夏同星，盧新瑞，李 賓，黃捍東，劉傳奇，嚴(yán) 浩，王宏寧

1. 中海石油（中國）有限公司 天津分公司渤海石油研究院，天津 300452；

2. 中國石油大學(xué)（北京）地球物理學(xué)院，北京 102249；

3. 油氣資源與探測國家重點實驗室，中國石油大學(xué)（北京），北京 102249

遼東灣盆地中深層油氣藏具有重大勘探開發(fā)潛力，是渤海油田增儲上產(chǎn)的重要保障。該區(qū)域中深層油氣藏埋藏深度大于2500 m，受構(gòu)造和巖性雙重控制，儲層成巖作用強且結(jié)構(gòu)復(fù)雜，發(fā)育多種沉積類型，砂體厚度變化大，橫向分布復(fù)雜，致使儲層巖性和流體識別困難，預(yù)測精度較低。地震反演是儲層預(yù)測的核心技術(shù)，高精度的疊后反演對指導(dǎo)油田高效勘探開發(fā)具有重要意義。遞推反演等直接基于地震褶積模型的反演方法分辨率較低（Lindseth，1979），稀疏脈沖反演雖然可以壓制地震噪音，但分辨率提高有限，無法滿足儲層預(yù)測的要求（Debeye and Van，1990）。測井約束反演可以突破地震資料分辨率限制，但需要考慮多解性問題（黃捍東等，1999）。非線性隨機反演算法具有全局搜尋最優(yōu)解的優(yōu)勢，避免了線性反演陷入局部最優(yōu)解的缺陷。隨機地震反演技術(shù)是一種將隨機模擬理論與地震反演相結(jié)合的反演方法，該方法可以有效地提高地震資料的垂向分辨率，并充分考慮地下地質(zhì)的隨機特性，使反演結(jié)果更符合實際地質(zhì)情況。地震相控非線性隨機反演的提出及成功應(yīng)用為復(fù)雜巖性體識別和隱蔽油氣藏勘探開發(fā)提供了新思路（黃捍東等，2007；Huang et al.，2016）。本文以遼東灣盆地L油田為例，開展精細儲層地震反演預(yù)測研究。L油田范圍內(nèi)鉆井揭示的地層，自上而下為第四系平原組、新近系明化鎮(zhèn)組和館陶組以及古近系東營組和沙河街組（表1；李偉等，2019；Cheng et al.，2015）。L油田主要含油層系為古近系東營組，針對東營組內(nèi)單砂體厚度薄、多期砂體疊置、儲層預(yù)測難度大等問題，利用高精度的地震相控非線性隨機反演方法展開疊后地震儲層空間展布精細預(yù)測，為目標(biāo)油田高效勘探開發(fā)提供技術(shù)支撐。

表1 遼東灣盆地L油田新生代地層表Table 1 Cenozoic strata of Liaodong Bay Basin

1 區(qū)域油藏地質(zhì)概況

遼東灣盆地地處渤海灣盆地東北部，南與渤中坳陷相連，北與遼河斷陷相接，包含六個次級構(gòu)造單元，依次為遼西凹陷、遼西南凸起、遼西凸起、遼中凹陷、遼東凸起和遼東凹陷，呈現(xiàn)“三凸三凹”構(gòu)造特征, 總面積約兩萬平方公里（徐長貴等，2015；李偉等，2015）。L油田位于遼東灣南部海域，構(gòu)造上位于遼東走滑構(gòu)造帶的南段，處于郯廬走滑斷裂東支的轉(zhuǎn)折端，走向由南北向轉(zhuǎn)為北東向，處于遼中凹陷向遼西凸起過渡的斜坡帶上。烴源充足，儲層發(fā)育，烴源斷層與砂巖輸導(dǎo)層耦合良好，油氣運移通暢，區(qū)域成藏位置非常有利。

