水平井网下基于地质统计学反演的辫状河储层隔夹层精细刻画*——以渤海辽中凹陷LD-A油田馆陶组为例

刘宗宾 吕文杰 廖新武 朱建敏 高红立

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300459)

辫状河沉积储层具有厚度较大、连续性强的特点，但是储层内部隔夹层尤其是薄夹层的分布稳定性较差，储层连通性复杂，隔夹层分布的不确定性对油田开发井实施和综合调整方案编制有至关重要的影响[1-2]。海上油田多采用大井距的水平井开发模式，不同类型隔夹层的定量规模存在较大不确定性，因此充分挖掘地震资料中隔夹层的响应信息尤为关键。地震反演作为隔夹层预测的有效手段已得到了广泛认可，而常规的确定性反演依赖于地震资料的分辨率，对于薄夹层的识别能力有限[3-4]，而且在以水平井为主的油田，进行确定性地震反演时无法有效将水平段信息与地震道进行标定，只能利用水平井的直井段和斜井段进行约束[5]，导致井信息利用程度较低。地质统计学反演是综合利用地震数据、测井资料，融入地质认识的一种随机反演方法，能够充分发挥随机建模和地震反演的优势，与常规确定性反演相比突破了地震资料频宽限制，提高了分辨率，并且由于地质统计学反演基于三维地质模型框架下实现，水平段信息也能够有效应用，因此在水平井网下，地质统计学反演能够获得厚储层内部更高精度的隔夹层刻画结果[6-7]。本文以LD-A油田馆陶组辫状河储层为例，在分析辫状河隔夹层基本特征基础上，利用自然伽马曲线和电阻率曲线进行声波曲线重构，建立确定性反演趋势体，以此为基础提取平面变差参数，并约束地质统计学反演，将水平段实钻的隔夹层信息作为硬数据参与到三维地质建模中，建立三维波阻抗模型和隔夹层模型，分析水平段和隔夹层的配置关系，并进一步构建适合海上油田开发特点的厚储层内部隔夹层空间刻画方法。

1 研究区概况

LD-A油田位于渤海辽东湾坳陷辽中凹陷南部，紧邻辽中生油凹陷，处于油气运移的有利通道上，具有优越的油气聚集成藏地质条件。辽中凹陷属于新生代沉积盆地，古近系自下而上发育了孔店组、沙河街组和东营组，主要为多期扇三角洲、辫状河三角洲和湖相泥岩沉积，新近系发育馆陶组和明化镇组，主要为辫状河到曲流河的陆源粗碎屑沉积[8]。郯庐断裂带贯穿辽中凹陷[9]，受郯庐断裂带控制，LD-A油田分为西侧上升盘和东侧下降盘两部分(图1a)，西盘整体表现为依附于中央断层的半背斜构造，东盘为中央断层控制下具有走滑性质的似花状构造，以近东西向断层为边界自北向南划分为3井区、4井区和5井区(图1b)[10]。LD-A油田新近系馆陶组主要为砂质辫状河沉积，物源主要来自西北方向燕山褶皱带，纵向砂岩单层厚度大，砂地比达75%以上，主要为高孔高渗储层，物性好。馆Ⅳ油组为该油田的主力生产层位，厚度80～100 m，参考馆陶组层序地层划分方案[11]，根据“旋回对比、分级控制”原则将馆Ⅳ油组纵向上进一步划分为3个小层，单个小层基本对应一个短期旋回，钻井揭示小层间发育厚3～10 m的泥岩。

图1 LD-A油田构造位置及井位分布图Fig.1 Structural location and well location distribution of LD-A oilfield

馆陶组地震资料频宽10～55 Hz，主频38 Hz，地层层速度以2 500 m/s计算，地震资料纵向分辨率约为15 m，仅利用地震资料对薄隔夹层的识别能力有限。LD-A油田2019年投入开发，主要以水平井进行开发，水平段长度250～400 m，平均井距约300 m(图1b)，开发层位主要为馆Ⅳ油组中上部的1小层和2小层，深入研究并精确表征隔夹层的空间分布，对认识下部油层的动用程度以及规避隔夹层提高水平井油层钻遇率具有重要意义。

