等时相控反演在辽河曙北地区沙四段薄砂岩储层预测中的应用

2022-06-10刘少治陈希光

石油地质与工程 2022年3期

刘少治，王波，宋兵，陈昌，陈希光

（1.中国石油杭州地质研究院，浙江杭州 310023；2.中国石油辽河油田分公司勘探开发研究院，辽宁盘锦 124010）

辽河西部凹陷北部曙北地区沙四段地层厚度大（平均226.7 m，最大773.0 m）、砂岩厚度薄（单层厚度一般2.0～6.0 m，累计厚度平均30.2 m）、横向变化快。随着增储挖潜工作逐步向主储量区外转移，曙134井的高产薄砂岩（砂岩厚4.8 m／2层，日产油9.7 m3）日益受到重视，是下步岩性油气藏或致密油气勘探的潜在领域。但是由于区内沙四段地震资料品质差（主频18 Hz，频带宽度5～30 Hz）、岩性复杂（既有泥岩、油页岩、碳酸盐岩等细粒沉积岩，又有下伏的玄武岩）、现今断裂发育等因素影响，加之传统的波阻抗反演、地质统计学反演、随机反演难以准确预测薄砂岩储层，制约了区内油气勘探。目前曲线重构拟声波反演［1-2］、波形指示反演［3-6］结合相控反演［7-9］在薄互层砂岩储层预测中取得了较好的应用效果，但是对复杂岩性区薄砂岩储层预测仍需深入探索。本文在高频等时层序格架的基础上，充分吸收上述反演方法的优点，对曙北地区沙四段复杂岩性区薄砂岩进行储层预测。

1 地质概况

辽河西部凹陷是渤海湾盆地主要的富油气凹陷之一，研究区位于凹陷中北部，曙光以北、高升以南、雷家以西地区，面积约为480 km2。截至目前已经发现曙光潜山油气藏，曙光、高升沙四段构造油气藏和雷家沙四段碳酸盐岩油气藏。西部凹陷新生代的演化经历了地壳拱张、裂陷和坳陷三个阶段，其中裂陷阶段又进一步分为初陷期、深陷期、持续衰减期三个发育期，沙四段是辽河裂谷盆地初陷期的产物。曙北-高升地区沙四段岩性以灰色、深灰色泥岩和油页岩为主，夹薄层细砂岩、泥质粉砂岩，整体表现为厚层泥岩（厚度200.0～300.0 m）夹少量薄层砂岩（厚度2.0～6.0 m）；雷家地区沙四段岩性则为厚层泥岩夹薄层碳酸盐岩，碳酸盐岩主要为砂质、泥质、灰质白云岩及泥灰岩。对沙四段沉积分析认为，曙北-高升地区为扇三角洲-湖泊过渡沉积体系［10-11］，雷家地区为扇三角洲-（鲕）粒屑灰岩体系［12-13］，薄砂岩储集体主要为远源水下分流砂体和滨浅湖滩坝砂体。

2 等时相控波形指示模拟反演

2.1 方法

在高精度层序格架基础上，利用波形指示模拟反演软件，在相控建模的基础上，将研究区井旁道波形特征作为样本，采用SMCMC算法，拟合有效样本数、设定最佳截止频率和滤波器参数，以达到最佳的反演效果。

2.2 流程

2.2.1 可行性分析

针对薄砂岩储层预测前人做了大量的正演模型分析工作［2-4，9，14-18］，储层类型包括河道砂岩、滨湖砂岩以及致密砂岩等。滩坝砂体的正演模型分析表明，利用波形特征可以反映滩坝砂岩储层的发育特征，不同岩性组合的滩坝砂岩其敏感的地震属性不同［14］；砂地比、砂泥岩互层频率、是否含灰、是滩砂还是坝砂都会影响地震属性，因此地震属性预测应当分区分带进行［3］。研究区断裂复杂、目的层埋深跨度大（500.0～4 500.0 m）、地震资料主频低（18～20 Hz），沙四段岩性复杂、储层类型较多、砂岩厚度薄、横向变化快，地震纵向分辨率导致难以识别、追踪并刻画薄砂岩储层。因此首先应当发挥不同反演软件的各自优势进行储层预测，尤其是波形指示模拟反演；其次必须充分利用钻井、地震属性及属性融合对反演结果进行约束，以提高预测可信度。

2.2.2 拟声波曲线重构

拟声波曲线重构的目的是通过将声波曲线的低频信息和对岩性变化比较敏感的非声波测井曲线的高频信息融合，从而能够较好地区分岩性变化［1，19］。在对多口井的波阻抗、自然电位、自然伽马和电阻率等测井曲线分别进行泥岩、油页岩和砂岩统计（图1）的基础上，发现波阻抗和自然伽马对砂岩、泥岩都有一定的区分能力，但是波阻抗不能很好地区分砂岩和油页岩，自然电位曲线对厚层砂岩识别较好。因此通过融合波阻抗低频信息和自然伽马的高频信息形成GR拟声波曲线，可以很好地区分薄砂岩与油页岩（图2），从而提高后期储层反演的分辨率和精度。在可行性分析的基础上，对声波和自然伽马曲线分别进行井环境校正、岩电校正和标准化处理，随后利用等时相控波形指示模拟反演软件特征曲线重构功能进行GR拟声波曲线重构。

