刘 巍

(吉林大学 地球探测科学与技术学院，长春 130000)



DF气田地震相分类研究及综合应用

刘 巍

(吉林大学 地球探测科学与技术学院，长春 130000)

地震相作为地震信号的初始表征，其内部结构及外部形态对储层沉积相及展布特征有至关重要的指示意义。但随着数字信息技术高度发展，各种储层预测及烃类检测技术手段的广泛应用，传统地震相所代表的基本地质信息往往被地质工作者忽略。而DF气田作为中国海上目前最大的千亿方级在生产气田，井资料较少，地震相所代表的地质信息更加重要。这里研究总结了影响气田储层连通性及物性展布的地震相表征，并结合生产动态等信息进行归类拟合，将复杂地震相进行定量化识别。在此基础上，结合物源、沉积体空间展布，水动力分析等信息反演沉积相，沉积模式由滨浅海滩坝沉积转为重力流海底扇沉积。沉积模式的变化及地震相的微观识别对重新落实储层有利区带及储层非均质性定量刻画有着重大帮助，对气田日常生产管理、动态分析、开发井井位部署以及后期生产调整起到关键指导作用。

地震相； 沉积相； 冲沟； 非均质性； 重力流

0 引言

DF气田位于中国南海北部大陆架西区的莺歌海盆地中央泥底辟背斜构造带，至今已经开发了近12年，是中国海上目前最大的千亿方级在生产气田。在气田的勘探及开发历程中，地球物理技术的应用起到了至关重要的作用[1]，随着大范围三维地震资料的采集、处理技术的发展，数字信号学的发展应用，计算机软硬件的迅速提升，使得全三维地震解释精度及能力大幅提高[2-3]。在海洋石油勘探与开发过程中，由于井资料少，地震信息对储层非均质性的表征[4]及储层的物性预测[5]起到越来越重要的作用。相对于更加丰富的新地球物理研究手段(如多样化的图形分析技术、三维可视化技术、多属性融合解释及储层预测技术、叠前、叠后反演技术等[6-8])，传统地震相所代表的地质信息往往被物探工作者们忽略。

地震相是沉积体在地震信号中包括振幅、频率、速度、反射结构等多种地震信息的综合响应，通常利用地震内部结构和外部形态描述各层段地震相类型,再辅以地震反射同相轴的振幅和连续性等地震参数对地震相类型进行描述[9-11]。DF作为一个老气田，沉积相确定依据主要依赖于测井曲线、砂岩厚度、含砂率、岩心层理构造、生物扰动等相关井信息资料，地震信息应用仅限于进行数字化的构造及物性预测。而地震相受强水动力条件下形成的强非均质性影响，种类较多，且各有其代表性，故没有引起科研工作者足够重视。随着气田生产时间延长，气田稳产困难，近年新钻多口调整井及开发评价井，但效果都非常差，实钻证实砂体空间展布更加复杂化，气水关系、气组份、储层物性等在各区块有很大差异。结合新钻井及开发井动态信息发现地震相与地质体的空间表征匹配吻合较好，多种生产难题可以通过地震综合分析进行解释。

1 基于地震相的储层非均质性分析

DF气田莺歌海组储层埋深较浅(1 000 m～1 500 m)，储层含气后与泥岩有较大的波阻抗差异，在地震剖面上表现为强“亮点”反射特征(图1)。储层含气后，在地震剖面上辨识度较高，地震相特征明显，外部几何形态主要以席状、丘状、充填状(前积充填、杂乱充填、复合充填)为主，在水动力较弱区域多为平行或亚平行反射结构，而在水动力较强区域多为丘状斜角或下切斜交反射结构，伴生波状或叠瓦状反射结构。地震相的分布及演化主要受沉积体系的演化控制，受水动力及沉积模式影响。

地震相的多样化及复杂，导致DF气田储层非均质性非常强。地震剖面同相轴间断所示的侵蚀水道、纵向的强正反射所示的隔夹层等对气田的开发带来至关重要的影响。同样依赖于地震相对气层的高精度表征，可以通过对地震相单元的识别及划分来分析沉积环境及各开发单元动态情况，并对储层的非均质性进行定量化分析。

1.1 水道

DF区沉积时期水动力较强，沉积时有水道伴生发育。多数水道为侵蚀性水道，侵蚀下伏地层后，内部泥岩沉积，形成星罗棋布的“冲沟”，导致DF气田横向非均质性强[12]。

图1 DF气田地震相特征显示剖面Fig.1 Seismic facies characteristics of DF gas field

侵蚀性水道(“冲沟”)：“冲沟”地震上表现清晰，尤其在Ⅱ、Ⅲ气组沉积时期较为发育，底流对储层的侵蚀后内部沉积泥岩，两侧有较强正反射界面。DF区冲沟分为大型“冲沟”、中型“冲沟”及小型“冲沟”(图2)。

1)大型“冲沟”形成时水动力强，能量集中，在砂体边部区域控制储层岩性尖灭。在储层内部区域，将气藏分为多个气藏单元(如图2中开发井DFB6井与DFA8井的气组分有明显的差异且不随生产时间的延长而变化)，证明“冲沟”对储层侵蚀后造成储层间互不连通。

