孙乐,房茂军,任艳,于兴河

(1.中海油研究总院有限责任公司,北京 100028;2.中国海洋石油国际有限公司,北京 100028;3.中国地质大学(北京)能源学院,北京 100083)

南海北部湾盆地面积约3.98×104km2,海域石油资源较为丰富,是南海西部公司的主力产油盆地,年产量保持在2×106m3以上[1],尽管已在其中的涠西南凹陷进行了工业化油气开采,但随着油田的逐年开采,急需寻找新的接替资源与后备储量;近年来已在其相邻的乌石凹陷勘探开发中取得了较大突破和进展,发现了数个中小型油田。乌石凹陷是早已证实的北部湾盆地富生烃凹陷之一[2-3],主力成藏体系为始新统流沙港组的流二段与流三段,目前探明储量近4×107m3,三级储量达8×107m3,虽然该区储量规模较大,但随着生产实践和地质认识的不断探索和发展,乌石凹陷进入以储层规模各异(小砂体、小断块)、粒序结构复杂、非均质性强的厚薄交互储层为目标的勘探和开发阶段。为了提高近海油气田勘探成功率与开发效果,全面开展针对厚薄交互储层定量表征方法技术研究已成为当前油气地质的核心内容[4-6]。

随着勘探目标、勘探领域的转变,地震反演面临一些全新的挑战,地震数据和已知信息的有限性,导致反演结果多解性增加,反演分辨率受到限制;构造和储层复杂、先验模型构建困难,反演多解性问题严重,这些是地震反演技术面对的瓶颈问题[7];在未来地震解释(地震反演)工作的开展中,急需增加先验信息,提高反演稳定性[8-11],如稀疏约束反演、全变差正则化约束反演、平滑模型约束反演、构造约束多道反演、相控地震反演等;同时要提高初始模型构建精度,减少多解性,如马尔科夫蒙特卡罗、混沌反演等全局搜索方法。

南海北部湾盆地乌石凹陷以储层规模各异、非均质性强的厚薄交互储层为勘探开发目标,始新统流沙港组的流二段与流三段储层沉积成因多样,砂体叠置样式不一,流三段以厚层为主、薄层为辅,主要呈薄夹厚层叠置,流二段泥岩发育、砂泥交互,呈薄互层叠置样式。研究区工区面积较大,断裂较为发育,地震资料主频平均约为18 Hz,有效频带宽度5～60 Hz,依靠常规波阻抗反演体不足以进行乌石凹陷始新统储层宏观岩性特征的有效识别,同时,如何突破地震分辨率对砂泥薄互储层的约束是亟待解决的一大难点,这也直接影响着后续沉积展布规律研究和储层综合评价[12]。为此,在地震岩石物理响应分析、拟声波曲线构建的基础上,提出2种地震反演方法,在地震岩石物理响应分析的基础上,构建拟声波曲线,通过拟波阻抗反演,预测目标层段波阻抗的空间分布特征,进而明确始新统重点层序的砂(砾)岩发育有利区带;采用基于马尔科夫链蒙特卡洛的地质统计学反演方法,对流二段砂泥薄互储层进行小层级别砂体雕刻,建立砂体定量知识库,并对储层展布的精确预测。眼牛成果为乌石凹陷始新统后续沉积体系展布规律研究和储层综合评价奠定了良好的基础,同时为近海类似陆相断陷盆地的储层综合表征提供重要借鉴。

1 地质概况

北部湾盆地位于中国南海西北部,是一个半封闭的海湾,面积约3.98×104km2,东临雷州半岛和海南岛,北临粤桂隆起,南接海南岛。北部湾盆地包括北部坳陷、企西隆起、中部坳陷、南部坳陷及徐闻隆起5个二级构造单元[13-14]。继珠江口与渤海湾盆地之后,北部湾盆地是中国近海最有潜力的含油气盆地[15],也是南海西部公司的主力产油盆地,具有巨大的油气资源潜力及勘探开发前景(图1)。

图1 北部湾盆地乌石凹陷地理位置图与构造特征Fig.1 Geographical location map and structural characteristics of Wushi Sag in Beibuwan Basin

