基于地震波形指示反演的東方B氣田海底扇砂體精細(xì)刻畫

晁彩霞，于俊峰，王 玉，宋瑞有，張 沖

1中海石油（中國）有限公司湛江分公司；2廣東石油化工學(xué)院

0 前 言

鶯歌海盆地東方區(qū)黃流組氣藏為高溫高壓氣藏，氣藏儲層屬于非典型大陸架坡折背景下的淺海重力流海底扇沉積，沉積時受到海流和潮流的作用，砂體比較破碎，儲層非均質(zhì)性強(qiáng)［1-3］。當(dāng)前處于開發(fā)前期，鉆井資料少，對于儲層的認(rèn)識程度較低。前人［4-6］主要對水道期次、復(fù)合砂體展布進(jìn)行了研究，認(rèn)為東方區(qū)為一大型整裝氣田，各期水道砂體橫向連續(xù)性好。但鄰區(qū)東方A氣田的開發(fā)揭示黃流組一段海底扇儲層內(nèi)部結(jié)構(gòu)復(fù)雜，砂體橫向分塊，氣水分布模式存在矛盾［7］。為了有效規(guī)避地質(zhì)風(fēng)險，提高東方B氣田開發(fā)井的鉆井成功率，有必要對含氣砂層進(jìn)行單砂體邊界及疊置關(guān)系分析。

研究區(qū)黃流組海底扇的單砂體薄，厚度大多小于7 m。研究區(qū)地震資料主頻低，約為32 Hz，有效頻帶范圍為10～65 Hz，目的層速度約為2 300 m/s，地震資料分辨率低。因此，常規(guī)屬性及稀疏脈沖反演對單砂體預(yù)測的精度不足，而高分辨率的地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)反演隨機(jī)性較強(qiáng)，變程難以確定，且對井?dāng)?shù)及井分布要求較高［8-9］。針對上述問題，本次研究采用高分辨率的地震波形指示反演，該反演方法隨機(jī)性小，對井分布均勻性無要求，尤其適用于儲層橫向變化快、非均質(zhì)性強(qiáng)的地區(qū)［10-12］。本文在層序地層格架建立的基礎(chǔ)上，應(yīng)用沉積學(xué)原理，基于地震波形指示反演結(jié)果進(jìn)行海底扇砂體邊界精細(xì)刻畫，取得了較好的應(yīng)用效果。

1 地質(zhì)背景

1.1 概況

鶯歌海盆地位于南海西北部海南島和印支半島之間，盆地整體呈北西—南東向的長紡錘形，其東西兩側(cè)分別為鶯東斜坡和鶯西斜坡，盆地內(nèi)部的中央坳陷帶由河內(nèi)凹陷、臨高凸起和鶯歌海凹陷組成（圖1a）。新生代時期，盆地發(fā)生快速沉積充填［13］，以高地溫梯度、大規(guī)模異常壓力體系和熱流體底辟為重要特征。泥底辟構(gòu)造帶主要位于鶯歌海凹陷，由于泥底辟作用形成一系列的背斜構(gòu)造，長軸近南北向，呈雁列式排列。東方B氣田位于中央泥底辟構(gòu)造帶的西北面，為單斜構(gòu)造背景下的巖性圈閉。本次研究的目的層為新近系中新統(tǒng)黃流組一段（圖1b），主要包括Ⅰa、Ⅱb兩套含氣砂組，Ⅱb氣組又可細(xì)分為Ⅱb上和Ⅱb下兩套，儲層物性好，為中孔中滲儲層。

圖1 研究區(qū)構(gòu)造位置及目的層綜合柱狀圖Fig.1 Tectonic location and comprehensive column of target layer of the study area

1.2 層序地層格架

目的層黃流組一段由低位體系域和海侵體系域組成（圖1b），黃流組一段底部在地震剖面對應(yīng)T31反射層（圖2），對應(yīng)強(qiáng)振幅、中強(qiáng)連續(xù)反射，全區(qū)可追蹤，為黃流組一段和二段的分界面；T30為一套穩(wěn)定泥巖界面，對應(yīng)中強(qiáng)振幅、強(qiáng)連續(xù)反射，為鶯歌海組和黃流組一段的分界面。在區(qū)域地震層序界面識別的基礎(chǔ)上，利用測井曲線特征及地震波形特征，識別出了T301體系域界面（圖2），該界面為初始海泛面，界面之下主要為細(xì)砂巖，自然伽馬測井曲線呈低值，對應(yīng)強(qiáng)振幅反射，界面之上為粉砂質(zhì)泥巖—泥巖，自然伽馬測井曲線呈高值，對應(yīng)弱振幅反射。