2)中型“冲沟”侵蚀储层，但对储层没有完全切断，表现为“冲沟”两侧储层互不连通，随着气田开发压力/组分相互传递，相互连通(图3)。

3)小型“冲沟”在厚储层顶面呈波浪状存在，对储层侵蚀规模小，对储层连通性无影响。对薄储层来说，小型“冲沟”因水动力分散，所以对储层侵蚀后形成系列沉积间断，砂体被侵蚀后呈串珠状展布。

相对于侵蚀性的“冲沟”，DF区同样存在建设性水道(水下分流河道)，侵蚀下伏地层后对储层沉积起到控制作用。水道内砂岩沉积，地震相表现为明显的下切特征，与泥岩“冲沟”相比，其水道顶界面为砂岩反射，含气后呈现明显的强波谷，井实钻水道内储层厚度大，皆为气层，在空间上呈北西-南东向串珠状展布(图4)。

绿色为烃类气 黄色为CO2图2 “冲沟”地震相特征显示剖面Fig.2 Seismic facies characteristic display section of the "gully"

图3 开发井组分融合显示图Fig.3 Development well component fusion display graph(a)DFE1组分；(b)DFD7组分

图4 分支水道空间显示图Fig.4 Branch channel space display graph

当侵蚀“冲沟”与分支水道皆有发育时，储层内部呈砂、泥岩叠置沉积，地震相显示为正、负反射相位交错叠置，平面上则往往呈条带状展布。

1.2 隔夹层

DF气田Ⅱ气组沉积时期，受海泛影响发育一套质地较纯的滨外泥，展布范围广，将Ⅱ气组分为上、下两部分。受水动力影响，隔夹层沉积不稳定，成为储层纵向非均质性的主要控制因素。泥岩隔层地震相显示为强波峰、高频反射，受隔夹层厚度调谐作用影响，泥岩厚度与正反射强度呈正比(图5)。在无隔夹层存在区域，地震显示厚度大，层间呈现明显低频特征，砂岩均质时无强反射存在，气组间相互连通。单独开发Ⅱ气组上部的DFA7、DFA8、DFA9与合采井DFA6井压力及气组分等完全一致，证明其连通性，故在开发过程中应充分考虑隔夹层的分布来优化油藏数值模型。

除真实的泥岩隔夹层反射外，当储层内部存在明显物性差异同样可以形成高阻抗反射界面(图6)。物性界面与隔、夹层地震反射强度近乎一致，单从反射特征方面无法精确分辨，对气田开发中的连通性确定带来较大不确定性。物性界面形成原因为高阻气层与低阻气层/干层之间的反射界面，该界面为弱水动力条件下形成，沉积稳定，故产状与底界面高度平行，展布范围受限于砂体范围，与气水界面相交后反射消失。故物性界面与隔夹层最大差异为地震相所代表储层产状变化，开发阶段需要结合地震相及沉积规律综合分析确定。

图5 Ⅱ气组隔层剖面及平面地震相显示图Fig.5 Barrier section and plane seismic facies display map of Ⅱ gas group

图6 Ⅱ气组物性界面地震相显示图Fig.6 Physical interface display map of seismic facies of Ⅱ gas group

2 基于地震相的沉积模式重构

从上世纪末至今，多位地质专家对DF气田的

地质条件及沉积模式做了详尽的研究[13～14]。研究认为，DF气田为半深海背景在海流作用下的滨外滩坝沉积，主要受海南岛物源供给。但从地震相上看，DF区存在诸多地质现象与滩坝沉积相有较大矛盾，如在Ⅱ气组中存在大型的侵蚀水道，大型残丘等。并且DF气田位于莺歌海盆地中心，并不具备形成滨浅海滩坝沉积的条件，且海南岛物源是否能形成如Ⅱ气组这种上百米厚层砂岩的供给能力还存在疑问。

地震相显示DF气田莺歌海气组为西部越南与东部海南岛双物源影响，有清晰的东西物源交汇叠置特征(图7)。东物源砂体内无明显反射，富泥沉积，而西物源砂体成层性较好，砂质含量较高。原认为DF气田I气组整体为海南物源滨浅海滩坝复合体，物性较差，但地震相显示Ⅰ气组明显受多物源影响。尤其Ⅰ气组9井区砂体沉积时期略早于上覆西物源楔状砂，储层地震相表现为平行反射、高连续、中频率、分布范围中等、与下伏地层整合接触。该砂体产能、物性较好，单井无阻流量达130×105m3/d。

Ⅰ气组的低渗区主要分布在Ⅰ气组5井区，沉积时水动力强度较弱，储层厚度较大。低渗储层在地震相表现为平行反射、高连续、中反射，频率、振幅受储层厚度影响；砂体展布范围广，与下伏地层整合接触。但在Ⅰ气组5井区低渗储层上覆一套物性较好砂体，通过该砂体能够有效动用低渗区储量，为低渗储层开发的“甜点”。“甜点”储层在地震相表现为亚平行反射、中连续、强反射、振幅强于下伏低渗储层、砂体展布范围小、与下伏地层角度不整合接触，且“甜点”反射强度及储层物性等都类似于9井区砂体，证明DF气田控制储层物性的最大因素为物源。

