基于精细地层格架的古近系储层相控反演技术研究

董洪超,范洪军,王宗俊,刘向南,高云峰

(中海油研究总院有限责任公司，北京 100028)

0 引言

反演技术在海上新近系储层预测过程中发挥了至关重要的作用，随着海上油田勘探开发的不断深入，近年来陆续发现了一大批以古近系为主要目的层的油气田，对古近系储层进行精确的储层预测已成为油田高效开发的关键因素[1-3]。渤海古近系为扇三角洲或辫状河三角洲沉积，储层纵横向变化快，地震资料品质较低，砂泥岩纵波阻抗区分性差[4]，目前对其进行储层预测多以地震属性为主，反演技术的应用及研究较少，制约了储层精细描述的需求。徐长贵等[5]基于渤海古近系中深层储层预测的工作实践，提出了适合的技术思路与方法：陆相层序地层分析、古地貌分析、地震相组合与地震属性解释以及成岩动力学分析；杨少虎等[6]研究了声波重构技术，在声波、密度资料难以区分砂泥岩情况下，采用伽马曲线高频重构声波曲线，实现渤海某区块明下段测井约束反演；李建平等[7]归纳总结了渤海古近系三角洲沉积体系分布与演化规律；田晓平等研究了古地貌及叠前同时反演，实现了渤海古近系碎屑岩储层空间展布特征；刘学通等[8]利用多属性分析，地震相分析、正演模拟及叠前反演，预测了渤海古近系沙河街储层；耿红柳等[9]对古近系扇三角洲进行了精细研究及有利储层预测。

本次研究针对渤海M油田东营组东三段古近系储层精细预测面临的问题，基于精细的地层格架进行古地貌分析，提取敏感地震属性，通过特征曲线重构，建立区分砂泥岩的敏感弹性参数，同时对反演关键环节精确把控，实现了渤海中深储层的相控反演，明确了目的层沉积体的展布范围，对渤海M油田开发前期井点部署提供了建议。

1 相控反演原理

目前地震频带范围内的反演研究与应用已经较为成熟，然而补偿地震资料频带之外的高低频信息一直是制约反演精度的关键所在。在补充地震高频信息，提高反演纵向分辨率上，发展出地质统计学反演，其利用地质统计学思想，将测井高频信息加入到反演当中。在补充地震低频信息上，一般情况下采用测井数据的内插和外推，有研究者利用地震速度谱或叠前全波形信息建立低频模型，宽频反演也可以进一步拓宽低频成分[10]。本次研究基于约束稀疏脉冲反演，在低频模型建立上，通过建立精细地层格架，研究古地貌特征，提取敏感地震属性，并通过特征曲线重构获得区分砂泥岩更强的弹性参数，利用不同期次的沉积古地貌提取的厚度属性以及对储层分布较为敏感的地震总能量属性，共同约束测井信息建立低频模型，实现相控反演。

约束稀疏脉冲反演建立在趋势约束的脉冲反演算法上，其认为地震反射系数，是由一系列大的地震反射系数叠加在高斯分布的小反射系数的背景上构成，大的反射系数相当于不整合界面或主要的岩性界面。其目的是为了寻找一个使目标函数最小的脉冲数目，然后通过递推反演得到声波阻抗[11]。

1)通过最大似然反褶积求得一个具有稀疏特性的反射系数序列。

2(L-m)Ln(1-λ)

(1)

式中：J为目标函数；rj为第k个采样点的反射系数；r表示地层反射系数；n为噪声的平方根；m为反射层数；L为采样总数；λ为给定反射系数的似然值。

2)通过最大似然反演转换反射系数导出相对波阻抗(缺乏低频成分)，如果从最大似然反褶积中求得的反射系数是rj，为了得到可靠的反射系数估计值，单独输入波阻抗信息作为约束条件，求得最合理的波阻抗模型为式(2)。

(2)

式中：Zj为波阻抗；rj为反射系数。

3)约束稀疏脉冲反演是在地震频带范围进行的，反演结果缺少低频信息，需要结合测井数据建立低频模型，将其与反演结果相合并，获得全频带的绝对波阻抗体。

在低频模型建立上，本次研究采用了多属性约束井插值的低频模型构建方法，多属性可以选择能反映目标储层岩性相变、流体变化的振幅类、频率类、波形类等一种或多种地震属性。该方法基于多变量线性回归算法，其目的是要找到地震多属性与测井目标曲线(如测井纵波阻抗)的最优关系，然后对测井目标曲线进行插值，主要步骤如下[12-13]：

