裴健翔 潘光超 汪 洋 马德蕻

(1. 中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057; 2. 河南省地质博物馆 河南郑州 450016)

莺歌海盆地含气储层地震相识别技术完善及应用*

裴健翔1潘光超1汪 洋1马德蕻2

(1. 中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057; 2. 河南省地质博物馆 河南郑州 450016)

裴健翔，潘光超，汪洋,等.莺歌海盆地含气储层地震相识别技术完善及应用[J].中国海上油气，2015,27(4)：30-36.

Pei Jianxiang，Pan Guangchao，Wang Yang,et al.Improvement and application of seismic facies identification technology for gas-bearing reservoir in Yinggehai basin[J].China Offshore Oil and Gas,2015,27(4):30-36.

随着莺歌海盆地勘探向中深层高温高压领域的深入，仅用“两红夹一黑”型地震相识别含气储层具有局限性。基于零相位的正极性地震资料，将莺歌海盆地含气储层地震相类型划分成3类，在此基础上从岩性组合、岩石物理特征、砂体耦合等方面对这3类地震相的成因进行了深入分析，归纳出了15种地震相样式，并分析了它们之间的过渡关系，完善了具有普遍性和推广价值的含气储层地震相识别技术。在莺歌海盆地东方13-1区，利用地震相类型成因分析指导地震属性提取，并进行储层平面分布预测，利用地震相类型样式分析指导相控正演模拟，并进行储层纵向分布预测，均取得了较好的应用效果。本文所完善的含气储层地震相识别技术适用于浅海—深海沉积环境以大套泥岩为主夹砂岩的储层，在莺歌海盆地、琼东南盆地、珠江口盆地东部深水区及南海中南部深水区具有广阔的应用前景。

莺歌海盆地；含气储层地震相；成因分析；过渡关系；储层预测；地震属性；相控正演模拟

1 问题的提出

莺歌海盆地整体处于浅海—半深海沉积环境，中央底辟带泥多砂少，储层通常以“泥包砂”的形式存在，其浅层的含气砂岩储层通常表现为“两红夹一黑”的地震相特征。“两红夹一黑”是指在地震剖面上表现为两强波峰夹一强波谷的波组特征(即“亮点”)，依据这一地震相特征成功发现了东方1-1、乐东15-1等浅层气田[1-3]。随着莺歌海盆地勘探向中深层高温高压领域的深入，仅采用“两红夹一黑”型地震相识别含气储层的局限性越发明显，具体表现为：中深层具有“两红夹一黑”型地震相特征的目标数量有限，难以持续勘探；中深层高温高压领域钻探证实具有“两红夹一黑”型地震相特征的目标并非一定是气层，可能是差气层、水层[4]；钻探也揭示了非“两红夹一黑”型地震相特征的含气砂岩储层。因此，对于莺歌海盆地中深层勘探，受调谐作用、储层物性、含气性及砂体耦合作用，尤其是高温高压特殊的沉积环境及储层的韵律特征等多因素影响，“两红夹一黑”型地震相识别技术不再适用[5-7]。

2 莺歌海盆地含气储层地震相识别技术的完善

前人对莺歌海盆地“两红夹一黑”型地震相的认识，主要停留在强反射的“亮点”层面上。为完善含气储层地震相类型，拓宽勘探思路，基于零相位的正极性地震资料，首次将莺歌海盆地含气储层地震相类型划分成3类，在此基础上，从岩性组合、岩石物理特征、砂体耦合等方面对这3类地震相的成因进行了深入分析，归纳出了15种地震相样式，并分析了它们之间的过渡关系，完善了具有普遍性和推广价值的含气储层地震相识别技术。

