BZ油田沙二段低渗储层定量预测方法

金宝强，邓猛，陈建波，舒晓

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 塘沽 300459)

0 引言

近年来，随着浅层高孔渗常规储层油气勘探开发难度越来越大，中深层低渗非常规油藏逐渐成为国内各油区增储上产的主战场。对于中深层低渗储层研究，前人做了大量的工作，在低渗储层成因分析、储层分类评价、储层质量、产能差异主控因素分析、储层预测等方面均取得了长足进步[1-4]，尤其对海上中深层低渗油气藏，在受作业成本、施工难度、资料等诸多条件限制下，基于工作实践形成了一套适合海上古近系中深层储层预测的方法[5-8]，包括层序地层学分析、古地貌分析、地震相组合、地震属性解释、成岩动力学分析等，该技术体系在渤海各油田中深层储层预测中均取得了较好的应用效果。

BZ油田为渤海最大的低渗在生产油田，该油田经过10多年开发取得了较好生产效果，但由于储层认识不清，仍有大量储量未能有效开发动用。近年来，为加快低渗储量的开发动用，针对BZ油田沙河街组低渗储层开展了大量研究，周军良等[9]利用层序地层学方法厘清了地层展布特征，邓猛等[10]采用古地貌恢复方法对沙二段有利储集相带进行了预测，周军良、胡勇等[11-14]在古地貌单元识别基础上，探讨了不同地貌单元储层质量差异及对产能的影响。研究结果表明，成岩作用控制低渗储层形成，沉积过程控制优质储层分布；沙二段沟谷-洼陷地貌单元储层厚度大，压实、胶结作用弱，溶蚀作用强，储层物性好，单井产能高，为优势储层分布区。这些研究成果有效支撑了BZ油田沙河街组低渗油藏的开发生产，但研究成果多为定性描述，缺乏定量预测手段，因此有必要探索更为精细的储层定量方法。

本文以BZ油田沙二段低渗储层为研究对象，结合储层沉积特点，在地震资料品质分析基础上，尝试利用90°相位转换技术，定量描述沙二段储层分布，以期深化认识低渗油藏优质储层的展布特征，指导该区低渗油藏的持续挖潜及高效开发。

1 区域地质概况

BZ油田位于渤中凹陷与黄河口凹陷分界处(图1a)，东邻渤南低凸起、西接埕北低凸起，北靠渤中生油凹陷，为油气聚集的有利场所。油田区域内断层发育，整体为受边界断层控制的断裂背斜构造，内部次一级断层分割成不同断块(图1b)。BZ油田主要含油层段为古近系沙河街组二段和三段，其中沙二段储层平均渗透率30 mD，沙三段储层平均渗透率7.7 mD。

图1 BZ油田构造位置及沙河街组发育特征Fig.1 Tectonic position of BZ oil field and the stratum development character of Shahejie formationa.BZ油田位置；b.BZ油田地质构造划分；c.BZ油田沙二段砂层组特征

前人认为，BZ油田沙二段为盆地断坳过渡阶段发育的辫状河三角洲沉积，受燕山运动、华北运动和喜山运动等构造活动的影响。沙二段储层埋藏较深(图1c)，一般在3200～3400 m之间[15-16]。由于相带变化大，埋藏深、地震资料品质差、钻井资料少且分布不均，沙二段储层预测难度大，严重制约了油田的开发调整，迫切需要对优势储层分布开展更加深入的研究。

2 资料品质分析

2.1 沉积储层特征

钻井揭示，BZ油田沙二段地层厚度一般在21～106 m之间，平面上地层发育特征差异明显，整体呈西南厚、东北薄的特征(图2)。受古地貌控制，砂体展布具有明显的方向性，单层厚度一般在1～8 m之间。纵向上沙二段地层砂泥岩结构复杂、频繁互层。根据垂向旋回特征，沙二段共细分为6个小层(图1c)，从砂体发育特征看，1—4小层砂体相对发育，且平面分布稳定，连续性好；5—6小层砂体分布局限，仅在研究区西南侧发育(图2)，且连续性差。

图2 BZ油田沙二段沉积储层特征(图1b钻孔剖面：BZ25-1-5—A23)Fig.2 The sedimentary reservoir characteristics tics of Member Sha 2 in BZ oil field

2.2 地震资料特征

受埋藏深、断裂系统发育等因素影响，BZ油田沙二段地震资料信噪比低。在地震资料基础上提取统计子波，可见目的层段地震资料频带范围为10～30 Hz，主频约16 Hz。目的层段地层速度3600 m/s，纵向分辨能力在20～70 m之间，最佳分辨厚度为56 m(图3)。

图3 BZ油田沙二段地震子波及频带图Fig.3 Seismic wavelet and frequency band diagram of Member Sha 2 in BZ oil field

根据已钻井地层厚度数据统计，BZ油田沙二段1—4小层地层厚度普遍在20～70 m之间(图4)，平均地层厚度45 m左右，在现有地震分辨尺度下，能够较好的反映地层厚度。