L油田古近系東營組以三角洲沉積為主，東一段、東二上段、東二下段和東三段中上部均發(fā)育辮狀河三角洲沉積，東三段底部發(fā)育扇三角洲沉積。其中東一段、東二上段、東二下段和東三段中上部巖性以中、細砂巖為主。東三段底部巖性以含礫中砂巖、粗砂巖和中砂巖為主，巖性組合為砂泥巖互層，在構(gòu)造范圍內(nèi)，多期扇體相互疊置，儲層發(fā)育，主要發(fā)育交錯層理、塊狀層理，可見滑塌變形構(gòu)造和重力流沉積特征，測井曲線以箱型、鐘型、復(fù)合型為主。

東營組東一、東二上段，砂泥互層結(jié)構(gòu)，單砂層厚度薄，沉積復(fù)雜，地震資料成像差，砂體橫向展布及連通關(guān)系是影響進一步開發(fā)的關(guān)鍵問題。東三段是主力油組之一，儲層多期疊置，厚度大，變化快，內(nèi)部夾層多。

2 測井曲線處理

2.1 測井曲線重構(gòu)

實際生產(chǎn)中由于測井儀器差別，人工解釋的誤差，以及井眼垮塌、測井液等影響，使得到的測井?dāng)?shù)據(jù)無法真實反映巖體信息（賀懿等，2008）。正確的測井曲線是高分辨率反演的重要基礎(chǔ)，測井?dāng)?shù)據(jù)的可靠性直接影響著最終儲層預(yù)測的可靠性，所以聲波測井曲線重構(gòu)是提高反演精確度與可靠度的關(guān)鍵一步（楊少虎等，2006）。常用的基于數(shù)理統(tǒng)計法、多曲線加權(quán)法和神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)法等，都是利用數(shù)學(xué)運算將多種測井信息融合到聲波曲線中，得到的擬聲波曲線無法完全符合地質(zhì)沉積規(guī)律（朱國軍，2017；尹繼堯等，2014；馬一名，2018）。而小波變換技術(shù)可以實現(xiàn)測井?dāng)?shù)據(jù)的多尺度分解，通過把含有地層背景信息的低頻曲線和能夠較好識別巖性的高頻曲線進行信息融合，得到擬聲波曲線。

不同的測井曲線對巖性的識別能力各有不同，在不同地區(qū)、不同的儲層對測井參數(shù)的響應(yīng)也存在差異。本著提高儲層預(yù)測精度和可信度的目的，需要重構(gòu)聲波測井曲線。利用多個測井?dāng)?shù)據(jù)做巖性交匯分析，分析各曲線巖性敏感程度，找到能夠有效區(qū)分目的層的測井參數(shù)。圖1為S2井的聲波時差（DT）、自然電位（SPDH）、自然伽馬（GR）和密度數(shù)據(jù)（ZDEN）的矩陣散點圖。其中對角線方向為各個測井參數(shù)的密度圖，從中可以明顯看出自然伽馬和密度對目的層的砂泥巖有較好的區(qū)分效果，而聲波時差及自然電位對砂泥巖變化的敏感度較弱，其密度分布曲線基本重合，表明聲波數(shù)據(jù)中的高頻信息無法有效識別該地區(qū)砂泥巖。因此以自然伽馬曲線為基礎(chǔ)對聲波曲線進行重構(gòu)，將自然伽馬曲線對該地區(qū)砂泥巖的高敏感度與符合地下地質(zhì)規(guī)律的聲波趨勢相結(jié)合，進而得到能夠用于約束地震反演的擬聲波曲線。

圖1 遼東灣盆地L油田東營組S2井參數(shù)矩陣散點圖Fig. 1 Matrix scatter diagram of S2 well parameters in Liaodong Bay Basin

