覃利娟 晁彩霞 李 雷 王 玉 漆 智 周 伟

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司， 广东 湛江 524057)

莺歌海盆地东方A区高温高压气藏属于浅海背景海底扇沉积，储层非均质性强。开发前期气井资料少，地震资料品质有限，储层研究精度不够。邻区相同层位相似气藏的先期试验开发中，也逐步发现了海底扇储层砂体分布复杂、气水模式矛盾等问题。为有效规避地质风险，提高开发井钻井成功率，有必要对气藏含气砂体进行地震精细解释、地震储层预测，精细刻画单砂体分布、砂体边界及砂体连通性。

1 地质背景

东方A气田位于南海北部大陆架西区的莺歌海盆地内，处于莺歌海盆地中央泥底辟背斜构造带的西翼。为单斜岩性构造，向东超覆在背斜构造上，地层倾角2°～4°。区内无断层发育，总面积超过100 km2。目的层为新近系中新统黄流组一段，其中主要包含H1Ⅰa、H1Ⅱb2套含气砂体，气层厚度6～60 m，储层物性好，为中孔中渗储层。该气藏为高温高压岩性气藏，原始地层压力大于50 MPa，地层温度大于150 ℃。黄流组沉积时期构造活动较弱，莺歌海盆地属于浅海背景陆架内盆地，发育不规则洼地和链状洼地。研究区为水退期蓝江物源三角洲沉积物在莺西斜坡的坡折带滑塌至盆地底部形成的海底扇沉积。由于受古地形、沉积期次、物源供给、水动力等因素的影响，研究区内不同位置沉积砂体厚薄不一，储层砂体的大小、分布及相互间的叠置样式、连通关系复杂，储层非均质性强。

2 砂体刻画技术

配合东方A气田整体开发方案的实施，在气田范围内针对目的层采集了高密度地震资料。新采集的高密度资料显示，地震主频在31.5 Hz左右，有效频带8～55 Hz，分辨率约为26 m。相对于老资料而言，频带宽度增大，保幅性好，低频成分增强，砂体横向边界更加清晰，为开展砂体刻画奠定了坚实基础。

2.1 相位转换

在零相位地震数据中，地层界面对应于波峰或波谷，地层的岩性与地震相位之间不存在确定性对应关系。通过-90°相位转换可使地层界面对应于零相位，地震道能更好地模拟测井波阻抗，地震相位具有了地层意义[1-4]。-90°相位转换针对目标将其原始子波转换为90°反对称子波，将地震反射波主瓣提到薄层中心，建立地震同相轴与薄层砂体之间的对应关系[5-6]。根据相位转换原理，当砂岩厚度在λ4、λ2左右时，90°相位子波合成地震记录上砂岩层与波谷对应(见图1)。因此，当砂岩厚度与λ4、λ2接近时，砂岩整体与波峰或波谷对应，砂岩顶底位于地震零相位，砂体解释更加直观。

图1 相位转换技术原理

东方A区地震主频为31.5～35.0 Hz，地震分辨率为22～30 m。黄流组一段H1Ⅰa砂体内部单砂体平均厚度在23 m左右，接近原始地震数据体的λ4。运用Geoscope软件进行多井初始相位角分析，发现平均初始相位角为-1.4°。据此，对原始地震数据体进行-88.6°相位转换。相位转换以后，同相轴的连续性、振幅、内部结构均会发生一定的变化。

2.2 分频解释

不同频率的地震信号对各种尺度地质体的敏感度不同。因此，在刻画特定地质体厚度变化和描述地质体横向不连续性时，可在频率域内对每个频率所对应的振幅进行分析，排除时间域内不同频率成分的相互干扰，最大限度地突出薄层响应，使薄层成像清晰[5-7]。这样，不仅可以提高纵向分辨率，而且可以突出地层的横向变化和边界点，有利于对储层的识别和追踪。东方A气田黄流组一段，主频约35 Hz，频宽15～65 Hz。在其频宽范围内，每隔10 Hz提取一个数据体。对比低、高频地震剖面，可以看出，由于H1Ⅱb砂体较厚，随着频率的增加，其内部结构得到细化，原来是一个同相轴，现在变成了2个或多个同相轴。

