“富砂型”浅水三角洲储层预测及其油气成藏模式分析——以渤海西部沙垒田凸起明下段为例

高 磊， 江 涛， 王明春， 陈文雄， 秦 童

(中海石油(中国)有限公司 天津分公司渤海石油研究院，天津 300452)

0 引言

在渤海海域的近几年的油气勘探中，新近系明化镇组的油气发现占有举足轻重的地位。在渤海南部的黄河口凹陷明化镇组发育浅水三角洲沉积，其典型特点是砂岩百分含量低，仅为10%～20%，砂岩厚度薄，以2 m～12 m为主；随着勘探程度的不断深入，在渤海新近系发现了一种新型的浅水三角洲——“富砂型”浅水三角洲沉积，在黄河口凹陷以蓬莱9构造为代表，渤海西部以沙垒田凸起为代表，与传统浅水三角洲相比，其特点是砂岩百分含量高(45%～60%)，砂岩厚度变化大(3 m～38 m)。经过多年的探索，对传统浅水三角洲沉积的储层刻画已经形成了一套相对成熟的方法技术，主要包括目标处理技术、90°相移技术、约束稀疏脉冲反演技术、叠前多参数同步反演技术等[1-4]，并取得了较好的应用效果。“富砂型”浅水三角洲由于砂体具有厚度范围广，纵向上砂体叠置关系复杂，横向上砂体变化快的特点，采用常规的储层预测方法难以准确刻画出砂体的纵横向叠置关系，因而对“富砂型”浅水三角洲沉积的储层分布规律及其对油气的控制作用的研究存在较大困难，笔者以沙垒田凸起东段为例，通过创新思路，引入分频反演的方法对储层的纵向分布进行识别和刻画，并将地层切片技术及地震属性综合分析相结合，对“富砂型”浅水三角洲沉积的储层横向分布范围进行精细描述，总结出了渤海西部海域明下段“富砂型”浅水三角洲沉积的储层分布规律，并对这类“富砂型”浅水三角洲沉积的油气成藏模式进行了分析。

1 地质概况

沙垒田凸起位于渤海海域西部，被南堡、渤中、沙南、歧口四大生烃凹陷包围，呈东西走向，早期走滑断层将沙垒田凸起分为东、西两段(图1)，笔者研究主要基于沙垒田凸起东段。钻井资料表明，沙垒田凸起自下而上分表钻遇东营组(部分发育)、馆陶组和明化镇组地层。沙垒田凸起前第三系基底主体是太古界花岗岩，古生代到古近纪沙河街组沉积时期一直是一个隆起剥蚀区，新近纪开始接受馆陶组辫状河巨厚砂砾岩沉积以及明化镇组浅水三角洲砂泥岩沉积[5]。在沙垒田凸起东段相继发现了C11-1、C12-2、C11-3/5、C11-6及C12-1S等多个油田，主要油藏类型为岩性-构造油藏，其中近2/3的储量集中于新近系明化镇组下段。已钻井分析表明，沙垒田凸起东段明下段储层发育程度高，其砂岩百分含量平均达45%～60%，砂岩厚度变化大(3 m～38 m)，属于渤海海域明下段典型的“富砂型”浅水三角洲沉积。

图1 沙垒田凸起区域位置图Fig.1 Regional locations of Shaleitian bulge

研究表明，沙垒田凸起新近纪处于渤海湾盆地整体拗陷的演化阶段，通过馆陶沉积期的准平原化作用后，凹陷底部的坡度变得十分平缓，有利于明下段浅水三角洲的发育。馆陶组沉积末期及明化镇组沉积早期，水体仍相对较深，在高可容空间背景下，为前缘-前三角洲亚相，发育水下河道砂，砂体厚度5 m～15 m，相对孤立，局部可叠置成片，相当于湖侵体系域，明化镇组沉积后期，由于基准面下降，可容空间逐渐减小，粗碎屑沉积增多，为水下平原-前缘亚相，发育水下河道砂、河口坝砂体，砂体厚度较大(10 m～30 m)，砂体在平面上的分布范围较湖侵体系域广。

