基于解释量版的渤海油田巨厚砂砾岩定量表征

明 君，王 波，陈 瑶，王建立

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

渤海海域在古近系裂陷沉降阶段呈断隆与断凹相间的构造古地貌格局，广泛发育扇三角洲和辫状河三角洲成因的巨厚含砾砂岩和砂砾岩（李建平等，2011）。目前，古近系三角洲砂砾岩油田约占渤海油田总数的三分之一，探明石油地质储量和年产油量也占渤海油田三分之一（施亚洲，2013），显然，利用地震资料有效识别并定量表征砂砾岩的分布对于砂砾岩岩性油藏的勘探和砂砾岩油田的开发都具有重要价值。但是砂砾岩储层发育具有厚度大，横向变化快、非均质性强等地质特点，且受到地震资料频带的限制，砂砾岩储层参数与地震反射特征之间的规律认识不清，导致砂砾岩储层地震预测研究难度大，严重影响勘探开发成效。

20世纪 80 年代以来，地震勘探技术在岩性地层油气藏勘探中发挥了主要作用，尤其是以高分辨率三维地震为基础的储层预测技术的出现，实现了岩性地层圈闭的准确预测和评价（刘企英，1994）。储层预测研究有多种方法，但波阻抗反演和地震属性分析是最主要的技术和手段。当前，用于储层特性横向预测和油藏描述的技术有：多井约束波阻抗反演技术（李庆忠，1998；马劲风等，2000；黄广谭等，2017）、AVO 分析技术（Foster et al.，2010）、地震属性分析技术（王永刚等，2003；王开燕等，2013；唐耀华等，2009）、谱分解薄层厚度调谐分析技术（刘伟等，2011；王贻朋等，2014）、三维可视化技术（王志君和黄军斌，2001；姜素华等，2004）、油藏建模技术（李阳，2008）、层序地层学解释技术（王建民等，2009）、多波多分量观测处理解释技术（马昭军等，2010；石建新等，2006）。随着这些技术的发展，综合地震地质解释成果，利用各种可能获得的资料进行全面分析和应用，使得储层预测技术有了大幅度提高，并在油气勘探中扮演着十分重要的角色。

然而地震资料往往缺少低频和高频信息，因此利用地震资料预测薄层和厚层都存在很大的不确定性。20世纪80年代末开始，专家学者着手于探索互层状储层的预测方法，且研究方向主要集中在薄层和薄互层。Ricker（1953）和Widess（1982）人对地震反射纵向时间分辨率问题从不同角度进行探讨；陈继松和常旭通过运用调谐振幅法计算出了储层厚度（陈继松和常旭，1987）；姚建阳研究了在频率域如何用低频能量求储层厚度的方法（姚建阳，1991）；俞寿朋研究了在波阻抗剖面上，薄层及薄互层的地震响应特征（俞寿朋，1995）；高静怀等提出一种同步挤压三参数小波变换进行薄互层储层分析的方法（高静怀等，2018）；张军华等对薄层和薄互层叠后地震解释关键技术进行了综述（张军华等，2017）。

近源陡坡带砂砾岩储层成因多、储层相变快（杨勇等，2009；全洪慧，2019；张生等，2018），然而地震资料分辨率有限，因此，巨厚砂砾岩储层地震预测难度大，这方面的研究工作相对较少。孔凡仙总结了四种类型砂砾岩体的不同地震特征及认识模式（孔凡仙，2000）；王鸿升等利用地层速度、古地貌、构造等信息预测砂砾岩体油气藏（王鸿升和胡天跃，2014）；部分学者通过地震反演和属性技术实现对砂砾岩体的定性预测（高云等，2013；惠长松等，2015）。巨厚砂砾岩储层横向厚度变化快，内部非均质性强，目前的技术手段，包括地震反演和各类属性，均难以实现对其精细刻画，阻碍了巨厚砂砾岩发育区的油气勘探和巨厚砂砾岩油田的高效经济开发。为解决该问题，首先开展沉积分析，建立相应的地质模型库，再结合实际地震资料情况确定正演参数进行正演获得正演地震资料库，进一步提取正演地震资料的反射振幅属性，例如最大振幅属性，建立不同砂砾岩变化形式下的厚度解释量版，最后提取实际地震资料的反射振幅属性，将其投射到厚度解释量版上，实现对巨厚砂砾岩储层的定量表征。本方法是对前人单纯利用属性等方法进行预测的定量化改进，提高了预测的精度。

1 地震地质特征分析

1.1 储层沉积特征分析

近年来，断陷湖盆近源陡坡带砂砾岩体复合油藏已成为渤海湾盆地最重要的勘探开发领域之一（张宝等，2017；全洪慧，2019）。渤海C油田位于石臼坨凸起西段陡坡带，紧邻渤中西次洼，古近系整体表现为依附于石南一号边界断层发育的大型断鼻构造。根据岩心、壁心、岩屑描述，综合各种分析化验和测井曲线等资料，结合区域沉积古环境研究综合分析认为，渤海C油田古近系东营组为物源来自石臼坨凸起的扇三角洲沉积（王启明等，2016；赵梦等，2017）。东营组东三段储层为不同近源扇体朵叶沉积，储层厚度大，平面差异大，从80 m到300 m不等，储层内部非均质性强，发育砂岩、含砾砂岩和砂砾岩等多种岩性，如图1所示。其中1井储层厚度为152 m，本研究以C油田C1井区为例，开展巨厚砂砾岩定量表征研究。

