约束稀疏脉冲反演方法在蒙古国断陷盆地Ⅺ区块储层预测的应用

李艳杰

1.黑龙江省致密油和泥岩油成藏研究重点实验室，黑龙江 大庆 163712；2.大庆油田有限责任公司 勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712

0 引言

蒙古东戈壁盆地与中国二连盆地、海-塔盆地和银额盆地相邻，均属兴-蒙弧形褶皱带上发育的断陷盆地群。具有相似的地质背景和成藏条件。盆地构造活动强，沉积体系变化快，储层变化快，非均质性强。Ⅺ区块位于蒙古国东戈壁盆地西南部[1-3](图1),其中下宗巴音组是Ⅺ区块的主要勘探目的层，但研究区存在储层薄、横向变化快的特点，造成Ⅺ区块储层识别难度大，因此有效储层的分布特征是制约XI区块勘探开发的一个主要因素。前人针对断陷盆地的储层预测采用波阻抗反演来开展砂体空间展布、沉积相识别和落实岩性圈闭[4-6]。但对薄储层的识别还存在一定的难度。笔者采用稀疏脉冲反演方法对研究区的储层平面分布特征进行预测。稀疏脉冲反演主要以褶积模型为基础，是以波阻抗差异约束为基础的一种反演方法，它可在三维反演数据体上对岩性体进行纵、横向追踪，对薄储层进行储层预测。对Ⅺ区块下宗巴音组的储层研究结果表明,约束稀疏脉冲反演对于研究区薄储层的预测具有较好的适用性。

图1 研究区位置图Fig.1 Location of study area

1 区块概况及储层特征

1.1 区块概况

Ⅺ区块面积为11 263 km2，主要包括奥力盖凹陷、甘其毛都凹陷和北部凹陷。Ⅺ区块由下至上揭示的地层有侏罗系、下白垩统查干组、下宗巴音组、上宗巴音组、上白垩统以及第三系和第四系。烃源岩主要为下宗巴音组下段和查干组暗色泥岩，有机质丰度高，TOC和沥青“A”含量高，生烃潜量大；母质类型以Ⅱ1型和Ⅱ2型为主，为中等-好烃源岩。沉积相类型主要以扇三角洲、辫状河三角洲及湖泊相为主。目前主要在奥力盖凹陷完钻14口井，其中有3口井在下宗巴音组获得工业油流。下宗巴音组自下而上分为下段、中段和上段，其中下宗巴音组下段分为5个砂层组。钻井揭示储层均夹持于湖相泥岩中的扇三角洲前缘砂体中，扇三角洲前缘砂体储层物性较好[7-11]。下宗巴音组油藏具有自生自储的成藏特点，是寻找有利储层发育区的主要目的层。

1.2 储层特征

根据岩芯、岩屑录井及钻井资料，奥力盖凹陷主要含油气层段为下宗巴音组，该套地层自下而上分为下段、中段和上段,储层主要发育在中、下段。下段储层岩性为浅灰色泥质粉砂岩、砂质砾岩、粉砂岩、细砂岩、含砾细砂岩和粗砂岩；中段储层岩性为灰色泥质粉砂岩、粉砂岩和砂质砾岩；上段储层岩性主要由浅灰色含砾砂岩、砂质细砾岩与深灰色泥岩、粉砂质泥岩组成。据岩芯分析资料，ZH3井区下宗巴音组中段孔隙度20.5%～30.1%，平均为26.8%，渗透率5.1～215 mD,平均为123.9 mD；下宗巴音组下段粉细砂岩孔隙度3.1%～9.1%，平均为5.8%,渗透率0.01～16.88 mD,平均为3.39 mD,砂质砾岩、粉细砂岩与泥质粉砂岩孔隙度2.7%～21.6%，平均为17.8%,渗透率26.6～2 980 mD,平均为944.2 mD, 粉砂岩、泥质粉砂岩孔隙度1.6%～9.4%，平均为5.2%,渗透率0.01～0.17 mD,平均为0.03 mD。根据储层分类标准(DZ/T 0217—2005)[12]，ZH3井区下宗巴音组中段储层属于高孔中渗型，下宗巴音组下段属于低孔到低渗-中渗型。下宗巴音组中段储层好于下段储层(表1)。碎屑岩储层的储集空间主要为孔隙型，孔隙类型主要为次生孔隙。根据结构和形态，可分为粒间孔隙、粒间溶孔、粒内溶孔和铸模孔等4种孔隙类型(图2)。

