深水少井區重力流薄泥巖隔夾層預測方法

周 展 楊朝強 洪楚僑 譚 舜 肖大志 潘 燕 高玉潔

中海石油（中國）有限公司湛江分公司

0 引言

近年來，深水油氣資源已成為未來全球油氣資源市場的重要接替，全球深水油氣勘探開發也變得火熱。從目前全球深水油氣資源的分布來看，深水油氣未來產量增長的重點區域主要集中在巴西、美國、埃及、莫桑比克、圭亞那、澳大利亞、安哥拉和尼日利亞國家；南海油氣資源也極為豐富，開發潛力巨大，但我國對于該區域深水油氣的勘探開發相對滯后[1-2]。

南海是我國深水勘探開發的前沿，其中瓊東南盆地深水區更是主要勘探開發的領域，相繼在該深水區發現了陵水17-2等深水大中型氣田，其中陵水17-2氣田進入開發建產階段。這些氣田均為深水重力流沉積背景，氣藏內部的泥巖隔層或泥質夾層（厚度介于0.5～5.0 m）發育，其成因及分布規律復雜，平面展布規律不清，導致對氣藏的開發模式認識存在不確定性，直接影響后續氣藏動用儲量規模和開發指標的預測。此外，由于氣田處于深水環境，開發投資高，后續修井作業難度大，提前做好防水避水措施，優化開發方案，盡可能延長無水采氣期[3]，開展隔夾層的分布預測，對于深水氣田經濟高效開發尤為關鍵。目前對于深水氣田開發研究主要集中在工程方面，而對于深水油氣開發中地質問題研究相對較少。為了對深水氣田內部的泥巖隔夾層展布規律有更精細的認識，筆者針對深水氣田泥巖隔夾層分布規律認識不清、常規地球物理方法難以識別等問題，探索一種深水氣田薄泥巖隔夾層分布預測方法，以期為深水氣田的開發方案編制及氣田開發實施提供技術支撐。

1 區域地質概況

瓊東南盆地處于海南島以南、西沙群島以北的海域，是一個大型的、在前第三紀基底之上發育的新生代裂谷型大陸邊緣盆地，呈北東向展布。盆地發育于始新世或者更早，主要經歷了古近紀斷陷、新近紀坳陷兩個大的構造演化階段，具有斷陷盆地典型的“雙層結構”，盆地中沉積了厚層新生代地層。

瓊東南盆地新生代沉積地層包括古近系始新統，漸新統崖城組、陵水組，新近系中新統三亞組、梅山組、黃流組，上新統鶯歌海組，第四系更新統樂東組[4]。根據前人的研究，瓊東南盆地中央峽谷的充填演化可劃分為3個演化階段：形成—侵蝕階段、充填階段和廢棄階段，并指出不同演化階段峽谷的充填特征[5-8]。目前主要充填階段中與油氣密切相關的是以濁積水道充填為主的黃流組沉積和以濁積水道—海底扇和塊體流沉積充填的鶯歌海組沉積，筆者主要論述黃流組濁積水道沉積體系。

2 泥巖隔夾層發育特征

瓊東南盆地黃流組沉積時期，自下而上海平面逐漸加深，在廣泛發育的深海泥背景上沉積了厚層的濁積水道沉積體系，由于受到峽谷地形的限制，平面上砂體沿中央峽谷呈南西北東方向發育，縱向上多期充填，多期切割，疊置關系復雜，各期砂體在沉積時均對早期沉積有侵蝕改造作用。黃流組濁積水道沉積體系沉積后，后期又受到上覆鶯歌海組泥質水道的切割改造。整體縱向上表現為下部以厚層砂巖為主，上部砂巖厚度減薄，粒度變細，發育較多泥質隔夾層，平面上呈現出沿峽谷條帶狀展布的孤立砂體的特征。