图1 渤海C油田东营组探井连井对比图Fig. 1 Stratigraphic correlation of exploration wells for the Dongying Formation in the Bohai C oilfield

1.2 地震反射特征分析

地震反射特征研究的目的是理清地震反射同向轴所代表的地质含义以及井旁道地震与井筒处地质信息的对应关系，因此，地震反射特征研究有着极为重要的意义，是储层预测的基础。利用声波时差和密度曲线发现C1井区东二下段底部发育一套稳定的低速泥岩，为一套低速异常体；东三段顶面在地震剖面上表现为中—强振幅、中—低频、较连续的波峰反射，如图2所示。通过岩性替代确定地震轴代表的地质意义，图3是C1井区东三段低速泥岩（93 m）替换为常速泥岩的AVO正演，可以看到低速泥岩不发育时，储层顶面强波峰减弱或消失，储层内部波峰基本无变化，因此，储层顶面强波峰是低速泥岩与储层顶面的界面反射，同时确定地震剖面的波峰对应正反射系数，波谷对应负反射系数，地震资料极性为正极性。图4是C1井区东三段砂砾岩替换为中砂岩的AVO正演，可以看到，将砂砾岩替换为砂岩，砂体顶部地震反射无变化，砂体内部的波峰消失，所以，砂体内部的波峰是由于高阻抗的砂砾岩顶面产生的。

图2 渤海C油田C1井区东三段地质及地震反射特征Fig. 2 Geology and seismic reflection characteristics of well C1 for the third Member of the Dongying Formation in the Bohai C oilfield

图3 渤海C油田C1井区东三段低速泥岩(93 m)替换为常速泥岩的AVO正演Fig. 3 AVO forward modeling before and after substituting low-velocity mudstone (93 m) by conventional-velocity mudstone of well C1 for the third Member of the Dongying Formation in the Bohai C oilfield

图4 渤海C油田C1井区东三段砂砾岩替换为中砂岩的AVO正演Fig. 4 AVO forward modeling before and after substituting glutenites by medium-grained sandstone of well C1 for the third Member of the Dongying Formation in the Bohai C oilfield

结合C1井区东三段的地质特征和地震反射特征，对砂体分两期进行了解释，上部为含砾砂岩，顶面为强波峰反射，下部为砾岩，顶面对应于弱波峰反射。当砂体厚度和内部岩性变化时，表现为上部砂岩和下部砾岩的厚度变化，地震反射振幅也会相应变化，通过正演寻找不同砂岩和砾岩厚度情况下的地震发射特征，将其与实际地震资料的反射特征进行对比，可以实现对砂砾岩体的定量表征。

2 模型设计与正演

根据上述分析，建立如图5所示的砂砾岩储层地质模型，上部为砂岩，速度4100 m/s，密度2420 kg/m3，厚度变化范围：0～100 m，下部为砂砾岩，速度：4400 m/s，密度2460 kg/m3，厚度变化范围：0～100 m，上部砂岩上覆低速泥岩，速度：3300 m/s，密度2490 kg/m3，下部砂砾岩下伏常速泥岩，速度：3300 m/s，密度：2490 kg/m3。将上部砂岩的厚度从0 m到100 m变化，下部砂砾岩的厚度从0 m到100 m变化，变化间隔都设定为1 m，这样将会产生一万个可能的砂砾岩厚储层模型，形成可能的砂砾岩厚储层变化形式的地质模型库。

图5 渤海C油田东营组砂砾岩储层地质模型Fig. 5 Geological model of glutenite reservoir of the Dongying Formation in the Bohai C oilfield

通过选取与实际地震资料分辨率相匹配的地震子波，本文为20 Hz，基于地质模型进行正演可以获得不同的砂砾岩厚储层变化形式下的地震正演资料库，如图6所示，图中，X坐标轴为上部砂岩的厚度变化，Y坐标轴为下部砂砾岩的厚度变化，Z轴为不同储层变化形式下的砂岩顶面和砂砾岩顶面的波峰反射振幅。可以看到，由于地震资料的干涉效应，不同厚度条件下，两个界面的地震反射振幅具有明显的变化。

图6 渤海C油田东营组砂砾岩储层地震正演波峰反射Fig. 6 Seismic forward peak reflection of glutenite reservoir of the Dongying Formation in the Bohai C oilfield

3 厚度解释量版的建立

提取砂岩顶面和砂砾岩顶面的波峰反射振幅，将振幅属性勾画成等直线图，制作砂砾岩储层厚度解释量版，如图7所示，X坐标轴为上部砂岩的厚度变化，Y坐标轴为下部砂砾岩的厚度变化，红色曲线为上部砂岩顶面的波峰反射振幅等值线，蓝色曲线为下部砂砾岩顶面的波峰反射振幅等值线。将实际地震资料的振幅值投到解释量版上，预测出可能的砂砾岩厚度，再结合已有的地质认识，筛选出最有可能的厚度预测值。利用CFD6-4-1井进行验证（表1），钻井实钻厚度为上部砂岩72 m，下部砂砾岩80 m，利用厚度解释量版预测厚度上部砂岩69 m，下部砂砾岩82 m，预测厚度在3 m以内。

