劉振，李熙盛，沈水榮，閆正和，李偉，黃余金

（中海石油（中國(guó)）有限公司深圳分公司，廣東 深圳 518000）

0 引言

特殊地質(zhì)體所形成的速度（地震縱波速度，下同）較圍巖異常偏高或偏低的問題，是基于地震資料進(jìn)行地質(zhì)構(gòu)造研究的重點(diǎn)和難點(diǎn)。這類問題在地震剖面上出現(xiàn)“上凸”或“下凹”假象，嚴(yán)重干擾了對(duì)地質(zhì)構(gòu)造的認(rèn)識(shí)，甚至導(dǎo)致油氣勘探開發(fā)的失利，故常被稱為“速度陷阱”[1-2]。形成“速度陷阱”的地質(zhì)體往往對(duì)應(yīng)特殊的地震反射和明顯的資料畸變假象。如：礁灰?guī)r、火山巖等高速地質(zhì)體[3-4]，頂面對(duì)應(yīng)地震反射振幅較強(qiáng)，下部反射出現(xiàn)明顯“上凸”現(xiàn)象；淺層氣形成的低速地質(zhì)體，頂面對(duì)應(yīng)地震反射振幅異常，下部反射出現(xiàn)“下凹”且信噪比明顯降低的現(xiàn)象[5-7]。解決“速度陷阱”問題，需要根據(jù)油田具體地質(zhì)條件和勘探開發(fā)階段選用不同的研究思路和方法。目前比較常用的方法有3類：1）井控、層控精細(xì)速度分析或建立速度體[8-10]；2）地震速度約束下的變速成圖[11-12]；3）精細(xì)速度研究基礎(chǔ)上的深度偏移方法[13-15]。在油田局部范圍內(nèi)，開發(fā)生產(chǎn)階段控制井點(diǎn)較多，研究時(shí)效要求較高，第1類方法往往應(yīng)用效果較好。然而，有些形成“速度陷阱”的地質(zhì)體地震反射特征并不明顯，如砂、泥巖地層厚度占比的橫向變化等引起的“速度陷阱”[2]，這類“速度陷阱”問題不易引起關(guān)注，一般在油氣田鉆井過程中發(fā)現(xiàn)，需要通過多口鉆井?dāng)?shù)據(jù)精細(xì)對(duì)比才能落實(shí)。南海東部惠州A油田就遇到了該類“速度陷阱”，它是由淺層泥巖沉積背景下不均勻的粉砂質(zhì)泥巖形成的，對(duì)目的層微構(gòu)造認(rèn)識(shí)及開發(fā)井措施實(shí)施產(chǎn)生了較大影響。由于該油田淺層測(cè)井信息不足，使得粉砂質(zhì)泥巖對(duì)速度影響的程度難以確定。為此，本文采用最優(yōu)化求解的方式——一種兼顧效率和效果的有限列舉最優(yōu)化層速度體建模時(shí)深轉(zhuǎn)換方法加以解決。

1 研究區(qū)概況及問題的提出

研究區(qū)南海東部惠州A油田，為低幅度披覆背斜油田，無斷層發(fā)育，目的層埋深在1 600～2 400 m，最大圈閉幅度僅20 m。

該油田H1油藏埋深約2 370 m，地震資料顯示存在南北2個(gè)含油區(qū)（圖1a紅色虛線圈定范圍），東北部存在局部小高點(diǎn)，設(shè)計(jì)開發(fā)井原定在該高點(diǎn)中部（見圖1a）。因該油藏前期鉆井較少，為落實(shí)東北部高點(diǎn)，先鉆了領(lǐng)眼井——A3井，但鉆后發(fā)現(xiàn)該高點(diǎn)變低，圈閉大幅度減小，含油區(qū)（圖1b藍(lán)色虛線圈定范圍）也隨之縮小，原設(shè)計(jì)開發(fā)井難以實(shí)施。

