基于精細地層格架的古近系儲層相控反演技術研究

董洪超,范洪軍,王宗俊,劉向南,高云峰

(中海油研究總院有限責任公司，北京 100028)

0 引言

反演技術在海上新近系儲層預測過程中發揮了至關重要的作用，隨著海上油田勘探開發的不斷深入，近年來陸續發現了一大批以古近系為主要目的層的油氣田，對古近系儲層進行精確的儲層預測已成為油田高效開發的關鍵因素[1-3]。渤海古近系為扇三角洲或辮狀河三角洲沉積，儲層縱橫向變化快，地震資料品質較低，砂泥巖縱波阻抗區分性差[4]，目前對其進行儲層預測多以地震屬性為主，反演技術的應用及研究較少，制約了儲層精細描述的需求。徐長貴等[5]基于渤海古近系中深層儲層預測的工作實踐，提出了適合的技術思路與方法：陸相層序地層分析、古地貌分析、地震相組合與地震屬性解釋以及成巖動力學分析；楊少虎等[6]研究了聲波重構技術，在聲波、密度資料難以區分砂泥巖情況下，采用伽馬曲線高頻重構聲波曲線，實現渤海某區塊明下段測井約束反演；李建平等[7]歸納總結了渤海古近系三角洲沉積體系分布與演化規律；田曉平等研究了古地貌及疊前同時反演，實現了渤海古近系碎屑巖儲層空間展布特征；劉學通等[8]利用多屬性分析，地震相分析、正演模擬及疊前反演，預測了渤海古近系沙河街儲層；耿紅柳等[9]對古近系扇三角洲進行了精細研究及有利儲層預測。

本次研究針對渤海M油田東營組東三段古近系儲層精細預測面臨的問題，基于精細的地層格架進行古地貌分析，提取敏感地震屬性，通過特征曲線重構，建立區分砂泥巖的敏感彈性參數，同時對反演關鍵環節精確把控，實現了渤海中深儲層的相控反演，明確了目的層沉積體的展布范圍，對渤海M油田開發前期井點部署提供了建議。

1 相控反演原理

目前地震頻帶范圍內的反演研究與應用已經較為成熟，然而補償地震資料頻帶之外的高低頻信息一直是制約反演精度的關鍵所在。在補充地震高頻信息，提高反演縱向分辨率上，發展出地質統計學反演，其利用地質統計學思想，將測井高頻信息加入到反演當中。在補充地震低頻信息上，一般情況下采用測井數據的內插和外推，有研究者利用地震速度譜或疊前全波形信息建立低頻模型，寬頻反演也可以進一步拓寬低頻成分[10]。本次研究基于約束稀疏脈沖反演，在低頻模型建立上，通過建立精細地層格架，研究古地貌特征，提取敏感地震屬性，并通過特征曲線重構獲得區分砂泥巖更強的彈性參數，利用不同期次的沉積古地貌提取的厚度屬性以及對儲層分布較為敏感的地震總能量屬性，共同約束測井信息建立低頻模型，實現相控反演。

約束稀疏脈沖反演建立在趨勢約束的脈沖反演算法上，其認為地震反射系數，是由一系列大的地震反射系數疊加在高斯分布的小反射系數的背景上構成，大的反射系數相當于不整合界面或主要的巖性界面。其目的是為了尋找一個使目標函數最小的脈沖數目，然后通過遞推反演得到聲波阻抗[11]。

1)通過最大似然反褶積求得一個具有稀疏特性的反射系數序列。

2(L-m)Ln(1-λ)

(1)

式中：J為目標函數；rj為第k個采樣點的反射系數；r表示地層反射系數；n為噪聲的平方根；m為反射層數；L為采樣總數；λ為給定反射系數的似然值。

2)通過最大似然反演轉換反射系數導出相對波阻抗(缺乏低頻成分)，如果從最大似然反褶積中求得的反射系數是rj，為了得到可靠的反射系數估計值，單獨輸入波阻抗信息作為約束條件，求得最合理的波阻抗模型為式(2)。

(2)

式中：Zj為波阻抗；rj為反射系數。

3)約束稀疏脈沖反演是在地震頻帶范圍進行的，反演結果缺少低頻信息，需要結合測井數據建立低頻模型，將其與反演結果相合并，獲得全頻帶的絕對波阻抗體。

在低頻模型建立上，本次研究采用了多屬性約束井插值的低頻模型構建方法，多屬性可以選擇能反映目標儲層巖性相變、流體變化的振幅類、頻率類、波形類等一種或多種地震屬性。該方法基于多變量線性回歸算法，其目的是要找到地震多屬性與測井目標曲線(如測井縱波阻抗)的最優關系，然后對測井目標曲線進行插值，主要步驟如下[12-13]：

