不连续界限地震响应与复合砂体构型研究——以渤海P油田IV-2层为例

马子麟，范洪军，王海峰，何明薇

(中海油研究总院有限责任公司,北京 100028)

1 引言

河流相储层在我国各个油田储层类型中均占据重要地位[1-2]。在注水开发过程中,由于河流相储层横向变化快、非均质性强、砂体叠置关系复杂,给预测剩余油分布、提高水驱采收率带来很大挑战[3-4]。自Miall于20世纪80年代提出河流相储层构型分析方法以来[5-6],该理论被广泛地应用于石油地质领域。国内许多学者针对我国主要的储层特征及精细地质研究需求,从级次划分、要素识别、研究方法等方面对构型理论不断完善[7-9]。陆上油田利用密井网下大量的岩心、测井、动态资料进行精细井间对比,分析储层构型特征,取得了良好成效,研究规模可达到单点坝至侧积层级别[10-11]。而海上油田由于“少井高产”的开发模式,基础资料数量较少,需要以“地震导向、井震联合”的手段刻画储层叠置模式与连通性[12-14]。已有研究表明,地震数据中包含了大量地质体信息[15-16]。因此,充分挖掘地震信息,同时辅以较少的岩心、测井、测试等基础资料联合分析,能够在“大井距、少资料”的条件下剖析储层结构,从而成为海上油田储层构型分析的重点研究方向[17-18]。

在海上油田储层构型分析方面,胡光义等[19-21]提出复合砂体构型理论,并将复合砂体内部构型单元间的结构关系概括为尖灭型、接触型、切叠型、叠加型四种类型,认为其间的构型界面能够阻碍流体流动。基于此,范廷恩等[22]提出砂体间“不连续界限”的概念,张显文等[23]、张栋等[24-25]探讨了基于地震响应特征的“不连续界限”提取和分类方法。但在已有的研究中,不连续界限预测对象主要为单期砂体侧向组合形成的复合砂体,此时,不同级别的不连续界限与构型界面的类型具有较好的对应关系,界限位置基本对应砂体边界。但部分储层(如本文研究对象)为河流连续沉积形成的两期砂体堆叠复合形成,此时,预测得到的不连续界限虽然可以反映边界位置,但无法反映边界处砂体结构。

针对这一问题,本文综合利用渤海P油田8/9区明化镇组下段的测井、地震资料,基于单井构型所揭示的构型特征波形响应,建立四种两期砂体构型边界处结构关系正演模型,指导边界处砂体结构识别。基于不连续界限预测结果,开展由单井到剖面再到平面的储层结构剖析,以期为该油田开发方案调整提供指导。

2 油田概况

P油田位于渤海海域中部渤南低凸起东端,构造特征上属于断层影响的背斜构造(图1),8/9区处于整个油田构造的西侧,地势西低东高。明化镇组下段(以下简称明下段)为油田主要含油层系,自上而下分为明I～明V共5个油组。本次研究目的层为明IV油组2小层,是明下段主力产层。P油田8/9区目前综合含水超过80 %,但采出程度仅不到10 %,平面上各井水淹差异很大。由于注采连通关系不清,新钻井常常呈现或供液不足,或投产即快速水淹,需要通过储层构型研究理清砂体连通关系,为进一步挖潜工作提供指导。

根据区域沉积研究结果,研究区明下段L40油组储层形成于基准面上升过程的曲流河沉积体系,主要储集体为点坝。IV-2层沉积时中期基准面正由最低值转为上升,A/S值较低,因此河道频繁迁移,多期次河道砂体相互切叠[26],形成连片复合砂体,但复合砂体内部存在次级构型单元间形成的构型界面,成为影响注采连通关系、控制剩余油分布的重要因素。由研究区各井点测井响应特征可以看出,研究区砂体普遍呈现两期叠置的特征。因此,如何实现两期叠置砂体界限处砂体结构的识别,是研究区构型剖析面临的主要问题。

图1 P油田构造位置及沉积微相Fig.1 Structural location and sedimentary microfacies of P oilfield

3 不连续界限的提取与分类

受地震纵向分辨率的限制,河流沉积形成的薄储层顶底反射波相互叠加,在地震剖面上往往对应单一同相轴,其内部结构变化无法直接分辨。但大量正演模拟证实,储层内不同位置的砂体厚度、顶面高程等差异能够通过地震波振幅、波形等参数的微小变化反映出来。因此,通过找出相应的敏感属性,通过针对性的差异放大,可以提取出储层构型发生变化的位置,即“储层不连续界限”,界限能够反映储层内部砂体的侧向边界,为储层内部结构的剖析提供重要参考[27]。

