基于测井约束稀疏脉冲反演的低渗储层“甜点”预测及分类评价——以莺歌海盆地东方气田莺二段Ⅰ气组为例

成 涛，马勇新，周 伟，刘鹏超，惠增博，葛家宇，陈 佳，封从军

1中海石油（中国）有限公司海南分公司；2中海石油（中国）有限公司湛江分公司；3西北大学地质学系；4大陆动力学国家重点实验室

0 前言

莺歌海盆地作为我国重要的高温超压含油气盆地［1］，天然气资源丰富。已有钻井资料揭示东方气田重要产气层上新统莺歌海组总体以厚层泥岩夹粉砂岩为主［2-3］，其部分层段渗透率主要为（1～10）×10-3μm2，远小于低渗透储层渗透率上限50×10-3μm2［4］。为实现天然气持续开发利用，亟需明确东方气田莺歌海组二段（简称莺二段）低渗储层“甜点”（普遍低渗条件下局部存在的相对高孔渗储层［5-7］）的展布特征。

针对海域低渗储层，近年来前人已探索应用了多种技术，包括叠前同时反演技术［8-11］、约束稀疏脉冲反演技术［5］、地震多属性分析技术［6-7］、地震波形指示反演技术［12］等厘定优势储层展布。其中，测井约束稀疏脉冲反演技术可以依靠测井资料有效弥补地震资料缺少低频信息的不足，同时屏蔽薄层砂体的调谐效应［13］，是目前储层预测效果最好的技术之一。本文应用测井约束稀疏脉冲叠后反演技术，刻画研究区莺二段低渗储层“甜点”空间展布，并进一步在明确低渗储层主控因素的基础上，建立低渗储层“甜点”分类评价标准，厘定各类“甜点”分布范围，为有利目标区预测提供依据。

1 地质概况

东方气田位于莺歌海盆地东南部的莺歌海凹陷（图1）。东方气田发现于1992年，是目前我国海域最大的自主开发天然气田，含气面积超过300 km2，地质储量超千亿立方米［15-16］。气田为一个大型泥底辟短轴背斜构造，产层莺二段埋深为1 200～1 600 m（海域水深约64～70 m），气水界面海拔为-1 396 m，开采层位自上而下分为Ⅰ、Ⅱ上、Ⅱ下、Ⅲ上四个气组（图2a）。

图1 莺歌海盆地构造单元分布图（据文献［14］修改）Fig.1 Tectonic units of Yinggehai Basin(cited from reference［14］,modified)

本次研究目的层为莺二段Ⅰ气组。前人的研究成果表明［3,16］，Ⅰ气组沉积时期，研究区整体处于滨浅海环境。结合岩心资料分析，Ⅰ气组岩心槽状交错层理以及沙纹交错层理发育，局部发育生物潜穴（图2a），确定其沉积微相主要为临滨砂坝和滨外泥。Ⅰ气组沉积稳定，储层岩性主要为临滨砂坝的泥质粉砂岩和粉砂岩，物性呈现中孔低渗特征（孔隙度主要介于16%～22%；渗透率主要为（1～10）×10-3μm2）。地震剖面上Ⅰ气组能量强，顶底强轴反射特征明显（图2b）。研究区内钻井共25口，钻遇莺二段Ⅰ气组的共15口井，其中直井4口（D3井、D5井、D7井、D9井），水平井11口。

图2 东方气田莺歌海组二段综合柱状图及过井地震剖面（井位见图7）Fig.2 Comprehensive column of Yinggehai Member 2 and seismic profile crossing Well D9 in Dongfang Gasfield(well location is shown in Fig.7)

2 低渗储层“甜点”预测

2.1 岩石物理特征

基于研究区内取心井岩心分析、试油及录井资料，对莺二段Ⅰ气组地层的四性关系以及岩石物理特征展开分析。本次研究共统计样品67个，其中粉砂岩样品36个（气层20个，水层3个，干层13个）、泥质粉砂岩样品31个（气层7个，水层2个，干层22个）。基于Ⅰ气组样品测井参数统计结果，对孔隙度、自然伽马分别与纵波阻抗进行交会分析（图3），结果显示：含气砂岩波阻抗明显低于干层砂岩波阻抗，气层整体波阻抗小于5.6×106(kg/m3·m/s)，干层整体波阻抗大于5.6×106(kg/m3·m/s)。

图3 东方气田莺歌海组二段Ⅰ气组岩石物理分析Fig.3 Petrophysical analysis ofⅠgas formation of Yinggehai Member 2 in Dongfang Gasfield

2.2 测井约束稀疏脉冲叠后反演方法

2.2.1 原理与流程

测井约束稀疏脉冲反演属于递推反演，其原理是假设地层的强反射系数呈稀疏分布，并根据稀疏性的原则从原始地震数据中提取反射系数，与估算子波褶积得到合成地震数据，而后对比合成地震数据和原始地震数据的残差的大小，以此修改反射系数，通过迭代制作合成地震记录，最终得到最逼近原始地震数据的反射系数［17-18］。