1)首先建立地震多屬性與井曲線最優化的關系式，最優化的關系通過采用多變量線性回歸方法獲得：

d=Gμ

(3)

其中：d為所參與的該層所有測井目標曲線值；G為地震多屬性值矩陣，矩陣中的每一行為每一種地震屬性值，每一列為相應位置處的測井對應的多種地震屬性值；μ為權重，其估算公式為式(4)。

μest=[GTG+λL]-1GTd

(4)

2)利用選取的后驗井進一步優化該關系式，通過對交叉驗證函數進行反演，得到最優屬性權重：

(5)

其中：dn是后驗井的測井曲線值，利用除后驗井外的其他測井數據估算權重，計算后驗井dn與基于此權重預測出的測井值之間的誤差。將所有參與井依次作為后驗井，可以獲得總的交叉驗證誤差。

3)應用克里格法消除井點位置的預測誤差[12]。

2 應用實例

M油田位于渤海遼東灣海域南部，遼中凹陷向遼西凸起過渡的斜坡帶上，包括Ms和Mn兩個區塊。油田東三段地層埋深2 378.6 m～3 216.1 m，中上部巖性以灰色泥巖夾多期淺灰色細砂巖、中砂巖為主，發育辮狀河三角洲沉積，底部巖性以粗砂巖和中砂巖為主，發育扇三角洲沉積。Ms區塊主力Ⅳ油組發育扇三角洲水下分流河道砂體，Mn區塊主力Ⅰ油組底部發育辮狀河三角洲水下分流河道、河口壩和遠砂壩砂體。

2.1 基于精細地層格架的地震相研究

本次研究工區范圍內共6口井鉆遇目的層段，常規測井資料系列較為齊全。地震剖面上波組特征清晰，目標儲層段頻寬為6 Hz～45 Hz，主頻為18 Hz，地震資料縱向分辨率約為35 m。結合油田地層及砂層發育情況、地震資料，依據“旋回對比、分級控制”原則，從主力砂體出發，由點到面劃分對比，將東三段劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ油組，對應三期沉積體，如圖1、圖2所示，各油組頂面地質層位與地震標定吻合較好。基于劃分的精細地層格架，對三期沉積體進行古地貌分析。東三段砂體富集區受物源區與轉換口耦合的控制，耦合好的位置對應砂體富集區，物源區與轉換口的變換決定了東三段儲層沉積的展布特征和期次性。東三段Ⅳ油組時期(第Ⅰ期沉積體)，轉換口位于Ms區塊，隨著轉換口北上遷移，到東三段I油組時期(第Ⅲ期沉積體)，轉換口位于Mn區塊，因此，東三段主要發育兩期砂體，分別發育在Ms區塊Ⅳ油組和Mn區塊Ⅰ油組。圖3為油田不同期次古地貌厚度圖，在圖3中從淺藍到亮黃沉積厚度逐漸變薄，可以清晰看出砂體沉積中心逐漸北遷上移的現象。

圖1 M油田油組劃分Fig.1 Oil formation division of M oilfield

圖2 M油田連井地震剖面Fig.2 Well-tie seismic profile of M oilfield

圖3 M油田不同期次沉積古地貌厚度圖Fig.3 Sedimentary paleogeomorphology in different periods(a)I期;(b)Ⅱ期;(c)Ⅲ期

圖4 M油田不同油組地震總能量屬性圖Fig.4 Different oil formations seismic total energy attributes(a)Ⅳ油組;(b)Ⅱ、Ⅲ油組;(c)I油組

基于精細的期次劃分及地層格架建立，進一步提取各油組地震屬性，對比分析提取的地震均方根振幅、平均振幅、最大波谷振幅等常用地震屬性，發現地震總能量屬性能較好反映古近系三角洲沉積展布趨勢，三期沉積體由南向北側積的特征(圖4)。

2.2 基于特征曲線重構的敏感彈性參數建立

隨著地層的逐漸埋深，在壓實作用下，巖石孔隙逐漸減小，地層速度逐漸增大，至中深層砂巖主要表現為高速低密，泥巖表現為低速高密，導致砂泥巖阻抗區分性較差。本次研究在測井資料井眼校正以及一致性處理的基礎上[14]，為了獲得能夠區分砂泥巖的敏感地震彈性參數，采用特征曲線重構的方法，將聲波作為低頻曲線，巖性敏感曲線伽馬作為高頻曲線，將二者在頻率域合并成“特征曲線”。合并的頻率界限為原始地震的最大有效頻帶，從而保證在地震頻帶范圍內重構前后井震標定的一致性。圖5、圖6分別是重構前后的縱波阻抗與伽馬曲線交匯圖。由圖5、圖6可以看出，通過特征曲線重構，對砂泥巖的劃分界限更加清楚，即砂泥巖對應的縱波阻抗范圍差別更大。