利用小波變換的多尺度分解與組合技術(shù)優(yōu)勢，對聲波曲線和自然伽馬曲線分解重構(gòu)。實現(xiàn)過程包含兩個部分：（1）對自然伽馬序列數(shù)據(jù)和聲波時差序列數(shù)據(jù)進行多階級分解，從中獲得各個階級的細節(jié)信息和近似信息；（2）將自然伽馬中高頻細節(jié)信號同聲波時差中低頻近似信號組合在一起，逐級向上完成重構(gòu)。小波變換重構(gòu)技術(shù)已經(jīng)相對成熟，本文采用三階多貝西小波，即“db3”小波函數(shù)，因其具有較好的正則性，使得聲波測井曲線重構(gòu)過程更加光滑。

在重構(gòu)過程中，聲波時差和自然伽馬的測井?dāng)?shù)據(jù)類型不同，通過建立回歸模型來統(tǒng)一二者量綱差異，利用高階擬合函數(shù)把自然伽馬數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)換到聲波時差域?；貧w模型如下式：

其中D(i)為聲波時差曲線，G(i)為自然伽馬曲線，f為高階擬合函數(shù)。

利用“db3”小波函數(shù)對原始聲波時差曲線和原始自然伽馬曲線進行離散小波變換，經(jīng)過三階小波變換以后，分別得到一階、二階、三階小波變換的高頻信息和低頻信息。利用三階小波變換低頻信號和三階小波變換高頻信號進行反變換即可得到二階小波變換低頻信號，以此類推，便可得到小波變換重構(gòu)后的聲波時差曲線。擬聲波時差曲線較好的保留了原始聲波時差曲線的低頻趨勢，并且其中增添了自然伽馬的高頻信息，局部較原始聲波時差曲線頻率更高（圖2）。

圖2 遼東灣盆地L油田東營組擬聲波曲線重構(gòu)結(jié)果Fig. 2 Reconstructed DT curve in Liaodong Bay Basin

2.2 去壓實作用

沉積過程中受地層壓實作用影響，碎屑巖骨架體積保持不變，孔隙體積隨地層壓力增高而減小，即越深的地層中巖石的孔隙體積越?。顦蚝推峒腋?，2003）。巖石的孔隙度同密度相關(guān)，巖石密度影響著地震波的傳播速度。在不同深度巖石的密度和速度都會產(chǎn)生相對變化，隨深度加深地層速度也會增大（陳永芮等，2018）。從圖3中可看出不同深度的砂泥巖區(qū)分閾值存在差異。在1910～1960 m處砂泥巖區(qū)分的聲波時差閾值約為106 us/ft，在2730～2760 m處砂泥巖區(qū)分的聲波時差閾值為90 us/ft。不同的區(qū)分閾值為儲層預(yù)測帶來了困難，使反演結(jié)果無法精準(zhǔn)解釋，存在淺層泥巖被解釋為砂巖或深層砂巖被解釋為泥巖的情況。為此必須對聲波速度曲線進行去壓實校正，去除地層壓實作用的影響，將校正后的聲波數(shù)據(jù)應(yīng)用于約束反演。

圖3 遼東灣盆地L油田東營組砂泥巖聲波時差核密度估計圖Fig. 3 KDE diagram of DT of sandstones and mudstones in Liaodong Bay Basin

圖4 為S1井聲波速度數(shù)據(jù)，具有很直觀的埋深趨勢變化，即隨著深度增加，聲波速度也隨之增大。為消除這種地層壓實趨勢，首先采用三次多項式對原始聲波速度曲線進行擬合，擬合公式為：

圖4 遼東灣盆地L油田東營組S1井聲波速度曲線去壓實校正圖Fig. 4 Decompaction correction of acoustic velocity curve of well S1 in Liaodong Bay Basin

再利用原始測井聲波數(shù)據(jù)減去這種變化趨勢，并且結(jié)合目的層段速度分布變化范圍，將聲波速度校正最終校正到3000 m/s左右。從上圖中可以清晰的看出，在進行去壓實校正處理后，速度相對變化趨勢仍然保留，可以用來有效的進行砂泥巖區(qū)分。