主要步骤如下：①地震数据可行性分析；②井震标定和子波提取；③框架模型构建；④低频模型构建；⑤反演参数设置和纵波阻抗体生成。研究区I气组叠后地震数据体频谱范围为0～130 Hz，主频为40 Hz，符合叠后反演的地震数据资料标准。基于4口直井的测井资料（声波时差曲线和密度曲线）进行井震标定和子波提取，并采用11口水平井验证反演结果。

2.2.2 反演结果分析检验

基于测井约束稀疏脉冲反演得到的纵波阻抗数据体，结合莺二段Ⅰ气组岩石物理分析结果，明确气层纵波阻抗小于5.6×106(kg/m3·m/s)，在反演剖面上呈明显的红黄色。

（1）直井检验

D7井 如图4所示：钻井揭示Ⅰ气组岩性从下至上为泥岩、粉砂岩、泥岩；测试结果显示，粉砂岩底部4.3 m为气层，其余为干层。反演剖面上，气层呈现出纵波阻抗低值特征（红黄色），横向连续性较好且区分效果明显；干层呈现出纵波阻抗高值特征（蓝绿色）。反演结果与D7井实际测试结果一致。

图4 东方气田莺歌海组二段Ⅰ气组D7井—D5井反演剖面(井位见图7)Fig.4 Inversion profile ofⅠgas formation of Yinggehai Member 2 crossing Well D7 and Well D5 in Dongfang Gasfield(well location is shown in Fig.7)

D5井 如图4所示：钻井揭示Ⅰ气组岩性从下至上为粉砂岩、泥岩、泥质粉砂岩、泥岩；测试结果显示，泥质粉砂岩顶部10.04 m为气层，其余为干层。反演剖面上，气层呈现出纵波阻抗低值特征（红黄色），横向连续性好且区分效果明显；干层呈现出纵波阻抗高值特征（蓝绿色）。反演结果与D5井实际测试结果一致。

（2）水平井检验

D8H井水平钻遇莺二段Ⅰ气组1 510 m，储层岩性为泥质粉砂岩。反演剖面上，气层显示出低波阻抗（红黄色）特征，横向连续性好，与测井解释的气层范围一致（图5）。

图5 东方气田莺歌海组二段Ⅰ气组过D8H井反演剖面(井位见图7)Fig.5 Inversion profile ofⅠgas formation of Yinggehai Member 2 crossing Well D8H in Dongfang Gasfield(well location is shown in Fig.7)

对研究区钻遇莺二段Ⅰ气组且有测试结果的直井、水平井进行检验分析（表1），纵波阻抗反演显示的气层与测试结果显示的气层位置一致，表明叠后波阻抗反演结果可以有效反映Ⅰ气组气层展布。

表1 东方气田莺歌海组二段Ⅰ气组已测试钻井反演结果统计表Table 1 Inversion result statistics ofⅠgas formation of Yinggehai Member 2 of tested wells in Dongfang Gasfield

2.3 “甜点”预测

基于Ⅰ气组岩石物理特征分析结果，以气层的纵波阻抗阈值为标准，在Ⅰ气组顶、底界面限定的时窗内，对Ⅰ气组测井约束稀疏脉冲叠后反演纵波阻抗体进行筛选雕刻，刻画“甜点”（气层）的平面展布（图6）。结果显示，研究区内Ⅰ气组气层平面分布范围较大，但气层厚度分布差异明显：研究区中心部位气层较厚（时间域厚度大于0.03 ms），周缘气层较薄（时间域厚度小于0.03 ms），同时存在气层不发育的空白区（时间域厚度为0 ms）。

图6 东方气田莺歌海组二段Ⅰ气组“甜点”厚度雕刻平面图Fig.6“Sweet spot”thickness plane ofⅠgas formation of Yinggehai Member 2 in Dongfang Gasfield

3 低渗储层“甜点”分类评价

3.1 沉积微相控制“甜点”分布

基于东方气田钻井砂地比数据，将临滨砂坝进一步划分为砂坝主体（砂地比大于0.5）和砂坝边缘（砂地比小于0.5），并厘定了莺二段Ⅰ气组沉积微相分布（图7）。研究区内Ⅰ气组砂体受构造作用影响小，而北西向临滨砂坝沉积相带对储层控制作用明显。储层物性统计结果表明：由粉砂岩构成的砂坝主体，其物性优于泥质粉砂岩构成的砂坝主体；砂坝主体泥质含量较低，物性较好，而砂坝边缘泥质含量较高，物性较差（表2）。综合分析砂体部位、储层物性及产能（图7，表2）可知，沉积因素对不同井区“甜点”分布的控制明显。

D3、D7、E9H、P1H、P2H等井分布在同一临滨砂坝内（图7）。D7井位于砂坝主体之间，发育泥质粉砂岩，物性较差，产能低；D3井、E9H井、P2H井位于砂坝边缘位置，物性较差，产能低；P1H井虽然气层厚度较小，但位于砂坝脊线的延伸方向，因此物性较好，产能较高（图7，表2）。