图4 BZ油田沙二段1—4小层地层厚度统计Fig.4 The stratum thickness statistics of Member Sha 2 layer 1-4 in BZ oil field

3 90°相位转换可行性分析

3.1 90°相位转换方法特点和优势

90°相位转换通过地震相位旋转90°将反射波主瓣移至薄层中心，使地震反射同相轴与地层相对应，地震相位也就具有了岩性地层意义，此时地震剖面近似于波阻抗剖面，极大地提高了剖面的可解释性[17-18]。由于90°相位转换后地震相位与岩性测井曲线更加吻合，地震反射同相轴与地层对应关系好，在不损失高频信息的同时，具有更高的视觉分辨率，从而减小了视觉误差造成的地层追踪的不准确性，提高了薄砂层的解释能力[19-20]。

90°相位转换使得地震相位在一个波长的厚度范围内与岩性较好地相对应。当地层厚度小于λ/4时，地震振幅与岩性仍然具有单一的对应关系，虽然此时的对应不是非常准确，但按照零交叉点定出来的层厚，与实际层厚相当接近[21]。此外，90°相移转换技术软件操作简单易行，计算速度快，其无需井和地震层位的约束，适合海上无井、少井或测井曲线不全的地区。同时该技术最大程度以原始地震资料为依据，排除了井和模型因素的影响。

3.2 井震标定分析

井震标定是连接地震与地质的桥梁，精细的井震标定是进行层位解释和油藏描述的基础和前提。合成地震记录标定表明，合成地震道与井旁地震道对应关系较好。声波曲线上，正反射系数对应波峰，负反射系数对应波谷。根据测井数据统计，沙河街组砂岩的波阻抗相比围岩的波阻抗普遍为高值。沙河街组砂岩顶面为正反射系数界面，在常规地震剖面上表现为中强振幅波峰反射特征，在90°相位转换地震剖面上表现为波谷到波峰的零相位反射特征(图5)。

图5 BZ25-1-5井测井曲线及合成地震记录标定Fig.5 The logging curve and synthetic seismogram calibrationstratum of BZ25-1-5

通过对沙二段不同厚度的砂层组地震响应特征分析，当砂层组厚度小于20 m时，地震轴相位宽度反映砂层组厚度大于实钻砂层组厚度；当砂层组厚度在20～60 m时，地震轴相位宽近似等于砂层组厚度，此时对于砂层组厚度的预测较为准确；当砂层组厚度大于60 m时，地震轴相位宽度反映砂层组厚度小于实钻砂层组厚度，但仍然可以进行区域追踪砂描。

3.3 正演模拟分析

对于砂泥岩薄互层地层，受横向厚度的变化和纵向岩性组合的差异影响，其地震响应迥异，因此需要对不同厚度、不同砂泥岩岩性组合进行正演分析。依据钻孔、测井数据统计，在正演模型中定义纯泥岩速度为3600～3800 m/s，密度为2.58 g/cm3；纯砂岩速度为3900～4100 m/s ，密度为2.39 g/cm3，分别建立了不同厚度和砂泥岩岩性组合的正演概念模型，并分析其正演响应波形特征。

根据厚度的变化，通过90°相位转换地震剖面的地震波形反射特征可以看出，当20 m60 m时，地震零相位反射界面与岩性界面对应关系较差，地震轴包络时间厚度小于地层真实厚度；当H<20 m时，地震零相位反射界面与岩性界面对应关系较差，地震轴包络时间厚度大于地层真实厚度(图6)。

图6 不同地层厚度概念模型正演响应Fig.6 The forward models of different stratum thickness

当砂泥岩岩性组合发生变化时，通过地震剖面的地震波形特征可以看出，泥岩隔层使得振幅反射强度变弱，且随着隔层厚度变大，振幅反射强度明显变弱，但泥岩隔层发育的位置和厚度的变化对振幅包络时间厚度影响不明显。整体来看，地震振幅反射强度与砂地比变化趋势一致(图7)。

图7 不同泥岩隔层发育特征概念模型正演响应Fig.7 The forward models of different mudstone interlayer and development characteristics

4 BZ油田沙二段储层定量预测

4.1 砂层组储层厚度分布预测

90°相位转换可行性分析结果表明，90°相位转换技术在BZ油田沙二段1—4小层表征中具有较好的适用性。对比90°相位转换前后地震剖面响应特征，原始零相位地震剖面中反映砂体界面的波峰、波谷存在复合波，界面解释精度较差。反之，90°相位地震剖面反映砂体界面的零相位界面不受影响，可以准确解释，其地震轴包络厚度与地层厚度吻合性好，可直接表征1—4小层地层厚度(图8)。

图8 BZ油田90°相位转换前后地震响应对比剖面图Fig.8 The correlation between zero-phase seismic profile and 90 degree phase conversion profile of BZ oil field

