沈正春, 張云銀, 魏紅梅, 張建芝, 羅榮濤, 王 甜, 商 偉

(中國石化勝利油田分公司物探研究院，東營 257022)

濁積巖油藏作為東營凹陷重要的勘探開發(fā)對象，經過幾十年的勘探開發(fā)，已累計上報探明儲量約4×108t[1-4]。隨著勘探開發(fā)進程的不斷推進，地震響應特征明顯、厚度大和分布廣的濁積砂體基本已被發(fā)現[5-6]，“個體小、厚度薄、橫變快、含灰質”的超隱蔽濁積巖油藏已成為當前主要的勘探對象，該類儲層預測難度非常大，這已成為制約東營凹陷勘探開發(fā)的最主要因素之一。

前人針對復雜隱蔽儲層描述攻關的關鍵技術主要包括提高地震資料分辨率、屬性分析、疊后和疊前反演等。孫夕平等[7]提出調諧能量增強法提高地震資料分辨率；沈偉正等[8]使用差分算子技術提高薄層信號。二者在不同研究區(qū)提高了薄互層描述精度。楊鍇等[9]使用數據聯(lián)合約束的地質統(tǒng)計學隨機建模方法，提高了薄層反演精度；孫友權等[10]使用隨機反演和序貫指示模擬反演技術相結合的方法識別薄層砂體；顧維力等[11]通過地震資料疊后提頻處理、多屬性提取技術及自然電位重構的擬聲波曲線反演等技識別了5 m及以上薄砂體。含灰質地層有利儲層預測是困擾地球物理界難題之一，于正軍[12]探討了利用子波分解技術和疊前反演縱橫波速度比來剔除灰質影響；烏洪翠[13]應用基于敏感曲線的地質統(tǒng)計學反演提高灰質發(fā)育區(qū)儲層預測精度。前人針對不同研究區(qū)復雜隱蔽儲層預測取得了一定效果，但對于東營凹陷超隱蔽濁積巖儲層描述缺乏系統(tǒng)深入的研究，而且不同技術存在適用性不足的問題，例如常規(guī)的拓頻技術存在引入高頻噪音并且拓展的頻寬一般小于一個倍頻程的弊端；常規(guī)的高分辨率反演雖然能夠刻畫儲層發(fā)育規(guī)律，但橫向分辨率較低，不適用于低井控區(qū)橫向變化快的薄儲層預測；疊后方法或者疊前單一彈性參數無法精確識別非均質性很強的灰質泥巖和砂巖。高君等[14]提出的以波形變化表征儲層空間結構變化的地震波形指示反演技術以及周游等[15]形成的基于巖性識別因子F的疊前反演方法等為東營凹陷超隱蔽濁積巖儲層描述提供了較好的研究思路。

從東營凹陷超隱蔽濁積巖儲層巖性組合特征、地震響應特征以及巖石物理特征研究等基礎工作入手，攻關應用基于敏感曲線重構的地震波形指示反演以及疊前復合參數反演等關鍵方法，建立疊后、疊前方法聯(lián)合應用技術系列，以期提高超隱蔽濁積巖儲層描述精度，為東營凹陷濁積巖油藏下一步勘探開發(fā)提供有力支撐。

1 地質與地球物理特征

東營凹陷是渤海灣裂谷盆地濟陽坳陷內一個北東向展布、北斷南超的復式半地塹斷陷，平面可劃分為北部陡坡帶、中央洼陷帶和南部緩坡帶3個次級構造單元[16]。其中中央洼陷帶根據構造位置，又可分為利津、民豐、牛莊和博興4個洼陷區(qū)[5]。沙三中亞段沉積時期，湖盆擴張，在洼陷區(qū)廣泛發(fā)育了成藏條件優(yōu)越的濁積巖砂體。隨著隱蔽油氣藏勘探的不斷推進，濁積巖油藏目前面臨的勘探對象更加復雜隱蔽，提出超隱蔽濁積巖儲層概念，是指具有埋深大、厚度薄、個體小和含“灰質”的特征，受地質特征復雜的影響以及地震資料分辨率的限制，應用常規(guī)地球物理技術方法難以精細識別的一類復雜隱蔽儲層。東營凹陷超隱蔽濁積巖儲層埋深一般>3 000 m，單層厚度一般2～5 m，累加厚度5～15 m，單個砂體面積多<1 km2，一般在常規(guī)地震剖面上表現為弱或空白反射特征，或者由于圍巖含“灰質”，灰質泥巖、灰質砂巖等厚度百分含量一般為5%～45%，導致儲層發(fā)育段呈強振幅地震反射特征。