2.1 沉積旋回特征及微相

黃流組沉積時期，由于水體較深，可容納空間較大。中下部物源供應充足，多期濁積水道疊置發育，以加積樣式為主，表現為正旋回特征，各旋回間以高自然伽馬深海泥沉積為主；上部隨著海平面的不斷上升，物源供給不足，發育濁積水道—天然堤復合體，夾雜了較多的泥質沉積，以退積樣式為主，主要表現為反旋回特征，各旋回內部發育較多中伽馬齒化泥質沉積。

通過對研究區內鉆井特征、地震響應特征進行綜合分析，明確了在深水中央峽谷帶內部，自南西向北東方向，發育了大規模的限制性濁積水道復合體。并結合測井相對沉積微相進行劃分，認為黃流組主要發育濁積水道砂、天然堤及深海泥沉積微相（圖1）。

2.2 泥巖隔夾層分布特征及成因

中央峽谷內在廣泛發育深海泥背景上沉積的厚層濁積水道沉積體系，自南西向北東，順著物源的方向，砂體單層厚度減薄，泥巖隔夾層逐漸增多。根據各井鉆遇情況來看，黃流組主要發育兩種類型的泥巖隔夾層，第一類為發育于黃流組中下部砂組間的泥巖，井間橫向對比性好，單層厚度較大，基本超過10 m，高自然伽馬特征明顯；第二類是發育于黃流組上部砂組間及砂組內的泥巖，以中等自然伽馬齒化為主，單層較薄，大部分厚度小于5 m，井間對比性差。

綜合分析區域沉積演化規律及各井區氣水分布情況，認為第一類泥巖在各井區內分布范圍較廣，以隔層為主；第二類泥巖沿著峽谷呈局部小范圍分布，以夾層為主。對于天然氣開發來說，第一類泥巖封隔作用好，可以將氣藏分隔成不同的壓力系統，一般厚度較大，相對較易識別；第二類泥巖厚度薄，有一定的封隔作用，不能有效分隔氣藏，但第二類泥巖分布范圍與含氣范圍的相對大小關系對氣田開發影響較大，如果泥巖分布范圍大于含氣范圍，泥巖對于底水氣藏地層水具有明顯封隔作用，但同時也會影響儲量的充分動用；反之，不影響儲量動用，但對于底水氣藏地層水的封隔作用有限。研究區第一類泥巖與第二類泥巖均較為發育，但第二類泥巖分布規律復雜，對開發方案的編制影響大，因此，筆者更關注第二類泥巖。

研究區泥質隔夾層主要發育于深海泥質與天然堤沉積微相。其中深海泥質沉積特征相對明顯，表現為高自然伽馬特征，巖性相對均一，測井曲線上波動幅度小，區域的對比性較好，可以分隔不同的氣藏，結合氣水分布情況較易判定；天然堤沉積微相中的泥巖相對不純，是在重力流沉積過程中，由于靠近主水道邊部，水動力減弱的背景下形成的，巖性表現為粉砂巖或者泥質砂巖與薄層泥巖互層，單層厚度較小，自然伽馬曲線鋸齒狀明顯，通常有一定的延伸范圍，但識別難度相對較大。值得注意的是，深水沉積中提到的天然堤常應用于深水峽谷或者濁積水道體系內溢岸流體形成的沉積[9-12]，本質上屬于峽谷壁內濁積水道內流體溢出水道，是在水道和峽谷壁間形成的沉積，厚層砂巖也有一定的比例，尤其是在靠近水道的部位。

3 泥巖隔夾層分布預測

3.1 泥巖隔夾層分布預測方法

目前常用來解決薄層的反演方法為地質統計學反演方法，但地質統計學反演要求工區內的井多且分布較均勻，對于陸地油氣田重力流沉積儲層，由于沒有水深的限制，鉆井相對較多，可以基于鉆井通過地質統計學研究來確定隔夾層的分布范圍。而深水氣田由于投資大，風險高，氣田內鉆井資料少，井間距離多大于10 km，一井一砂，無法通過地質統計學研究來確定隔夾層的分布范圍。特別是第二類泥巖夾層，單層厚度大多小于5 m，而目前氣田目的層段地震分辨率僅為22 m，常規資料無法有效識別這些泥巖隔夾層（圖2），同時氣田鉆井較少，也不能滿足地質統計學方法的要求。