3.1 方法原理

不连续界限的提取基于砂体的平面地震属性。首先提取振幅、频率、波形特征等多种能够反映砂体结构特征的平面属性,在主成分分析得到主要特征的基础上,将其融合得到综合属性平面图。之后,通过数学形态学方法对综合属性平面图进行数学形态学梯度的运算,检测出平面图中的边界,从而得到构型边界。基于数学形态学梯度的边界检测主要通过采用不同结构要素对综合属性平面图的膨胀和腐蚀运算实现。以f表示综合属性平面图,b表示某一结构要素,膨胀和腐蚀分别记为：

(1)

(2)

其中,f⊕b表示f与b进行膨胀运算;fΘb表示f与b进行腐蚀运算。形态学梯度定义为膨胀与腐蚀运算结果的差分,记为：

E=(f⊕b)-(fΘb)

(3)

该结果E就是综合属性平面图中的边界对应于复合砂体内部的构型边界。关于构型边界预测的详细方法可参阅张栋等[24-25]与王海峰等[27]的研究成果。

针对检测得到的不连续界限,可通过无监督聚类方法进行分类,通常采用的分类数为3类,该分类结果可近似对应砂体间“尖灭、接触、切叠”三种复合程度。其中I类界限处构型改变程度较高,往往伴随着同相轴波形较明显地改变或振幅能量明显减小,较大概率由砂体尖灭引起;II类界限处构型改变程度次之,发生同相轴波形改变和能量减弱,较大概率存在砂体搭接;III类界限处构型改变程度较小,地震剖面上往往不能观察到同相轴的明显变化,较大概率为砂体切叠。

3.2 预测结果

应用以上方法对研究区不连续界限进行提取和分类。图2为研究区构型边界的提取与分类结果,底图分别为IV-2层最小振幅属性(图2a)与沉积微相(图2b)。由图2可以看出,Ⅳ-2层不连续界限普遍以Ⅰ类、Ⅱ类为主,反映砂体结构以尖灭、接触居多;多数不连续界限与最小振幅属性的低值相对应,同时在高值区也有界限。前人研究已经证实,明下段储层最小振幅与砂岩厚度有较好的对应关系,而构型边界处砂体通常有较明显的减薄。因此,这一结果说明,不连续界限能够反映出储层中砂体结构变化的位置;同时,由于不连续界限的预测综合了多种属性,对于最小振幅属性不能有效识别的构型边界,也能够通过不连续界限进行预测。

图2 不连续界限与最小振幅属性及小层沉积微相叠合Fig.2 Discontinuity boundary overlapped with minimum amplitude and microfacies map

4 储层构型表征

4.1 单井构型识别

单井构型分析主要目的是识别井上砂体发育期次,即“单井定期次”。参照范廷恩等的分类方案[22],依据GR曲线形态和砂体厚度可以对单井构型相进行划分。根据测井曲线韵律特征,从砂体期次上可划分为单期型、两期型和多期型三大类,进一步依据各韵律段厚度和曲线形态,可进一步将两期型划分为上接触型、对称型、下接触型三个亚类。研究区内砂体以两期型为主,少数井为单期型和多期型,各类型砂体叠置方式的典型测井响应如图3所示。

图3中还给出了不同砂体构型模式对应的地震正演波形响应。可以发现,在两期型砂体结构中,不同砂体结构对应的地震波形响应不同,这一差异主要表现在偏度上。偏度(记作Sk)衡量波形的不对称程度,可采用经验式(3)对其进行定量计算：

(4)

式中,T84为地震波形与零值线圈定的累计面积达到总面积84 %对应的时间值,其他参数含义可依此类推[28]。对于对称型结构,其地震波形呈现基本对称的特征,偏度近似为0;对于上接触型结构,其地震响应能量向下部砂体较厚处集中,波形表现为负偏度;下接触型与上接触型相反,由于上部砂体较厚,地震波能量向上部集中,波形呈正偏度。两期型砂体不同结构之间地震波偏度的差异,为剖面上界限处砂体结构的识别奠定了基础。