1.1 巖性組合特征

東營凹陷濁積巖巖性以粉砂巖和細砂巖為主，單層厚度一般為2～5 m，累加厚度5～15 m[12]。半深湖-深湖區(qū)普遍發(fā)育灰質泥巖或灰質砂巖，據鉆井統(tǒng)計，DJ洼陷沙三中亞段6砂組鉆遇“灰質”的勘探井約占45%，灰地比為5%～45%，常見巖性組合為厚層泥巖夾砂巖、砂泥巖薄互層、灰質泥巖夾砂巖、灰質砂巖與砂巖互層等。

1.2 測井及地震響應特征

薄層或薄互層砂巖測井曲線特征多表現為齒狀或齒化鐘形，巖性和厚度橫向變化大，薄層厚度大多處于常規(guī)地震勘探分辨率(λ/4)之下，因此該類巖性組合常表現為中弱甚至空白反射?；屹|泥巖、灰質砂巖夾砂巖組合在測井曲線上多表現為箱形或鐘形，由于灰質具有比較高的地震波傳播速度，易形成強的波阻抗界面，且灰地比越大，振幅越強，因此該類巖性組合的地震反射特征多表現為連續(xù)性較好的強振幅反射?？傊?，受限于調諧效應或灰質的強屏蔽作用，無論是薄互層砂泥巖組合還是灰質與砂巖組合，在常規(guī)地震資料上的識別精度都較低。

1.3 巖石物理特征

儲層和非儲層的巖石物理特征是否具有差異性，是利用反演方法對儲層進行有效描述的基礎[17]，密度和縱、橫波速度是巖石物理分析的基礎參數[18]，但東營凹陷勘探老區(qū)缺少足夠多的橫波數據，在研究中一般需要通過模型估算得到橫波，常用的模型如Gassman方程或Xu-White模型等多為針對砂泥巖地層建立的橫波估算方法，對于包含灰質等復雜巖性地層的適用性較差，測試結果表明應用常規(guī)Xu-White雙礦物模型估算的橫波與實測橫波吻合率僅為79%。

利用復雜巖性分析技術對目的層段泥質、石英和方解石等礦物組分體積比例進行重新計算，確定巖石組分，并優(yōu)化求取各組分的體積含量與孔隙度，基于Xu-White雙礦物模型，加入灰質組分，建立含灰質的巖石物理模型，估算多礦物組分巖石的縱波速度、橫波速度、體積模量和拉梅常數等彈性參數，為儲層預測提供可靠的依據。

應用復雜巖性環(huán)境下橫波估算方法，DJ洼陷沙三中亞段6砂組估算橫波與實測橫波吻合率由79%提高到89%。在橫波估算基礎上開展巖石物理敏感參數交會分析，常規(guī)測井數據交會分析發(fā)現，砂巖和泥質砂巖、泥巖具有較為明顯的區(qū)分度，砂巖具有高波阻抗值的特征，但砂巖與灰質泥巖縱波阻抗區(qū)分度不明顯。疊前彈性參數交會分析發(fā)現，砂巖儲層比泥巖、灰質砂巖和灰質泥巖具有更高的拉梅常數和更低的泊松比(圖1)。

圖1 Y925井沙三中亞段6砂組巖石物理參數交會圖Fig.1 Petrophysical parameters cross plot of the sixth sand group of Y925 well