圖2 陵水17-2氣田過A井黃流組常規地震解釋時間剖面圖

為了開展研究區薄泥巖隔夾層的預測，考慮到水深井少的特點，確定了以泥巖成因為主導，地球物理預測為手段的預測方法，明確以第二類薄層泥巖為研究重點。對于其中的薄層問題，為了提高薄層泥巖的識別精度，需要提高高頻地震信號[13-14]，以改善地震數據對薄層的識別能力。筆者采用HFE（High Frequency Expanding）拓頻處理技術處理原始地震數據[15-18]，采用對子波直接進行壓縮的方式來提高分辨率，等效于將一個由低頻子波形成的地震數據轉換為由高頻子波形成的地震數據，不需要求取子波，只需根據地震數據的品質，選定合適的子波壓縮系數，從而得到高分辨率地震數據。該方法避開了常規反褶積以刪除為主要手段消除子波影響的方法所帶來的難題，因此能很好地保持地震子波的時變、空變特征，進而能很好保持地震數據的相對振幅關系與時頻特性，所以在平面展布上能保持地質構造形態不變，并在此基礎上豐富構造細節，凸顯地層界面在空間上的變化特點。

對于少井的特點，優選了對井數據依賴性小的基于小波邊緣分析建模的AIW（Acoustic Impedance Inversion based on Wavelet Edge Analysis Model Construction）波阻抗反演方法[19]。該方法利用直接從地震數據本身獲取的反映巖性細微變化的地震特征參數，聯合測井數據，參與建模；在迭代反演過程中，根據地震特征參數的性質進行模型擾動，使反演能更為精確的向實際地質模型方向收斂。該方法充分利用地震信息，減少了對井數據及初始模型的依賴程度，提高了反演的精度和真實分辨率，使反演結果能更好地反映實際地下地質情況。同時結合泥巖隔夾層的成因和分布規律，進一步提高對巖性的識別能力，實現在波阻抗數據體上直接對目標體進行追蹤和解釋。

3.2 泥巖隔夾層地球物理響應特征

通過對陵水17-2氣田的巖性解釋、測井曲線特征及測井解釋成果綜合分析，認為泥巖隔夾層相對于含氣砂巖表現為高自然伽馬、低電阻率、高密度、高速度及高波阻抗特征；泥巖隔夾層相對于含水砂巖表現為高自然伽馬、略高電阻率、偏高密度、偏高速度及偏高波阻抗特征（圖3）。為了更好地分析各井的泥巖隔夾層電性與地球物理響應特征，以該氣田A井為例，繪制了黃流組自然伽馬與波阻抗的交匯圖，發現含氣砂巖表現為最低波阻抗特征，含水砂巖相對含氣砂巖表現為略高波阻抗，泥巖隔夾層表現為最高的波阻抗特征，但與含水砂巖有部分重疊，區分不是很明顯。

圖3 A井黃流組自然伽馬與波阻抗分段交匯圖

考慮到黃流組上段與中下段泥巖的成因不同，為了更清晰地反映泥巖隔夾層的特征，對黃流組開展分段研究，繪制上段（0—Ⅰ下砂組）、下段（Ⅱ—Ⅲ砂組）的自然伽馬與波阻抗交匯圖。從交匯圖上可以看到，在上段地層中，泥巖相對含氣砂巖表現為高波阻抗特征，泥巖的波阻抗大于5 900 [(g/cm3)·(m/s)]（圖3）；在下段地層中，泥巖相對含水砂巖及含氣砂巖表現為高波阻抗特征，泥巖的波阻抗大于7 000 [(g/cm3)·(m/s)]，且與含水砂巖的分類性較好（圖3）。通過分段分析，泥巖與砂巖的區分度有所提升。

