譚星宇,解習農,董孝璞

(中國地質大學(武漢)構造與油氣資源教育部重點實驗室,湖北武漢430074)

東營凹陷復雜巖性區(qū)濁積巖含油性預測方法研究
——以史南—郝家地區(qū)為例

譚星宇,解習農,董孝璞

(中國地質大學(武漢)構造與油氣資源教育部重點實驗室,湖北武漢430074)

東營凹陷古近紀沙三段沉積時期發(fā)育大量的濁積巖油氣藏,但由于濁積巖沉積區(qū)巖性構成和波阻抗特征十分復雜,加之濁積巖發(fā)育范圍廣、埋藏深、厚度薄等特點,使得常規(guī)屬性和疊后反演難以解決儲層識別和量化預測問題。針對這些問題,選取史南—郝家地區(qū)作為研究區(qū),應用井和地質資料,進行巖石物理分析,找出復雜巖性區(qū)內對含油濁積巖響應良好的彈性參數(shù)；以疊前同時反演為基礎,利用疊前地質統(tǒng)計學反演清晰刻畫含油濁積巖縱、橫向變化特征；利用地質統(tǒng)計學協(xié)模擬方法預測孔隙度,圈定有利含油濁積巖儲層范圍。研究結果對東營凹陷含油濁積巖儲層的勘探有借鑒和參考意義。

復雜巖性;濁積巖;含油性;疊前地質統(tǒng)計學反演;史南—郝家地區(qū)

濁積巖巖性油氣藏多發(fā)育在陸相湖盆的沉積中心地區(qū),近油源的同時周圍的烴源巖本身就具有良好的封堵條件,是現(xiàn)今陸上油田勘探開發(fā)的重點之一。東營凹陷是一個典型的陸相斷陷湖盆,盆內發(fā)育大量的濁積巖,區(qū)內地震、測井、地質等資料豐富,是研究濁積巖巖性油氣藏的理想地區(qū)[1]。史南—郝家地區(qū)位于東營凹陷西北部,利津洼陷中部,濱縣凸起的東南側,面積約125km2,區(qū)內開展了滿覆蓋三維地震,并有探井、開發(fā)井200多口,是勝利油田重要的巖性油藏探區(qū)之一。

史南—郝家地區(qū)濁積巖集中發(fā)育在沙河街組三段中亞段(以下簡稱沙三中亞段),在層序地層學的指導下,將沙三中亞段劃分為9個等時地層單元,對應著9期砂組。其中沙三中亞段第6砂組是該區(qū)濁積巖主要發(fā)育層段。經鉆井證實，研究區(qū)沙三中亞段巖性復雜,砂巖、泥質砂巖、灰質/白云質砂巖、灰質泥巖、油頁巖均有發(fā)育,導致巖石的電性特征、聲學特征、地震反射特征十分復雜;同時濁積巖通常厚度小,橫向變化大,使得常規(guī)地震屬性難以預測其分布范圍,且單一波阻抗屬性不能識別濁積巖含油性,儲層預測困難。

1 研究思路及關鍵技術

對史南—郝家地區(qū)內重點井進行分析,發(fā)現(xiàn)各種巖性縱波波阻抗范圍互相重疊,單獨使用地震屬性技術或疊后波阻抗反演技術都很難取得良好的效果[2-3];此外,由于沙三中亞段濁積巖埋深較大,地震資料頻帶較窄,濁積巖儲層厚度薄,進一步增加了區(qū)內含油濁積巖儲層預測的難度。圖1給出了營922井各巖性縱波波阻抗分析結果。

圖1 營922井各巖性縱波波阻抗分析結果

針對研究區(qū)面臨的儲層預測難題提出了綜合應用地質、測井、地震等資料,通過巖石物理分析得出含油儲層敏感彈性參數(shù),以疊前同時反演為基礎,進行疊前地質統(tǒng)計學反演,最終實現(xiàn)含油濁積巖儲層的綜合分析和精細預測,滿足復雜巖性區(qū)濁積巖含油性精細預測的要求,技術流程如圖2所示。