表1 ZH3井区下宗巴音组岩芯物性评价表

a.1 557.90 m,下宗巴音组下段,不等粒长石岩屑砂,粒间、粒内溶孔，铸模孔; b.1 558.20 m，下宗巴音组下段，不等粒长石岩屑砂岩，泥质不均匀分布，粒间溶孔为主，面孔率7%;c.1 640 m，下宗巴音组下段，含碳酸盐极细砂质粗粉粒岩屑长石砂岩,方解石、白云石充填孔隙并交代颗粒; d.1 466.80 m,下宗巴音组下段,中砂质细粒岩屑长石砂岩,粒间、粒内溶孔，面孔率1%; e.1 552.2 m,下宗巴音组下段,含砾不等粒长石岩屑砂岩,粒间溶孔为主，面孔率12%;f.1 153.2 m，下宗巴音组下段,不等粒长石岩屑砂岩，粒间溶孔为主,面孔率14%。图2 ZH1井储层孔隙特征Fig.2 Reservoir pore characteristics of Well ZH1

2 储层预测

2.1 储层预测方法

针对储层开展的预测方法有很多[13-14]，地震反演已经成为储层预测中应用较多的技术之一[15-20]。根据工区的测井和地震的资料分析，笔者采用稀疏脉冲反演方法进行储层反演处理[21-22]。它可在三维反演数据体上对岩性体进行纵、横向追踪。约束稀疏脉冲反演与其他地震反演方法不同，在要求合成记录误差最小的同时，也要求反射系数尽可能稀疏、反演阻抗[22]与趋势尽可能一致。因而反演结果能有效屏蔽薄层的调协效应，反演结果也更符合地质规律。

约束稀疏脉冲反演目标函数:

F=∑|ri|p+λq∑(di-si)q+a2∑(ti-zi)2

(1)

式中：ri为反射系数；λ为地震匹配权系数；di为地震数据；si为合成记录；a为趋势约束权系数；ti为趋势；zi为约束阻抗模型；p和q均为优化因子。

参数λ决定反射脉冲稀疏程度，低λ要求反射脉冲稀疏；高λ要求反射脉冲多，尽可能匹配地震。

约束稀疏脉冲反演是以所有井的波阻抗纵向变化趋势和横向变化范围为约束条件，寻找最小脉冲数目，进行迭代运算，进而得到波阻抗数据体。它是一种基于模型的波阻抗反演技术，将地震、测井和地质有机的结合起来，以地震解释结果约束地层结构，在地震合成记录标定后，将正演与相应的地震道比较，进行误差分析，不断修改模型直到满足误差和脉冲分布条件时，输出反演结果。这种反演方法的优势是保留了测井资料丰富的高频信息和完整的低频信息，弥补了地震资料的不足；故在井密集地区，尽可能多地利用已知的测井资料作为约束条件，可减少反演结果的多解性，同时提高反演的准确性。本区构造特征较为复杂，多为受断层控制的断块构造，整个地层表现为西北高东南低，油区主要分布在控油断层上盘。储层横向变化快，储层的厚度薄，单砂层厚度为1.5～10.3 m，储层横向预测难度大。本次反演应用叠前时间偏移纯波数据,该数据品质相对较好，横向连续性好，信噪比较高，且保幅能够满足反演要求。

2.2 储层的波阻抗响应特征

地震资料反射界面主要是反映上下地层的阻抗界面，因此对物探技术而言，阻抗曲线对储层的敏感性至关重要。本区自然电位、密度和电阻率不能区分砂岩和泥岩；而声波时差、纵波阻抗和伽马能够区分砂岩和泥岩(图3)。本区可以直接由阻抗(阻抗>9 400 g/cm2·s为砂岩)预测砂、泥岩的分布。

图3 岩石物理参数与岩性(砂、泥岩)直方图Fig.3 Hisgrams of rock physics parameters and lithology (sand,mudstone)

2.3 地震反演结果

由于稀疏脉冲反演是通过地震得到的相对阻抗，需要补充井的低频趋势以得到绝对的真实的阻抗，确定反演的关键是补充多大频率范围井的低频趋势才是最合理的。根据地震频带分布特征，选取6 Hz的频带进行低频补充。

(1)建立模型

第一步建立框架模型，在地震资料解释的基础上，根据沉积模式，利用地震解释的层位、断层数据和测井数据，建立合理的地质框架模型。第二步建立初始模型，在框架模型架构内通过一定的方式对井数据沿层进行内插外推，得到合理的低频背景模型，为稀疏脉冲反演低频分量的补充提供数据来源。插植方式选择是其中的重点，根据区域及资料情况，在建模过程中，井的内插外推方式有反距离加权、三角和克里金等多种，每种方式对周围地区的影响程度都不一样，结果区别很大，需通过试验选择反距离加权的方式。

