南金浩，沙宗伦，贾红兵，刘少然，熊向东，林 彤
(中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江 大庆 163712)
常规的沉积微相精细刻画是根据开发区油藏精细描述的需求，以沉积模式为指导，在油田投入开发以后随着油藏动静态资料不断丰富，以单井相分析和测井曲线特征相结合，对开发区的沉积微相进行精细的刻画[1-3]，但其刻画精度往往依赖于开发区较高密度的井资料。随机建模可以实现区块整体的沉积类型预测，但很难真实再现不同特征的微相分布，导致所建模型预测精度不高，同时针对稀井区的预测精度较低[4]。前人通过对密井区单河道宽度和厚度进行统计，拟合出密井网区单河道宽、厚定量关系式，从而编制从密井区到稀井区沉积微相平面图[5]，该方法有一定的预测性，但缺乏实际资料的支撑。海上油田基于岩心和地震反演资料，利用直井资料垂向上确定微相类型、地震约束砂体平面趋势和边界，形成了海上稀井网沉积微相刻画方法[6-8]，但受控于海上油田井网密度小、井距大，地质资料与地震资料相关性存在偶然性，没有大量数据支撑，其预测的微相展布具有一定的局限性。文中通过解析开发区密井网单井沉积微相相关数据，建立数据库，以地震属性描述扇体轮廓，结合地震反演结果开展稀井区储层展布表征，实现微相特征及展布的定性与定量刻画。
乌南次凹是海拉尔盆地贝尔湖坳陷乌尔逊凹陷的次级构造单元，构造格局上表现为西断东超的箕状断陷，东临巴彦山隆起，西靠嵯岗隆起，凹陷面积为2 240 km2(图1a)。沉积盖层为中生界侏罗系和白垩系、新生界上第三系和第四系，沉积岩最大厚度约为6 000 m，主要含油层系为下白垩系地层。区域生烃洼槽位于次凹的中西部，以南屯组时期发育的厚层灰黑色泥页岩为主，计算资源量约为3×108t。南屯组一段(南一段)发现的油气最为丰富，东部缓坡区(A区)南一段发育以辫状河三角洲—湖底扇—湖泊相为主的沉积体系(图1b)，成为乌南次凹主要的油气赋存砂体[9-11]，已发现千万吨级探明储量，并建成A油田。近年来，A区在主体油藏开发后，受控于油藏、储层等特征认识，滚动外扩工作始终未获得大的突破。分析认为研究区辫状河三角洲砂体的变化在直接形成岩性油藏的同时，影响了断块内油藏的类型[12]。因此，必须对开发区外部稀井区沉积储层特征开展精细刻画。
图1 乌南次凹区域基本地质概况Fig.1 The basic geological survey of Wunan Sub-sag
2.1 地震属性优选
地层中储集砂体变化会引起地震波的变化，可将地震属性表征为与储层相关的参数。优势砂体一般具有均方根振幅高、反射强度高、平均瞬时频率低、有效带宽低等特点，相应的属性包含振幅统计类、瞬时类、子波类、单品类等，为砂体的定性预测提供依据[13-14]。由于地震属性与砂体之间匹配关系为多元、多维度的复杂关系，不同类型地震属性的预测在不同规模砂体中存在明显差异，其预测方法直接影响储层预测精度[15-16]。随着地震属性应用不断深化，越来越多属性被提取出来，但属性的增加会干扰相关地震属性的预测。针对A3开发区南一段较厚单砂体需开展相关属性优选。A区块南一段在顶底表现为中低频、中强振幅、中强连续的波峰反射特征，砂体厚度越大，反射波峰越强，砂体地震响应包络呈楔状；
小的泥包砂薄层砂体，地震上表现为弱振幅响应特征；
对于砂泥岩互层型砂组，在地震剖面上表现形式较为复杂，主要表现为反射波分叉、合并及复波等，单一波峰强度为中等—弱，但总的波峰能量强，且总波峰能量与砂组内砂岩总厚度呈正相关。反射波峰、反射波总能量可较好反映储层厚度横向变化。在此基础上，按照相同分析思路，针对南屯组二段Ⅰ、Ⅱ油组，分别优选了平均能量和均方根振幅属性，南屯组一段Ⅰ、Ⅱ油组分别优选了30Hz分频属性和能量半衰时属性，开展储层分布定性描述。