圖1 惠州A油田H1油藏構(gòu)造圖變化及對(duì)應(yīng)地震剖面

分析認(rèn)為，該油藏構(gòu)造預(yù)測(cè)偏差的主要原因是淺層大段泥巖中的粉砂質(zhì)泥巖形成了地震縱波高速異常：1）A3井對(duì)應(yīng)地震剖面存在局部“上凸”現(xiàn)象（見圖1c，起始位置在 1 000 ms（埋深約 1 000 m）附近），這是高速異常的典型特征；2）惠州A油田及鄰近油田鉆井相應(yīng)深度段（900～1 500 m）巖性厚度的統(tǒng)計(jì)結(jié)果（見表1）顯示，對(duì)應(yīng)層段以泥巖沉積為主，M1，A1井粉砂質(zhì)泥巖厚度異常偏大，與A3井存在相似的“上凸”反射特征（見圖2）；3）可以排除石灰?guī)r影響，石灰?guī)r累計(jì)厚度最大的M2井反射特征無明顯異常。

表1 惠州A油田及鄰近鉆井巖性厚度統(tǒng)計(jì) m

圖2 過惠州A油田及周邊鉆井任意線地震剖面

2 研究區(qū)粉砂質(zhì)泥巖的速度特征

2.1 泥巖速度與泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)的關(guān)系

常見油氣田地質(zhì)油藏研究中，泥巖一般為非儲(chǔ)層。對(duì)泥巖的研究主要集中在初次油氣運(yùn)移、欠壓實(shí)特征、圈閉有效性等方面[16-19]。由于影響泥巖速度的因素多，且不同區(qū)域泥巖速度的差異大，對(duì)其定量研究較少，故對(duì)泥巖與粉砂質(zhì)（砂質(zhì)）泥巖之間速度相對(duì)關(guān)系的認(rèn)識(shí)尚不明確。關(guān)于研究區(qū)泥巖背景下粉砂質(zhì)泥巖為高速體的認(rèn)識(shí)，需要進(jìn)一步利用測(cè)井解釋數(shù)據(jù)，通過統(tǒng)計(jì)小段內(nèi)泥巖（包括粉砂質(zhì)泥巖）速度隨泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)的變化進(jìn)行驗(yàn)證。首先繪制目標(biāo)油田A1井埋深1 500～1700 m層段聲波時(shí)差與自然伽馬曲線交會(huì)圖（見圖3，該井測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)由1 500 m開始），該層段粉砂質(zhì)泥巖聲波時(shí)差相對(duì)泥巖、砂巖整體較小，反映出其速度較高。

為研究埋深1 000 m附近的泥巖，選取南海東部7口已鉆井埋深1 000～1 050 m層段，統(tǒng)計(jì)其聲波速度與測(cè)井解釋泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)之間的關(guān)系（見圖4）。結(jié)果顯示，南海東部不同區(qū)域鉆井淺層均存在泥巖（包括粉砂質(zhì)泥巖）速度隨泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)增大而減小的現(xiàn)象，其中粉砂質(zhì)泥巖速度相比泥巖高約300～700 m/s。

圖3 A1井聲波時(shí)差與自然伽馬曲線交會(huì)圖

圖4 南海東部鉆井測(cè)井段聲波速度隨泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)的變化

惠州A油田淺層粉砂質(zhì)泥巖厚度變化超過200 m（見表1），初步估算它對(duì)時(shí)間域地震資料的影響最大可達(dá)35 ms（以背景速度2 500 m/s計(jì)），可能對(duì)該油田局部構(gòu)造形態(tài)認(rèn)識(shí)有較大影響。

