马家嘴油田戴南组薄砂岩储层地震预测技术

陈洪才，李朝瑞

（中国石化江苏油田分公司采油二厂，江苏淮安 211600）

马家嘴油田位于高邮凹陷，真武断裂带和汉留断裂带汇合处，区域以构造-岩性油藏及岩性油藏为主[1-3]。发源于菱塘桥低凸起的山地河流，经较远距离入湖形成具有较完整前积型特征的沉积体系[4]，由于距离物源区较远，且位于缓坡带，属于三角洲前缘末端相带，这导致发育砂岩薄（2～5 m）且平面变化快，多呈现被断层切割的“香肠状”形态，发育的多套砂组中，只有少数砂组存在油气显示，如戴二段五亚段③、⑤砂组和戴一段一亚段①砂组等，这些含油砂组虽薄，但连片含油，能够获得较好的产量，前期对单套砂组的平面展布研究主要通过已钻井来推测其分布，并未能够与地震反射建立有效联系。

由于噪音的存在，地震分辨率的极限只有波长的四分之一，而研究区地震资料主频多介于18～22 Hz，目标含油砂组小于地震纵向可分辨的极限，无法在地震剖面上直接进行分辨[5]。前人主要通过地震属性提取技术，基于井震结合的地震叠前、叠后反演技术等开展砂岩储层预测研究[6-10]，此类常规技术可以在一定程度实现岩性的预测，但分辨率仍无法满足研究区薄储层预测的需求；研究人员曾针对地震数据通过提频处理来反应薄层的地震反射特征，但提升分辨率的同时导致了噪声及假象增多；近年来，研究人员通过地质统计学反演获取了突破地震分辨率的反演结果，但同时出现严重依赖模型、随机性强等问题[11]，这些都制约了开发阶段含油薄砂岩的精细开发。为了解决此问题选取了地震波形指示反演方法（Seismic Motion Inversion，简称SMI）来进行薄储层预测，SMI方法是在地质统计学反演基础上进行改进发展而来的，前人在多地区的实践表明，此方法能有效提高反演分辨率，得到与敏感曲线相关且确定性强的反演结果，可较准确赋予地震数据地质意义，减少随机性[12-14]。前人在研究区对薄砂岩储层预测相关研究较少，通过薄层纵向上厚度或横向上分布变化对波形样式的影响，结合目标参数进行模拟，对马3、马31 断块进行储层预测，为研究区井位部署提供了技术支撑。

1 研究区储层特征

1.1 地质特征

阜宁组为马家嘴地区的主要烃源岩层，戴南组为主要储集层，由于断裂的多期发育，储集层沉积特征更为复杂。受南北向物源同时影响，戴南组沉积时期主要属于扇三角洲沉积和三角洲沉积，部分沉积时期由于受构造运动及古地理的影响，发生滑塌产生浊积砂体，厚薄存在变化[15]。戴南组地层发育较为齐全，前人结合沉积旋回和岩性特征，将戴南组地层自下而上分为戴南组一段和戴南组二段，结合泥岩隔层发育特征又对地层进行了细分，戴南组一段包括3个亚段，戴南组二段包括5个亚段[16]。

戴南组一段厚度多介于0～300 m，自下而上分为下部的浅灰色砂岩与灰色、暗棕色泥岩呈不等厚互层，以及上部的1—5层黑色、深灰色泥岩夹浅灰色砂岩，该地层泥岩段电阻率约为1 Ω·m，电性特征突出且在全区稳定分布，称为“五高导”标志层[17]。戴南组二段地层厚度多介于100～500 m，为浅灰色砂岩、粉砂岩与棕色夹浅灰、灰黑色泥岩不等厚互层，纵向上具有明显的上红下黑的特点[18]。戴南组地层与下部的阜宁组地层为不整合接触，并在地域分布上具有西薄东厚的趋势[19-20]。其中，戴南组二段四、五亚段和戴南组一段为主要储层，也是主要含油层系，为砂、泥岩薄互层沉积，岩性致密，胶结程度中等，以碳酸盐岩为主要胶结物。马5-20 井在戴南组二段五亚段钻遇3 套含油薄砂组，有效厚度均在2 m左右，图1为其测井响应特征。

图1 马家嘴油田马5-20井戴南组薄砂岩测井响应特征Fig.1 Logging response characteristics of thin sandstone in Dainan Formation of well Ma5-20 in Majiazui Oilfield