2 超隱蔽濁積巖儲層描述技術

2.1 薄(互)層濁積巖儲層描述技術

2.1.1 諧波拓頻技術

拓頻處理技術最關鍵的一個問題是地震資料分辨率提高后，難以辨別真假同相軸[19]。在不產生假同相軸的前提下，把分辨率提高到超越常規(guī)反褶積的程度，對地震資料綜合解釋應用意義重大[7]。諧波拓頻技術在小波域實現，其中母小波選擇頻域能量比較集中且通頻帶較窄的Morlet小波，保證變換不失真。拓頻以主軸頻率的小波為基準，按倍頻程向高頻端延拓，按半倍頻程向低頻端延拓，得到延拓諧波。高頻端延拓時，振幅用每個諧波振幅替換超諧波振幅，低頻端延拓時，振幅用每個諧波振幅替換次諧波振幅，得到頻譜延拓后的小波域數據。最后將主諧波和延拓諧波從小波域變換到時間域，并進行重建，保證了地震分辨得到很大提高，但信噪比沒有被降低，極大降低了產生假同相軸的可能性。

DJ洼陷Y925井沙三中亞段6砂組1小層鉆遇9.5 m砂巖與泥巖組合，2小層鉆遇14.8 m/3層砂巖、灰質泥巖組合，Y92井2小層鉆遇灰質泥巖。受到儲層薄、圍巖強屏蔽等因素影響，在原始地震剖面上，Y925井1小層表現為弱-空白反射特征，2小層表現為連續(xù)強反射特征。諧波拓頻處理后，地震資料主頻提高了10 Hz，頻寬由0～50 Hz拓寬到0～75 Hz，薄層信號得到加強，強屏蔽作用被削弱，Y925井1小層表現為中等強度反射，相位變化點清晰，2小層地震反射能量變弱，且表現為復波特征(圖2)，與鉆井情況吻合，為研究區(qū)砂體追蹤提供了可靠依據。

圖2 諧波拓頻處理前后地震剖面對比Fig.2 Processing seismic profiles of before and after harmonic frequency expanding

2.1.2 敏感屬性提取與融合方法

地震屬性通常是構造、巖性及含流體特性等綜合因素的響應，這導致僅用單一屬性解釋儲層不可避免地存在多解性[20]。因此，為了提高薄(互)層濁積巖預測可信度，一般提取彼此獨立且能夠表征薄(互)層信息的地震屬性，將多種屬性進行數學運算變換，同時考慮每一種屬性對儲層的影響因素，放大其優(yōu)勢特征，實現屬性融合，得到最優(yōu)化的結果。

NZ洼陷W70井區(qū)沙三中亞段儲層單層厚度最大10 m，一般為2～5 m，綜合考慮地震資料品質、儲層厚度及宏觀沉積背景，沿地震反射層向上和向下開時窗10 ms提取數十種屬性，優(yōu)選出弧長、均方根振幅、正振幅和、最大能量和甜點屬性5種與儲層相關度最高的屬性，并通過神經網絡算法進行屬性融合得到新屬性進行儲層預測(圖3)。通過鉆井吻合率對預測結果準確性進行了校驗，儲層預測精度為81.5%。

圖3 NZ洼陷W70井區(qū)儲層敏感屬性圖Fig.3 Reservoir sensitive property graphs of W70 well area in NZ subsag

2.1.3 地震波形指示反演技術

地震波形指示反演方法采用地震波形指示馬爾科夫鏈蒙特卡洛隨機模擬(SMCMC)算法[21]，利用地震波形相似性，參考樣本空間分布距離和曲線分布特征，優(yōu)選和預測點關聯(lián)度高的井建立初始模型，在波形特征指導下對反射系數組合尋優(yōu)。不同的沉積環(huán)境及儲層結構在地震上最相關的表征之一是波形結構的差異，因此波形反演技術利用地震波形的變化表征儲層空間結構的變化，體現了“相控”思想，有效提高了非均質性強、橫向變化快的薄互層(1～2 m)等儲層預測精度。

敏感曲線的優(yōu)選是影響波形指示反演結果的重要因素。在NZ洼陷等發(fā)育灰質的地區(qū)，砂巖和泥巖、灰質泥巖等巖性的聲波曲線值差異不明顯，常規(guī)聲波阻抗反演方法無法精細刻畫儲層。區(qū)分巖性較敏感的自然電位(SP)曲線用數學算法與聲波時差測井(AC)測井曲線進行重構處理，在不改變地震頻帶內井震對應關系的基礎上，得到仍為波阻抗量綱的新曲線，再開展波形指示反演儲層預測工作。