2.1 含气储层不同地震相类型划分

通过对莺歌海盆地东方区已钻井含气储层地震相类型统计分析，将莺歌海盆地含气储层地震相划分为“两红夹一黑”、“上黑下红”、“上红下黑”等3种类型，它们在地震剖面上均表现为两波峰夹一波谷的反射特征，其中“两红夹一黑”型地震相表现为两强波峰夹一强波谷反射(图1a)；“上黑下红”型地震相表现为较弱上波峰反射，较强波谷和下波峰反射(图1b)；“上红下黑”型地震相表现为较强上波峰和波谷反射，较弱下波峰反射(图1c)。

2.2 含气储层不同地震相类型成因分析

2.2.1 不同地震相类型的岩石物理特征

1) “两红夹一黑”型地震相岩石物理特征为储层顶面出现一套高阻抗泥岩或相对高阻抗泥岩。以东方区DF13-A14、DF13-A3井为例，DF13-A14井处发育厚层细砂岩，为外扇主水道沉积，顶部砂岩受底流改造物性变好，导致紧邻优质储层的上覆泥岩在压实过程中容易通过岩相接触面向下伏砂岩排水压实，形成了薄层高密度、高速度、高波阻抗的泥岩，而且储层物性越好，高波阻抗泥岩的厚度越大(图2)；DF13-A3井储层为泥质粉砂岩，为外扇分支水道沉积，储层物性差，储层顶面出现了一套低速泥岩，导致DF13-A3井储层顶面出现了一套相对高阻抗泥岩(图3)。

2) “上黑下红” 型地震相岩石物理特征为储层顶底泥岩阻抗相近，无高阻抗特征。以DF13-B1井为例，Ⅰ气组细砂岩发育，为中扇分支水道沉积，下伏泥岩冲刷形成明显的砂泥岩界面，上覆粉砂质泥岩中夹有泥质粉砂岩条带，显示水动力逐渐减弱的正韵律特征，密度曲线呈齿化箱状，砂泥岩间呈钟形过渡(图4)。

图4 东方区DF13-B1井岩石物理分析

3) “上红下黑” 型地震相岩石物理特征为储层与顶面泥岩阻抗差大于储层与底面泥岩阻抗差。以DF29-A4井为例，T30-A1砂体为泥质粉砂岩，为外扇分支水道末端沉积，整体物性较差，自下而上物性变好，显示反韵律特征，密度曲线呈漏斗形(图5)。

图5 东方区DF29-A4井岩石物理分析

2.2.2 砂体耦合作用对地震相类型的影响

砂体之间的耦合作用也是影响含气储层地震相类型的重要因素[8-9]。基于东方区岩石物理数据设计了4个地质模型(泥岩：速度3 600 m/s,密度2.56 g/cm3；砂岩：速度3 400 m/s，密度2.34 g/cm3)，以该区提取的实际地震子波(主频35 Hz)激发进行正演模拟，结果见图6。从图6a、b、c可以看出，目标砂体顶面存在5、10、20 m厚的砂岩都会对储层顶面的波峰起到加强作用，随着2套砂体之间距离的增加，顶面反射呈先加强后减弱的特征，在距离为30 m左右处达到最强。从图6d可以看出，在砂体之间距离均为30 m的情况下，随着顶面砂体加厚，顶面波峰逐渐加强。由此可见，砂体耦合作用可使地震相类型向“两红夹一黑”型转换。