1)首先建立地震多属性与井曲线最优化的关系式，最优化的关系通过采用多变量线性回归方法获得：

d=Gμ

(3)

其中：d为所参与的该层所有测井目标曲线值；G为地震多属性值矩阵，矩阵中的每一行为每一种地震属性值，每一列为相应位置处的测井对应的多种地震属性值；μ为权重，其估算公式为式(4)。

μest=[GTG+λL]-1GTd

(4)

2)利用选取的后验井进一步优化该关系式，通过对交叉验证函数进行反演，得到最优属性权重：

(5)

其中：dn是后验井的测井曲线值，利用除后验井外的其他测井数据估算权重，计算后验井dn与基于此权重预测出的测井值之间的误差。将所有参与井依次作为后验井，可以获得总的交叉验证误差。

3)应用克里格法消除井点位置的预测误差[12]。

2 应用实例

M油田位于渤海辽东湾海域南部，辽中凹陷向辽西凸起过渡的斜坡带上，包括Ms和Mn两个区块。油田东三段地层埋深2 378.6 m～3 216.1 m，中上部岩性以灰色泥岩夹多期浅灰色细砂岩、中砂岩为主，发育辫状河三角洲沉积，底部岩性以粗砂岩和中砂岩为主，发育扇三角洲沉积。Ms区块主力Ⅳ油组发育扇三角洲水下分流河道砂体，Mn区块主力Ⅰ油组底部发育辫状河三角洲水下分流河道、河口坝和远砂坝砂体。

2.1 基于精细地层格架的地震相研究

本次研究工区范围内共6口井钻遇目的层段，常规测井资料系列较为齐全。地震剖面上波组特征清晰，目标储层段频宽为6 Hz～45 Hz，主频为18 Hz，地震资料纵向分辨率约为35 m。结合油田地层及砂层发育情况、地震资料，依据“旋回对比、分级控制”原则，从主力砂体出发，由点到面划分对比，将东三段划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ油组，对应三期沉积体，如图1、图2所示，各油组顶面地质层位与地震标定吻合较好。基于划分的精细地层格架，对三期沉积体进行古地貌分析。东三段砂体富集区受物源区与转换口耦合的控制，耦合好的位置对应砂体富集区，物源区与转换口的变换决定了东三段储层沉积的展布特征和期次性。东三段Ⅳ油组时期(第Ⅰ期沉积体)，转换口位于Ms区块，随着转换口北上迁移，到东三段I油组时期(第Ⅲ期沉积体)，转换口位于Mn区块，因此，东三段主要发育两期砂体，分别发育在Ms区块Ⅳ油组和Mn区块Ⅰ油组。图3为油田不同期次古地貌厚度图，在图3中从浅蓝到亮黄沉积厚度逐渐变薄，可以清晰看出砂体沉积中心逐渐北迁上移的现象。

图1 M油田油组划分Fig.1 Oil formation division of M oilfield

图2 M油田连井地震剖面Fig.2 Well-tie seismic profile of M oilfield

图3 M油田不同期次沉积古地貌厚度图Fig.3 Sedimentary paleogeomorphology in different periods(a)I期;(b)Ⅱ期;(c)Ⅲ期

图4 M油田不同油组地震总能量属性图Fig.4 Different oil formations seismic total energy attributes(a)Ⅳ油组;(b)Ⅱ、Ⅲ油组;(c)I油组

基于精细的期次划分及地层格架建立，进一步提取各油组地震属性，对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属性，发现地震总能量属性能较好反映古近系三角洲沉积展布趋势，三期沉积体由南向北侧积的特征(图4)。

2.2 基于特征曲线重构的敏感弹性参数建立

随着地层的逐渐埋深，在压实作用下，岩石孔隙逐渐减小，地层速度逐渐增大，至中深层砂岩主要表现为高速低密，泥岩表现为低速高密，导致砂泥岩阻抗区分性较差。本次研究在测井资料井眼校正以及一致性处理的基础上[14]，为了获得能够区分砂泥岩的敏感地震弹性参数，采用特征曲线重构的方法，将声波作为低频曲线，岩性敏感曲线伽马作为高频曲线，将二者在频率域合并成“特征曲线”。合并的频率界限为原始地震的最大有效频带，从而保证在地震频带范围内重构前后井震标定的一致性。图5、图6分别是重构前后的纵波阻抗与伽马曲线交汇图。由图5、图6可以看出，通过特征曲线重构，对砂泥岩的划分界限更加清楚，即砂泥岩对应的纵波阻抗范围差别更大。