2.2 地震属性预测结果
南一段地层优选了符合率高的30Hz分频地震属性，实现砂体的刻画，预测砂体发育的边界圈定辫状河三角洲平原和前缘的展布。总体上砂体在东北部富集，向西南部砂体逐渐减薄，连续性降低。以南屯组一段Ⅰ油组为例，分频属性预测，整体看储层平面展布呈3个区域：①研究区东北部区域的A4-8—A7井一带，表现为连续性好的强振幅区；
②A02—A5井一带向东南、西北均延伸至研究区边界，表现为中强振幅特征，高值区多呈条带状、片状北东向或者近南北向展布；
③研究区西南区域，表现为弱振幅响应特征。选取不同位置的52口井，其中符合的井达到42口，地震属性预测符合率达到81%。
3.1 地震反演方法优选
地震反演预测是根据地震数据预测地层砂体结构、形态及流体成分，实现相关参数的定量计算[17-19]。A区发育薄互层储层，单砂体厚度薄，纵向多期叠置，且与泥岩互层，横向变化快，平面分布零散，对地震薄层反演预测精度提出了挑战。为此，需要优选地震反演方法及参数，提高预测精度。目前广泛应用的地震反演方法主要包括以下几种：①基于地震数据的波阻抗反演，主要包括递推反演和约束稀疏脉冲反演；
②基于模型的测井属性反演，可以在均匀分布的密井网区实现厚度为2～6 m的薄层砂岩预测；
③基于地质统计的随机模拟与随机反演。地质统计学反演不依赖于初始模型，真实反映地震数据和地质信息的统计学规律，可以解决低于地震分辨率的薄层预测问题。目前较为成熟的地质统计学反演方案是将蒙特卡洛-马尔科夫链模拟与基于地质统计学模拟结合的MCMC反演，是传统的地质统计学反演方法的改进，成为一个全新的统计学反演方法。主要利用测井数据，井间以原始地震数据为约束，使反演结果忠实于原始数据，在提高纵向分辨率的同时，也能充分发挥地震资料横向分辨率的优势[20-21]。
针对A区块纵向单砂体厚度薄、横向变化快的特点，首先选择上述4种反演方法进行A3开发区反演实验。A3开发区位于研究区中部，钻探间距为100～500 m，南一段Ⅰ油组砂岩厚度为10～120 m。以开发区密井网区为储层明确区，通过抽稀控制井进行反演实验，优选反演方法。实验区面积为7 km2，钻探井数为120口，井密度为17.14 口/km2。按照均匀抽稀法，抽稀后面积内控制井为68口，井网密度为9.7 口/km2。另外52口井作为验证井，检验不同反演方法的地震分辨能力及反演精度。
通过4种反演方法，选取同一条反演剖面进行对比(表1)。由表1可知：约束稀疏脉冲反演剖面显示该方法横向变化基于地震特征，预测性较好但纵向分辨率较低，仅可识别厚度为5 m以上砂岩；
基于模型反演剖面显示该方法纵向分辨率高，可识别厚度为2～3 m砂岩，但横向变化基于模型差值算法规律，预测性较差；
传统随机反演剖面显示纵向分辨率高，可识别厚度为1～3 m砂岩，但横向变化基于统计学原理，随机性强，预测性中等；
MCMC反演剖面显示的纵向分辨率较高，可识别厚度为2～4 m砂岩，且横向变化受地震(波形、频率、能量等元素)和测井统计规律综合约束，预测结果较为准确。综上所述，MCMC反演方法及波形指示反演方法效果最好，分辨率高，砂体横向变化符合沉积演化规律，从验证井及控制井统计的储层平面分布及验证井符合率来看，MCMC反演方法反演精度更高。因此，文中反演方法采取MCMC反演方法。
表1 A3井区不同方法反演剖面对比Table 1 The comparison of inversion profiles of different methods in Well Block A3
具体反演过程中，优选了声波曲线开展反演。针对部分声波曲线值有偏移的部分井，利用电阻率曲线与声波曲线重构了所有井的拟声波曲线，该曲线既可有效识别砂泥岩，又保留了原声波曲线低频成分，能够使合成记录与实际地震道达到较好匹配，提高反演可信度。
3.2 地震反演结果
