淺層粉砂質泥巖高速體影響下的微構造定量研究

劉振，李熙盛，沈水榮，閆正和，李偉，黃余金

（中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東 深圳 518000）

0 引言

特殊地質體所形成的速度（地震縱波速度，下同）較圍巖異常偏高或偏低的問題，是基于地震資料進行地質構造研究的重點和難點。這類問題在地震剖面上出現“上凸”或“下凹”假象，嚴重干擾了對地質構造的認識，甚至導致油氣勘探開發的失利，故常被稱為“速度陷阱”[1-2]。形成“速度陷阱”的地質體往往對應特殊的地震反射和明顯的資料畸變假象。如：礁灰巖、火山巖等高速地質體[3-4]，頂面對應地震反射振幅較強，下部反射出現明顯“上凸”現象；淺層氣形成的低速地質體，頂面對應地震反射振幅異常，下部反射出現“下凹”且信噪比明顯降低的現象[5-7]。解決“速度陷阱”問題，需要根據油田具體地質條件和勘探開發階段選用不同的研究思路和方法。目前比較常用的方法有3類：1）井控、層控精細速度分析或建立速度體[8-10]；2）地震速度約束下的變速成圖[11-12]；3）精細速度研究基礎上的深度偏移方法[13-15]。在油田局部范圍內，開發生產階段控制井點較多，研究時效要求較高，第1類方法往往應用效果較好。然而，有些形成“速度陷阱”的地質體地震反射特征并不明顯，如砂、泥巖地層厚度占比的橫向變化等引起的“速度陷阱”[2]，這類“速度陷阱”問題不易引起關注，一般在油氣田鉆井過程中發現，需要通過多口鉆井數據精細對比才能落實。南海東部惠州A油田就遇到了該類“速度陷阱”，它是由淺層泥巖沉積背景下不均勻的粉砂質泥巖形成的，對目的層微構造認識及開發井措施實施產生了較大影響。由于該油田淺層測井信息不足，使得粉砂質泥巖對速度影響的程度難以確定。為此，本文采用最優化求解的方式——一種兼顧效率和效果的有限列舉最優化層速度體建模時深轉換方法加以解決。

1 研究區概況及問題的提出

研究區南海東部惠州A油田，為低幅度披覆背斜油田，無斷層發育，目的層埋深在1 600～2 400 m，最大圈閉幅度僅20 m。

該油田H1油藏埋深約2 370 m，地震資料顯示存在南北2個含油區（圖1a紅色虛線圈定范圍），東北部存在局部小高點，設計開發井原定在該高點中部（見圖1a）。因該油藏前期鉆井較少，為落實東北部高點，先鉆了領眼井——A3井，但鉆后發現該高點變低，圈閉大幅度減小，含油區（圖1b藍色虛線圈定范圍）也隨之縮小，原設計開發井難以實施。

圖1 惠州A油田H1油藏構造圖變化及對應地震剖面

分析認為，該油藏構造預測偏差的主要原因是淺層大段泥巖中的粉砂質泥巖形成了地震縱波高速異常：1）A3井對應地震剖面存在局部“上凸”現象（見圖1c，起始位置在 1 000 ms（埋深約 1 000 m）附近），這是高速異常的典型特征；2）惠州A油田及鄰近油田鉆井相應深度段（900～1 500 m）巖性厚度的統計結果（見表1）顯示，對應層段以泥巖沉積為主，M1，A1井粉砂質泥巖厚度異常偏大，與A3井存在相似的“上凸”反射特征（見圖2）；3）可以排除石灰巖影響，石灰巖累計厚度最大的M2井反射特征無明顯異常。

表1 惠州A油田及鄰近鉆井巖性厚度統計 m

圖2 過惠州A油田及周邊鉆井任意線地震剖面

2 研究區粉砂質泥巖的速度特征

2.1 泥巖速度與泥質體積分數的關系

常見油氣田地質油藏研究中，泥巖一般為非儲層。對泥巖的研究主要集中在初次油氣運移、欠壓實特征、圈閉有效性等方面[16-19]。由于影響泥巖速度的因素多，且不同區域泥巖速度的差異大，對其定量研究較少，故對泥巖與粉砂質（砂質）泥巖之間速度相對關系的認識尚不明確。關于研究區泥巖背景下粉砂質泥巖為高速體的認識，需要進一步利用測井解釋數據，通過統計小段內泥巖（包括粉砂質泥巖）速度隨泥質體積分數的變化進行驗證。首先繪制目標油田A1井埋深1 500～1700 m層段聲波時差與自然伽馬曲線交會圖（見圖3，該井測井數據由1 500 m開始），該層段粉砂質泥巖聲波時差相對泥巖、砂巖整體較小，反映出其速度較高。

為研究埋深1 000 m附近的泥巖，選取南海東部7口已鉆井埋深1 000～1 050 m層段，統計其聲波速度與測井解釋泥質體積分數之間的關系（見圖4）。結果顯示，南海東部不同區域鉆井淺層均存在泥巖（包括粉砂質泥巖）速度隨泥質體積分數增大而減小的現象，其中粉砂質泥巖速度相比泥巖高約300～700 m/s。

圖3 A1井聲波時差與自然伽馬曲線交會圖

圖4 南海東部鉆井測井段聲波速度隨泥質體積分數的變化

惠州A油田淺層粉砂質泥巖厚度變化超過200 m（見表1），初步估算它對時間域地震資料的影響最大可達35 ms（以背景速度2 500 m/s計），可能對該油田局部構造形態認識有較大影響。