1.1 巖石物理分析

巖石物理分析的目的就是建立儲層參數(shù)與各彈性參數(shù)之間的關系。研究中對疊前地質統(tǒng)計學反演得到的泊松比、縱橫波速度比、λρ和μρ等多種彈性參數(shù)進行敏感性測試,優(yōu)選出對含油儲層響應良好的彈性參數(shù)。這是進行疊前同時反演與疊前地質統(tǒng)計學反演的重要依據(jù),也是進行儲層分析和預測的基礎[4-6]。

進行巖石物理分析應先確定研究區(qū)含油濁積巖彈性參數(shù)的實際響應,選取營926井6砂組2986～2991m處含油濁積巖儲層進行分析(圖3),該段濁積巖巖性為粉砂巖,油層厚度5m。從圖3分析可知:含油儲層表現(xiàn)為低自然電位、低自然伽馬、相對高縱波阻抗、相對高橫波阻抗、低泊松比、相對低λρ,高μρ,低縱橫波速度比、高孔隙度、低含水飽和度的特征。這些特征反映了該段濁積巖含油,并具有良好的物性。

圖4給出了史南—郝家地區(qū)依據(jù)鉆井資料編制的各彈性參數(shù)交會結果。圖中紅色代表含油儲層,黑色代表非儲層。隨后針對研究區(qū)10口重點井進行彈性參數(shù)交會分析,尋找對含油濁積巖儲層反應良好的彈性參數(shù)。由圖4可見,研究區(qū)不同彈性參數(shù)對含油濁積巖儲層的識別能力存在差異,單一彈性參數(shù)不能很好地將含油濁積巖儲層與非儲層區(qū)別開來,而要通過兩個彈性參數(shù)交會識別。分析表明,縱橫波速度比、泊松比、λρ和μρ參數(shù)與縱波波阻抗/橫波波阻抗參數(shù)交會對含油儲層的敏感性相似,最終選用縱橫波速度比與縱波波阻抗交會對含油儲層進行描述,主要考慮到:①反演得到的縱波波阻抗比橫波波阻抗更加穩(wěn)定;②縱波波阻抗與縱橫波速度比參數(shù)進行交會時,含油儲層與非儲層之間的界限比其它屬性更加清晰;③密度反演普遍不穩(wěn)定,縱橫波速度比相對λρ與μρ等可避免求取密度時所產生的累積誤差[7]。

圖2 復雜巖性區(qū)濁積巖含油性預測流程

因此將最終反演獲得的縱波波阻抗與縱橫波速度比數(shù)據(jù)體進行交會雕刻,就能夠劃分出含油儲層與非儲層,從而獲得含油濁積巖儲層數(shù)據(jù)體。

1.2 疊前同時反演

夏目漱石認為本位主義是固執(zhí)己見。漱石認為藤尾有些固執(zhí)。漱石討厭的不僅僅是有著現(xiàn)代知識的個性強烈的未來志向的女性，而是位于背后的支配和被支配的意識形態(tài)的東西帶入，適用于周圍的人。作為社會的一種價值觀，從夏目看來，是病態(tài)的、扭曲的。在日本的現(xiàn)代家庭中，自我的確立和現(xiàn)代社會有著無法調和的矛盾。在這個矛盾下形成失真的價值觀，即為本位主義。藤尾被這個極端的本位主義支配，人生的方向也會陷入困境。無論是克婁巴特拉還是藤尾都擁有巨大能量的自我主義，斷然拒絕別人對私生活的干涉。

疊前同時反演方法是在多個分角度疊加數(shù)據(jù)體上運用Knott-Zoeppritz方程或其近似方程,結合測井中的縱波、橫波等數(shù)據(jù)進行同時反演,得到縱波波阻抗、橫波波阻抗和密度等數(shù)據(jù)體的一種確定性反演。因為在反演中加入多角度和多尺度信息來約束反演,降低了反演的多解性[8-9],因而越來越多地被應用于儲層識別。