图7 DF区东、西物源交汇显示剖面Fig.7 East and west source intersection display section of DF area

而对于Ⅱ气组及Ⅲ气组来说，砂体沉积厚度大，储层物性就较好，但存在复杂水动力环境下形成的大型杂乱复合沉积体，地震反射结构及波组接触关系更加复杂，大多为强水动力高能沉积环境下形成的大型残丘。未侵蚀区域厚度较大，部分区域在侵蚀下伏地层后再沉积，故与上覆地层及下伏地层成角度不整合接触。地震相表现为顶面无水道发育区域平行反射、高连续、高强度、低频率、砂体厚度大，在构造低部位有明显“平点”响应。有水道发育区域呈明显角度不整合接触，控制砂体空间展布(图8)。砂体内部呈杂乱/下超填充反射。该类储层储层物性较好，单井动用储量大，具体受控于残丘的大小及侧缘“冲沟”的侵蚀深度。

图8 Ⅱ、Ⅲ气组大型残丘地震相显示图Fig.8 A large residual seismic facies display map of Ⅱ and Ⅲ gas group

该类地震相表明，DF区储层存在后期牵引流对储层的强烈冲刷、搬运及改造。结合古生物、重矿物分析及岩心相等井资料，认为DF气田Ⅱ、Ⅲ气组应为重力流海底扇滑塌沉积，与原有认识的滨浅海滩坝沉积相比，新的沉积体系研究结论与动静态资料具有较高匹配性，对储层展布规律研究有重要指导意义。

3 小结

DF气田地震相种类较多，分布复杂，但综合现有开发井所钻地震信息及产能动态，大致可以将地震相分为8种(表1)。

表1 DF气田单井地震相分类统计表

将DF区地震相从气田生产角度可以大致分为两类，即有利地震相及风险地震相。有利地震相表现为西物源高能沉积环境下的厚层砂体及沉积时期与原状地层呈角度不整合接触的"甜点"储层，物性好，动储量大，产能较高。而风险地震相主要分为两种：①表现为平行反射且与上下地层整合接触的低渗储层，存在较大的物性风险；②受储层厚度及展布范围所影响的诸多小型残丘，该类储层分布局限，其大小影响相应开发井动用范围。由此可见，在数字信息技术高度发达的今天，地震相所代表的基本地质信息依然较为重要，尤其对于井较少的海上油气田来说，地震相作为第一手资料应该更加引起地质研究者地注意。本次研究利用地震相的表征对地质模式进行分析、重构(图9)，研究成果对沉积相有了颠覆性的认识。以此为基础，重新落实储层有利区带，对DF气田储层的空间几何形态及储层非均质性进行定量刻画，可以在老气田挖潜中更好进行优势储层及剩余气潜力区预测，并对气田日常生产管理、动态分析、开发井位部署以及后期生产调整起到关键指导作用。

图9 DF气田II气组地震相、沉积相对应显示图Fig.9 Seismic facies、sedimentary facies display graph of the gas group II in DF gas field(a)地震相；(b)沉积相

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Classification research and comprehensive application of seismic facies in DF gas field

LIU Wei

(CNOOC,China Ltd,Zhangjiang 534000,China)

As the initial representation of seismic signal, the internal structure and the external shape of the seismic facies are very important to the reservoir sedimentary and its distribution characteristics. With the high speed development of digital information technology, various methods of the reservoir prediction and hydrocarbon detection technology are widely used, and the basic geological information represented by traditional seismic facies are often ignored by geologists. As the largest gas field in production with one hundred billion of cubic meters gas in China offshore, DF gas field has less well data, and the geological information represented by the seismic facies is more important. This study summarizes the seismic facies characterizations which influence on the distribution of reservoir connectivity and physical property, classifies and fits the seismic facies combining with production dynamic information, and quantitatively identifies complex seismic facies. On the basis of these, we inversed the sedimentary facies with the sedimentary source, the spatial distribution of the sedimentary bodies and hydrodynamic analysis, and sedimentary model changes from beach-bar in shore and shallow sea to gravity flow of submarine fan. This change and the micro-identification of seismic facies have great help to remark favorable reservoir zones and quantitatively identify reservoir heterogeneity. At the same time, they also play a key role in guiding daily gas production management, dynamic analysis, as well as the well deployment of development wells and the adjustment of later production.

seismic facies; sedimentary facies; gully; heterogeneity; gravity flow

2015-06-30 改回日期：2015-08-18

国家重大科技专项课题(2011ZX05023-004)

刘巍(1985-)，硕士，工程师，现主要从事油气田勘探、开发储层预测等研究，E-mail：liuww@cnooc.com.cn。

1001-1749(2016)05-0692-07

P 631.4

A

10.3969/j.issn.1001-1749.2016.05.20