针对90°相位转换地震剖面中地震零相位反射界面与岩性界面对应关系较好的特点，基于90°相位转换地震数据体上砂层组的精细追踪与解释，本次将其顶底界层位在时间域上加以网格化，编制其相应的等t0图；同时，采用砂层组分布区井段VSP速度拟合的平均速度进行时深转换，经井点实钻深度进行校正，获得砂层组顶、底界面构造形态图，通过顶、底界面相减，即获得1—4小层地层厚度分布图(图9a)。同时利用已钻井砂地比含量统计，结合区域沉积趋势，获取砂地比平面分布数据，采用地层厚度与砂地比乘积的方法，获得1—4小层砂岩厚度等值线图(图9b)。

图9 BZ油田沙二段1—4小层砂层组厚度等值线图Fig.9 Thickness contour of sub-sandstone layer 1-4 of Member Sha 2 in BZ oil field

从砂岩厚度平面展布来看，沙二段1—4小层储层整体较发育且连片分布(图9b)，其中西南、东北两侧厚度较大，反映双物源沉积特征。平面上，不同区块砂岩厚度差异明显，其中5井区砂岩厚度整体最大，厚度普遍在20～35 m之间，向北东方向厚度变薄；B4井区砂岩厚度中等，一般在15～30 m之间，向北厚度逐渐变薄；4井区砂岩厚度平面变化较大，西南部为厚砂层发育区，厚度一般在20～30 m之间，向北东方向A2井区附近厚逐渐减薄，厚度一般在5～15 m之间；2井区砂岩厚度整体变薄，一般在10～30 m之间，横向厚度变化较快，厚砂层主要发育在A13井至A22井东及A20井北部区域。

4.2 小层厚度分布预测

研究表明，该区沙二段沉积处于盆地相对稳定凹陷阶段，剥蚀作用较弱，其沉积过程主要受古地貌分布的控制，利用逐层回剥的方法定量表征各小层地层展布具有较好的适用性。

平面上，以各小层井点地层厚度统计为基础，以砂层组地层厚度为趋势约束，通过自上而下的逐层回剥方法，定量表征各小层平面地层厚度展布。根据数据统计分析，BZ油田沙二段各小层砂岩厚度与地层厚度同样呈线性相关，相关系数达到0.85。因此，本次在小层地层厚度定量表征基础上，以井点砂岩厚度统计为依据，以小层平面地层厚度展布为趋势约束，以地震振幅属性为边界约束，实现了沙二段小层砂岩厚度定量预测——获得了BZ油田沙二段各小层砂岩厚度等值线图(图10)。

图10 BZ油田沙二段各小层砂岩厚度等值线图Fig.10 Thickness contour of each sub-sandstone layer of Member Sha 2 in BZ oil field

从各小层砂岩展布纵向演化特征来看，沙二段沉积早期(3—4小层)受古地貌控制，砂岩分布范围局限，主要沿中部和南部沟谷发育，平面砂岩厚度变化较大，一般在4～14 m之间；沙二段沉积中、晚期(1-2小层)砂岩分布范围扩大，全区广泛发育，呈连片状分布。其中沙二段沉积中期(2小层)砂岩厚度整体较厚，一般在10～18 m之间，平面砂岩厚度变化不大。而沙二段沉积晚期(1小层)平面砂岩厚度变化较大，砂岩厚度整体较薄，一般在2～10 m之间，厚层砂岩主要发育在5井南部区域、A1井北部区域以及A19井西部区域。

4.3 应用及实践

根据沙二段砂岩厚度的定量预测成果，有效指导了BZ油田沙二段低渗油藏整体开发方案优化，共设计调整井23口，采用“整体部署，滚动实施”策略实施。2020年先期部署并实施4口调整井，依据储层描述最新认识，对4井井位进行详细设计，将井点优化至储层厚度较大、物性较好的位置。从实施效果来看，4口井实钻储层厚度与钻前设计基本一致，厚度变化在2～4 m之间，合计初期日产油282 m3/d，达到钻前设计产量(图11)。

图11 BZ油田2020年调整井实施效果对比Fig.11 The comparison of implementation of the adjusted wells in BZ Oilfield in 2020a.2020年调整井设计与实钻储层厚度；b.2020年调整井设计与实际初期产量

5 结语

通过地震90°相位转换技术在BZ油田的中深层沙二段储层预测中所取得的良好应用效果，可以得出以下结论：

(1)90°相位转换技术尊重原始地震资料，地震数据零相位对应于地层界面，地震同相轴与岩性地层对应关系较好，地震剖面可解释性强、分辨率高。

(2)BZ油田沙二段1—4小层砂层组储层顶底界面地震反射特征明显，实际储层厚度与油田地震资料分辨能力匹配性较高。90°相位转换技术对于沙二段储层空间展布特征刻画和储层厚度定量预测具有较好的适用性。

(3)利用90°相位转换技术，实现了油田主力含油层段砂体的定量预测，并有效指导该油田调整井位的部署和高效实施，可为类似油田中深层储层预测提供借鉴。