通過處理前后聲波速度數(shù)據(jù)對比分析，去壓實校正方法不僅去除了地層壓實趨勢，而且保留了聲波速度相對變化幅度的真實性。處理后聲波速度得到的反演結(jié)果更易于區(qū)分砂泥巖，與實鉆井結(jié)果吻合度高，預(yù)測儲層展布特征與研究區(qū)地質(zhì)沉積認(rèn)識相一致。實際數(shù)據(jù)處理結(jié)果表明: 這種去壓實校正方法簡捷有效，提高了反演預(yù)測儲層的精度，在埋深差異大地區(qū)具有較好的實用價值。

3 地震相控非線性隨機反演原理

3.1 地震相控外推約束計算

地震相是地質(zhì)體沉積相在地震剖面上的反映，地震剖面上不同的反射特征都對應(yīng)著不同的地震相。在地震剖面上，可以根據(jù)區(qū)域沉積體系劃分出地震相界面或?qū)有蚪缑?，地質(zhì)學(xué)所描述的地震相界面尺度較大，有時可達到百米級，而三級層序界面在反演過程中控制著反演的低頻趨勢，為反演提供約束條件，減少地震反演的多解性。為了實現(xiàn)地震相控制下的反演，需要利用層位、井資料、結(jié)合該地區(qū)的沉積規(guī)律、地震剖面上識別的地震相等來建立一個宏觀低頻模型，可以在平面和空間上劃定不同序列層之間的匹配關(guān)系。由于地下介質(zhì)的各向異性、非均質(zhì)性、粘彈性，道與道在外推的過程中需要相時擬合法來建立一定的關(guān)系。具體實現(xiàn)過程是從井出發(fā)，通過相界面來控制反演的時窗范圍，沿著已經(jīng)建立的相位變化方向上一道道外推，如此進行地震道的約束反演，直到反演結(jié)束（張生等，2018）。采用多項式時相擬合關(guān)系的方法，把地震沉積相的發(fā)育情況考慮進去，計算出各道在進行外推時候的關(guān)系。實際是在反演時窗范圍內(nèi)，從比較好的已鉆測井資料開始，在多項式擬合的相位變化方向上得到先驗?zāi)Ｐ蛥?shù)向量或由近道間模型參數(shù)外推，如此約束依次進行后面道的反演。具體相控外推過程如下：

首先假設(shè)一個正整數(shù)N，對應(yīng)的有一系列數(shù)據(jù)f(-N),f(-N+1),......,f(-N)，利用一個2N多項式來擬合數(shù)據(jù)f(x)，則有：

上 式 中，p k(x)與p m(x)(k≠m)正 交。由p0(x)=1可推得p i(x)(i＞0)。

由（4）式進一步有：

得到通用的公式如下：

在地震相模型的控制下，在描述反演參數(shù)幾何形態(tài)的基礎(chǔ)上，利用地震數(shù)據(jù)，把反演問題由單個向聯(lián)合轉(zhuǎn)化，這在一定程度上減少了反演的多解性。

3.2 隨機模擬理論

地震隨機反演方法是將隨機模擬與地震反演相結(jié)合的方法。在測井、地震、地質(zhì)資料的基礎(chǔ)上，通過地震隨機反演可以實現(xiàn)高分辨率速度體或者波阻抗體，由此獲得各種地下地質(zhì)特征。在隨機模擬理論中常用到變差函數(shù)來描述地下空間數(shù)據(jù)場中數(shù)據(jù)之間的關(guān)系，反演時利用變差函數(shù)建立起模型介質(zhì)各點之間的統(tǒng)計相關(guān)函數(shù)，具體變差函數(shù)公式如下：

式中Z(x)是區(qū)域化變量在x的的增量，Z(x+h)是區(qū)域化變量在(x+h)的增量，G(h)為h的函數(shù)值，h代表兩點之間的間距，m為統(tǒng)計未知點之間距離為h的點對。