圖2 鶯歌海盆地東方B氣田東西向地震剖面Fig.2 West-east seismic profile crossing Dongfang B gas field in Yinggehai Basin

研究區(qū)含氣層主要位于低位體系域內(nèi)，低位體系域?qū)?yīng)中期旋回1和中期旋回2。中期旋回1時期，基準(zhǔn)面緩慢上升，沉積厚層泥巖。中期旋回2對應(yīng)短期旋回2和短期旋回3。短期旋回2的基準(zhǔn)面上升時期，可容納空間較大，物源充足，洼陷地區(qū)發(fā)育厚層侵蝕水道沉積，對應(yīng)Ⅱb下含氣砂組；基準(zhǔn)面下降晚期，發(fā)育規(guī)模稍大的分流水道沉積，進(jìn)一步填平補(bǔ)齊，對應(yīng)Ⅱb上含氣砂組。短期旋回3沉積時期沉積物源供給減少，地勢平坦，主要發(fā)育分流水道和水道化朵體，對應(yīng)Ⅰa含氣砂組。

1.3 沉積微相類型及地震波形特征

1.3.1 沉積微相類型

根據(jù)巖心、測錄井資料及地震相特征，將黃流組一段海底扇劃分為侵蝕水道、分流水道、水道側(cè)緣及朵體等沉積微相（圖3）。

圖3 鶯歌海盆地東方區(qū)黃流組一段沉積相類型及地震相特征Fig.3 Types of sedimentary facies and characteristics of seismic facies of the Huangliu Member 1 in Dongfang area，Yinggehai Basin

侵蝕水道 巖性主要為中—厚層淺灰色細(xì)砂巖，砂質(zhì)較純。自然伽馬測井曲線為高幅度齒化箱形，頂?shù)淄蛔?。地震剖面上表現(xiàn)為多個低頻、強(qiáng)振幅、高連續(xù)的同相軸特征，對下伏地層具有明顯的侵蝕現(xiàn)象，外部形態(tài)為寬U形或深V形，其下切特征明顯。

分流水道 對下伏地層侵蝕特征不明顯，單層砂體厚度減薄，主要為塊狀層理粉砂巖，可見平行層理（粉）細(xì)砂巖、波狀層理（粉）細(xì)砂巖、水平層理粉砂巖等，由下往上粒度逐漸變細(xì)，反映水動力逐漸減弱。自然伽馬測井曲線表現(xiàn)為中—厚層高幅齒化箱型，底部突變，頂部漸變或突變。地震剖面上表現(xiàn)為低頻、強(qiáng)振幅、高連續(xù)的單一同相軸特征。

水道側(cè)緣和朵體 主要發(fā)育在海底扇周緣或海底扇水道末端，砂體厚度整體較薄，物性較差。水道側(cè)緣主要發(fā)育在海底扇側(cè)緣，朵體主要以朵葉體的形態(tài)分布在沉積主體前端。巖性主要為灰色粉細(xì)砂巖、粉砂巖夾泥質(zhì)紋層，或砂泥巖互層，泥質(zhì)含量較高，細(xì)砂巖中發(fā)育低角度交錯層理，粉砂巖中發(fā)育小型沙紋層理、水平層理，生物遺跡現(xiàn)象豐富。自然伽馬測井曲線呈現(xiàn)中幅漏斗狀或指狀，為反韻律沉積。在地震剖面上表現(xiàn)為中弱振幅，連續(xù)性中等的單一同相軸。