从明下段储层的发育情况对比来看，可明显分为上、下两段，上段相对富砂，岩性组合表现为砂泥岩不等厚互层，砂岩百分含量50%～60%，而下段相对富泥，砂岩百分含量40%左右，从下往上岩性组合逐渐由砂泥岩不等厚互层过渡至泥岩夹砂岩的特征(图2)。

图2 C1井明下段沉积相图Fig.2 C1 well sedimentary facies of lower member of Minghuazhen

2 “富砂型”浅水三角洲储层预测方法

在渤海浅层明下段的储层预测中，90°相移技术及约束稀疏脉冲反演技术被广泛应用，并在“贫砂型”浅水三角洲储层描述中取得了较好的应用效果，但对小于调谐厚度(1/4波长)的薄层及大于1/2波长的厚层进行预测，这些技术还存在着一定的局限性[6]。根据已钻井储层厚度统计，沙垒田凸起明下段储层厚度小于1/4波长和大于1/2波长的储层分别占30%和25%，且纵向上砂体互相叠置，横向上砂体变化快，岩性尖灭点识别困难。对于沙垒田凸起明下段这类“富砂型”浅水三角洲储层进行预测，采用常规的储层反演方法存在薄层识别精度不够、厚层难以准确刻画的问题，且难以对储层的横向展布特征进行预测和分析。针对这一特点，笔者创新性应用地震沉积学的理论[7-11]，引入分频反演的思路，将振幅与频率的关系(AVF)引入反演计算中，合理利用地震资料中不同频率的信息，减少了薄层和厚层反演的不确定性[12-14]，从而得到高分辨率的反演结果；以高分辨率分频反演资料为此基础，将地层切片技术及地震属性综合分析相结合，对“富砂型”浅水三角洲的储层横向分布规律进行精细描述，并对沙垒田凸起明下段“富砂型”浅水三角洲的油气成藏模式进行了分析。

2.1 分频反演基本原理及实现

地震反演问题本质上是通过地震资料同时求取子波和反射系数的过程，从数学上讲是一个病态问题，所以稀疏脉冲反演方法需要先求取一个子波，而模型反演需要先建立一个初始模型。由于地震子波很难准确提取、模型建立受人为因素影响大等原因，这两种方法都存在着一定的局限性。分频反演正是针对上述反演方法中存在的问题而提出的一种全新的反演方法，它依靠测井和地震资料，通过研究不同地层厚度下的振幅与频率之间的关系(AVF)，将AVF作为独立信息引入反演，合理利用地震资料的高、中、低频信息，减少薄层与厚层反演的不确定性，从而得到一个高分辨率的反演结果[15-17]。与传统反演方法不同，分频反演是一种无子波提取，无初始模型建立的高分辨率非线性反演，且可以直接用来反演岩性、物性等。

由于AVF关系非常复杂，很难用一个函数公式进行表示，因此采用支持向量机(SVM)非线性映射的方法，在测井和地震子波分解剖面上找到这种关系，然后利用AVF信息进行反演。支持向量机(SVM)是一种类似神经网络的计算方法，可以作为模式分类和非线性回归，由于它是三个参数控制的学习方法，克服了神经网络的诸如局部最优，过度学习，网络不稳定等问题，是统计学习和人工智能中非常先进的算法[18]。

笔者采用沙垒田凸起高分辨率三维地震资料，分频反演的具体实现过程如下：①通过对地震资料的频谱分析表明，研究区地震资料的有效频带范围为8 Hz ～100 Hz，采用小波分频技术将原始地震数据分成高、中、低频分频数据体，其中低截频8 Hz，主频60 Hz，高截频100 Hz；②对每个频段的地震数据体分布提取道积分、瞬时振幅、瞬时相位、瞬时频率四种地震属性；③将已知样本的70%作为训练集，30%作为测试集，采用支持向量机的方法，通过多次迭代测试，计算出不同厚度下振幅与频率的关系(AVF)；④将每个分频属性作为输入数据，把AVF关系引入反演计算中，通过建立测井曲线与地震数据间的非线性关系最终得到反演数据体。