3.3 HFE拓頻處理及AIW波阻抗反演

3.3.1 HFE拓頻處理

HFE拓頻處理中的唯一參數為子波壓縮系數，利用不同的壓縮系數進行多次試驗，并分析拓頻效果，以選取最合適的子波壓縮系數。在對原始地震數據進行頻率掃描及時頻分析的基礎上，結合地震數據的品質，選定1.6、1.8、2.0、2.2共4種子波壓縮系數開展拓頻處理，選擇聯井線參數開展試驗工作。隨著子波壓縮系數從1.6到2.2的逐漸增大，地震數據對薄泥巖隔夾層的識別能力逐漸增強，采用地震數據頻率掃描實時監控，保證在分辨率得到明顯提高的同時，信噪比、相對振幅關系得到很好地保持。最后確定該氣田的最優子波壓縮系數為2.0，處理后頻帶拓寬了55 Hz（頻帶寬度由10～50 Hz拓寬到10～105 Hz），主頻由30 Hz拓寬到55 Hz，對地層的分辨能力由22 m提高到為12 m。同時根據井震資料的特征，進一步對地震反射層位進行標定；輔以相關曲線及地質認識，對合成地震記錄進行調整，直至與實際地震記錄特征基本一致，保證拓頻前后合成記錄與地震的對應關系均較好。

氣田范圍內原始地震數據可以識別第一類泥巖，如Ⅱ砂組與Ⅲ砂組間的泥巖在原始地震數據上可分辨，在拓頻后的地震數據上變化不大；對于第二類泥巖，如黃流組上部Ⅰ砂組內沉積的薄互層砂泥巖，原始地震數據僅為1個寬緩的波峰、1個寬緩的波谷的響應，利用該數據反演只能識別出1套高波阻抗的地層，而拓頻處理后的地震數據為3個波峰、3個波谷響應，且與井上的合成記錄有較好的對應關系，利用該數據反演可由原來的1套高波阻抗層反演為3套高波阻抗層夾2套低波阻抗層的特征，大大地提高了地震數據對于泥巖隔夾層的識別能力（圖4）。

3.3.2 AIW波阻抗反演

完成地震資料拓頻處理后，地震分辨率有所提升，但對于識別5 m以下的隔夾層，依然存在一定的不確定性，因此需要開展AIW波阻抗反演以進一步提高地震數據對泥巖隔夾層的識別精度。利用小波邊緣分析方法從HFE處理后的地震數據中提取地震特征參數信息，結合標定后的井波阻抗數據及地震解釋層位信息，建立AIW反演初始阻抗模型，并參與迭代反演計算的控制，使得運算收斂快速，反演結果正確，最后充分利用反演的信息和地震數據的信息，并結合地質認識，對研究層段在剖面上和平面上的分布進行研究預測。

圖4 過A井黃流組地震數據拓頻前、后井震標定對比圖

AIW波阻抗反演的剖面縱向分辨率較高，橫向變化清晰自然，泥巖隔夾層的響應特征清晰。結合井震標定的結果，在三維工區范圍內對黃流組自下而上追蹤了Ⅲ與Ⅳ砂組間的泥巖的頂和底、Ⅱ與Ⅲ砂組間泥巖的頂和底、Ⅰ下與Ⅱ砂組間泥巖的頂和底、Ⅰ下砂組內部泥巖的頂和底、Ⅰ上與Ⅰ下砂組間泥巖的頂和底、Ⅰ上砂組內部泥巖的頂和底，以及0與Ⅰ上砂組間泥巖的頂和底（圖5）。