2.3 含气储层不同地震相类型的过渡关系

进一步将莺歌海盆地3种含气储层地震相类型细化为15种地震相样式(图7)，其过渡关系为：当低阻抗泥岩背景出现一套致密或钙质泥岩(高波阻抗)时，地震响应呈“上红下黑”型地震相特征(图7a)；随着致密泥岩底面发育一套物性较差的储层(低波阻抗)，下波峰反射将逐渐加强(图7b)；随着砂岩储层物性变好(波阻抗将变得更小)，将完全呈“两红夹一黑” 型地震相特征(图7c)；随着储层顶面高阻抗泥岩的消失(图7d)，储层向正韵律发展(图7e)，将逐渐发展为“上黑下红”型地震相；随着储层加厚或存在夹层，3种含气储层地震相类型的波谷内部出现弱波峰反射，而代表砂体顶面地震响应的波谷反射强度变弱(图7a1、b1、c1、d1、e1)；随着储层物性变差、好的储层伴随砂泥岩互层的发育，3种地震相类型地震反射强度都将减弱(图7b2、d2、e2)；随着储层顶面产生低速泥岩、砂体耦合作用，地震反射特征向“两红夹一黑”型地震相特征发展(图7c2、c3)。目前，莺歌海盆地的勘探层系主要为浅海—半深海沉积，泥岩广泛发育，储层常以泥包砂的形式存在，储层与非储层具有明显的波阻抗及密度界限，地质模型相对简单，图7中的15种岩性组合及其地震相基本上囊括了该地区所有的地震相样式，对具有相同沉积环境的琼东南盆地地震反射特征的解析具有指导意义。

图6 东方区砂体耦合作用对地震相类型影响的正演模拟分析

图7 莺歌海盆地含气储层地震相样式及其过渡关系

3 在东方13-1区的应用

3.1 地震相类型成因分析指导地震属性提取，预测储层平面分布

1) 存在问题。东方13-1区主要表现为“两红夹一黑”型地震相，受高温高压特殊地质环境及储层本身调谐、含气性等因素的影响，优质储层和差储层在地震剖面上的反射强度相同，最小振幅属性无法表征该区储层物性[10-11]。

2) 指导思路。“两红夹一黑”型地震相含气储层主要由储层顶面出现高阻抗泥岩(或相对高阻抗泥岩)所致，所以可以通过研究高阻抗泥岩的发育情况来反映储层物性。图8为东方13-1区储层与上覆泥岩不同组合正演模拟结果，可以看出：随着高阻抗泥岩的出现和增厚，储层顶面的强波峰反射先增强后减弱；当上覆高阻泥岩厚度为25 m左右时，储层顶面波峰强度最大。统计揭示，研究靶区高阻抗泥岩厚度普遍在0～30 m之间，处于高阻抗泥岩厚度和波峰强度呈正比的区间内，故可以通过提取代表高阻泥岩阻抗特征的最大振幅属性定性预测储层物性。

图8 东方13-1区储层与上覆泥岩不同组合正演模拟

3) 应用效果。从研究靶区Ⅰ气组储层顶面最小振幅属性图(图9a)可以看出，其整体呈强振幅反射特征，不同朵叶体之间振幅差异不明显，很难判断不同朵叶体之间储层物性的差异及同一朵叶体甜点储层的范围;从Ⅰ气组储层顶面最大振幅属性图(图9b)可以看出，不同朵叶体之间储层物性的差异及同一朵叶体甜点储层的范围均较为明显，DF13-A2、DF13-A4、DF13-A5井预测结果均与实钻结果吻合很好。

图9 东方13-1区研究靶区Ⅰ气组储层顶面最小振幅属性(a)和最大振幅属性(b)对比

3.2 地震相类型样式分析指导相控正演模拟，预测储层纵向分布

1) 存在问题。在随钻过程中，需要为随钻卡层、钻井取心提供准确的深度、厚度数据。地震反演无法预测小于地震分辨率的厚度，即使有非常准确的时深关系，也无法预测储层顶面位置，这些都将影响钻井下步作业的实施。

2) 指导思路。前文已总结出莺歌海盆地所有可能的含气储层地震相样式，所以在相控约束及周围已钻井的指导下，通过正演可以对实际对应的储层模型作出预测和判断。具体做法为：在沉积相及区域地质规律认识指导下，在周围已钻井揭示的储层模型约束下，在预探位置设计一口虚拟井，根据先验认识初步预测虚拟井的初始阻抗曲线，然后借助时深关系，通过调整储层厚度、岩石物理参数，反复做一维正演，最终实现虚拟井正演地震响应和井旁实际地震道在波形及能量上的匹配[12]，从而得到虚拟井的最终波阻抗曲线，即可判断储层的顶底位置及厚度。