疊前同時反演是一種基于地震的反演,其縱向分辨率受地震頻帶寬度的限制,因而無法識別濁積巖這種薄儲層,需要采用反演精度更高的疊前地質統(tǒng)計學反演。但是,由于疊前同時反演充分考慮縱波波阻抗、橫波波阻抗、密度等參數(shù)的內在聯(lián)系及相互關系,使得反演結果更加穩(wěn)定可靠,因此常作為疊前地質統(tǒng)計學反演的研究基礎,主要表現(xiàn)在:①疊前同時反演能夠得到良好的井震標定結果,而井震標定是連接測井與地震信息的橋梁;②疊前同時反演可以估算地震資料的信噪比,而地震資料的信噪比是疊前地質統(tǒng)計學反演結果橫向預測準確度的參照;③疊前同時反演可以得到目標體的展布、巖性垂向比例等,這些地質認識都是疊前地質統(tǒng)計學的初始模型;④疊前同時反演最終得到的各屬性體也可對疊前地質統(tǒng)計學反演的結果進行質量監(jiān)控。

圖4 史南—郝家地區(qū)依據(jù)鉆井資料編制的各彈性參數(shù)交會結果

研究區(qū)內采用5°～15°,16°～26°,26°～30° 3個角度疊加數(shù)據(jù)體進行了疊前同時反演。由過營926井、河168井的縱波波阻抗(圖5a)和縱橫波速度比剖面(圖5b)可以看出,兩口井含油濁積巖儲層顯示出相對高縱波阻抗和低縱橫波速度比的特征,這與巖石物理分析得到的含油濁積巖的特征吻合。

1.3 疊前地質統(tǒng)計學反演

疊前地質統(tǒng)計學反演是一種隨機反演,采用貝葉斯推論和馬爾科夫鏈的蒙特卡洛算法(Markov Chain Monte Carlo)嚴格地建立符合測井、地質和地震數(shù)據(jù)的地質模型,將基于傳統(tǒng)地質統(tǒng)計學的高斯域隨機建模與改進的非線性優(yōu)化算法結合的一種反演算法[10-11]。這種反演方法將高分辨率的測井信息與擁有精細層位解釋的三維疊前地震信息結合,運用多個疊加角道集在高分辨率的地層格架里估算巖性的空間分布與縱、橫波速度等數(shù)據(jù)體。同時得到的彈性參數(shù)數(shù)據(jù)體可以進行地質統(tǒng)計學上的協(xié)模擬,得到具有相關關系的儲層數(shù)據(jù)體。

疊前地質統(tǒng)計學反演輸入數(shù)據(jù)包括測井曲線、疊前地震數(shù)據(jù)、子波、地層格架模型、各種巖性的概率密度分布模型、變差函數(shù)及巖性比例等,以下是疊前地質統(tǒng)計學反演的一般步驟[12]:①在井資料與地質資料分析中對每種巖性分別進行地質統(tǒng)計,將垂向與橫向的變差函數(shù)、巖性比例及空間變化趨勢等信息組成先驗概率密度分布;②利用貝葉斯原理將所有概率密度分布組合成多元的概率密度分布模型;③運用馬爾克夫鏈算法從多元概率密度分布模型中獲得等概率樣本數(shù)據(jù),對這些數(shù)據(jù)進行分析篩選及處理,得到能正確反映空間變化的巖性體、縱波波阻抗、密度等屬性數(shù)據(jù)體;④將每個樣本數(shù)據(jù)模擬出的地震響應與實際地震數(shù)據(jù)進行對比、處理及優(yōu)化,不斷修改,盡量減小殘差;⑤對最終得到的樣品數(shù)據(jù)進行聯(lián)合模擬,減少隨機模擬的誤差,增加模型的穩(wěn)定性,最終得到巖性概率體及各屬性體。