D5、D5H、D7H、D8H、A5H、E3H等井分布在同一临滨砂坝内（图7）。D5井、D5H井、D7H井位于砂坝主体，发育粉砂岩和泥质粉砂岩，物性好，产能较高；D8H井位于两期砂坝之间，物性较差，产能低；A5H井、E3H井位于砂体边缘，物性差，产能低（图7，表2）。

图7 东方气田莺歌海组二段Ⅰ气组沉积微相分布图Fig.7 Sedimentary microfacies ofⅠgas formation of Yinggehai Member 2 in Dongfang Gasfield

表2 东方气田莺歌海组二段Ⅰ气组储层特征及产能统计表Table 2 Statistics of reservoir characteristics and production capacity ofⅠgas formation of Yinggehai Member 2 in Dongfang Gasfield

D9、D4H、D3H、D9H等井分布在同一临滨砂坝内（图7），整体物性较好，产能较高。D4H井、D3H井、D9H井位于砂坝主体中心，主要发育粉砂岩，产能高；D9井位于砂坝边缘，但由于粉砂岩发育，因此物性较好，产能较高（图7，表2）。基于以上分析，明确研究区砂坝主体气层厚度较大，整体物性优于砂坝边缘，莺二段Ⅰ气组“甜点”分布受沉积相带控制明显。

3.2 “甜点”分类评价

对东方气田Ⅰ气组低渗储层“甜点”的渗透率、气层有效厚度、产能（米无阻）、含水饱和度，分别与纵波阻抗进行交会分析，结果显示出3个明显的分区（图8）。因此，把“甜点”划分为Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类等3类，并依据Ⅱ类“甜点”分区的界限厘定了各类甜点范围（表3）。

图8 东方气田莺歌海组二段Ⅰ气组“甜点”参数交会分析图Fig.8 Crossplots of“sweet spot”parameters ofⅠgas formation of Yinggehai Member 2 in Dongfang Gasfield

表3 东方气田莺歌海组二段Ⅰ气组“甜点”分类评价表Table 3 Classification of“sweet spot”ofⅠgas formation of Yinggehai Member 2 in Dongfang Gasfield

Ⅰ类“甜点”位于临滨砂坝主体，波阻抗小于5.0×106(kg/m3·m/s)，渗透率大于20×10-3μm2，米无阻大于10×104m3/(d·m)，气层厚度大于10 m，含水饱和度小于55%；Ⅱ类“甜点”位于临滨砂坝主体，波阻抗介于（5.0～5.3）×106(kg/m3·m/s)，渗透率介于(10～20)×10-3μm2，米无阻介于（5～10）×104m3/(d·m)，气层厚度介于5～10 m之间，含水饱和度介于55%～65%；Ⅲ类“甜点”位于临滨砂坝边缘，波阻抗介于（5.3～5.6）×106(kg/m3·m/s)，渗透率小于10×10-3μm2，米无阻小于5×104m3/(d·m)，气层厚度小于5 m，含水饱和度大于65%。

3.3 低渗储层“甜点”展布特征

基于莺二段Ⅰ气组“甜点”分类评价标准，结合各井物性、含气性、产能等量化参数以及“甜点”纵波阻抗平面特征，厘定了Ⅰ气组各类“甜点”的平面展布（图9）。Ⅰ类“甜点”呈条带状分布，主要位于D7H井、D4H井、D9H井附近临滨砂坝主体；Ⅱ类“甜点”呈条带状分布，主要分布于临滨砂坝主体；Ⅲ类“甜点”呈片状分布，主要分布于临滨砂坝边缘。这项评价结果有利于后续井位部署以及油气开采。

图9 东方气田莺歌海组二段Ⅰ气组“甜点”平面展布图Fig.9“Sweet spot”distribution plane ofⅠgas formation of Yinggehai Member 2 in Dongfang Gasfield

4 结论

（1）基于取心井岩心分析、试油及测录井资料，在对莺歌海盆地东方气田莺歌海组二段Ⅰ气组进行四性关系以及岩石物理特征分析的基础上，采用测井约束稀疏脉冲方法开展叠后地震反演，厘定研究区含气低渗储层的纵波阻抗小于5.6×106(kg/m3·m/s)，并采用直井、水平井检验验证了叠后波阻抗反演的可靠性。

（2）基于“甜点”主控因素分析，建立了莺二段Ⅰ气组3类“甜点”的波阻抗、孔隙度、产能分类识别标准。据此标准厘定了研究区内Ⅰ气组各类“甜点”的平面展布：Ⅰ类、Ⅱ类“甜点”呈条带状分布，主要分布于临滨砂坝主体；Ⅲ类“甜点”呈片状分布，分布于临滨砂坝边缘。

（3）对于储层纵波阻抗特征差异明显的区域，通过开展测井约束稀疏脉冲反演和“甜点”多参数分类评价，可以有效厘定各类“甜点”的平面展布，从而为油气田持续开发提供指导。