2 隔夹层成因及类型

辫状河水浅流急，侧向迁移快，多形成规模较大的宽坝窄河富砂型储层，但河流能量是周期性变化的，内部仍然存在多种泥质隔夹层[12-13]。在辫状河沉积模式约束下，结合测井响应特征，根据隔夹层成因不同，主要识别出LD-A油田4种泥质隔夹层，分别为泛滥泥、落淤层、废弃河道泥和底部滞留沉积(图2)。

图2 LD-A-5井隔夹层综合解释柱状图Fig.2 Comprehensive interpretation of interlayer of LD-A-5

1) 泛滥泥。在洪水泛滥期，细粒悬浮沉积物因水动力下降而沉积下来，泥岩分布范围广，厚度大(>3 m)，是油组和小层划分与对比的主要标志，电测曲线表现为泥岩基线的响应特征。

2) 落淤层。为洪水期洪峰波动过程的憩水期，在心滩内部垂向加积形成的近平行或倾斜的细粒沉积物，沉积厚度不大(1～2 m)，电测曲线回返幅度小。

3) 废弃河道泥。由于辫状河道频繁迁移，部分水道被堵塞形成一个封闭的静水环境，底部为正常河道砂岩沉积，顶部沉积泥岩，整体为一正旋回。

4) 底部滞留沉积。后期河道或心滩对沉积物冲蚀改造，在底部形成滞留泥砾或砂砾，物性较差，横向展布范围小，电测曲线回返幅度小于泛滥泥。

通过实钻井分析，结合辫状河沉积模式，在沉积期次的约束下，根据隔夹层的垂向厚度及横向连续性差异[14]，将LD-A油田东块馆陶组隔夹层分为层间泥岩和层内泥岩两类(图3)，馆Ⅳ油组顶底为层间泥岩隔层，主要发育厚度较大的泛滥泥，GR靠近泥岩基线，分隔流体系统，馆Ⅳ油组内部小层间的界限也以泛滥泥为主，横向对比较好，厚度1～10 m，测井曲线回返幅度较大，为较为稳定分布的层间泥岩，小层内部发育的层内泥岩主要为落淤层、底部滞留沉积和废弃河道泥，厚度小于3 m，测井曲线轻幅回返，井间对比性差，分布较为局限，仅起局部渗透性遮挡作用。

图3 过LD-A-5—LD-A-3井隔夹层解释连井剖面(剖面位置见图1)Fig.3 Interpretation of interlayer between LD-A-5～ LD-A-3(see Fig.1 for location)

3 基于地质统计学反演的隔夹层空间分布预测

3.1 拟声波曲线构建

地球物理特征重构是以岩石物理学为基础，利用与岩性相关的测井曲线，重构具有同量纲的拟声波曲线，既能够反映地层速度和波阻抗特征，又能够反映岩性差异[15-16]。由于海上钻井的高成本和水平井的特殊性，往往仅在水平段具有声波时差(DT)和密度(DEN)曲线，而定向段只有自然伽马(GR)和深、浅侧向电阻率曲线(RD、RS)，因此为充分利用水平井的定向段测井信息与地震响应匹配，需要依据已有的自然伽马和电阻率曲线进行声波曲线重构。

首先选取馆Ⅳ油组顶部稳定纯泥岩段对GR曲线进行标准化处理，之后针对馆Ⅲ、Ⅳ和Ⅴ油组通过公式(1)进行归一化处理。

GRnor=(GR-GRmin)/(GRmax-GRmin)

(1)

式(1)中：GRnor为归一化后自然伽马曲线，gAPI；GR为原始自然伽马曲线，gAPI；GRmin为油组单元自然伽马最小值离散曲线，gAPI；GRmax为油组单元自然伽马最大值离散曲线，gAPI。

