高精度反演后，地震剖面中一个同相轴可以在反演剖面中看到多个砂泥岩薄互层，说明反演结果相对于地震数据分辨率有了大大的提高。且在地震同相轴振幅较弱的地层，在地震数据剖面上难以发现的薄储层，在反演结果中均有体现。沿着地震波形变化的方向上，弱振幅区内发育少数薄砂岩储层，这为该地区储层的精细解释提供了有意义的信息。在地震剖面中可以看到的断层发育情况，在反演结果中依然可以看到，说明反演结果具有较高的准确度和可靠度。

图8 辽东湾盆地L油田东营组过S3井反演结果与地震数据剖面Fig. 8 Inversion results and seismic data section through S3 well in Liaodong Bay Basin

L油田处于开发初期，精确的反演结果对于高效开发具有重要意义，在反演过程中，仅用探井约束地震反演，对于反演结果的可靠性只能依靠大斜度的开发井来检验，反演结果同开发井的吻合程度就可以说明后期储层预测的可靠性。在油田N井区内数口开发井钻遇目的层，用未参与反演的开发井来检验反演结果的准确性是很有必要的（图9）。

图9 辽东湾盆地L油田东营组开发井连井剖面Fig. 9 Development well connection profile in Liaodong Bay Basin

表2 辽东湾盆地L油田东营组地震相解释表Table 2 Seismic facies interpretation model of Dongying Formation in Liaodong Bay Basin

B4、B7、B10、B8都是大斜度的开发井，在东营组目的层内，其测井解释成果同反演结果吻合较好，可以清晰的看出储层横向发育情况及纵向分布特征。通过统计井上储层厚度与反演剖面在目的砂层组厚度，对比计算相应层段的预测值与实际值的吻合率在70%～83%，整体吻合率较高，由此可以证明该反演结果对于东营组内油藏开发是具有指导意义的。

4.4 储层分布预测

利用反演结果刻画储层平面展布特征，依照砂层组的模式来依次刻画砂体平面展布，可以把储层空间分布信息直观的展现到各个目的砂层内，这样可以便于储层分析解释，将反演结果转换为可供开发参考的有效信息。在反演剖面上对各个目的层砂层组进行精细追踪解释，提取反演数据中砂体层段对应的采样点，计算出单程时间，再结合反演结果中对应采样点的速度值计算小层间的砂体厚度，据此来绘制小层砂体厚度平面展布图。以东三段D31砂层组为例，刻画其砂体厚度预测图（图10a）。D3层段沉积相为辫状河三角洲（图10b），D31小层砂体在N井区西北方向分布较厚，同沉积相中物源来自西北方向相吻合。D31小层发育辫状河三角洲水下分流河道、河口坝和远砂坝砂体，储层厚度6～36 m。从砂体平面展布图中可以清楚的看到岩性尖灭带及储层变薄等高风险开发区域，在N井区西北向砂体分布均匀稳定，由西向东砂体厚度逐渐变薄，该储层厚度预测结果可以用于指导开发井位设计。