通过采用MCMC反演开展A区块稀井区地震反演，反演剖面显示横向上井间阻抗变化自然，层次清晰，不同井间能量均衡；
纵向上，与井吻合效果好，厚度为3 m以上的砂岩清楚反映，且易追踪与刻画，厚度为1～2 m的砂体大部分也能较好分辨，反演效果较好。预留5口井验证反演精度，统计南一段Ⅰ、Ⅱ油组及南屯组二段预测结果与实钻误差(表2)，相对误差为0.1%～19.5%，平均为10.9%。预测储层厚度与实际钻遇储层厚度吻合率较高，反演精度达到89.1%。
表2 A3开发区反演结果误差统计Table 2 The error statistics of inversion results of Development Zone A3
对A区块南屯组测井曲线与阻抗进行交会分析，确定该区砂泥岩判别门槛为Rt大于10 Ω·m，对应拟声波阻抗值为9 200 g·cm3·m·s-1。按照门槛值，将不同三维区反演的阻抗剖面转换成岩性剖面，进行砂岩厚度提取。
4.1 微相特征及基础数据分析
A3开发区及周边稀井区发育以辫状河三角洲前缘为主的沉积砂体，发育水下分流河道、河口坝、分流河道间、远砂坝、席状砂为主的沉积微相。其中，水下分流河道微相以细砂岩、砂砾岩为主，电性特征表现为高阻、低伽马，自然电位呈高负异常的箱形、钟形或齿化箱形；
河口坝微相以细砂岩、粉砂岩为主，电性特征表现为高—中幅齿化的漏斗或箱形；
远砂坝微相以粉砂岩或粉砂质细砂岩为主，电性特征表现为低至中幅的刺刀形、指形或多个低幅漏斗形曲线叠加，幅度较河口坝低；
席状砂微相以薄层的粉砂岩、粉砂质细砂岩为主，电性特征表现为呈指状或齿状，幅度差较小；
河道间微相以反粒序粉砂岩为主，自然电位曲线和伽马曲线呈高—中幅齿化漏斗或箱形，顶部突变(图2a)。
针对不同沉积微相，明确分析砂岩厚度、拟声波阻抗值。以A2-7井为例，南一段Ⅰ、Ⅱ油组发育辫状河三角洲前缘主要的5种沉积微相，共可划分为18段，根据岩屑录井记录的每一段砂岩厚度统计单砂体厚度，根据密度和声波时差曲线计算的波阻抗曲线统计每段砂岩波阻抗值(图2b)。
图2 A区块辫状河三角洲微相特征及参数分析Fig.2 The microfacies characteristics and parameter analysis of braided river delta in Block A
4.2 微相知识库的建立
稀井区沉积微相研究的资料有限，为了有效预测沉积相，必须借助现有的井资料，依托开发区单井沉积微相认识，建立微相地质知识库，以便将反演预测结果同微相联系起来，以此统计各微相砂岩相关数据。
(1) 微相累计厚度。统计研究区单井微相累积概率(某微相砂岩总厚度与单井砂岩总厚度之比，%)。统计表明：研究区分流河道和河口坝累积概率较好，分别为31.2%和28.0%，河道间微相、席状砂、远砂坝出现频率分别为16.9%、18.1%和5.8%。
(2) 微相砂地比。统计研究区单井各微相砂地比。统计表明：分流河道和河口坝砂地比较高，分别为49.9%和43.4%，河道间微相、席状砂、远砂坝砂地比分别为34.4%、33.2%和31.3%。
(3) 微相厚度。统计研究区单井各微相砂体厚度，研究结果表明：分流河道和河口坝砂岩厚度最大，厚度分别以大于2.5 m和2.0～5.2 m为主，平均分别为4.3、4.0 m；
其余微相厚度平均值为1.3～2.4 m。
(4) 波阻抗值。统计单井单砂体波阻抗值，A3开发区砂体波阻抗值主要为9 200～12 000 g·cm3·m·s-1，不同微相单砂体波阻抗值存在差异，其中分流河道单砂体波阻抗值以9 700～12 000 g·cm3·m·s-1为主，河口坝单砂体波阻抗值以9 600～10 000 g·cm3·m·s-1为主，而远砂坝、河道间、席状砂单砂体波阻抗值则以9 200～9 800 g·cm3·m·s-1为主。