圖5 史南—郝家地區(qū)過井測線疊前同時反演結果

圖6 史南—郝家地區(qū)過井測線疊前地質統(tǒng)計學反演結果

孔隙度是一種重要的儲層物性,利用疊前地質統(tǒng)計學反演結果與巖心實測孔隙度進行地質統(tǒng)計學協(xié)模擬,預測出的孔隙度對于復雜巖性區(qū)含油濁積巖儲層的物性描述至關重要。這里的地質統(tǒng)計學協(xié)模擬指的是在疊前/疊后地質統(tǒng)計學反演結果的基礎上,分析各彈性參數(shù)與儲層屬性(如孔隙度、飽和度等)之間的關系,利用反演得到的巖性體和各彈性參數(shù)體,進行隨機模擬,最終得到基于疊前/疊后地質統(tǒng)計學的儲層屬性體。利用該方法在研究區(qū)疊前地質統(tǒng)計學反演結果的基礎上，統(tǒng)計得到縱波波阻抗、縱橫波速度比、密度與實測孔隙度之間的關系(圖8)。根據(jù)圖8得到的統(tǒng)計結果將3種彈性參數(shù)體分巖性參與地質統(tǒng)計學協(xié)模擬，預測出孔隙度體(圖9)。以預測出的孔隙度體做參照，可以在剖面與平面上圈定孔隙度大于一定值的儲層范圍，從而識別油氣甜點區(qū)，為井位部署提供依據(jù)。

圖7 史南—郝家地區(qū)過井測線疊前同時反演與疊前地質統(tǒng)計學反演結果對比

圖8 采用疊前地質統(tǒng)計學反演方法得到的縱波波阻抗、縱橫波速度比、密度與實測孔隙度的關系

圖9 史南—郝家地區(qū)過井測線疊前地質統(tǒng)計學孔隙度體反演結果

2 含油濁積巖儲層預測

在史南—郝家地區(qū)利用疊前地質統(tǒng)計學反演方法預測了含油濁積巖儲層厚度和儲層孔隙度。圖10為預測的含油濁積巖儲層厚度平面分布圖。統(tǒng)計該地區(qū)鉆遇6砂組含油濁積巖儲層的10口探井,將反演預測的油層厚度與鉆遇的實際油層厚度進行對比(表1),吻合度很高,需要說明的是油水同層或含油水層等油水共存的儲層,反演預測對應的是油層凈厚度,如營103井發(fā)育8.8m的含油水層,凈油層厚度為3.0m,與反演出的厚度3.1m吻合。因此可以認為疊前地質統(tǒng)計學反演能夠較好地預測出含油濁積巖儲層的分布與厚度。

圖11為疊前地質統(tǒng)計學反演得到的6砂組含油儲層孔隙度平面圖。將預測孔隙度與巖心實測孔隙度進行對比(表2),誤差小于10%,可以認為預測孔隙度能夠很好地反應研究區(qū)含油濁積巖儲層孔隙度。

圖10 史南—郝家地區(qū)6砂組含油濁積巖儲層厚度平面分布

表1 史南—郝家地區(qū)6砂組含油井統(tǒng)計結果

井位深度段/m巖性油層厚度/m油氣解釋油層累計厚度/m營9222974．2～2978．0粉砂巖3．8油層3．8河1683333．6～3334．23335．9～3336．5泥質粉砂巖泥質粉砂巖0．60．6油層1．2河1723374．2～3375．83378．4～3379．6灰質粉砂巖灰質砂巖1．61．2油層2．8營9262986．0～2991．0粉砂巖5．0油層5．0營893108．0～3110．0粉砂巖2．0油層2．0河1553146．0～3147．4泥質粉砂巖1．4油層1．4營9253460．8～3465．9含礫細砂巖5．1油水同層5．1營1023196．0～3203．4細砂巖7．4油水同層7．4營1033215．0～3223．8粉砂巖8．8含油水層8．8營903106．8～3108．63115．2～3117．4粉砂巖粉砂巖1．82．2含油水層4．0