NZ地區(qū)近期針對熱點開發(fā)區(qū)塊內部署的滾動探井多有鉆遇薄干層甚至無儲層的情況，主要原因是原始地震資料分辨率低，小于10 m的薄互層在地震剖面上多表現為弱或空白反射，常規(guī)相面法描述砂體橫向變化點不準確。為解決難題，開展了波形指示反演技術應用研究，反演結果與原始地震剖面相比，儲層縱向和橫向分辨率得到明顯提升，砂體響應特征更加明顯，砂體尖滅點清晰，井間砂體變化符合沉積規(guī)律并且與油水關系相符(圖4)。統(tǒng)計反演結果吻合度，研究區(qū)5 m以上砂巖累計260套，反演結果吻合的有230套，吻合率88.5%。2～5 m 砂體有450套，反演結果不吻合的有89套，吻合率為80.2%。高精度反演結果為該地區(qū)后續(xù)勘開發(fā)提供了可靠的數據支撐。

2.2 灰質發(fā)育區(qū)濁積巖儲層預測技術

2.2.1 子波分解與重構技術

一般情況下，具有相同巖性或含油氣性的地層，其地球物理響應特征是類似的，因此在儲層預測研究中，只要將提取出的相近的地震分量重新構建，就能突出有效反射。子波分解與重構技術將輸入的地震數據體中所給定的數據段，分解成不同能量的子波分量，選取有效子波，重構出新的地震道，突出了儲層或流體的反射。

對DJ洼陷原始地震數據體進行子波分解與重構，去除了與灰質成分相關的分量，突出了砂體的反射。子波分解重構之后，沙三中6砂組灰質成分對砂巖的屏蔽作用被削弱，更多細節(jié)突出，砂體反射變化點更清晰(圖5)。

圖5 Y78-Y80井原始地震與子波分解剖面圖Fig.5 Processing seismic profiles of before and after harmonic frequency expanding

2.2.2 幅頻比屬性

DJ洼陷沙三中亞段濁積砂巖具有高振幅、低頻率特征，泥巖為低振幅、高頻率，而灰質泥巖具有高振幅、高頻率特征，因此利用振幅/頻率屬性在一定程度上能夠突出砂巖反射，壓制灰質泥巖和泥巖影響，達到刻畫濁積砂巖儲層目的。統(tǒng)計DJ洼陷沙三中亞段6砂組儲層預測吻合率為78%(圖6)，其中去除灰質的精度為74.3%，不吻合的井主要為厚層灰質砂巖或白云巖與砂巖組合，因為振幅/頻率屬性融合方法往往受研究區(qū)的地質情況及地震資料限制，對白云巖與砂巖的巖性組合所形成的強振幅反射預測效果不理想[12]。

圖6 DJ洼陷沙三中6砂組幅頻比屬性Fig.6 Ratio of amplitude to frequency of the sixth sand group of the DJ subsag

2.2.3 疊前反演去灰技術

疊前地震資料保留了地震反射振幅隨偏移距或入射角度改變而變化的特征，提供更多能夠反映儲層橫向變化的地球物理參數， 對于研究復雜儲層空間分布，開展儲層精細描述具有重要意義[22-23]。疊前反演應用過程主要處理好兩個關鍵技術環(huán)節(jié)：橫波估算和敏感參數優(yōu)選。前文已論述復雜巖性復雜巖性環(huán)境下橫波估算方法，以及在此基礎上求取的拉梅系數×密度參數能夠區(qū)分復雜巖性。應用疊前反演技術獲得拉梅系數×密度參數達到了區(qū)分砂巖和灰質成分，刻畫砂體縱、橫向邊界的目的。