通过统计工区不同部位微相累积概率、砂地比、单砂体厚度，建立微相知识库(表3)。优势微相各数据明显好于其他微相，优劣相类型易区分。
表3 A区块微相知识库统计Table 3 The statistics of microfacies knowledge base of Block A
5.1 总体思路
以沉积相模式为指导，在单井岩心相、测井相、录井相及地震相分析的基础上，在密井网区，针对目的小层，分析各井岩电特征、粒度特征、地震特征、地震微相类型、测井及古地形特征，确定不同微相间横向连通及延伸，连井沉积微相及地震剖面指导分析小层间及内部砂体叠置关系；
在外围稀井网区，利用已钻井或相邻区钻测井分析的微相类型作为已知数据，结合地震属性、古地形、砂岩平面展布及地震相分析微相走向、形态及分布范围，平面特征与剖面特征结合确定砂体的连通关系及发育期次，应用反演结果精细落实无井区砂体横向分布边界，推测不同沉积微相的平面展布。稀井区微相刻画的分析方法可总结为“地震控边，反演控砂，知识库判类”，采用井震结合技术，分析连井剖面沉积相特征，综合沉积背景及物源分析等，对重点层段平面沉积微相开展研究，并完成相应沉积微相图的编制。
5.2 稀井区微相刻画方法
该文通过地震反演与微相知识库综合分析，明确微相类型及展布。地震反演垂向特征表征的砂体厚度结合微相知识库，判定稀井区微相类型；
过井垂直物源方向反演剖面体现河道两侧砂体变化，反演砂体厚度为微相判定依据。过井平行物源方向反演剖面体现井间砂体连通，通过加密分析，砂体-微相研究结果更加精细；
井震反演剖面、平面控形表征的砂体展布范围，明确微相展布。以此方法实现对沉积微相，特别是稀井区沉积微相的刻画(图3)。
图3 储层反演分析及微相刻画成果Fig.3 The results of reservoir inversion analysis and microfacies characterization
以A5井区南一段Ⅱ油组6号小层为例，纵向上小层顶底发育2套砂体，垂直物源的A-A′方向，2套砂体分布较窄，砂体宽度约为150 m，底部砂体横向连续分布，扇体连续性好，顶部砂体延伸一般；
过井平行物源的B-B′方向，反演剖面刻画的扇体自物源方向向A5井区方向呈条带状延伸，井间砂体连通性好。总体上单砂体厚度均大于3.5 m，砂地比大于70%，剖面可见波阻抗值大于9 800 g·cm-3·m·s-1，其中，A9-9井单砂体厚度约为3.7 m，波阻抗值约为9 870 g·cm-3·m·s-1，A5井单砂体厚度约为4.7 m，波阻抗值约为10 850 g·cm-3·m·s-1。因此，该小层自密井网区A9-9井到稀井网区A5井发育水下分流河道沉积，河道自A9-9井区延伸至此，河道宽度约为150 m，向河道两侧发育河道间、河口坝及席状砂沉积(图3)。应用地震属性及反演预测，微相知识库开展微相描述，改变了稀井区仅进行油组级别的亚相展布刻画，仅在开发区密井网内开展微相展布研究的问题，深化了稀井区油组及小层沉积微相类型及展布特征认识。以此方法开展了区域小层微相特征研究，A区块南一段Ⅱ油组6号小层密井网周边以辫状河三角洲前缘亚相为主，微相有水下分流河道、河口坝、水下分流河道间、前缘席状砂、远砂坝(图3d)。共识别出2条主河道，河道走向为近北东向，河道宽度为270～520 m，地震反演显示的砂体厚度约为3～5 m，局部厚度大于10 m，稀井区的水下分流河道主要发育在A02、A5井以及A3-1—A2-1井一带。河道间亚相分布于河道分叉处，河口坝分布于河口处，连续性好，多位于密井网区；
远砂坝团块状零星分布于A4井区及A9井区；
席状砂大片连续分布于水下分流河道前端。
5.3 应用及潜力