表2 史南—郝家地區(qū)6砂組實測孔隙度統(tǒng)計結果

將反演得到的含油濁積巖儲層厚度(圖10)、孔隙度分布(圖11)與地質資料結合進行分析,找尋有利儲層發(fā)育區(qū)。營102井、營103井和營90井附近含油濁積巖儲層厚度大,平均孔隙度在12%以上,儲層以粉砂巖、細砂巖為主,試油數(shù)據(jù)顯示兩口井的儲層都是油水共存。史南—郝家地區(qū)北部的含油濁積巖與南部斷層下盤的含油濁積巖厚度大、孔隙度高,但據(jù)現(xiàn)有資料顯示,這兩個區(qū)域并未有井鉆遇第6砂組地層,勘探開發(fā)存在一定風險。南部河155井附近濁積巖儲層油層厚度小,孔隙度物性一般,勘探潛力不大。而營922井、營926井、河172井附近儲層有井鉆遇第6砂組濁積巖油層,巖性以粉砂巖為主,同時油層連片,厚度大,預測孔隙度在12%以上,局部預測孔隙度在16%左右,建議可在該區(qū)域內進行井位優(yōu)選,該預測成果也可為史南—郝家地區(qū)下一步開發(fā)井的部署提供參考。

圖11 史南—郝家地區(qū)6砂組含油濁積巖儲層孔隙度平面分布

3 結束語

東營凹陷史南—郝家地區(qū)現(xiàn)有井資料巖石物理分析表明,濁積巖發(fā)育區(qū)巖性復雜,單一縱波波阻抗屬性不能用于儲層識別,但含油濁積巖儲層具有相對高縱波波阻抗與低縱橫波速度比的特點,通過該彈性參數(shù)組合可以進行含油濁積巖儲層和非儲層的識別。

疊前地質統(tǒng)計學反演結合巖石物理分析優(yōu)選出的敏感彈性參數(shù)以及疊前同時反演的約束,能對濁積巖含油性及幾何形態(tài)進行精細描述,結合地質統(tǒng)計學協(xié)模擬反演出的孔隙度,可以對含油濁積巖儲層進行綜合預測和分析。

該方法實際應用效果良好,預測含油濁積巖儲層與實鉆井吻合度很高,預測濁積巖含油儲層孔隙度誤差小于10%。并且通過研究分析認為營922井、營926井、河172井附近為含油濁積巖有利儲層發(fā)育區(qū),具有勘探開發(fā)的潛力。

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(編輯：陳 杰)

Prediction of oil-bearing property for turbidite reservoir in Shinan-Haojia area,Dongying Sag

Tan Xingyu,Xie Xinong,Dong Xiaopu

(KeyLaboratoryofTectonicsandPetroleumResources,MinistryofEducation,ChinaUniversityofGeosciences,Wuhan430074,China)

In Dongying Sag,amount of turbidite reservoirs are developed in member 3 of Shahejie formation in Paleogene Period.However,conventional methods cannot meet the demands of turbidite reservoir recognition and quantitative prediction because of the complex lithological composition and wave impedance characteristics of turbidite,as well as its wide distribution,large burial depth and thin layer thickness.To solve the problem,taking Shinan-Haojia Area as example,by combining well data,geological data with petrophysical analysis,we found the elastic parameters that correspond well with the oil-bearing turbidite in the complex lithological area.On the basis of prestack simultaneous inversion,the lateral and longitudinal variation of the oil-bearing turbidite is characterized by pre-stack geostatistical inversion.Moreover,the porosity is predicted by geostatistical simulation,and the distribution of favorable oil-bearing turbidites is verified,which provides effective guidance for the exploration of turbidite reservoirs in Dongying Sag.

complex lithology,turbidites,oil-bearing property,pre-stack geostatistical inversion,Shinan-Haojia area

2015-04-08;改回日期：2015-09-22。

譚星宇(1989—),男,博士在讀,主要從事地震沉積學、儲層預測等方面的研究。

解習農(1963—),男,教授,主要從事盆地動力學分析、海洋地質與資源、盆地流體和油氣藏動力學的研究。

國家科技重大專項“高精度地震勘探關鍵技術攻關與系統(tǒng)配套”項目(2011ZX05006-002)資助。

P631

A

1000-1441(2015)06-0762-08

10.3969/j.issn.1000-1441.2015.06.015