1.3.2 地震波形特征

根據(jù)正演模擬及樣本井部位的沉積特征，分析不同沉積微相的地震波形特征：①侵蝕水道相單砂層厚度較大，地震反射特征為半極值、寬度大、幅度中—強(qiáng)的單峰波形。地震波形外部形態(tài)呈深侵蝕下切U形或V形（圖3a）。②分流水道相砂體厚度薄，地震反射波形特征為中幅單峰波形（圖3b）。③水道側(cè)緣相單砂體厚度較大，地震反射波形特征為半極值、寬度大、波反射能量強(qiáng)的高幅單峰波形，外部形態(tài)呈席狀。當(dāng)雙層砂巖夾薄層泥巖時，反射特征為復(fù)波波形，中等偏上振幅，隨上下兩側(cè)砂巖的發(fā)育程度呈不對稱狀（圖3c）。④朵體相砂體厚度薄，地震反射波形特征為低幅單峰波形（圖3d）。

2 地震波形指示反演

2.1 原 理

地震波形的橫向變化能反映沉積環(huán)境的變化，沉積環(huán)境的不同對地震波形特征也會產(chǎn)生一定的影響。地震波形包含的振幅、頻率、相位、外部形態(tài)、內(nèi)部結(jié)構(gòu)等可較為全面地反映儲層的沉積特征。地震波形指示反演就是將地震波形特征作為先驗(yàn)信息，對反射系數(shù)序列尋優(yōu)的過程：利用地震波形相似性優(yōu)選相關(guān)井樣本，參照樣本空間分布距離和曲線分布特征建立初始模型，它代替了變差函數(shù)分析空間變異結(jié)構(gòu)，對高頻成分進(jìn)行無偏最優(yōu)估計［14］。

地震波形指示反演主要采用“馬爾科夫鏈蒙特卡羅隨機(jī)”算法［15-16］，采用“相控隨機(jī)模擬”思想，有效提高了反演結(jié)果的精度和可靠性，尤其適用于橫向變化快且非均質(zhì)性強(qiáng)的地區(qū)。

基于地震波形指示優(yōu)選的樣本在空間上具有較好的相關(guān)性，可以利用馬爾科夫場對反射結(jié)構(gòu)進(jìn)行無偏、最優(yōu)估計，公式為［16］：

式中，Z(x0)為未知點(diǎn)的值，n為優(yōu)選樣本點(diǎn)的個數(shù)，λi為第i個已知樣本點(diǎn)對未知樣點(diǎn)的權(quán)重，Z(xi)為地震波形優(yōu)選的已知樣本點(diǎn)的值。

2.2 技術(shù)流程

地震波形指示反演技術(shù)流程如圖4所示。

圖4 地震波形指示反演流程Fig.4 Flow chart of seismic waveform indication inversion

首先對測井曲線進(jìn)行標(biāo)準(zhǔn)化和敏感曲線分析，在精確時深標(biāo)定的基礎(chǔ)上，井-震結(jié)合建立層序地層格架，然后對沉積相特征及地震波形特征進(jìn)行分析。優(yōu)選與待判別道波形特征相似度高的井創(chuàng)建初始模型，統(tǒng)計其波阻抗信息作為先驗(yàn)信息。將初始模型與地震頻帶波阻抗進(jìn)行匹配濾波得到最大似然函數(shù)。與井旁地震道相似的井，其所處的沉積環(huán)境也是相似的，其低頻成分是具有共性的，可以拓展反演結(jié)果的低頻截止頻率，提高反演的確定性。依據(jù)貝葉斯原理聯(lián)合似然函數(shù)和先驗(yàn)概率得到后驗(yàn)概率分布函數(shù)，對其采樣作為目標(biāo)函數(shù)，不斷改變模型參數(shù)，使后驗(yàn)概率分布函數(shù)最大值時的解作為可行隨機(jī)實(shí)現(xiàn)，最后取多次可行實(shí)現(xiàn)的平均值作為期望輸出［17］。當(dāng)期望輸出結(jié)果與鉆井巖性及沉積認(rèn)識一致時，應(yīng)用該反演結(jié)果進(jìn)行儲層砂體預(yù)測。