根据LD-A-4井馆Ⅳ、Ⅴ油组的测井敏感性分析，砂岩表现为低GR、相对泥岩低声波速度，GR和DT呈负相关，水层和泥岩相对油层低阻、高声波速度，RD和DT呈正相关(图2)，依据DT和GR、RD的相关关系构建能够较好反映岩性变化的声波时差曲线，经过反复修正参数，得到拟声波时差曲线为

DTvirtual=-43×GRnor+lgRD+118

(2)

式(2)中：RD为深侧向电阻率曲线，Ω·m。

据此依据Gardner经验公式得到重构的波阻抗曲线为

(3)

式(3)中：DTvirtual为拟声波时差曲线，μs/ft。

从AIvirtual与砂质含量(Vsand)曲线的交会图上看出，二者具有较好的负相关性，随着砂质含量的升高，波阻抗值降低，当波阻抗值大于6 400 kPa·s/m时对应泥岩、砂泥岩的界限较为明显，重构声波更加突出了砂泥岩差异(图4a)，同时重构后的波阻抗曲线与孔隙度具有较好的负相关关系(图4b)，因此6 400 kPa·s/m的阈值不仅能体现岩性的差异，也能表征物性的变化。

图4 重构波阻抗与砂质含量、孔隙度关系Fig.4 Cross plot of sand content and reconstructed acoustic impedance

重构声波曲线的合理性，通过合成地震记录的方式加以验证(图5)。图5a为选取目的层段统计子波利用原始声波时差曲线得到的合成地震记录，合成地震记录道与井旁地震道同相轴对应关系一般，相关系数为0.58；而利用重构后的声波时差曲线(DTvirtual)得到的合成地震记录道与井旁地震道同相轴的对应关系得到优化，相关系数达到0.77(图5b)，因此进一步说明应用GR和RD曲线进行的声波重构，不仅提高了测井对砂泥岩的识别精度，而且改善了井震结合的匹配度。对水平井直井段和大斜度段进行声波曲线重构，能够为后续地质统计学波阻抗反演奠定良好的数据基础。

图5 LD-A-4井合成地震记录Fig.5 Synthetic seismic record of LD-A-4

3.2 基于模型的稀疏脉冲确定性反演

基于模型反演的优点在于不仅能够为地震反演提供低频模型，而且还能在完整的地质框架下建立合理的初始波阻抗模型，使反演结果比较符合地震资料所具有的振幅、频率、相位等特征，限制反演的多解性[3,16]。

在储层精细标定基础上，将LD-A油田东块馆Ⅳ油组顶底作为控制低频模型和稀疏脉冲反演的框架，利用探井、定向井以及水平井直井段和大斜度重构波阻抗数据搭建低频模型，补偿地震所缺失的10 Hz以下的频率段信息，通过多道地震记录自相关统计的方法提取子波，保证合成记录与实际记录的频带一致。之后以地震数据体为背景，以低频地质模型为基础，利用重构波阻抗曲线，实现基于模型的稀疏脉冲波阻抗地震反演。

过W13—W20井剖面上，实钻井揭示馆Ⅳ油组为大套厚油层，整体表现为强振幅低频中等连续性的平行—亚平行地震相，内部隔夹层响应较差(图6a)，在基于模型的稀疏脉冲反演剖面上，层间隔层有了较好的响应，具有连续性较好的强波阻抗特征，且与井上吻合度较高，并且局部可追踪(图6b)。稀疏脉冲反演可以反映厚层岩性的空间变化特征，但是其纵向分辨率依然比较低，不能很好地反应厚砂体内薄隔夹层的空间变化，需要以此为约束体开展地质统计学波阻抗反演。

图6 基于模型的稀疏脉冲反演层间隔层解释剖面(剖面位置见图1)Fig.6 Interlayer interpretation profile of sparse pulse inversion based on model(see Fig.1 for location)