(2)高通滤波下宗巴音组下段Ⅱ砂组反演结果

由于预测的时窗较大(>300 ms)，绝对阻抗受到压实作用的影响会随着深度的加深而不断变大，这就为储层的追踪识别造成较大困难，要消除这种影响，高通滤波是较为有效的一种方法。高通滤波主要通过去除低频背景值，得到相对阻抗，从而达到消除深度影响的目的。本次预测最终选择6 Hz的低截频高通滤波，并有效剔出深度对绝对阻抗的影响，获得较好的预测效果,为储层的有效追踪提供保障。图中的剖面数据为反演成果，蓝绿色代表低阻，红黄色代表高阻,井曲线代表伽马曲线(图4)。

绝对阻抗与相对阻抗对比发现总体变化趋势基本一致(图5)，纵向上均与井资料有较好的吻合性，横向上与地震资料基本匹配。相对阻抗比绝对阻抗分辨率略高。将地震资料与预测结果叠合到一起可看到预测结果基本沿地震资料反射特征的横向变化趋势分布，与地震资料匹配性较好(图6)。预测阻抗结果基本与井曲线储层的变化趋势一致，说明反演结果与地质原始数据基本吻合，反演比较合理。高阻抗的分布受地震分辨率的限制,基本和较厚的砂组吻合；反演结果符合沉积相变化规律，为储层空间分布预测提供合理依据。

图4 绝对阻抗与纯波地震数据对比Fig.4 Comparison of absolute impedance and pure wave seismic data

图5 绝对阻抗剖面(上)与6 Hz低截频相对阻抗对比Fig.5 Comparation of absolute impedance profile (above) with 6 Hz low intercept relative impedance

图6 相对阻抗与地震叠合剖面Fig.6 Overlapping of relative impedance and seismic profile

3 储层预测结果

研究区沉积相分析结果，工区沉积类型为辫状河(扇)三角洲相、滨浅湖相沉积，储层以砂岩为主，具有较强的非均质性，单砂层对比识别困难，砂组的分布可通过开时窗提取砂岩信息。根据前文岩石物理分析可知，针对不同层段的阻抗值在时窗内提取累计砂岩的时间厚度，经过速度转换，得到砂体厚度分布图(图7)。重点对中段、下段的砂体进行预测。

3.1 下宗巴音组中段

下宗巴音组中段砂体分布，图中红黄色区域是砂体有利发育区，蓝色是泥岩发育区，推测这个时期西部可能是凹陷砂体主要物源供给区(图7)。

图7 下宗巴音组中段砂体厚度图Fig.7 Sand thickness map in middle Member of Lower Zongbayin Formation

3.2 下宗巴音组下段

下宗巴音组下段由下到上5个砂组的砂体分布反映早期东南部是主要物源供给区，向上逐步减弱，中期北部也是物源供给区，下段晚期湖盆扩大，湖水变深，水动力减弱，砂体沉积减少，Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ砂组的北部预测为砂体有利发育区(图8)。

4 结论

(1) 下宗音巴组储层主要发育在中、下段。下段储层岩性为浅灰、灰色泥质粉砂岩，浅灰色砂质砾岩、粉砂岩和细砂岩。中段储层岩性为灰色泥质粉砂岩、粉砂岩和砂质砾岩。

(2)下宗音巴组储层岩石矿物成分主要为石英，部分石英见次生加大，碱性长石，岩屑成分中酸性喷出岩岩屑较多，含少量碳酸盐、变质岩和凝灰岩的岩屑。胶结物为方解石和黏土杂基。

(3)Ⅺ区块下宗巴音组储层的储集空间主要为孔隙型，孔隙类型主要为次生孔隙。根据结构和形态可分为粒间孔隙、粒间溶孔、粒内溶孔和铸模孔等4种孔隙类型。

(4)采用稀疏脉冲反演方法对Ⅺ区块ZH3井区储层进行了平面预测，下宗巴音组中段西部是凹陷砂体主要物源供给区，北部为砂体有利发育区；下宗巴音组下段早期东南部是主要物源供给区，中期北部也是物源供给区，Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ砂组的北部预测为砂体有利发育区。

图8 下宗巴音组下段砂体厚度图Fig.8 Sand thickness in lower Member of Lower Zongbayin Formation