DJ洼陷S121井上下兩套目的層分別鉆遇灰質砂巖和灰質泥巖，在常規(guī)地震剖面上，S121井與其他鉆遇砂巖井同表現為連續(xù)強振幅反射，砂體尖滅點難以追蹤識別。通過疊前拉梅系數×密度反演，灰質成分能夠基本被有效剔除，儲層響應特征更明顯，砂巖尖滅點清晰(圖7)。統(tǒng)計表明，疊前技術去灰精度為78.2%，不吻合井主要為發(fā)育厚層灰質砂巖或砂巖與灰質阻抗值相近。

圖7 DJ洼陷S109井區(qū)常規(guī)地震剖面及疊前反演剖面Fig.7 Seismic profile and pre-stack inversion profile of S109 well area in DJ subsag

為了進一步提高去灰精度，在古地貌特征、沉積規(guī)律和成藏認識基礎上，利用疊后反演、疊后屬性和疊前反演結果綜合分析，得到DJ洼陷沙三中亞段6砂組灰質發(fā)育區(qū)有利儲層展布特征(圖8)，濁積巖預測規(guī)律與該地區(qū)沉積規(guī)律相符，砂巖多發(fā)育在靠近物源區(qū)的斜坡地帶，以及斷層下降盤或局部洼地，研究區(qū)中、西部水體變深的臺地為“灰質”發(fā)育區(qū)。疊后、疊前聯(lián)合儲層預測技術在DJ洼陷去除灰質吻合率為84%，去灰精度比疊后屬性提高了近10%，比疊前反演提高了約6%。

圖8 DJ洼陷沙三中6砂組濁積巖有利儲層預測圖Fig.8 Reservoir prediction graph of the sixth sand group of DJ subsag

3 應用效果

綜合應用超隱蔽濁積巖儲層描述方法對東營凹陷NZ洼陷、DJ洼陷等地區(qū)沙三中亞段濁積巖儲層進行了精細刻畫，并在H125、N106等四個熱點開發(fā)區(qū)塊設計了4個開發(fā)井網，部署了滾動探井和開發(fā)井20口，其中H125井區(qū)目前完鉆開發(fā)井10口，8口井鉆遇較厚油層(油層厚度6～18 m)，6口井投產后獲商業(yè)油流，預計新建產能約4.0×104t。

4 結論

針對東營凹陷“個體小(單砂體面積<1 km2)、厚度薄(單層厚度2～5 m，累加厚度5～15 m)、含灰質(灰地比5%～45%)”的超隱蔽濁積巖儲層，形成了疊后、疊前綜合應用技術系列，取得了三點結論及認識。

(1)諧波拓頻、多屬性融合、地震波形指示反演技術系列解決了薄(互)層地震反射弱難以有效追蹤，縱橫向尖滅點難以刻畫的難題。諧波拓頻技術能夠在保證信噪比基本不變、不產生假同相軸前提下提高地震分辨率，基本能夠識別追蹤>10 m儲層；多屬性融合技術提高了薄砂體屬性預測吻合率，能夠刻畫薄砂體平面展布規(guī)律；基于敏感曲線重構的地震波形指示反演技術預測結果更符合地質規(guī)律和井間油水關系，實現了精細刻畫常規(guī)地震資料無法追蹤的薄互層砂體，5 m以上砂巖，反演吻合率88.5%，2～5 m砂體反演吻合率為80.2%。該技術系列既解決了薄層在原始地震資料上難追蹤，又解決了薄互層砂體平面和剖面展布特征刻畫不清的難題。

(2)形成了疊后、疊前綜合應用去灰技術系列，在地質規(guī)律認識指導下，利用疊后反演、疊后屬性和疊前反演結果綜合刻畫灰質發(fā)育區(qū)濁積巖有利儲層平面展布規(guī)律，該方法在DJ洼陷去除灰質吻合率為84%，去灰精度比疊后屬性提高了近10%，比疊前反演提高了近6%。但對于砂巖、灰質砂巖阻抗重疊區(qū)的有利儲層預測有一定局限性，還需持續(xù)攻關。

(3)儲層綜合描述成果為研究區(qū)濁積巖油藏勘探開發(fā)提供了有力數據支撐，近1年來在NZ洼陷四個熱點開發(fā)區(qū)塊共部署20口開發(fā)井，目前完鉆10口，6口井投產后獲商業(yè)油流，新建產能約4.0×104t。