通过分析目的层段内储层特征，明确了储层预测的重点，优选敏感曲线对岩性进行识别，为反演方案的制定提供参考。图2中黄色为砂岩值域范围，黑色为泥岩值域范围，通过分析图中砂、泥岩值域分布可以看出声波时差（图2a）和电阻率（图2b）由于值域范围重叠较大，难以准确识别部分砂、泥岩；自然伽马（图2c）和自然电位（图2d）能够对研究区内砂、泥岩进行有效识别，且后者在值域上的重叠部分明显小于前者，故优选自然电位对研究区砂、泥岩进行识别。

图2 砂、泥岩值域分布直方图Fig.2 Distribution histogram of sand and mudstone value ranges

1.2 地球物理响应特征

研究区戴南组反射特征清晰，层段地震频带介于6～70 Hz，主频约为22 Hz，目的层段纵向上可见多个强、弱振幅连续的地震波组，各波组对应的同相轴横向上波形特征也存在明显变化。

图3 为1、2、3、5、8 m 厚度的砂岩储层，结合研究区内地震资料选取了22 Hz 雷克子波对不同厚度砂岩进行自激自收正演模拟，可以看到在此地震主频下，纵向上难以描述单层薄砂岩的地震反射特征，但由于不同厚度砂、泥岩互层的调谐效应，地震剖面横向上振幅存在强弱变化，反映了薄砂岩在横向上存在变化。

图3 砂岩储层正演模拟Fig.3 Forward modeling of sandstone reservoirs

时深标定能够建立深度域资料与时间域资料的关系，对反演结果存在直接影响，图4 为结合测井声波时差及密度曲线的井震标定，以戴南组一段一亚段的①砂组顶作为标志层，结合砂岩敏感曲线和测井解释结论，进行储层的精细标定，来寻找储层对应的地震响应特征。单套薄砂组对应1 个强轴的情况极其少见，地震资料只能满足勘探研究的需要，无法满足砂层组精细开发的需要，通过引入测井信息开展敏感参数的模拟，来提高分辨率，对薄储层进行预测。

图4 马家嘴油田马31-5井戴南组薄砂岩储层标定Fig.4 Calibration of thin sandstone reservoir in Dainan Formation of well Ma31-5 in Majiazui Oilfield

结合研究区内地质、地震等多种资料，细化立体解释各断块多层系构造，最大程度落实构造，规避构造解释不合理对反演结果造成的不利影响。

2 波形指示模拟原理

波形指示模拟基于马尔科夫链蒙特卡洛随机模拟（MC-MC）算法，利用沉积学基本原理，优选样本的分布距离，充分挖掘地震波形的横向变化与测井敏感曲线的联系，反映储层的空间相变特征，进而分析储层垂向岩性组合的高频结构特征，是一种井震结合的高频模拟方法[13]。此方法的优点是可利用任何能够表征储层特征参数的测井曲线进行参数反演，且频带受地震波形的约束[5]。在实际勘探开发中，后验井和新钻井吻合率较高[14,21-24]。近年，此方法在苏北盆地戴南组、泰州组储层预测中取得了较好应用效果[25-26]。

研究区内断裂发育，合理的框架模型是描述复杂区地层接触关系和储层空间结构的基础，高质量的解释方案是高品质反演的重要保障，精细解释目的层层位及断层，消除跳点、不闭合、穿轴、解释精度不够及解释方案不合理的问题，质控并优化了框架模型的构建，确保模型结构符合地质特征。

3 反演结果分析及应用

3.1 反演结果分析

选取标准井对自然电位曲线值域进行校正及标准化处理，提高测井曲线的质量，图5 为马家嘴油田反演叠合原始地震剖面，红色即为预测的砂岩发育区，可见波形指示模拟能区分出1套反射强轴之间的若干层薄砂岩，波形有细微横向变化均会反映在反演剖面上，即薄储层变化影响了同相轴波形，最后反映到反演剖面上。

图5 马家嘴油田反演叠合原始地震剖面Fig.5 Inversion superimposed original seismic profile of Majiazui oilfield

图6 为马31-5 井、马31-6 井的反演剖面，波形指示模拟预测表明砂岩发育段和测、录井砂岩段（井上黄色段）具有较高的吻合度，在提高纵、横向分辨率的前提下，反演剖面砂岩分布情况符合研究区的地质沉积特点，在纵向上可识别出厚度大于2 m的薄砂岩。