3.3 非線性隨機反演算法

利用上述的道間外推和隨機模擬相結(jié)合的反演思想，建立地震道和波阻抗關(guān)系的目標(biāo)函數(shù)如（8）式，即在最小二乘意義下求目標(biāo)函數(shù)的最小值。由于一般密度變化不大，為了簡化，我們把密度設(shè)為一個常值，這樣我們直接進行縱波速度反演。

其中：

V：為速度；

SiΔ：為模型響應(yīng)，由地震子波和反射系數(shù)的褶積得到的;

Di：為實際地震記錄，

i：為地震記錄的采樣點序號。

式中Si為初始速度模型對應(yīng)的合成地震記錄，ΔV為模型參數(shù)攝動量。將高次項略掉，僅保留下二次項，即：

對（10）式中ΔV求一階導(dǎo)數(shù)，可得：

把（10）式右端對ΔV求一階導(dǎo)數(shù)，并令該導(dǎo)數(shù)為0，可得：

把（10）和（11）式代入（12）式，即：

將（13）式左端展開并簡化可得：

再由（14）式求取模型攝動量ΔV時，求出ΔV后，通過（15）式迭代得到最終的反演速度V：

式中，m為迭代次數(shù)。

利用井?dāng)?shù)據(jù)和層位數(shù)據(jù)建立低頻模型，在此基礎(chǔ)之上實現(xiàn)外推隨機模擬反演，相控非線性反演既保留了地震數(shù)據(jù)的橫向分辨率，又保持了井上較高的縱向分辨率，對地下構(gòu)造復(fù)雜地區(qū)的反演具有較好的應(yīng)用效果，加入隨機理論讓反演結(jié)果在剖面上更好的識別薄層，在平面上更加符合地質(zhì)宏觀沉積規(guī)律。

4 東營組儲層預(yù)測

針對遼東灣盆地L油田東營組內(nèi)砂泥巖薄互層儲層展開疊后相控非線性隨機反演儲層預(yù)測，利用高精度的反演方法識別薄沙層組，規(guī)避開發(fā)風(fēng)險，尋找油氣潛力區(qū)（黃捍東等，2019）。

4.1 巖石物理統(tǒng)計區(qū)分巖性

巖石物理統(tǒng)計可以將反演結(jié)果和地質(zhì)剖面解釋意義進行較好的聯(lián)系，通過優(yōu)異的巖石物理統(tǒng)計成果可以幫助對研究區(qū)目標(biāo)層位的巖性差異、儲集層與非儲集層的差異進行更為準(zhǔn)確的判別，另外，反演成果也需要經(jīng)過巖石物理統(tǒng)計分析的轉(zhuǎn)化，才能夠變成地質(zhì)學(xué)家能夠充分理解和剖析的地質(zhì)剖面。通過對測井曲線重構(gòu)以及去壓實校正處理后，測井曲線已經(jīng)達到儲層精細解釋的要求，聲波速度可以較好的區(qū)分砂泥巖巖性（圖5），但仍需要對聲波測井及其他測井?dāng)?shù)據(jù)做交匯統(tǒng)計分析，用于尋找區(qū)分巖性的聲波速度閾值，為下一步刻畫儲層平面展布奠定基礎(chǔ)。

圖5 遼東灣盆地L油田東營組巖石物理參數(shù)交匯統(tǒng)計分析圖Fig. 5 Statistical analysis of intersection of physical parameters of rocks in Liaodong Bay Basin

N2井在東三段具有較厚氣層，巖石物理統(tǒng)計得出含氣砂巖速度范圍在2950～3250 m/s，泥巖速度在2900～3600 m/s，含氣砂巖呈現(xiàn)低速特征；S5井在東二上段砂巖速度范圍在2950～3250 m/s，泥巖速度范圍在3100～3900 m/s，總的呈現(xiàn)出砂巖速度低、泥巖速度高的特征（圖6）。