由图3可以看出，由于沙垒田凸起东段明下段具有典型的“富砂型”沉积特点，90°相移和常规波阻抗反演由于受地震资料主频、模型建立等方面的影响，当存在厚层砂岩(>1/2波长)时，存在着明显的同相轴“分叉”现象，且无法合理反映出砂体的厚度及其横向变化规律，井震对应关系较差。而分频反演由于在反演中应用了有效频带范围内的全频约束，合理地利用了相对高频和低频成分，在识别薄层

图3 90° 相移、约束稀疏脉冲反演与分频反演连井剖面对比图Fig.3 90° phase shift、constrained sparse pulse inversion and division of inversion even well sectional comparison chart(a)90° 相移；(b)约束稀疏脉冲反演；(c)分频反演

砂岩的同时对厚层砂岩有更好的识别能力，井震对应关系较好，利用分频反演数据体可以更合理准确地刻画出明下段“富砂型”浅水三角洲的储层分布规律。

2.2“富砂型”浅水三角洲储层横向分布规律研究

地层切片技术是地震沉积学的关键技术之一，与之配合的地震属性综合分析技术是地震储层横向预测的重要手段。传统的切片方法包括时间切片和沿层切片，时间切片沿某一固定的地震旅行时对地震数据体进行切片显示，适用于席状并且是平卧状态的地层；沿层切片沿某一个没有极性变化的反射界面的切片，它更倾向于具有地球物理意义，适用于席状但不是平卧状态的地层。地震沉积学的理论强调在等时界面上提取地震属性，即在相对地质年代域提取的地震属性才具有地质意义，因而时间切片和沿层切片均具有其局限性。地层切片技术作为在地震沉积学的理论的一项关键技术，它是以追踪的两个等时沉积界面为顶底，在顶底间等比例内插出一系列的层位，沿这些内插出的层位逐一进行属性提取和分析。地层切片技术考虑了沉积速率在平面位置上的变化，比时间切片和沿层切片更加合理而且更接近于等时沉积界面[19]。因此地层切片的地震属性综合分析更能反映同一沉积时期的地质信息(图4)。

采用沙垒田凸起分频反演地震资料制作地层切片，在进行精细层位标定和构造精细解释基础上，选择与地质时间相近的明下段顶底界面作为地震参考层，在参考层中间采用线性内插的方法，建立地层时代模型来近似表述真实的地层时代构造模型，并且所有的切片间的地质时间间隔都是相等的。从分频反演地震数据体上提取每个切片的地震属性，并优选出最能反映区域储层展布特征的地震属性，结合已钻井资料对储层的分布规律进行分析。振幅类地震属性能直接反映反射系数(速度、密度)的变化，是可以用于直接描述储层变化的十分重要的地震属性之一[20-24]。根据沙垒田凸起明下段“富砂型”储层沉积特点，在对不同的振幅类属性计算方法进行很多实验分析后，优选了地层切片的最小振幅属性来反映“富砂型”储层的横向变化规律。

图4 时间切片、沿层切片与地层切片对比示意图Fig.4 Time slice horizon slice and the formation slice compared schematic(a)时间切片；(b)沿层切片；(c)地层切片

图5 沙垒田凸起明下段地层切片最小振幅属性Fig.5 Stratigraphic sections minimum amplitude attribute of Shaleitian salient Lower member of Minghuazhen(a)NMLⅡ油组最小振幅属性;(b)NMLⅠ油组最小振幅属性;(c)NML1Ⅱ油组最小振幅属性;(d)NML1Ⅰ油组最小振幅属性

钻井揭示，沙垒田凸起明下段砂体表现为低速、低密的特点，砂岩表现为低波阻抗值，最小振幅属性可以较好地反映出低波阻抗值的横向分布范围。通过对沙垒田凸起明下段地层切片最小振幅属性研究，结合钻井结果综合分析后认为，明下段主要发育浅水三角洲沉积，在明下段沉积早期，以水下分流河道型沉积为主，主要发育条带状、蛇曲状窄河道砂体(图5(a)、图5(b))，主要物源方向为北东向，储层相对不发育(砂岩百分含量约40%左右)；到明下段沉积中晚期，以砂坝型沉积为主，砂体呈片状、朵叶状分布(图5(c)、5(d))，由于水体能量发生变化，主要物源方向由北东向过渡到北西向，储层发育程度高(砂岩百分含量在50%以上)。