2.3 多屬性約束低頻模型建立

由于地震有效頻帶的限制，建立一個準確的低頻模型一直是反演中的關鍵問題，低頻模型在反演中起到降低子波的旁瓣效應、將反射系數變成合理的彈性參數、對巖性/物性進行定量解釋、增強對地質體空間連續性的識別能力等作用。其構建包括構造格架的建立以及模型的產生，在井點稀疏條件下，單純利用井進行數學算法插值會導致屬性體產生牛眼現象(圖7)。由于目標儲層非均質性強且井點稀疏，利用反距離加權算法進行井間插值，井間屬性難以實現合理預測，出現圍繞井點畫圈的現象，不符合區域地質沉積規律，進而會將錯誤的低頻信息加入到反演結果中。

圖5 重構前縱波阻抗與伽馬交匯圖Fig.5 P-impedance and Gamma intersection before reconstruction

圖6 重構后縱波阻抗與伽馬交匯圖Fig.6 P-impedance and Gamma intersection after reconstruction

圖7 反距離加權低頻模型各油組均值屬性圖Fig.7 Average value attribute of each oil formation in inverse distance weighted low frequency model(a)Ⅳ油組;(b)Ⅱ、Ⅲ油組;(c)I油組

圖8 多屬性約束低頻模型各油組均值屬性圖Fig.8 Average value attribute of each oil formation in multi-attribute constrained low frequency model(a)Ⅳ油組;(b)Ⅱ、Ⅲ油組;(c)I油組

圖9 Ms區塊連井反演結果剖面Fig.9 Well-tie inversion result profile in Ms block

圖10 Mn區塊連井反演結果對比剖面Fig.10 Well-tie inversion result profile in Mn block

圖11 相控反演Ⅰ油組平均振幅屬性Fig.11 Facies-constrained inversion average amplitude attribute of I oil formation

圖12 Ⅰ油組砂巖厚度疊合含油面積Fig.12 Thickness of sandstone and oil-bearing area of I oil formation

本次研究基于多屬性約束井插值的低頻模型構建方法，利用不同期次的沉積古地貌提取的厚度屬性及地震總能量屬性共同約束測井數據建立低頻模型。對比圖7與圖8可以看出，基于多屬性約束的低頻模型相比單一井插值更能反映儲層特征。

2.4 相控反演結果應用分析

基于多屬性約束的低頻模型進行相控反演，Ms區塊的反演結果連井剖面如圖9所示，其中測井數據為自然電位曲線，其異常高值反映砂巖，可以看到反演結果與井的吻合性較高，對砂體的展布特征、疊置關系，泥巖夾層的展布都有較好的反映。

將未完全鉆穿目的層3井作為盲井,檢驗反演結果的可靠性，如圖10中箭頭處所示，反演結果和井吻合度較高，砂體橫向展布清晰，砂體縱向疊置關系反映清楚。

對相控反演結果提取Ⅰ油組的平均振幅屬性(圖11)，從Ⅰ油組反演結果平面屬性圖中的可以清晰看出物源來自西北方向，沉積體形態為朵狀，反映出辮狀河三角洲的特征，沉積體展布范圍邊界相對原始地震屬性(圖4)刻畫的更加清晰，并消除了子波的調諧效應，對沉積體分布的反映更加真實。

基于巖石物理分析，可以對反演結果設定截止值，求出砂巖厚度，實現儲層參數平面分布的定量表征。圖12為基于相控反演結果得到的Mn區塊Ⅰ油組砂巖厚度疊合含油面積圖，對靶點處砂體厚度進行統計及分析，其中定向采油井B3、水平采油井B7H、B8H、B9H、B10H對應位置儲層砂巖厚度大，開發風險較小。定向采油井B2處砂巖厚度低，建議將其東南移，水平采油井B4H、B11H沿井軌跡存在儲層厚度薄的風險，建議提出側鉆方案。

3 結論

筆者針對M油田東營組東三段中深層儲層砂泥阻抗區分性差，儲層縱橫向變化快，且處于開發前期，井少且位置分布不均、測井資料品質低等難題，探索研究了利用不同期次的沉積古地貌提取的厚度屬性及地震總能量屬性，兩種屬性共同約束建立低頻模型，進而實現中深層的相控反演，明確了東三段儲層沉積體的展布范圍，為油田下一步開發井位的部署提供了建議。經過研究得到以下幾點結論：

1) 獲得能區分砂泥巖的敏感彈性參數，是中深層儲層反演的基礎。

2) 基于多屬性約束建立低頻模型的方法，使建立的模型符合地質宏觀沉積規律，解決了井距大、井少且位置分布不均導致低頻模型不合理的問題，實現了中深層相控反演，進一步提升了儲層描述精度。