图3 单井构型分类Fig.3 Classification of single well architecture types

4.2 剖面构型表征

在确定单井构型分类的基础上,将地震剖面以某一稳定分布的等时界面拉平,综合多因素进行骨干剖面的构型对比。

为进一步指导两期叠置砂体边界处砂体结构的识别,根据研究区地震频谱分析及探井声波测井数据得到目的层砂泥岩纵波速度、密度测井数据等,建立正演模型,模型参数为：地震主频35 Hz,纵波速度：砂岩2 200 m/s、泥岩2 500 m/s;密度：砂岩2.05 g/cm3、泥岩2.01 g/cm3;砂体最大厚度7 m,泥岩夹层厚度2 m。

对两期砂体构型界面处可能的四种砂体结构采用-90°相移后的子波进行正演,所得到的地震波波型特征如图4所示,两期砂体形成的储层基本对应一套连续波谷,这与研究区-90°相移后的地震数据体响应一致。可以发现,当两期砂体中的一期存在尖灭或接触型边界时,两砂体同相轴不会发生明显中断,但对于不同的边界处砂体结构,界限附近的波形偏度存在规律性变化,可采用式(3)计算各地震道波形偏度,绘制波形偏度变化曲线来识别。

单期尖灭/接触型(图4a, 图4b)是指两期砂体中的一期存在尖灭/接触边界,又可分为上部砂体尖灭/接触和下部砂体尖灭/接触两个亚类。主体叠置处砂体厚度接近,结构接近对称型,地震波形也基本对称。靠近构型边界,若上部砂体尖灭/接触,则上部砂体厚度减小,结构逐渐过渡为上薄下厚,地震波波形呈现负偏度特征;若下部砂体尖灭/接触,则地震波形表现为正偏度。

图4 两期砂体构型边界处4种结构的正演响应特征Fig.4 Forward seismic results of 4 types of sand structure of two-period sandbody

错位尖灭/接触型(图4c, 图4d)是指上下两砂体均存在构型边界,两边界相距较近,因此只产生一条界限,界限处表现为偏度的转换。错位尖灭/接触型也可分为两个亚类,沿某一方向,若上部砂体先发生尖灭/接触,则边界处砂体结构先表现为上薄下厚,再表现为上厚下薄,波形由负偏度变为正偏度;若下部砂体先发生尖灭/接触,则波形由正偏度变为负偏度。构型界面处的地震波偏度变化,其实质是上下两砂体厚度差异造成地震波能量向较厚砂体集中。

以地震波偏度为反映砂体结构的指标,在界限附近分析研究区实际地震剖面响应特征,可建立界限处砂体结构判别标准(表1)。

表1 两期砂体界限处砂体结构判别标准Table 1 Criteria for distinguishing the structure of sand bodies at the boundary of two phases of sand bodies

剖面构型分析的关键是确定构型边界位置与边界处砂体结构。其中前者依据预测得到的界限位置确定,后者则需依照界限处波形特征确定,即“界限定边界、波形定结构”。选取研究区内三条典型剖面为例说明分析过程。研究区IV油组上部发育一套较稳定的洪泛泥岩层,井间可对比,地震剖面上对应连续波峰响应。因此,分析井间构型时以IV油组顶面为等时界面进行拉平。

剖面AA′、BB′、CC′均选取注采井间连线(剖面位置见图2),在解剖构型的同时,能够分析井间连通关系,为开发调整提供指导。生产井G05、G07均对应注水井G06。剖面AA′显示,G06井与G05井之间存在Ⅱ类界限,地震剖面上可观察到由G06井向G05井地震波形呈现由微负偏度向正偏度转换。绘制出由G06井到G05井的波形偏度曲线,可以观察到波形偏度由负值变为正值,即能量由向下集中转为向上集中,说明在靠近G05井位置,砂体减薄,而在靠近G06井位置,上部砂体略薄。G06井上可识别出两期砂体;G05井上没有明显隔夹层,但砂体厚度较大,推测也为两期砂体较大程度叠置而成。沿等时界面拉平后,两井上砂体均存在一定高程差。结合正演得到的判别标准与井上砂体发育情况,推测G06到G05井间为上、下部砂体依次存在接触边界。两井间可存在能量交换,但能量交换不畅(图5a)。

剖面BB′显示(图5b),从G06井到G07井之间依次预测得到一条Ⅱ类界限与一条Ⅲ类界限,在G06井附近Ⅱ类界限波形表现为正偏度,说明此处砂体上部较厚,下部有减薄的趋势,而G07井附近Ⅰ类界限处波形表现为负偏度,说明此处下部砂体厚度稳定,上部砂体表现为减薄至尖灭。因此判断G06、G07井间上部砂体在靠近G07井处为尖灭型构型边界,下部砂体在靠近G06井处为接触型构型边界。这一构型特征使G06、G07井间连通性差,尤其上部砂体无能量交换。