2.3 多属性约束低频模型建立

由于地震有效频带的限制，建立一个准确的低频模型一直是反演中的关键问题，低频模型在反演中起到降低子波的旁瓣效应、将反射系数变成合理的弹性参数、对岩性/物性进行定量解释、增强对地质体空间连续性的识别能力等作用。其构建包括构造格架的建立以及模型的产生，在井点稀疏条件下，单纯利用井进行数学算法插值会导致属性体产生牛眼现象(图7)。由于目标储层非均质性强且井点稀疏，利用反距离加权算法进行井间插值，井间属性难以实现合理预测，出现围绕井点画圈的现象，不符合区域地质沉积规律，进而会将错误的低频信息加入到反演结果中。

图5 重构前纵波阻抗与伽马交汇图Fig.5 P-impedance and Gamma intersection before reconstruction

图6 重构后纵波阻抗与伽马交汇图Fig.6 P-impedance and Gamma intersection after reconstruction

图7 反距离加权低频模型各油组均值属性图Fig.7 Average value attribute of each oil formation in inverse distance weighted low frequency model(a)Ⅳ油组;(b)Ⅱ、Ⅲ油组;(c)I油组

图8 多属性约束低频模型各油组均值属性图Fig.8 Average value attribute of each oil formation in multi-attribute constrained low frequency model(a)Ⅳ油组;(b)Ⅱ、Ⅲ油组;(c)I油组

图9 Ms区块连井反演结果剖面Fig.9 Well-tie inversion result profile in Ms block

图10 Mn区块连井反演结果对比剖面Fig.10 Well-tie inversion result profile in Mn block

图11 相控反演Ⅰ油组平均振幅属性Fig.11 Facies-constrained inversion average amplitude attribute of I oil formation

图12 Ⅰ油组砂岩厚度叠合含油面积Fig.12 Thickness of sandstone and oil-bearing area of I oil formation

本次研究基于多属性约束井插值的低频模型构建方法，利用不同期次的沉积古地貌提取的厚度属性及地震总能量属性共同约束测井数据建立低频模型。对比图7与图8可以看出，基于多属性约束的低频模型相比单一井插值更能反映储层特征。

2.4 相控反演结果应用分析

基于多属性约束的低频模型进行相控反演，Ms区块的反演结果连井剖面如图9所示，其中测井数据为自然电位曲线，其异常高值反映砂岩，可以看到反演结果与井的吻合性较高，对砂体的展布特征、叠置关系，泥岩夹层的展布都有较好的反映。

将未完全钻穿目的层3井作为盲井,检验反演结果的可靠性，如图10中箭头处所示，反演结果和井吻合度较高，砂体横向展布清晰，砂体纵向叠置关系反映清楚。

对相控反演结果提取Ⅰ油组的平均振幅属性(图11)，从Ⅰ油组反演结果平面属性图中的可以清晰看出物源来自西北方向，沉积体形态为朵状，反映出辫状河三角洲的特征，沉积体展布范围边界相对原始地震属性(图4)刻画的更加清晰，并消除了子波的调谐效应，对沉积体分布的反映更加真实。

基于岩石物理分析，可以对反演结果设定截止值，求出砂岩厚度，实现储层参数平面分布的定量表征。图12为基于相控反演结果得到的Mn区块Ⅰ油组砂岩厚度叠合含油面积图，对靶点处砂体厚度进行统计及分析，其中定向采油井B3、水平采油井B7H、B8H、B9H、B10H对应位置储层砂岩厚度大，开发风险较小。定向采油井B2处砂岩厚度低，建议将其东南移，水平采油井B4H、B11H沿井轨迹存在储层厚度薄的风险，建议提出侧钻方案。

3 结论

笔者针对M油田东营组东三段中深层储层砂泥阻抗区分性差，储层纵横向变化快，且处于开发前期，井少且位置分布不均、测井资料品质低等难题，探索研究了利用不同期次的沉积古地貌提取的厚度属性及地震总能量属性，两种属性共同约束建立低频模型，进而实现中深层的相控反演，明确了东三段储层沉积体的展布范围，为油田下一步开发井位的部署提供了建议。经过研究得到以下几点结论：

1) 获得能区分砂泥岩的敏感弹性参数，是中深层储层反演的基础。

2) 基于多属性约束建立低频模型的方法，使建立的模型符合地质宏观沉积规律，解决了井距大、井少且位置分布不均导致低频模型不合理的问题，实现了中深层相控反演，进一步提升了储层描述精度。