王文涛，卢刚臣，李冰玲，刘 建，张利平

(1.中国石油东方地球物理公司研究院大港分院，天津 300280；2.中国石油大港油田分公司对外合作项目部，天津 300280)

1 研究区概况

大港埕海区块构造上位于埕北断坡，是埕宁隆起向歧口凹陷倾伏形成的阶状断裂斜坡。埕北断坡带主干断裂宏观上呈北东和近东西向展布，受次级断层的切割，被分为多个局部断鼻、断块圈闭，这些断鼻、断块构造有利于油气的聚集成藏。含油储层以古近系沙河街组沙二段为主，受南部埕宁隆起物源控制发育辫状河三角洲前缘砂体，继承性的古地貌是物源的主要通道，储层分布具有台地控砂和沟槽控砂的特点。纵向上，沙二段储盖组合较好，上部为泥质盖层，沙二段中、下部砂体叠置连片发育。长期活动的张东、张北、赵北等油源断层为油气向构造区聚集提供了运移通道，成藏条件优越[1-3]。

多年的勘探与研究表明，油气开发存在的主要问题为：①沙河街组沙二段油藏埋深约3 500 m；②砂体横向上虽然连片发育，但砂、泥岩互层严重，含油单砂层薄，一般小于10 m，地震资料主频为25 Hz，所能分辨的砂体厚度最小为40 m；③砂岩泥质含量高，常规波阻抗难以区分砂、泥岩岩性。为解决以上问题，在岩石物理分析的基础上，优选岩性敏感曲线，通过对比分析传统地质统计学反演与地震波形指示反演结果，在优选储层预测方法的同时，刻画有利储层分布范围，为区块高效开发奠定基础。

2 岩性敏感曲线重构

埕海区块沙二段整套地层厚为100～600 m，上部以灰色泥岩为主，中下部发育浅灰色细砂岩、粉砂岩与泥质粉砂岩，与灰色泥岩呈互层沉积(图1)，层段内砂泥百分比达25%～45%，孔渗物性较好，为中低孔、中低渗型储层。其上覆地层沙一段为碳酸盐岩台地和辫状河三角洲沉积，发育碳酸盐岩和砂岩两类储集体。碳酸盐岩主要分布于沙一段底部，为泥晶灰岩和泥晶白云岩，向上变为油页岩、灰色泥岩。

图1 CH38井原始测井曲线

统计分析研究区内所有井目的层段的测井曲线，结果表明，虽然砂岩的波阻抗值略高于泥岩的波阻抗值，但砂、泥岩的波阻抗值存在较大的叠置区，难以作为区分岩性的指示参数。自然伽马是识别砂、泥岩较为敏感的参数，伽马值小于82时，可判定为粉砂岩或细砂岩，伽马值大于82时，可判定为泥岩或砂质泥岩。

由此可知，砂、泥岩无法采用简单的声波阻抗反演来识别，需要将自然伽马作为岩性敏感特征曲线参与到拟波阻抗的构建过程中，从而提高储层预测结果的精度。基于此，采用频率域合并的方法对岩性敏感曲线进行重构，从原始波阻抗中得到的低频曲线，与自然伽马得到的高频曲线进行频率域合并，重构后的波阻抗曲线在一定程度上提高了区分砂岩和泥岩的能力(图2)，为有效预测薄砂层创造了条件。

图2 波阻抗(上)、重构波阻抗(下)与伽马交汇

3 波形指示反演与地质统计学反演

3.1 基本原理

地质统计学反演在上世纪90年代初期由Bortoli、Dubrule等提出并发展，算法虽然能突破地震资料频宽限制，提高反演的纵向分辨率，但存在横向分辨率差的缺陷。Torres-Verdin 等(1999)提出了基于马尔科夫链蒙特卡洛算法的地质统计学反演方法并沿用至今，其核心是通过随机模拟与反演计算，建立一个或多个既满足数据的地质统计学特征，又满足地质、测井和地震信息的三维储层参数概率模型。数据的地质统计学特征由数据的概率分布图和变异函数描述[4-6]，其反演结果的好坏与地质模型的先验信息丰富程度关系较大，因此，该方法通常应用在已钻井较多、地质资料丰富的油田。

地震波形指示反演(SMI)是杨涛、毕建军等(2017)在传统地质统计学基础上发展起来的一种高精度地震反演方法，是利用地震波形相似性优选相关井样本，参照样本空间分布距离和曲线分布特征建立初始模型，代替地质统计学中的变差函数分析及空间变异结构，对高频成分进行无偏最优估计。该方法适用于横向变化快的薄互层储层的高精度预测，反演结果在空间上体现了地震相的约束，平面上更符合沉积规律[7-11]。