剖面CC′连接注水井G10与采油井G08(图5c),两井之间无不连续界限,地震剖面观察到同相轴能量稳定,井上砂体顶面基本等高,说明G10、G08井间砂体复合程度高,形成厚层复合点坝,井间连通性好。

4.3 平面构型表征

综合骨干剖面的约束与界限的平面分布,可以在平面上表征储层构型,刻画砂体之间的接触关系。

结合砂体间的高程差异及隔夹层的分布,可将IV-2小层进一步细分为三期沉积时期较为相近的曲流带,沉积区域表现出一定由南向北迁移的趋势。

其中,第一期曲流带主要分布在研究区南侧,研究区内曲流带主要为南北向,河道带宽度190～330 m,从厚度曲线形态推测,该期河道很可能由几期更小的曲流带复合而成,但砂体复合程度较高,连通性好,不连续界限发育程度低。在M09ST2北侧河道带转向,在G09井处形成溢岸沉积(图6a)。

图5 研究区三条典型剖面井间构型分析Fig.5 Architecture analysis of three typical profiles in the study area

图6 三期曲流带沉积Fig.6 Three periods of channel-belt deposition

第二期河道带主要为北东向展布,结合不连续界限的剖面标定,该期河道很可能在G31井附近分为西侧一小型曲流带和东侧较大曲流带,西侧曲流带宽度180 m左右,点坝规模较小,长轴宽度190～310 m,短轴宽度约180 m;东侧曲流带宽度210～385 m,点坝规模较大,长轴宽度440～590 m,短轴宽度220～360 m。两曲流带之间顺河道向存在一条接触型构型边界,构成了该期砂体内主要的不连续界限。与此同时,研究区南侧过D42ST1井发育一期曲流带(图6b),宽度140 m左右,结合剖面构型分析结果,该曲流带与第一期曲流带切叠程度较高。

第三期曲流带分为西侧和东侧两期,两条曲流带规模相近,宽度均为150～310 m,点坝长轴宽度150～420 m,短轴宽度190～360 m。地震剖面上沿等时界面拉平后,西侧曲流带所对应的同相轴略低,说明西侧曲流带带先于东侧形成,推测两者在G06、G09井间存在边界,但该处两曲流带切叠程度较高,连通性较好,未检测出不连续界限。G07井西侧两曲流带分界处存在废弃河道,向北逐渐过渡为接触型边界(图6c)。

5 构型应用分析

G07、G08是研究区的两口生产井,两口井都以IV-2层为主力层,IV-2层地层系数占比达到所有层位的80 %以上,单井生产动态主要由该层生产动态控制。两口井的有效厚度接近,G07井有效厚度略大。两口井均有对应的注水井,但注采井间的连通情况不同,使得两口井间生产动态差异大。G08与对应的注水井G10位于同一复合砂体上,两者之间未预测出不连续界限,砂体连通程度高,注水效果好,G08井产液量稳定(图7a);而G07与对应的注水井G06之间下部砂体以接触型边界分隔,上部砂体以尖灭型边界分隔,井间连通程度低导致注水效果差,在G06井注水稳定的情况下,G07产液量持续下降(图7b)。

图7 G10-G08、G06-G07井组注采曲线Fig.7 Well dynamic curves of G06-G07, G10-G08 well groups

6 结论

1)研究区内厚层连片砂体为多期河道砂体连续沉积,单井构型模式可划分为单期型、两期型和多期型,以两期型为主,井间不连续界限以尖灭和接触边界为主,说明连片砂体内部存在不同砂体复合形成的构型界面。

2)建立单期尖灭型、错位尖灭型、单期接触型、错位接触型不同砂体叠置方式正演模型,通过地震正演总结了以界限类型和波形偏度为特征指标的砂体结构判别标准,为构型边界处砂体结构的判断提供了指导。

3)按照“单井定期次、界限定边界、波形定结构”的思路,综合砂顶高程差异等多因素确定砂体间的组合方式,将IV-2层进一步细分为三期曲流带沉积,构型分析结果与井间动态响应相符。

4)不连续界限能有效揭示常规地震属性不易识别的砂体间构型界面,降低井间对比多解性,结合单井构型、地震波形响应可刻画复合砂体内部储层结构,指导开发调整,并在一定程度上揭示储层的沉积过程,为海上少井条件下油藏精细描述提供有益的途径。