2.3 關(guān)鍵參數(shù)設(shè)置

頻率參數(shù)影響反演的分辨率，并控制反演結(jié)果的有效頻帶范圍［16-17］。反演過程中，地震資料提供中頻信息，缺失的低頻成分主要依靠測井曲線來補(bǔ)充，高頻成分是在地震波形指示下進(jìn)行的隨機(jī)模擬，因此，反演過程中低頻信息是確定的，高頻信息是隨機(jī)的。最佳截止頻率如果設(shè)置太低就會影響反演分辨率，如果設(shè)置太高，則隨機(jī)性太強(qiáng)。本次反演的低頻和高頻的參數(shù)選取如下：低頻參數(shù)中高通頻率選取8 Hz，高截頻率選取15 Hz；高頻參數(shù)中低通頻率選取100 Hz，低截頻率取65 Hz，高通頻率選取200 Hz，高截頻率選取250 Hz。

2.4 反演結(jié)果驗(yàn)證

研究區(qū)探井和評價井共6口井全部參與反演，統(tǒng)計結(jié)果顯示參與鉆井與反演結(jié)果的吻合率較高。參與反演的F1井的Ia氣組由3期砂體垂向疊置（圖5），第1期砂體厚7 m,第2期砂體厚11.9 m,第3期砂體厚9 m,第1、2期砂體之間的泥巖夾層厚4 m,第2、3期砂體之間泥巖夾層厚1.9 m。在偏移地震剖面上3期砂體對應(yīng)單一同相軸反射（圖5a），而在地震波形指示反演剖面上3期砂體疊置關(guān)系清晰（圖5b）。設(shè)計的B13井發(fā)育第1、2期砂體，預(yù)測第1期砂體厚15.3 m,第2期砂體厚12.7 m,且第1期砂體向F1井方向變薄至尖滅。后期實(shí)鉆B13井下部砂體厚14.2 m,上部砂體厚11 m,與預(yù)測結(jié)果符合程度較高。實(shí)踐證實(shí)地震波形指示反演的分辨率較高，反演結(jié)果比較可靠。

圖5 鶯歌海盆地東方B氣田過F1井地震剖面與黃流組一段Ia氣組反演剖面Fig.5 Seismic and inversion profiles of I a gas formation of the Huangliu Member 1 crossing Well F1 of Dongfang B gas field in Yinggehai Basin

3 砂體精細(xì)刻畫

3.1 砂體沉積展布規(guī)律

綜上所述，地震波形指示反演分辨率較高，與井點(diǎn)對應(yīng)關(guān)系較好，可利用反演結(jié)果計算砂體厚度。首先應(yīng)用砂巖門檻值統(tǒng)計黃流組一段Ⅰa、Ⅱb上、Ⅱb下各砂組的雙程旅行時間厚度值，然后提取各砂層的平均速度，將時間厚度轉(zhuǎn)化為砂巖厚度值（圖6）：Ⅱb下各砂體連續(xù)，整體厚度較大，尤其是F3井區(qū)南側(cè)厚度達(dá)55 m左右；Ⅱb上邊部零星分布的砂體厚度較薄，F(xiàn)3井周邊順物源方向砂體連續(xù)性較好，厚度較大；Ⅰa砂體厚度整體較薄，分布廣，連續(xù)性差，僅F7井、F8d井周圍厚度較大，為侵蝕水道沉積。

圖6 鶯歌海盆地東方B氣田黃流組一段3個氣組的砂體預(yù)測厚度圖Fig.6 Predicted thickness maps of three gas formations of the Huangliu Member 1 in Dongfang B gas field,Yinggehai Basin

結(jié)合單井相、地震屬性及地震相特征，在古地貌、物源分析的基礎(chǔ)上繪制研究區(qū)的沉積微相展布圖（圖7）。Ⅱb下沉積時期，越南藍(lán)江物源供給充足，海底扇規(guī)模較大，研究區(qū)發(fā)育大套厚層侵蝕水道充填沉積，周邊發(fā)育分流水道沉積（圖7a）。Ⅱb上沉積時期發(fā)育規(guī)模相對較小的侵蝕水道充填沉積，向前端過渡為水道化朵葉體（圖7b）。經(jīng)歷Ⅱb氣組的填平補(bǔ)齊作用后，Ⅰa氣組沉積時地勢已經(jīng)相對平坦，由分流水道轉(zhuǎn)變?yōu)橐运阑淙~體沉積為主，砂體沉積厚度減薄，局部發(fā)育受限的侵蝕水道，受后期泥流沖溝改造作用的影響，Ⅰa砂體平面分布呈現(xiàn)分割性強(qiáng)的特點(diǎn)（圖7c）。