3.2 理论模型试算

3.2.1 模型建立

为了对比验证波形指示反演与地质统计学反演技术预测薄储层的可靠性和适用性，结合研究区地质特征与储层参数，建立砂、泥薄互层的三维模型(横、纵均为180道，道间距25 m)，并采用主频为25 Hz雷克子波进行褶积计算得到其相应的地震资料[12-13]。该模型上覆地层速度为3 600 m/s，下覆地层为4 000 m/s，下覆地层中包含5套5 m厚的单砂层，单砂层速度为4 400 m/s，图3是各单砂层平面分布形态。

图3 五套单砂层平面分布形态

3.2.2 反演数据准备

利用正演地震数据以最大振幅完成层位的追踪解释，从反演中建立初始模型的基础数据中，再随机选取相对均匀分布的16口虚拟井(图4)，并从深度域模型中提取井对应的速度曲线作为后续约束反演的井位。

从层位追踪结果看(图4)，受下伏砂体影响，模型中水平的地层界面在地震剖面上不再是水平状态，而是产生了微小构造。

图4 砂层组顶面构造图及虚拟井位置

3.2.3 模型反演结果

依据波形指示反演及地质统计学反演的操作流程，分别建立两个反演工区进行相应地震数据、解释层位、井位坐标及曲线的加载。在建立井震关系的基础上，形成构造框架模型与初始模型，并以速度曲线作为岩性敏感参数进行两种反演方法的计算。

模型试算结果表明：①受构造形态(框架模型)的影响，砂体纵向存在一定位移，对比抽取模型剖面与两种反演的剖面(图5)，在纵向上均具有较高的砂体识别能力，能较好地反映薄砂层在纵向上的变化，其中波形指示反演单砂层的横向连续性较好。②对比模型与提取的各单砂层平面预测成果(图6)，地质统计学反演的结果基本能反映单砂层的轮廓，但受算法影响的空间随机性较强，而波形指示反演的结果能很好地预测5 m单砂层的空间形态。

图5 模型剖面与波形指示反演剖面、地质统计学反演剖面对比

图6 单砂层模型(左)、波形指示反演(中)、地质统计学反演(右)对比

3.3 应用实例

为了验证地震波形指示反演技术的实际应用效果，研究中采用相同的地震资料及井数据针对埕海区块沙二段开展了波形指示反演与地质统计学反演。两种反演结果在井点与测井伽马曲线吻合很好，井间均与地震反射特征的横向变化特征基本一致。与地质统计学反演相比，波形指示反演结果中目的层叠置单砂体的边界清晰，含油储层砂岩的分辨能力强(图7)，易于单砂层的追踪解释。

图7 波形指示(上)与地质统计学(下)反演对比

CH33井处于断鼻构造的主体区，沙二段中部1、2号储层为研究区的两个主要油层，分别处于地震反射的波谷和一套中弱反射的上部，测井资料显示①号砂层厚度为10.2 m，②号砂层厚度为23.3 m。波形指示反演结果显示①号砂层在盲井CH301井与CH33井厚度相当，地质统计学反演结果显示①号砂层在盲井CH301井较CH33井厚，实钻结果表明①号砂层横向稳定，砂体厚度没有变化。波形指示反演结果显示②号砂层在盲井CH301井分隔成两套砂体，地质统计学反演结果显示②号砂层在盲井CH301井变薄，实钻结果表明②号厚砂层横向发生变化，成为两个砂层。这表明波形指示反演结果与实钻情况吻合性较好，比地质统计学反演预测更准确。

平面上，利用地层切片方法，按识别砂岩的门限值进行各油组砂体的厚度预测，图8a、图8b是沙二中①号砂体两种反演方法计算得到的砂体厚度预测结果。通过统计研究单井钻遇砂层厚度与反演结果对比，地质统计学反演预测砂体厚度与井的符合率为85.3%，而波形指示反演预测的砂体厚度与井的符合率达到90%以上，预测结果反映了该区辫状河沉积的地质特征。该预测成果为埕海区块探明储量的落实及井位部署提供了技术支持。

图8 沙二中①号砂体厚度预测

4 结束语

(1)采用地震资料为约束的随机模拟方法与地质统计学反演相比，预测结果具有纵横向精度高、反演结果随机性小的特点，是复杂构造区薄储层预测的一种有效手段。

(2)针对埕海区块开展的储层预测，从理论模型与实例应用两个方面验证了波形指示反演算法的可靠性，准确预测了河道砂体的空间分布。