3.3 变差参数求取

变差参数是表征变量的空间相关性与空间变异性的重要信息，包括变程方向、变程大小等，直接决定着随机模拟结果的合理性和可靠性[17]。由于水平段会选择性钻遇砂岩，并且排布具有定向性，水平段数据的丛聚效应会造成平面变差函数分析误区，从而不能直接依靠井资料获取反映地质特征的变差函数[18]。

基于模型的稀疏脉冲反演数据充分融合了井和地震信息，本文依据确定性反演体的层间波阻抗属性，分析变差椭圆的方法来间接得到不同层位的平面变差参数。以馆Ⅳ油组1小层为例，图7a为该小层的层间波阻抗地震属性，属性分布呈NW—SE方向，结合区域沉积背景，LD-A油田物源来自NW向，波阻抗属性值较好反映了沉积体的分布规律；进一步分析基于波阻抗属性获得的变差椭圆，其基台值(最大闭合椭圆)较好收敛于1，由于属性点在平面上分布较为密集，块金值(椭圆中心)为0.16，椭圆长轴所代表的主变程方向为125°，主变程大小为750 m，次变程与主变程垂直，大小为300 m(图7b)。对于少井钻遇的2小层和3小层，依据上述方法求取平面变差参数更实用。

图7 基于稀疏脉冲反演体的变差椭圆解释及基于直井的垂向变差函数求取Fig.7 Variation ellipse interpretation based on sparse pulse inversion volume and vertical variation function based on vertical well

对于垂向变差函数，主要利用井区中心处的探井LD-A-4井的垂向重构波阻抗粗化数据(图7c)。以1小层为例，采样点经过拟合，垂向变程大小为6.53 m(图7d)；统计各小层的变差参数(表1)，由1小层至3小层物源方向逐渐北偏，平面变程逐渐增大，表明沉积规模变大，垂向变程随着小层厚度的增大也具有变大的趋势。

表1 LD-A油田东块馆Ⅳ油组各小层平面变差参数统计表Table 1 Statistical table of plane variation parameters of each layer of N1gⅣ in east block of LD-A oilfield

3.4 隔夹层空间展布特征分析

重点针对LD-A油田东块4井区馆Ⅳ油组搭建三维地质模型，将平面网格尺寸设计为10 m×10 m，纵向网格尺寸平均0.5 m。重构后的波阻抗曲线作为硬数据进行粗化，由确定性反演得到的波阻抗地震体作为随机反演的井间约束条件，采用序贯高斯模拟算法得到地质统计学反演波阻抗地震体(图8a),由图4中的砂泥岩界限(6 400 kPa·s/m)作为阈值生成三维岩性模型(图8b),依据隔夹层的连通规模差异，分别给定不同连通规模下限值拾取层间泥岩(图8c)和层内泥岩(图8d)的三维体。

图8c中顶部红色隔夹层和底部蓝色隔夹层分别为馆Ⅳ油组顶底的隔层，橙色、绿色隔夹层代表馆Ⅳ油组内部3个小层间的两套泥岩隔夹层，可见层间泥岩隔夹层在空间上连片分布，稳定性较好，能够在纵向上起到较好的遮挡效果。层内泥岩隔夹层呈零星分布的片状，厚度较薄数量较多(图8d)，对流体的运移能够起到一定程度影响，但是不至于分隔流体系统。

由于采用了确定性反演体为约束，确定性反演和地质统计学反演对层间泥岩隔夹层的分布特征刻画效果具有一定的相似性，过W13—W20井的地质统计学波阻抗反演及隔夹层剖面上，层间泥岩的横向连续性均较好(图9a)。相对于直井和大斜度井而言，水平井水平段波阻抗信息的充分应用，进一步丰富了横向上隔夹层展布的约束条件，对隔夹层产状、厚度、延伸范围起到了有效的控制作用。W13井水平段中部钻遇1、2小层层间泥岩，钻穿后W13井开发层位为馆Ⅳ油组的1小层和2小层；W14井在水平段靠近趾部钻遇横向约80 m的泥岩，蹭到层间泥岩的顶部，未钻穿，生产层位仅为1小层；W15井水平段跟部下探较深，未揭示层间泥岩，但趾部钻遇泥岩，因此1、2小层间泥岩的尖灭位置发育在W15井的跟部，该井跟部开发层位为1小层，趾部开发层位为2小层(图9b)。在地质统计学反演中纵向上高分辨率井信息的融入对层内泥岩隔夹层的实现起到了重要作用，在变差参数的控制下，能够将厚度1 m左右的落淤层有效模拟出来。