3) 应用效果。在DF13-B3井Ⅰ气组钻前预测中，基于砂体顶面对应波谷、底面对应波峰这一常规认识解释Ⅰ气组砂岩厚度为19 m，基于本文的储层相控正演模拟预测砂岩厚度为7 m，深度3 112 m(含33 m补心深度)已是Ⅰ气组底面(图10)。当钻至3 112 m时果断取消取心作业，实钻厚度6.8 m，与预测基本吻合，避免了浪费。东方13-1区内现已完成8口井的预测，目的层深度和厚度预测准确，厚度预测误差普遍在5 m之内。

图10 东方区DF13-B3井相控正演模拟

4 结论

1) 将莺歌海盆地含气储层地震相划分为“两红夹一黑”、“上黑下红”、“上红下黑”等3种类型，分析了这3种类型地震相的成因，归纳出了15种地震相样式，并分析了它们之间的过渡关系，完善了含气储层地震相识别技术，突破了在莺歌海盆地仅将“两红夹一黑”型地震相认定为含气储层的传统认识。

2) 在莺歌海盆地东方13-1区，基于莺歌海盆地含气储层新认识，利用地震相类型成因分析指导地震属性提取并进行储层平面分布预测，利用地震相类型样式分析指导相控正演模拟并进行储层纵向分布预测，均取得了较好的预测效果。

3) 本文所完善的含气储层地震相识别技术，适用于以大套泥岩为主夹砂岩储层的浅海—深海沉积环境，在莺歌海盆地、琼东南盆地、珠江口盆地东部深水区及南海中南部深水区均具有广阔的应用前景。

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(编辑：冯 娜)

Improvement and application of seismic facies identification technology for gas-bearing reservoir in Yinggehai basin

Pei Jianxiang1Pan Guangchao1Wang Yang1Ma Dehong2

(1.ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong524057,China；2.HenanGeologicalMuseum,Zhengzhou,Henan450016,China)

With exploring of Yinggehai basin to mid-deep formation with high temperature and pressure, to identify gas-bearing reservoir only with seismic response of “one black in two red” has limitation. Based on the positive polarity zero-phase seismic data, seismic facies of gas-bearing reservoir of Yinggehai basin were classified into 3 types and their causes were analyzed from lithologic association，petrophysical feature and sandbody coupling. Fifteen kinds of seismic facies patterns were summarized and their transition relationships were analyzed, which improved the gas reservoir seismic facies identification technology. Good results were achieved in Dongfang 13-1 area of Yinggehai basin in which seismic attribute extraction and reservoir prediction in the plane were guided by seismic facies cause analysis, and seismic forward modeling constrained with sedimentary facies and reservoir prediction in vertical direction were guided by seismic facies pattern analysis. The improved seismic facies identification technology for gas-bearing reservoir is applicable to a large set of mudstone sandstone reservoir in shallow—deep sea sedimentary environment, which has broad future application in Yinggehai basin, Qiongdongnan basin, deep water area of eastern Pearl River Mouth basin and south central area of South China Sea.

Yinggehai basin; seismic facies of gas-bearing reservoir; cause analysis; transition relationship; reservoir prediction; seismic attributes; seismic forward modeling constrained with sedimentary facies

裴健翔，男，教授级高级工程师，1996年毕业于原成都地质学院，获硕士学位，现主要从事油气勘探研究和技术管理工作。地址：广东省湛江市坡头区22号信箱(邮编：524057)。E-mail：peijx@cnooc.com.cn。

1673-1506(2015)04-0030-07

10.11935/j.issn.1673-1506.2015.04.004

TE122.2

A

2015-03-13 改回日期：2015-05-27

*“十二五”国家科技重大专项“莺琼盆地高温高压天然气成藏主控因素及勘探突破方向(编号：2011ZX05023-004)”部分研究成果。