以小层沉积微相特征刻画为基础，总结主力油组沉积演化规律。总体上，南一段的Ⅰ、Ⅱ油组沉积格局变化不大，沉积扇体自研究区东北物源方向发育，发育辫状河三角洲平原的辫状河道和冲积平原，在密井网区周边发育前缘的水下分流河道、河口坝、远砂坝、水下分流河道间、席状砂，研究区的西部和南部发育部分湖相沉积。其中，南一段Ⅰ油组时期随着水体缓慢增加，前缘和平原分界略有上移，随着物源供给的增强，水体改造变强，造成了水下分流河道分支增多，单河道规模减小，但前缘规模略有增加，水下分流河道仍发育近北东向的2条主河道，河道宽度多为200～350 m，预测单砂体厚度约为2.5～4.0 m。稀井区的优势沉积微相主要发育在A5、A02、A2-1井区(图4a)。重点对南部A5、A02井区开展了滚动评价及方案部署。
针对A5井区的河道砂体，在A1-5—A5井之间部署了评价井A004井，预测南一段砂岩厚度为120.0 m，实钻砂岩厚度为146.3 m，其中，油层为63.1 m，单砂体厚度为4.1 m。针对A02北部断块发育的河道砂体，部署了AX03井，预测砂岩厚度为150.0 m，实钻砂岩厚度为162.2 m。
在A02井区周边，通过河道砂体的识别，结合构造、油藏特征认识，共部署开发井36口。完钻后对新井开展沉积微相再认识，新井主力油层多期水下分流河道叠置发育，以新完钻的A8-4井为例，河道砂体多以灰棕色油浸砂砾岩为主，Ⅰ油组顶部发育五期水下分流河道砂体(图4b)，岩心上见冲刷面、正粒序、块状层理等水下分流河道典型特征(图4c)。统计新井储层数据，平均单井钻遇有效厚度为40.6 m，射开有效厚度为36.5 m，平均单井初期日产液为7.9 t/d，日产油为4.2 t/d，建成产能2.35×104t。A3区块南部开发区周边的稀井区上报探明石油储量230×104t，有利支撑乌南次凹老油田的稳产上产。
图4 主力油组沉积特征及新钻井特征Fig.4 The sedimentary characteristics of main oil formation and new drilling characteristics
(1) 明确不同微相测井、岩性等特征认识，分析开发区大量井的微相数据，落实砂岩厚度、出现频率、反演的波阻抗值特征，以频率分析为基础，由不同微相数据的典型特征建立微相数据库，可以代表近开发区的稀井区沉积微相所反映的砂体特征。
(2) 通过优选地震属性预测、反演方法，结合开发井微相数据分析，建立了地震属性预测控形、微相数据库+地震反演分析的稀井区沉积微相刻画方法，有效解决了稀井区因井数据不够导致的微相刻画难度大的问题。
(3) A区块周边稀井区主力河道砂体分别富集在A5、A02、A2-1井区，通过不断的滚动评价及方案部署，实现了主体区块的滚动外扩，提交探明储量230×104t，研究成果为老油田稳产增产提供有力支撑。
猜你喜欢波阻抗井区砂体井区水窜水淹综合调控关键技术研究与试验粘接(2022年7期)2022-07-19曲流河复合点坝砂体构型表征及流体运移机理西南石油大学学报(自然科学版)(2021年3期)2021-07-16鄂尔多斯盆地靖安油田杨66井区延9储层敏感性评价矿产勘查(2020年4期)2020-12-28CSAMT法在柴北缘砂岩型铀矿勘查砂体探测中的应用矿产勘查(2020年9期)2020-12-25鄂尔多斯盆地靖安油田杨66井区延10储层宏观非均质性研究矿产勘查(2020年9期)2020-12-25低波阻抗夹层拱形复合板抗爆性能分析价值工程(2020年17期)2020-08-03浅谈基层井区的团队建设石油研究(2020年3期)2020-07-10渤海某油田水平井随钻砂体构型分析石油工业技术监督(2020年2期)2020-04-11高速铁路轨道的波阻抗及影响因素研究铁道标准设计(2019年2期)2019-01-23雷电波折、反射对日常生活的影响研究电子技术与软件工程(2018年23期)2018-02-28