圖6 遼東灣盆地L油田東營組砂泥巖聲波速度分布直方圖Fig. 6 Histograms of acoustic velocity distribution of sandstones and mudstones in Liaodong Bay Basin

4.2 地震相界面劃分

通過對遼東灣盆地東營組內(nèi)地震終止反射關(guān)系識別，以及對地震反射結(jié)構(gòu)的外部反射形態(tài)和內(nèi)部反射結(jié)構(gòu)進行綜合分析（董艷蕾等，2007），劃分出四種地震相（表1）。第一種：中頻、弱振幅、連續(xù)較差的地震波形特征，其主要分布于工區(qū)內(nèi)東一東二段西北部，東三段北部，巖性以細砂巖為主，表現(xiàn)為發(fā)散楔狀地震相；第二種：低頻、中振幅、連續(xù)性較差的地震反射特征，主要分布于工區(qū)中部的走滑斷層處，巖性以細砂巖為主，表現(xiàn)為丘狀地震相；第三種：高頻、強振幅、高連續(xù)性的平行反射結(jié)構(gòu)的地震波形特征，主要分布于工區(qū)西南部，巖性以粉砂巖、細砂巖為主，表現(xiàn)為平行席狀地震相；第四種：高頻、中—弱振幅、中—差連續(xù)性的反射特征，主要分布于工區(qū)中部的東二上段，巖性以砂巖為主，表現(xiàn)為前積楔狀地震相。依據(jù)地震相對東營組內(nèi)關(guān)鍵界面追蹤對比，識別東營組各段三級層序界面，控制反演模型建立。

4.3 反演效果分析

利用地震相控非線性隨機反演對東營組內(nèi)目的層段進行疊后反演，過探井S2的反演剖面可以看出反演結(jié)果與測井解釋結(jié)果吻合良好，有效的識別了薄砂組儲層，縱向上分辨率較高，橫向上清晰展現(xiàn)出儲層橫向變換特征，不同沉積單元之間的尖滅變換、上下地層之間的削截超復(fù)等地質(zhì)特征清晰可見（圖7）。

圖7 遼東灣盆地L油田東營組過S2井反演剖面Fig. 7 Inversion profile through S2 well in Liaodong Bay Basin

為進一步分析反演數(shù)據(jù)體與原始地震數(shù)據(jù)體之間的分辨率差異，將反演結(jié)果與地震剖面疊合顯示（圖8）。可以看出相控非線性隨機反演結(jié)果忠實于地震數(shù)據(jù)，有效的表征了地震波形變換特征。地震剖面分辨率低，通過高精度反演后，地震剖面中一個同相軸可以在反演剖面中看到多個砂泥巖薄互層，說明反演結(jié)果相對于地震數(shù)據(jù)分辨率有了大大的提高。且在地震同相軸振幅較弱的地層，在地震數(shù)據(jù)剖面上難以發(fā)現(xiàn)的薄儲層，在反演結(jié)果中均有體現(xiàn)。沿著地震波形變化的方向上，弱振幅區(qū)內(nèi)發(fā)育少數(shù)薄砂巖儲層，這為該地區(qū)儲層的精細解釋提供了有意義的信息。在地震剖面中可以看到的斷層發(fā)育情況，在反演結(jié)果中依然可以看到，說明反演結(jié)果具有較高的準(zhǔn)確度和可靠度。

圖8 遼東灣盆地L油田東營組過S3井反演結(jié)果與地震數(shù)據(jù)剖面Fig. 8 Inversion results and seismic data section through S3 well in Liaodong Bay Basin

L油田處于開發(fā)初期，精確的反演結(jié)果對于高效開發(fā)具有重要意義，在反演過程中，僅用探井約束地震反演，對于反演結(jié)果的可靠性只能依靠大斜度的開發(fā)井來檢驗，反演結(jié)果同開發(fā)井的吻合程度就可以說明后期儲層預(yù)測的可靠性。在油田N井區(qū)內(nèi)數(shù)口開發(fā)井鉆遇目的層，用未參與反演的開發(fā)井來檢驗反演結(jié)果的準(zhǔn)確性是很有必要的（圖9）。

