基于地震波形及属性优选的优势储层预测——以渤海湾盆地A油田为例

崔名喆，郭诚，穆朋飞，吴春新，钱庚

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

图1 渤海湾盆地A油田区域位置图

渤海湾盆地古近系中深层(埋深大于2500m的古近系)油藏，储层埋藏深、沉积类型多样，储层预测问题已成为制约渤海湾盆地古近系中深层开发井有效实施的关键。目前国内众多学者针对该问题开展攻关研究，徐长贵等[1～3]针对中深层储层预测问题及难点提出了诸如地震目标处理及采集、相控约束模拟、古地貌分析等技术和方法，并取得一定的研究成果和应用效果。但海上油田开发受制于成本限制，地震资料采集处理具有阶段性，因此在研究中常常面临资料不足的窘境，需要研究人员充分利用已有的地震资料，地震地质一体化，进而降低储层预测的多解性。渤海湾盆地A油田目的层为沙河街组辫状河三角洲储层，地震资料主频约12Hz，纵向分辨率在40～60m，已钻井统计单砂体厚度小于5m的占88%，在现有地震分辨尺度下，识别单砂体几乎不可能。因此只能识别砂体组合，通过岩性组合与地震响应关系达到储层预测的目的。基于油田中面临的实际问题，笔者提出了一套适合渤海盆地A油田古近系中深层储层预测的技术思路与方法：首先，在高精度层序框架约束下，油组内部连续性追踪识别3期前积砂体；再利用地震属性切片识别不同期次前积砂体的平面展布范围；最后，聚焦到前积砂体内部，通过波形结构与岩性组合的耦合关系，结合正演模型，将波形的剖面分布特征转换为主河道内部波形平面分布特征，精细识别前积体内部储层结构。

1 区域地质概况

区域上，渤海湾盆地A油田构造位于莱州湾凹陷中央隆起带中部，南抬北倾，北侧紧邻莱州湾凹陷北洼，整体为受东西向大型滑脱断裂控制的断块、半背斜构造，成藏位置非常有利[4,5](见图1)。区块的主要目的层为沙河街组三段上亚段(沙三上亚段)Ⅱ、Ⅲ油组，以辫状河三角洲前缘沉积为主。综合岩心、井壁取心、岩屑及测井资料，A油田沉积储层受辫状分流河道控制明显，砂体呈多期、叠加的沉积模式[6～8]。

2 储层预测技术

图2 优势储层预测技术路线示意图

渤海湾盆地A油田目的层埋深大于2500m，地震资料信噪比低、主频约12Hz，纵向分辨率在40～60m，Ⅱ、Ⅲ油组只有4个地震同向轴，已钻井统计单砂体厚度小于5m的砂体占88%，在现有地震分辨尺度下，识别单砂体几乎不可能，难以满足开发需求。针对上述难点，结合油田实际地质和地震特点，沿用“井震结合、分级控制，模式引导、属性聚类”的总体思路，分级、分层次开展储层预测。具体技术包括地震属性切片技术、模型正演技术以及波形聚类技术，类比波形特征与岩相组合耦合关系，对优势储层进行精细识别，技术路线示意图如图2所示。

2.1 地震属性切片技术识别前积体平面分布

不同等时格架内的沉积体，其沉积岩石学特征有一定差别，该差别会引起地震反射特征的变化。地震属性切片技术正是依据上述理论提出的。具体识别步骤如下：

1)井震标定建立地震同向轴与钻遇砂体的岩-电-震关系 以沙三上亚段顶部全区稳定发育的泥岩为标志层标定，建立目的层段Ⅱ、Ⅲ油组的井震响应关系模板：以厚砂岩为主的岩性组合特征在Ⅱ油组对应较强振幅、连续性中等的复波反射，为三角洲前缘主河道发育区；而砂泥比接近1的薄互层沉积在地震上为连续性较好的中等振幅反射，以三角洲前缘河道边部沉积为主；对于三角洲前缘远砂坝的泥岩沉积，表现为连续性较差的弱振幅响应特征(见图3)[9～12]。通过全区井震响应图版的建立，可以在宏观上较清晰地识别目的层井震反射特征及沉积发育演化特点。

图3 井震响应图版

2)垂向识别沉积体空间演化期次 通过井震关系的建立，进一步对A油田Ⅱ、Ⅲ油组内部地震资料进行分析，全区等时性追踪了3期明显叠置现象的前积体[13,14]，分别命名为复合砂体1、2、3(见图4)。

图4 3期前积体的井震响应

3)地震敏感属性优选及切片筛选 为了满足开发钻前阶段的研究尺度，以地震可分辨的精细地层单元结构为单位，通过地震振幅、频率、连续性及波形结构等属性参数表征储层的空间变化特征。采用趋势面差分法等分油组为基本单元，通过常规方法提取储层变化敏感属性，结合剖面分析成果，进一步粗化合并，以达到勾画前积体平面展布范围的目的。分析发现，A油田前积体的发育存在向工区东北部进积的趋势，复合砂体2、复合砂体3较复合砂体1延伸距离更远、展布范围更广(见图5)。