3 储层砂体精细刻画

3.1 单砂体刻画

黄流组浅海海底扇沉积发育侵蚀水道、水道、水道侧缘、朵体等微相，不同期次水道、朵体砂体相互叠置或者独立。鉴于东方A区井点相对稀疏，充分利用高密度三维地震偏移剖面横向分辨率较高的特点，运用相位转换、分频解释等技术，对原始地震数据体进行处理。参考地震属性，在相位剖面、偏移剖面、波阻抗剖面上，进行单砂体边界解释；结合正演技术和地震反演方法，对单砂体的叠置连通关系进行分析。

H1Ⅰa砂体主要为非限定性朵体沉积，局部发育侵蚀水道，平面分布范围广，但砂岩厚度整体较薄(侵蚀水道部位的砂体厚度相对较大)，且受后期水道侵蚀切割和朵体侧向迁移的影响，砂体平面分隔性强。在-90°相位转换剖面上，H1Ⅰa砂体对应波谷(红轴)，泥岩对应波峰(黑轴)，砂体顶底大概对应振幅过零点处。本次研究，在相位转换的基础上进行单砂体解释。砂体边界的解释原则为削蚀尖灭、同相轴转弯、同相轴错断、相位消失、振幅能量变化等。借助相位转换剖面、相对声波阻抗剖面、均方根振幅剖面，依据砂体尖灭或叠置原则，对单砂体边界进行精细刻画(见图2)，共识别了13个单砂体。

H1Ⅱb砂体以多期复合水道沉积为主，隔夹层发育，地震剖面为多轴显示，振幅变化较大。在高频剖面上内部特征得到细化，A-6井、A-3井证实内部发育一套稳定的泥岩隔夹层。根据储层内部隔夹层展布及沉积期次，结合分频剖面泥岩隔层分布，将开发区域的H1Ⅱb砂体在纵向上分割成H1Ⅱb上、H1Ⅱb下2套砂体(见图3)。这样分割，有助于进行砂体内部精细刻画。

3.2 砂体连通性分析

研究区的井距大、井点资料较少，而海底扇沉积体系非均质性很强，砂岩密度等地质统计方法不能反映各井砂体横向连通性。因此，在充分利用地震资料的井间信息基础上，主要通过地震精细解释、正演模拟、反演验证进行砂体叠置关系和连通性分析。

正演模拟方面，按砂体整体连通、断开、气水界面、砂体叠置、泥岩夹层等5种情况设计正演模型(见图4)，根据砂体厚度选择合适的厚度区间范围。结果显示，砂体叠置解释方案和泥岩夹层方案具有最大可能性，由此推测此处砂体极可能连通。

图2 H1Ⅰa的单砂体边界解释图

图3 H1Ⅱb砂体精细解释地震剖面图

利用高密度地震资料的宽频处理结果，进行宽频地质统计学反演。相对于常规反演，宽频反演的优势明显，地震资料分辨率更高，低频模型建立更容易，反演精度更高[8-9]，而地质统计学反演是将叠前同时反演技术和随机模拟技术相结合的全新随机反演算法。宽频地质统计学反演能集成地质统计学反演与宽频反演的高分辨率优势，尤其是在薄储层及薄夹层上的预测精度更高[10]，有助于对砂体展布及接触关系的精细刻画。对比宽频地质统计学反演与常规确定性反演、地质统计学反演及宽频反演的结果(见图5)，可以看出，地质统计学反演与宽频反演分辨率更高，其反演结果都能较好描述储层展布，而宽频地质统计学反演结果，剖面砂体边界更加清晰，分辨率最高。反演结果显示，砂体为叠置连通关系。

图4 气田砂体接触关系正演模型

图5 储层预测结果对比

4 结 论

(1) 根据黄流组一段H1Ⅰa、H1Ⅱb含气砂体内部的单砂体平均厚度，考虑高密度三维地震资料的分辨率，对砂体内部进行精细刻画，-90°相位转换技术适合应用于H1Ⅰa气组，地震分频解释技术适合应用于H1Ⅱb气组。

(2) 砂体精细刻画后，H1Ⅰa砂体平面可识别出13个单砂体；正演模拟和反演验证结果显示，部分单砂体呈叠置连通关系。H1Ⅱb砂体纵向上，可解释成上下2套砂体，中间隔夹层发育。

(3) 根据砂体精细化解释结果，东方A气田整体开发方案部署的开发井，有9口井存在储层发育不连续的风险，有3口定向井存在见水的风险。因此，在实践中优化了井位，将其调整至储层发育稳定区域；同时优化了井型，将定向井变为水平井。通过优化井位和井型，有效降低了开发井储层不连续和见水的风险，提升了钻井成功率。