2.2 異常地質體平面分布描述

研究區地震剖面顯示，粉砂質泥巖具有振幅相對較強、同相軸連續性較差的反射特征（見圖2），地震振幅屬性和方差體屬性[20-22]對其具有較好的描述效果。圖5a，5b（虛線框內為目標油田范圍，下同）分別為研究區1 000 ms附近100 ms時窗內的平均振幅和方差體屬性。其中，振幅屬性對其相對厚度變化的描述較清晰，但位置和邊界刻畫不清晰，方差體屬性可與之互補。

圖5 研究區淺層地震平均振幅屬性及方差體屬性

為清晰刻畫粉砂質泥巖厚度和邊界，可將上述2種屬性融合[23-24]：

式中：Atr為融合屬性；A為平均振幅屬性；Var為方差體屬性；norm為歸一化算子；sm為二維平滑算子。

粉砂質泥巖厚度融合屬性平面分布見圖6a，對比圖5可以看出，該屬性對粉砂質泥巖分布的描述更清晰準確。表1中各井點粉砂質泥巖厚度及對應融合屬性如圖6b所示，可見融合屬性與粉砂質泥巖厚度的相關性較好。根據圖6b相關性關系式，可以得到研究區粉砂質泥巖視厚度分布（見圖6c）。

圖6 淺層粉砂質泥巖視厚度分布平面預測

3 有限列舉最優化層速度建模

3.1 方法及流程

由于研究區不均勻粉砂質泥巖發育層段測井數據不全，難以直接獲得異常地質體及背景沉積準確的速度信息。本文借助其他信息通過最優化過程進行速度求解：該層段之下存在反射較穩定、過路井點較多的標志層T4，利用周邊其他油田鉆井分層求解海底至T4平均層速度，并作為背景速度，將統計T4層過路井的時深轉換預測的構造深度在井點位置的誤差（簡稱井點誤差）作為約束條件。

速度建模、時深轉換、誤差統計等操作流程較復雜，最優化求解過程又無法由計算機替代，需要限制迭代次數以提高應用效率。為此，本文采用有限列舉的方法進行求解。

具體流程如下：

1）基于目標油田及鄰近油田井點井震標定后的速度、多個標志層的等T0圖，建立時間域構造格架控制下的層速度模型。

2）根據異常地質體速度校正量更新速度模型，即把速度校正量換算到海底至T4層的層速度變化中：

dv在合理范圍內分別取有限數值 300，400，500，600，700，800 m/s。

3）根據1）、2）所建立的速度模型進行時深轉換，并統計T4界面過路井點構造深度預測誤差（見表2。表中速度模型1—7的異常地質體速度校正量分別為0，300，400，500，600，700，800m/s）。由表2 可以看出，異常地質體速度校正量取500 m/s時，T4層構造最大預測誤差由18.32 m減小至3.50 m，已滿足目標油田構造研究需求；圖7則顯示，當異常地質體速度校正量取500 m/s時，目標函數基本收斂：因此，將對應的速度模型4作為研究的最終速度模型。

表2 不同速度模型對應T4層過路井點誤差統計 m

圖7 均方差與速度校正量的關系

3.2 應用效果

利用上述方法所獲得的速度模型（模型4）較準確地刻畫了粉砂質泥巖對層速度的影響。采用該模型對地層速度橫向變化的預測相比常規方法更為精細——采用常規方法預測海底至T4層的速度分布（見圖8b）與T4層等T0圖（見圖8a）形態相似，而運用模型4預測的對應層速度分布細節更豐富（見圖8c）。

圖8 目標油田T4層等T0圖及不同方法預測的海底至T4層速度分布對比

由于對異常地質體進行了校正，基于速度模型4，將時間域地震數據體轉換為深度域數據體后，研究區H1油藏構造形態變化明顯（見圖9、圖10）。由圖9、圖10可以看出，運用本文方法時深轉換后，原地震同相軸畸變位置的局部“上凸”特征明顯減弱（圖9b虛線框內），而構造鞍部“下凹”特征變緩（圖10b虛線框內）。

圖9 H1油藏東西方向地震剖面

圖10 H1油藏南北方向地震剖面

圖11為H1油藏速度異常校正前后構造圖對比。圖11a為速度異常校正前（老）構造圖，存在南北2個含油區（紅色虛線圈定范圍）；圖11b為速度異常校正后（新）構造圖，構造鞍部抬升后南北含油范圍連片（藍色虛線圈定范圍）。基于本研究構造預測，將H1油藏設計開發井由原位置（圖11c藍色短實線）向西南方向調整（圖11c紅色短實線）。結果證明，本研究的構造深度預測誤差較小，且獲得了較好的投產效果。后續多口鉆井也均證實本研究的構造深度預測誤差（圖11c中井點數值）比原構造深度預測誤差（圖11a中井點數值）大幅減小，說明本研究方法及認識基本可靠。

圖11 H1油藏速度異常校正前后構造圖對比

4 結論

1）在本文所討論的儲層埋深范圍內，粉砂質（砂質）泥巖體積分數增加，會導致泥巖速度增大，南海東部油田淺層普遍存在粉砂質（砂質）泥巖速度較泥巖高的現象。

2）微構造研究中應關注淺層泥巖、粉砂質泥巖等地層的厚度及速度分布問題。

3）利用有限列舉最優化方法可解決復雜研究中關鍵參數不確定時如何獲得最優解的問題，能夠在實際應用中兼顧效率和效果。