2.2 異常地質(zhì)體平面分布描述

研究區(qū)地震剖面顯示，粉砂質(zhì)泥巖具有振幅相對(duì)較強(qiáng)、同相軸連續(xù)性較差的反射特征（見圖2），地震振幅屬性和方差體屬性[20-22]對(duì)其具有較好的描述效果。圖5a，5b（虛線框內(nèi)為目標(biāo)油田范圍，下同）分別為研究區(qū)1 000 ms附近100 ms時(shí)窗內(nèi)的平均振幅和方差體屬性。其中，振幅屬性對(duì)其相對(duì)厚度變化的描述較清晰，但位置和邊界刻畫不清晰，方差體屬性可與之互補(bǔ)。

圖5 研究區(qū)淺層地震平均振幅屬性及方差體屬性

為清晰刻畫粉砂質(zhì)泥巖厚度和邊界，可將上述2種屬性融合[23-24]：

式中：Atr為融合屬性；A為平均振幅屬性；Var為方差體屬性；norm為歸一化算子；sm為二維平滑算子。

粉砂質(zhì)泥巖厚度融合屬性平面分布見圖6a，對(duì)比圖5可以看出，該屬性對(duì)粉砂質(zhì)泥巖分布的描述更清晰準(zhǔn)確。表1中各井點(diǎn)粉砂質(zhì)泥巖厚度及對(duì)應(yīng)融合屬性如圖6b所示，可見融合屬性與粉砂質(zhì)泥巖厚度的相關(guān)性較好。根據(jù)圖6b相關(guān)性關(guān)系式，可以得到研究區(qū)粉砂質(zhì)泥巖視厚度分布（見圖6c）。

圖6 淺層粉砂質(zhì)泥巖視厚度分布平面預(yù)測(cè)

3 有限列舉最優(yōu)化層速度建模

3.1 方法及流程

由于研究區(qū)不均勻粉砂質(zhì)泥巖發(fā)育層段測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)不全，難以直接獲得異常地質(zhì)體及背景沉積準(zhǔn)確的速度信息。本文借助其他信息通過最優(yōu)化過程進(jìn)行速度求解：該層段之下存在反射較穩(wěn)定、過路井點(diǎn)較多的標(biāo)志層T4，利用周邊其他油田鉆井分層求解海底至T4平均層速度，并作為背景速度，將統(tǒng)計(jì)T4層過路井的時(shí)深轉(zhuǎn)換預(yù)測(cè)的構(gòu)造深度在井點(diǎn)位置的誤差（簡(jiǎn)稱井點(diǎn)誤差）作為約束條件。

速度建模、時(shí)深轉(zhuǎn)換、誤差統(tǒng)計(jì)等操作流程較復(fù)雜，最優(yōu)化求解過程又無法由計(jì)算機(jī)替代，需要限制迭代次數(shù)以提高應(yīng)用效率。為此，本文采用有限列舉的方法進(jìn)行求解。

具體流程如下：

1）基于目標(biāo)油田及鄰近油田井點(diǎn)井震標(biāo)定后的速度、多個(gè)標(biāo)志層的等T0圖，建立時(shí)間域構(gòu)造格架控制下的層速度模型。

2）根據(jù)異常地質(zhì)體速度校正量更新速度模型，即把速度校正量換算到海底至T4層的層速度變化中：

dv在合理范圍內(nèi)分別取有限數(shù)值 300，400，500，600，700，800 m/s。

3）根據(jù)1）、2）所建立的速度模型進(jìn)行時(shí)深轉(zhuǎn)換，并統(tǒng)計(jì)T4界面過路井點(diǎn)構(gòu)造深度預(yù)測(cè)誤差（見表2。表中速度模型1—7的異常地質(zhì)體速度校正量分別為0，300，400，500，600，700，800m/s）。由表2 可以看出，異常地質(zhì)體速度校正量取500 m/s時(shí)，T4層構(gòu)造最大預(yù)測(cè)誤差由18.32 m減小至3.50 m，已滿足目標(biāo)油田構(gòu)造研究需求；圖7則顯示，當(dāng)異常地質(zhì)體速度校正量取500 m/s時(shí)，目標(biāo)函數(shù)基本收斂：因此，將對(duì)應(yīng)的速度模型4作為研究的最終速度模型。