图6 马家嘴油田马31-5井、马31-6井反演剖面Fig.6 Inversion profiles of Well Ma 31-5 and Well Ma 31-6 in Majiazui Oilfield

选取研究区内未参与反演运算的马4 井为后验井（图7a），结合过井反演剖面可观察到后验井测井解释的砂岩段与预测结果具有很好的一致性，个别薄砂岩由于井曲线未参与反演运算，在深度上存在纵向漂移情况，但与测井解释结果对应关系良好，有较强的可靠性。新钻井侧马31-4井的测井解释结果与预测结果吻合度高（图7b）。通过验证，测井解释厚度大于2 m 的砂岩符合率为86%，能够合理反映研究区内薄砂岩储层的特征。

图7 马家嘴油田马4井、侧马31-4井反演剖面Fig.7 Inversion profiles of Well Ma 4 and Sidetracking Well Ma 31-4 in Majiazui Oilfield

通过多层层位和断层的约束构建的格架模型，可以有效描绘储层的空间结构和地层的接触关系，消除断层发育对反演结果的影响。图8 中井轨迹通过断层的马31-14井，由于在断层处解释层位的插值和模型的平滑处理，导致反演结果存在点状突变。但是，穿过断层前后预测结果均符合沉积规律，仅在贴近断面及下降盘处存在一定影响。

图8 马家嘴油田马31-1井、马31-14井反演剖面Fig.8 Inversion profiles of Well Ma31-1 and Well Ma31-14 in Majiazui Oilfield

3.2 砂组分布认识及井位目标选取

马3断块主力含油砂组为戴二段五亚段③砂组，针对此套含油砂组选取时窗提取了平面展布预测图（图9a），与地质油层分布图（图9b）进行对比，可以看到砂组平面展布与断块内沉积特征相符，且砂组发育程度与油藏分布范围有较强的对应关系，符合地质规律，在此基础上结合平面矛盾对此套含油砂组分布进行了重新认识，对目标区构造岩性油藏滚动扩边具有积极意义。

图9 马家嘴油田马3断块戴二段五亚段③砂组储层平面展布预测与地质油层分布对比Fig.9 Prediction of reservoir plane distribution and comparison of geological oil layer distribution in the third sand formation of fifth sub-paragraph of second Dai Formation of Block Ma 3 in Majiazui Oilfield

下降盘西部马3井前期由于井筒损坏停产，停产前累计采油7 900 t，马5-18A 井钻遇此砂组，为干层不含油，上升盘马5-3 井钻遇此砂组未获得产量，故前期并未关注西部的扩边潜力。结合油井生产情况、油层分布图及储层预测结果分析认为，马3 断层上升盘只有高部位含油，西部岩性边界在马5-3井与马5 井之间，下降盘呈现连片含油，侧马5-18A 井向西现阶段不存在采油井，且预测结果显示此砂组向西仍有较好发育，结合马3 井获得高产，认为马3 井西部有较大滚动开发潜力，故优先选用马3井进行侧钻，向西探索高部位含油砂组边界及产能，恢复储量控制。预计可钻遇2 套含油砂组，厚度为8 m，若实施成功则可向西部上升盘及南部低部位探索砂组边界，并进一步完善注采井网。

4 结论

1）声波时差和电阻率难以对研究区内砂、泥岩进行有效识别，自然电位和自然伽马能够对研究区内薄砂岩进行有效识别，自然电位相较于自然伽马对砂、泥岩识别更加敏感。

2）波形指示模拟通过井震协同的高频模拟可同时提高纵、横向分辨率，反演结果确定性强，通过自然电位曲线模拟生成的反演体分辨率高，能够分辨1套反射强轴间的多套薄砂岩，预测结果与测井解释储层段对应关系良好，能够预测厚度大于2 m的薄砂岩。

3）构建地层格架模型可在一定程度上消除断层对反演结果的影响，断层的存在对贴近断层位置及下降盘的反演结果存在一定影响。

4）结合储层预测结果对马3断块戴二段五亚段③砂组平面展布进行了重新认识，并明确了马3断层下降盘西部的滚动潜力，认为此砂组在马3断层上升盘只有高部位含油，西部岩性边界在马5 井与马5-3井之间，马3 断层下降盘为连片含油，其岩性边界为西部贴近断层的位置。