图9 基于地质统计学反演的隔夹层解释剖面(剖面位置见图1)Fig.9 Interpretation profile of interlayer based on geostatistical inversion(see Fig.1 for location)

地质统计学反演技术综合利用地震资料、地质知识和测井资料，通过随机模拟反演出储层或隔夹层表征参数，适用于各类复杂储层或隔夹层的地震预测和描述，尤其是钻井资料少，地震数据品质较高的地区，对井间地质体的预测具有较大优势[19]，有助于勘探井位部署和老油田的挖潜。由于地质统计学反演技术算法运算量大，储层或隔夹层规模表征受限于模型网格尺寸的大小，对于本次研究，实现横向展布小于10 m，纵向薄于0.5 m的隔夹层刻画难度较大，但10 m×10 m×0.5 m的网格精度足够满足LD-A油田的开发研究需求。

4 动态验证及应用效果

位于4井区高部位同一井排的W13和W14井在投产6个月后井底流压下降差别较大，W13井位于4井区断块西侧，井控储量较小，W14位于4井区断块的东部，井控储量相对较大；投产后W13井流压下降2.08 MPa，而W14井流压下降高达5.79 MPa，生产动态与井控储量大小形成矛盾。依据隔夹层刻画成果，分析W13井钻穿馆Ⅳ油组1、2小层间的泥岩，开发层位为1小层和2小层，而W14井未钻穿层间泥岩，生产层位只有1小层，与W13井相比动用的储量基础有限，因此投产后井底流压下降差别较大，这也表明了反演结果中1小层底部泥岩隔夹层稳定分布的特征。

W20井进行了随钻测压，在深度和测压数据交会图上，馆Ⅳ油组3小层和馆Ⅴ油组仍维持原始地层压力，馆Ⅳ油组1、2小层作为主要生产层位，压力下降了接近3.00 MPa(图10)，进一步验证了层间泥岩平面上分布稳定，纵向上具有较为明显的遮挡效果。

图10 W20井深度与测压数据交会图Fig.10 Cross plot of depth and pressure measurement data of W20

基于隔夹层的空间预测成果，4井区水平井在实施过程中有效规避了泥岩，水平段平均油层钻遇率达到了85%。先期实施的开发井主要位于馆Ⅳ油组1小层和2小层，在明确层间泥岩纵向上具有较好的遮挡效果后，在动用程度较差的馆Ⅳ油组3小层内部署的3口分层系挖潜水平调整井，目前日产油均超百吨，取得了较好的开发效果。

5 结论

1) LD-A油田主要识别出4种成因类型的隔夹层，分别为泛滥泥、落淤层、废弃河道泥和底部滞留沉积，泛滥泥为层间泥岩，横向连续性好，落淤层、废弃河道泥和底部滞留沉积多为层内泥岩，厚度薄，横向连续性较差。

2) 在水平井网下，地质统计学反演能够明显提高隔夹层的识别精度，既遵循了确定性反演的趋势，融入水平段信息后又对隔夹层的空间展布规模起到了有效的控制作用，充分发挥了地震反演和随机建模的优势，反演结果表明LD-A油田东块4井区的层间泥岩呈连片状空间稳定分布，层内泥岩呈零星片状分布。

3) 生产动态特征以及测压结果证明，层间泥岩隔夹层具有较好的纵向遮挡性，依据隔夹层三维刻画成果，有效规避泥岩提高了水平段油层钻遇率，部署分层系挖潜的水平调整井取得了较好的开发效果。