圖9 遼東灣盆地L油田東營組開發(fā)井連井剖面Fig. 9 Development well connection profile in Liaodong Bay Basin

表2 遼東灣盆地L油田東營組地震相解釋表Table 2 Seismic facies interpretation model of Dongying Formation in Liaodong Bay Basin

B4、B7、B10、B8都是大斜度的開發(fā)井，在東營組目的層內(nèi)，其測井解釋成果同反演結(jié)果吻合較好，可以清晰的看出儲層橫向發(fā)育情況及縱向分布特征。通過統(tǒng)計井上儲層厚度與反演剖面在目的砂層組厚度，對比計算相應(yīng)層段的預(yù)測值與實際值的吻合率在70%～83%，整體吻合率較高，由此可以證明該反演結(jié)果對于東營組內(nèi)油藏開發(fā)是具有指導(dǎo)意義的。

4.4 儲層分布預(yù)測

利用反演結(jié)果刻畫儲層平面展布特征，依照砂層組的模式來依次刻畫砂體平面展布，可以把儲層空間分布信息直觀的展現(xiàn)到各個目的砂層內(nèi)，這樣可以便于儲層分析解釋，將反演結(jié)果轉(zhuǎn)換為可供開發(fā)參考的有效信息。在反演剖面上對各個目的層砂層組進行精細追蹤解釋，提取反演數(shù)據(jù)中砂體層段對應(yīng)的采樣點，計算出單程時間，再結(jié)合反演結(jié)果中對應(yīng)采樣點的速度值計算小層間的砂體厚度，據(jù)此來繪制小層砂體厚度平面展布圖。以東三段D31砂層組為例，刻畫其砂體厚度預(yù)測圖（圖10a）。D3層段沉積相為辮狀河三角洲（圖10b），D31小層砂體在N井區(qū)西北方向分布較厚，同沉積相中物源來自西北方向相吻合。D31小層發(fā)育辮狀河三角洲水下分流河道、河口壩和遠砂壩砂體，儲層厚度6～36 m。從砂體平面展布圖中可以清楚的看到巖性尖滅帶及儲層變薄等高風(fēng)險開發(fā)區(qū)域，在N井區(qū)西北向砂體分布均勻穩(wěn)定，由西向東砂體厚度逐漸變薄，該儲層厚度預(yù)測結(jié)果可以用于指導(dǎo)開發(fā)井位設(shè)計。

圖10 遼東灣盆地L油田東營組砂體厚度平面圖和沉積相圖Fig. 10 Sandstone thickness contour map and sedimentary facies map in Liaodong Bay Basin

5 結(jié)論

（1）測井曲線重構(gòu)有效的規(guī)避了聲波曲線誤差，提高了聲波速度對砂泥巖巖性的區(qū)分能力，間接的增加了反演結(jié)果的準(zhǔn)確度和可靠度，去壓實校正消除了東營組內(nèi)上下層段砂泥巖區(qū)分閾值不同的問題，為儲層解釋及平面刻畫的準(zhǔn)確性提供保障；

（2）地震相控非線性隨機反演對遼東灣東營組內(nèi)薄互層砂泥巖具有很好的識別的效果，其反演結(jié)果可靠，與新鉆開發(fā)井吻和較好，適合該地區(qū)的優(yōu)質(zhì)砂巖儲層預(yù)測；

（3）利用反演結(jié)果，對有利儲層進行精細追蹤解釋，提出儲層厚度，刻畫儲層平面分布展布圖，通過對比沉積相圖可以證實儲層預(yù)測結(jié)果符合該區(qū)域的辮狀河三角洲沉積特征，可以用于指導(dǎo)遼東灣盆地油田開發(fā)井設(shè)計。