圖7 鶯歌海盆地東方B氣田黃流組一段3個氣組的沉積微相和單砂體平面展布圖Fig.7 Sedimentary microfacies and distribution of single sand body of three gas formations of the Huangliu Member 1 in Dongfang B gas field,Yinggehai Basin

3.2 單砂體邊界刻畫

如果原始地震剖面同相軸錯斷、振幅能量減弱、同相軸轉(zhuǎn)彎、尖滅，或者反演剖面波阻抗值突變等，這種情況下可在地震波形反演的基礎(chǔ)上，結(jié)合分頻相位資料、鉆井動態(tài)信息，針對各含氣砂層開展地震可識別尺度的砂體邊界刻畫（圖8）。在原始地震剖面上，F(xiàn)8d井Ⅱb下砂體與左右兩側(cè)井砂體連續(xù)性較好（圖8a）；在60 Hz相位轉(zhuǎn)換剖面上，F(xiàn)8d井左側(cè)振幅能量發(fā)生變化（圖8b），同相軸轉(zhuǎn)彎，右側(cè)振幅能量異常；在地震波形指示反演剖面上，F(xiàn)8d井與F2井、B10井分屬于不同期次的水道砂體（圖8c），砂體側(cè)向疊置。

圖8 鶯歌海盆地東方B氣田黃流組一段3個氣組的單砂體邊界解釋剖面Fig.8 Interpretation profile of single sand body boundary of three gas formations of the Huangliu Member 1 in Dongfang B gas field,Yinggehai Basin

研究區(qū)Ⅱb下沉積期主要發(fā)育侵蝕水道及分流水道砂體，厚度整體較大，橫向連續(xù)性較好，平面上主要是由4期砂體組成；Ⅱb上沉積期主要發(fā)育分流水道及朵體砂，厚度相對較薄，局部侵蝕水道砂體相對較厚，順物源（西北→東南）方向砂體連續(xù)性好，垂直物源方向砂體連通性差；Ⅰa沉積期主要發(fā)育分流水道砂體，厚度整體較薄，北部砂體連續(xù)性較好，南部砂體分塊性強(qiáng)（圖7）。

砂體邊界研究中發(fā)現(xiàn)，單砂體邊界存在不連通風(fēng)險。從Ⅱb下砂體邊界的平面展布可知，F(xiàn)8d井與F3井、F6井、F2井分屬于不同期次的單砂體，且F8d井與周邊F3井、F6井存在氣水分布上的矛盾——高部位的F8d井含水。結(jié)合測井旋回特征，綜合分析認(rèn)為該含氣砂層F8d井處為孤立砂體形成的孤立水體。

海底扇復(fù)雜的儲層砂體分布控制氣藏的形成與分布，為復(fù)合砂體、單砂體圈閉控藏，一砂一藏。該研究成果解決了多口已鉆井氣水分布的矛盾問題，為后期開發(fā)實(shí)施提供了有效的依據(jù)。

4 結(jié) 論

（1）針對復(fù)雜的海底扇儲層，在層序地層格架下，利用高分辨率的地震波形指示反演預(yù)測儲層空間的相變規(guī)律，結(jié)果表明：地震波形指示反演分辨率較高，可識別多期單砂體疊置特征，與鉆井吻合程度高，預(yù)測結(jié)果更符合地質(zhì)規(guī)律。

（2）東方B氣田黃流組一段在低位體系域時期發(fā)育海底扇沉積：Ⅱb下沉積時，地勢較低，受先成洼陷控制，以發(fā)育侵蝕水道砂為主，砂體厚且橫向連續(xù)性好；Ⅱb上沉積時期主要發(fā)育朵體和分流水道，砂體厚度相對較小，連續(xù)性變差；Ⅰa沉積時期主要發(fā)育分流水道砂，受后期泥流沖溝改造的影響，砂體分塊性強(qiáng)。海侵體系域時期以淺海泥巖沉積為主。