表1 渤海C油田东营组C1(CFD6-4-1)井实钻厚度与预测厚度对比Table 1 Comparison of actual and predicted thickness of glutenite reservoir of well C1 (CFD6-4-1) for the Dongying Formation in the Bohai C oilfield

图7 渤海C油田东营组砂砾岩储层厚度解释量版Fig. 7 Interpretation template of glutenite reservoir thickness for the Dongying Formation in the Bohai C oilfield

从解释量版可以看出，上部砂岩厚度小于30 m，同时下部砂砾岩厚度小于90 m时，不会产生内部弱波峰反射；上部砂岩厚度在30 m和70 m之间，下部砂砾岩厚度大于20 m时，同时产生两个界面的反射，储层定量预测精度高；上部砂岩厚度大于70 m时，其顶面反射振幅变化不大，砂砾岩顶面反射振幅随着砂砾岩厚度的变化有较大变化；上部砂岩发育程度对砂砾岩顶面反射振幅影响很大，上部砂岩越发育，下部砂砾岩顶面反射振幅越小，30 m以上时减弱一半。

4 砂砾岩储层定量表征

对实际地震资料的砂岩顶面和砂砾岩顶面的波峰进行追踪，并提取波峰反射振幅属性，如图8和图9所示，将每一个位置处的砂岩顶面和砂砾岩顶面的波峰振幅投到图7所示的砂砾岩储层厚度解释量版上，获得砂岩和砂砾岩的厚度，图10是上部砂岩的厚度预测，核部厚度80 m左右，砂体边缘逐渐尖灭，图11是下部砂砾岩的厚度预测，厚度在60～100 m之间，在预测的厚度图范围之外，砂砾岩仍然存在，但是不能利用本文方法预测。利用获得的岩性厚度预测结果，制定了该区域的综合开发方案，并部署了相应的开发井。

图8 渤海C油田东营组上部砂岩顶面地震波峰反射振幅Fig. 8 Peak reflection amplitude at the top surface of the upper sandstone of the Dongying Formation in the Bohai C oilfield

图9 渤海C油田东营组下部砂砾岩顶面地震波峰反射振幅Fig. 9 Peak reflection amplitude at the top surface of the lowerglutenite of the Dongying Formation in the Bohai C oilfield

图10 渤海C油田东营组上部砂岩预测厚度图Fig. 10 Thickness prediction of the upper sandstone of theDongying Formation in the Bohai C oilfield

图11 渤海C油田东营组下部砂砾岩预测厚度图Fig. 11 Thickness prediction of the lower glutenite of the Dongying Formation in the Bohai C oilfield

利用常规方法预测的该套砂砾岩的厚度图如图12所示，作图流程为：（1）分别解释储层顶对应的波峰反射和储层底对应的波谷反射，（2）分别得到储层顶和储层底的时间构造图，（3）将时间构造图转换为深度构造图，（4）将储层底部的深度减去储层顶部的深度得到储层的厚度图，（5）利用已钻井进行校正得到校正后的厚度图。

图12 渤海C油田东营组常规方法预测砂砾岩储层厚度图Fig. 12 Total thickness of sandstone and glutenite in the Dongying Formation in the Bohai C Oilfield predicted by conventional methods

可以看到，用该方法得到的厚度图与图8和图9所示的属性图存在明显区别，在渤海油田实际的应用中，属性的强弱变化与砂泥岩的厚度变化存在一定的相关关系，这说明仅仅依靠追踪顶底反射并进行校正的传统方法的厚度预测是非常不准确的。后续钻井结果显示，本文方法的厚度预测误差均在5 m以内，而传统方法厚度预测误差在10 m以上。

5 结论

当储层的厚度范围在地震资料子波的干涉范围内时，利用干涉效应可以实现对储层厚度的定量预测。本文在对地震资料和砂砾岩厚度充分分析的基础上，建立地质模型库，通过正演获得厚度解释量版，实现了对具有干涉效应的渤海C油田东营组多期次巨厚砂砾岩储层的横向预测，克服了常规方法难以对巨厚砂砾岩储层的厚度及其内部变化有效刻画的难题。实际预测结果与实钻井吻合，预测结果有效指导了井位部署，降低了开发风险。

本文建立的解释量版仅对文中所述地质模型和地震资料情况适用，如果地质模型和地震资料有变化，应参照本文所述研究思路建立地质模型库，并结合实际地震资料的分辨率进行正演，获得相对应的厚度解释量版，实现有效预测。由于影响地震振幅的因素很多，而建立的厚度解释量版参数较少，本文方法仍存在一定的多解性，需要结合已钻井和已有认识进行分析选取合适的结果，后续可针对以上局限开展进一步的研究。