图5 3期前积体平面展布范围

2.2 模型正演技术判别砂体内部优势储层响应特征

针对A油田地震资料精度不高，储层段Ⅱ、Ⅲ油组只有4个地震同向轴，常规振幅类属性不能满足开发需求的问题，寻求地震波形特征与岩相组合的耦合关系，以模型正演为手段，筛选对储层岩性变化敏感的波形类属性，以达到识别不同组合优势砂体的目的[15]。

以主要发育的复合砂体3为例(见图6)，其对应岩性组合为沙三上亚段Ⅱ油组沉积响应，K1井钻遇该砂体，地震波形振幅较强；K3井波形特征发生明显的振幅衰弱现象。

图6 复合砂体3的K1井、K3井地震波形响应特征

通过对复合砂体3进行正演模拟，K1井厚砂泥岩(泥岩平均厚度2m)频繁互层，在地震波形反射上对应为波形、箱形特征，振幅较强；K3井井上岩性组合特征为上部8m厚砂岩，下部频繁2m厚砂泥互层，对应地震波形为上部振幅较下部弱的中等振幅双峰钟型反射特征(见图7(a))。通过井震的精细标定，结合反射原理分析，若2m厚的简单振幅单次波对应河道主体反射特征为弱振幅反射，8m厚砂岩对应河道主体反射特征为波形振幅相对较强反射，则当岩性组合为1m厚单砂体时，其对应上河道反射特征为较2m厚砂岩弱振幅更弱的振幅反射特征(见图7(b))。在该基础上，推测无井控区域地震波形反射特征对应岩性组合：井区内上缓下陡钟型波形反射特征对应上部薄层砂(1m)下部频繁砂泥互层(2m砂)的岩相组合；振幅较弱复合波形反射特征对应岩相组合为1m薄层砂岩的叠置。

图7 复合砂体3的井震标定特征及地震波形反射原理

2.3 波形聚类技术划分储层内部结构

基于上述正演模拟的结果，将A油田河道波形划分为4类，分别为复合对称型、钟型、标准型及叠加标准型，在岩性组合上对应双10m厚层砂岩叠置、上5m厚砂岩下部10m厚层砂岩叠置、单层厚(5～10m)砂层、薄层(1m)多期叠置4种匹配关系(见图8)。

图8 复合砂体3的波形正演模拟

图9 复合砂体3的波形平面分布

通过波形聚类完成剖-平面转换，建立了地震波形的平面展布图。以复合砂体3为例，A区对应复合对称型的河道主体发育区，B区对应钟型的次河道主体发育区，C区对应标准型的河道侧缘发育区，D区对应叠加标准型的河道远端砂坝发育区(见图9)。通过利用地震属性切片技术、模型正演技术及波形聚类技术，类比波形特征与岩相组合的耦合关系，对研究区内优势储层进行精细预测，并将上述技术应用到渤海湾盆地A油田的钻前井位优化中，总结出研究区内优势储层发育区为河道主体发育区(见图9中的A、B区)，其次为河道侧缘发育区或河道远端砂坝发育区(见图9中的C、D、E区)。

3 应用效果

在A油田的钻前井位优化阶段，将A17井优化至主体河道的优势储层发育区，即对应波形平面分布的A区，钻前预测优势储层厚度15～20m，实钻油层厚度15.6m，证实该区域为优势储层的河道主体发育区；A10井位于波形平面分布的D区，预测以河道远端砂坝沉积为主，厚度在5～10m，实钻验证储层厚度6.4m；A4井位于前积体内非河道发育区，即对应波形平面分布图中的黄色区域，预测储层厚度0～5m，实钻储层厚度3.4m；实钻厚度与预测结果基本一致(见图10)。基于该认识，对A油田第一批16口开发井进行适当优化，实施后取得了较好的开发效果。

钻井揭示的储层厚度差异性验证了该区河道展布规律的复杂性，与该波形正演的储层预测结论相符，对于中深层的储层半定量化预测可借鉴。

4 结语

通过实例分析总结出了一套适合渤海湾盆地A油田古近系中深层储层预测技术，包括地震属性切片技术、模型正演技术以及波形聚类技术等。采用“井震结合、分级控制，模式引导、属性聚类”的总体思路：首先在高精度层序框架约束下，油组内部连续性追踪识别了3期前积砂体；再利用地震属性切片识别不同期次前积砂体的平面展布范围；最后聚焦到前积砂体内部，通过波形结构与岩性组合的耦合关系，结合正演模型，将波形剖面分布转换为不同主河道内部波形平面分布特征，进而识别前积体内部储层结构。通过实钻井位验证，A4井、A10井分别钻遇了3.4、6.4m储层，A17井钻遇了15.6m储层，为优势储层发育区，证实了该储层预测方法的准确性。

图10 A油田实钻井位信息