3 “富砂型”浅水三角洲油气成藏模式分析

一般地，在渤海海域明下段的油气成藏模式中，断砂耦合程度是明下段油气成藏的主控因素，这一认识在过去的勘探中一直起主导作用。但在沙垒田凸起区，明下段富砂程度相对较高，砂岩百分含量通常在50%～60%，局部甚至可达70%，砂体的纵向、横向展布特征存在较大的差异，砂体展布的差异，再有构造类型和运聚体系的不同，导致对明化镇组油气成藏模式的差异。

King[25]利用逾渗理论研究了叠置砂岩体间的连通性问题，认为随着砂地比值越来越高，砂体之间开始叠置，形成连通砂体群，这种连通砂体群可以作为输导层，这一砂地比门限值被称为“逾渗阀值”。King发现，砂地比大于0.276砂体开始横向连通，砂地比大于0.668砂体垂向连通的概率大于80%。罗晓容等[26]在渤海湾盆地东营凹陷牛庄洼陷南部斜坡沙河街组各输导层进行了连通性分析研究中，具有类似的结论。统计沙垒田凸起C11-6/C12-1油田明下段各油组砂地比发现，自上而下NMUⅠ、NMUⅡ、NMLⅠ、NMLⅡ油组平均砂砂地比分别为0.61、0.59、0.54、0.41。明下段上部NMUⅠ、NMUⅡ油组以及中部的NMLⅠ油组砂体的连通概率大，可以形成砂体输导层，有利于油气的横向、纵向运移。

综合研究发现，在沙垒田凸起的东段，明下段广泛发育大型的披覆背斜圈闭，这些圈闭沿构造脊发育，构造脊是渤中凹陷、南堡凹陷、沙南凹陷油气长期的优势聚集区。另一方面，明下段发育“富砂型”浅水三角洲，明下段下油组由于主要发育条带状、蛇曲状窄河道砂体，油气成藏主要受“脊-断-砂”三因素耦合控制，断层主要控制了油气的横向、纵向运移，在断裂发育区，断砂耦合情况更好，单井油气层厚度大，油藏丰度高，油气更加富集。明下段上油组由于砂体厚度大，分布范围广，砂体呈片状分布，运移断层与砂体形成良好的配置关系，油气在沿断层运移的同时也沿砂体横向运移，同时，片状砂体上覆砂体呈网络状分布，与片状砂体叠置，最终形成一种与众不同的“之”字型油气成藏模式(图6)。此种模式除了在相对富砂的上油组分布，在明下段的底部，

图6 沙垒田凸起明下段油气成藏模式图Fig.6 Hydrocarbon accumulation pattern diagram of Shaleitian salient lower member of Minghuazhen

靠近馆陶组的井段也较为常见。因此，在远离断裂带斜坡区，连片砂体与上覆砂体匹配较好的区域，同样具有较好的勘探潜力。

4 结论

1)与传统浅水三角洲储层预测方法不同，90°相移技术及稀疏脉冲反演方法在对明下段“富砂型”浅水三角洲储层进行预测存在困难，根据研究区特点，在该研究区首次采用分频反演的方法，更合理准确地刻画出沙垒田凸起明下段“富砂型”浅水三角洲的储层分布规律。

2)结合地震沉积学理论，通过地层切片的地震属性综合分析，认为在沙垒田凸起明下段沉积早期，以水下分流河道型沉积为主，主要发育条带状、蛇曲状窄河道砂体；明下段沉积中晚期，以砂坝型沉积为主，砂体呈片状、朵叶状分布。

3)沙垒田凸起明下段“富砂型”浅水三角洲油气成藏模式存在差异。明下段下油组由于主要发育条带状、蛇曲状窄河道砂体，油气成藏主要受“脊-断-砂”三因素耦合控制，断层主要控制了油气的横向、纵向运移；明下段上油组由于砂体呈片状分布，油气在沿断层运移的同时也沿砂体横向运移，同时，上覆砂体与片状砂体叠置，呈网络状分布，最终形成一种与众不同的“之”字型油气成藏模式。

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