表2 不同速度模型對(duì)應(yīng)T4層過路井點(diǎn)誤差統(tǒng)計(jì) m

圖7 均方差與速度校正量的關(guān)系

3.2 應(yīng)用效果

利用上述方法所獲得的速度模型（模型4）較準(zhǔn)確地刻畫了粉砂質(zhì)泥巖對(duì)層速度的影響。采用該模型對(duì)地層速度橫向變化的預(yù)測(cè)相比常規(guī)方法更為精細(xì)——采用常規(guī)方法預(yù)測(cè)海底至T4層的速度分布（見圖8b）與T4層等T0圖（見圖8a）形態(tài)相似，而運(yùn)用模型4預(yù)測(cè)的對(duì)應(yīng)層速度分布細(xì)節(jié)更豐富（見圖8c）。

圖8 目標(biāo)油田T4層等T0圖及不同方法預(yù)測(cè)的海底至T4層速度分布對(duì)比

由于對(duì)異常地質(zhì)體進(jìn)行了校正，基于速度模型4，將時(shí)間域地震數(shù)據(jù)體轉(zhuǎn)換為深度域數(shù)據(jù)體后，研究區(qū)H1油藏構(gòu)造形態(tài)變化明顯（見圖9、圖10）。由圖9、圖10可以看出，運(yùn)用本文方法時(shí)深轉(zhuǎn)換后，原地震同相軸畸變位置的局部“上凸”特征明顯減弱（圖9b虛線框內(nèi)），而構(gòu)造鞍部“下凹”特征變緩（圖10b虛線框內(nèi)）。

圖9 H1油藏東西方向地震剖面

圖10 H1油藏南北方向地震剖面

圖11為H1油藏速度異常校正前后構(gòu)造圖對(duì)比。圖11a為速度異常校正前（老）構(gòu)造圖，存在南北2個(gè)含油區(qū)（紅色虛線圈定范圍）；圖11b為速度異常校正后（新）構(gòu)造圖，構(gòu)造鞍部抬升后南北含油范圍連片（藍(lán)色虛線圈定范圍）?；诒狙芯繕?gòu)造預(yù)測(cè)，將H1油藏設(shè)計(jì)開發(fā)井由原位置（圖11c藍(lán)色短實(shí)線）向西南方向調(diào)整（圖11c紅色短實(shí)線）。結(jié)果證明，本研究的構(gòu)造深度預(yù)測(cè)誤差較小，且獲得了較好的投產(chǎn)效果。后續(xù)多口鉆井也均證實(shí)本研究的構(gòu)造深度預(yù)測(cè)誤差（圖11c中井點(diǎn)數(shù)值）比原構(gòu)造深度預(yù)測(cè)誤差（圖11a中井點(diǎn)數(shù)值）大幅減小，說明本研究方法及認(rèn)識(shí)基本可靠。

圖11 H1油藏速度異常校正前后構(gòu)造圖對(duì)比

4 結(jié)論

1）在本文所討論的儲(chǔ)層埋深范圍內(nèi)，粉砂質(zhì)（砂質(zhì)）泥巖體積分?jǐn)?shù)增加，會(huì)導(dǎo)致泥巖速度增大，南海東部油田淺層普遍存在粉砂質(zhì)（砂質(zhì)）泥巖速度較泥巖高的現(xiàn)象。

2）微構(gòu)造研究中應(yīng)關(guān)注淺層泥巖、粉砂質(zhì)泥巖等地層的厚度及速度分布問題。

3）利用有限列舉最優(yōu)化方法可解決復(fù)雜研究中關(guān)鍵參數(shù)不確定時(shí)如何獲得最優(yōu)解的問題，能夠在實(shí)際應(yīng)用中兼顧效率和效果。