图1 不同测井曲线对砂泥岩及油页岩概率统计图

图2 曙134井GR拟声波曲线可行性分析

2.2.3 等时相控建模

在前人对西部凹陷三级层序研究的基础上，通过测井曲线降频法结合区域对比标志层（房身泡组玄武岩、高升油层顶部低平泥岩段和杜家台油层顶部特殊岩性段）将沙四段三级层序自下而上划分为高升油层和杜家台油层两个准层序组，并进一步细分为高Ⅰ砂组、高Ⅱ砂组、杜Ⅰ砂组、杜Ⅱ砂组、杜Ⅲ砂组5个准层序（图3），各砂组地层厚度平均为40.0～60.0 m。三级层序底界面为一个区域性角度不整合面，在地震剖面上表现为一个强振幅、连续性好的地震反射同相轴，可以进行全区追踪。三级层序的顶界面在地震剖面上不同地区具有差异，在钻测井资料上界面上下岩电特征发生突变。

准层序（高频层序）以测井曲线降频后的极值点或拐点为界（图3），不整合面上下也意味着沉积环境的变化，由水退到水进，或者由上一层序的高位域变为下一层序的低位域，在测井曲线上也有明显的响应，一般也是测井曲线的变化拐点，因此在降频曲线上也可以体现。这样不同级次降频曲线的极值点可以反映高精度层序界面，其降频曲线旋回反映高精度层序的旋回性变化。通过对多条曲线的多次降频处理，然后根据降频曲线的旋回性，并结合纵向岩性组合和沉积旋回，就可以实现真正意义上的将细粒沉积的高频旋回识别出来。

图3 曙112井测井降频高精度层序划分方案

在井上高频层序划分的基础上，通过制作地震合成记录，在连井地震剖面上进行精细层位标定，为了质保，研究区共建连井井震剖面11条，标定探井64口；在井震标定的基础上开展高频层序剖面解释工作，最终完成高频层序格架建立；然后进行初始模型的建立和模型插值，通过模型插值检验高频层序格架建立的正确性，并反复修改闭合，最终使得插值模型达到纵横向能量均衡、过渡自然、符合地质规律。

2.2.4 波形指示模拟反演

地震波形指示反演的基本思想是在等时格架约束下，利用地震波形的横向变化表征储层的空间变异性，其优势是地震的横向密集性［4］。

将连井剖面波形指示模拟反演结果与实际钻井对比，反复调节反演参数，直到达到最佳效果，然后开展全区波形指示模拟反演。从过曙134井反演剖面（图4）中可以看出，反演效果较好。首先相对于普通波阻抗反演剖面（图5），在一定程度上提高了纵向分辨率，且与钻井砂体吻合性较好；其次提高了薄层砂体的预测精度，平面上可以实现储层初步预测。反演体的平面刻画对储层预测的效果至关重要，本文对采取阻抗体小阀值、多种子点追踪方法取得较好预测效果。为了能更好地将砂泥岩在纵向上分离，并使同一砂体在横向上保持连续，在对已有井不同岩性阻抗值分析的基础上，最终确定阀值为200；通过阀值滑动进行种子点追踪，同时将追踪出来的阻抗体分布与实际井岩性进行比对，保留能反应真实砂体的阻抗种子点，有效地提高砂岩识别的准确率；最后对筛选的砂体时间厚度进行时深转化，使其达到预测砂岩分布的目的。

2.3 应用效果

在上述等时相控波形指示模拟反演的基础上，根据区带评价结果，针对地质目标再次进行砂体定量刻画［9］，并与地质规律相对比，最终实现地质和地震综合落实薄砂岩空间展布。通过与完钻探井验证发现，研究区薄砂岩储层预测符合率约为80%。当砂体厚度小于8.0 m时，其准确率略低，平均为70%（表1）；当砂体厚度大于8.0 m时，其准确率较高，平均为83%（表1）。

曙134井区杜Ⅱ砂组预测砂岩分布在曙134井东南部（图6），平面上呈北东-南西向展布，预测砂岩厚度一般在10.0～25.0 m，其中曙118井、曙127井、曙111井、曙112井、曙134井厚度吻合率大于85%（表1）。预测砂岩厚度高值区呈斑状分布，且呈多排斜列分布特征，可能反映砂组内部的滩坝迁移；每排内又有2～3个次级主体，因此将滩坝砂体沉积微相按照砂体厚度、主次、微地貌划分为滩坝主体、滩坝侧翼和滩坝间3类（图7）。根据砂地比给予定量描述，滩坝主体砂地比一般大于15%，滩坝侧翼砂地比一般5%～15%，滩坝间砂地比小于5%。曙134井区杜Ⅱ砂组发育4个滩坝主体，其中两个滩坝主体在构造高部位有两口井获得工业油流，6口井油气显示良好，因此曙134井所在滩坝主体和曙111井西侧滩坝主体是下步挖潜的有利区，累计面积11.5 km2。