圖5 過A井黃流組AIW波阻抗反演剖面圖

根據AIW波阻抗反演成果，對各井區各泥巖隔夾層開展了橫向追蹤，并編制了平面厚度圖。從預測結果來看，Ⅲ與Ⅳ砂組間、Ⅱ與Ⅲ砂組間泥巖分布穩定，易于追蹤，為隔層；而Ⅰ下與Ⅱ砂組間、Ⅰ下砂組內、Ⅰ上與Ⅰ下砂組間、Ⅰ上砂組內泥巖橫向變化較快，平面連續性不好，為夾層；0與Ⅰ上砂組間泥巖雖然僅在個別井區分布，但其展布范圍基本可以覆蓋I上砂組的含氣邊界，依然為隔層。整體來看，黃流組下部Ⅳ、Ⅲ、Ⅱ砂組間泥巖厚度大，分布穩定，沿峽谷連片分布，封隔性好；黃流組上部的Ⅱ、Ⅰ下、Ⅰ上砂組間和內部泥巖厚度薄，橫向連續性差，各砂組靠近峽谷壁位置泥巖相對厚，而往峽谷中心線靠近，泥巖厚度減薄，易發生泥巖尖滅和天窗，有一定的封隔作用；0與Ⅰ上砂組間泥巖分布局限，但依然有封隔作用。

3.4 泥巖隔夾層預測成果的應用

根據揭示的泥巖隔夾層的變化特征綜合分析，明確了各砂組泥巖的分布情況，認為該井區黃流組上部發育的第二類泥巖，Ⅰ上砂組內部泥巖層橫向變化較大，局部存在泥巖尖滅的特征，Ⅰ下砂組內的泥巖僅在局部范圍發育，Ⅰ下與Ⅱ砂組間泥巖層存在泥巖尖滅的特征，Ⅰ上與Ⅰ下砂組間泥巖層存在泥巖尖滅的特征，各個泥巖在平面均有一定的分布范圍，但是在含氣范圍內局部存在天窗或尖滅的情況，還是屬于夾層的范疇；0與Ⅰ上砂組間泥巖雖分布局限，但其展布范圍大于下伏I上砂組的含氣邊界，為隔層。而對于黃流組下部的第一類泥巖，Ⅲ與Ⅳ砂組間、Ⅱ與Ⅲ砂組間泥巖分布范圍較廣，封隔性較好（圖5）。

結合泥巖隔夾層的分布預測情況，在后續氣藏開發方案編制過程，對開發井的平面位置、井軌跡的設計及射孔方案的確定開展了相關優化，對于黃流組上部發育薄互層泥巖的井區，考慮到泥巖基本以夾層為主，平面有一定的展布范圍，各砂組間基本都是連通的，且對于儲量的動用影響不大，且有一定的擋水作用，因此水平段及射孔段盡量設計在薄互層泥巖發育區的中上位置，對于不同砂組合層開采，但同時避免開發井部署在存在泥巖尖滅或泥巖天窗的位置，既能有效動用儲量，又能有效的避水；而對于黃流組下部發育厚層泥巖的各砂組，需要分層開采，綜合考慮儲量動用情況和避水措施來進一步優化開發方案。

4 結論

1）研究區主要發育兩種類型的泥巖，深海泥質沉積泥巖與天然堤沉積泥巖。其中深海泥質沉積泥巖表現為高自然伽馬特征，區域對比性較好，可以分隔不同的氣藏，較易判定。天然堤沉積泥巖相對不純，單層厚度較小，自然伽馬曲線鋸齒狀明顯，有一定的延伸范圍，識別難度較大。

2）通過HFE高頻拓展處理，可以提高地震數據縱橫向分辨率，三維地震數據頻帶寬度從10～50 Hz拓寬到了10～105 Hz，頻帶拓寬了55 Hz，地震數據的主頻由30 Hz提高到55 Hz，分辨能力由22 m提高到12 m；AIW波阻抗反演進一步提高了地震數據對泥巖隔夾層的識別精度?；趦煞N技術的組合可以對薄層泥巖隔夾層在平面的分布開展有效的追蹤。

3）采用HFE拓頻技術與AIW波阻抗反演技術可以有效提高薄層泥巖的識別精度，對于開發方案的編制有一定的技術支撐，也為后續相似背景的油氣田的開發有借鑒作用。