乌石凹陷分布在北部湾盆地南部坳陷的东北部,总体上呈近东西向展布,总面积约2 680 km2,是北部湾盆地内继涠西南凹陷之后又一主要的富烃、生油凹陷[16]。北邻企西隆起,南靠流沙凸起;西接海中凹陷,东连迈陈凹陷[17-18]。乌石凹陷东部主要存在3个次级构造带,东部断阶带、北部断阶带和南部洼陷带,主要含油层位为始新统流沙港组二段、三段,探明储量近4×107m3,三级储量达8×107m3。已钻探井与评价井共28口,测录井、岩心及分析化验资料较为齐全,三维地震数据体覆盖全区,面积约400 km2(图1)。

始新统流沙港组整体呈现下粗上细的粒度特征,岩性从底部的砂砾岩、含砾砂岩向上过度为中细砂岩、泥岩等,砂岩泥岩互层现象明显。流三段沉积时期,水体较浅,主要为深灰色、灰色泥岩、浅灰色中粗砂岩、砂砾岩等,厚层块状沉积,与下伏地层为不整合接触。流二段沉积时期,湖相范围明显扩大,灰色细砂岩、中砂岩与泥岩呈薄互层特征发育。研究层位内,尽管构造较为复杂,仍可以结合区域构造演化特征,通过测井曲线特征、旋回叠加样式、地震反射剖面特征分析,确定出符合本区实际情况的层序界面,从而实现由点到面的横向追踪,据此由下到上将乌石凹陷始新统划分为2个三级层序(SQ1、SQ2),6个四级层序(MSC1～MSC6),如图2所示。体系域是同一时期沉积体系的组合,通常具有一定的内在成因联系,通过将初始洪泛面与最大洪泛面进行有效划分,可将三级层序内(SQ1、SQ2)的低位体系域、海侵体系域与高位体系域进行区分[19]。初始洪泛面标志着层序界面之上第一次中期反旋回结束(MSC1、MSC4)与第二次中期正旋回开始(MSC2、MSC5),最大洪泛面则通常表现为中期正旋回之上的泥岩段(MSC3、MSC6),此时期沉积速率最慢[20]。

GR为自然伽马曲线;SP为自然电位测井曲线;DT为声波曲线;RLLS为浅侧向电阻率曲线;RLLM为中侧向电阻率曲线;RLLD为深侧向电阻率曲线图2 乌石凹陷始新统层序地层划分方案Fig.2 Sequence stratigraphic division scheme of Eocene in Wushi Sag

2 地震岩石物理响应

2.1 岩石物理特征

制作研究区始新统SQ1层序和SQ2层序砂泥薄互储层段(即MSC4、MSC5体系域)分岩性测井响应图版,从分岩性图版(图3)可以看出,整体上砂岩表现为低声波时差、低密度特征,泥岩表现为高声波时差、高密度的测井响应特征;SQ2层序砂泥薄互储层段的砂岩响应特征明显优于SQ1层序,SQ1层序地层埋深大,储层致密,砂岩的测井响应特征差,不同岩性的测井响应分布直方图有较大面积重合;虽然研究区内波阻抗能够一定程度上区分砂泥岩,但砂岩低声波时差、低密度的响应特征使得波阻抗对岩性区分程度较低(图3)。

1 ft=0.304 8 m图3 乌石凹陷始新统分岩性声波、波阻抗图版Fig.3 Acoustic and impedance map of Eocene in Wushi Sag

2.2 岩性敏感信息重构

从测井曲线(图2)和分岩性测井响应图版(图3)可以看出,声波曲线在砂体的识别上具有相对较好的响应特征,因此考虑构建拟声波曲线,即在原始低频声波曲线中,加入高频岩性敏感曲线信息,以增强研究区声波曲线的岩性识别能力。低频和高频曲线滤波可通过频谱分析获得,地震有效频带宽度5～60 Hz,则设置高频频率为60 Hz,结合原始声波曲线60 Hz以下和自然伽马曲线60 Hz以上的曲线,构建得到拟合的声波曲线,利用拟声波曲线计算得到拟密度曲线,进而求得拟波阻抗曲线,拟合后的声波时差、波阻抗曲线对岩性有较好响应,不同岩性的测井响应分布直方图重合面积变小(图4),成果可应用于后期地震波阻抗反演。

1 ft=0.304 8 m图4 乌石凹陷始新统分岩性拟声波、拟波阻抗图版Fig.4 Fitted acoustic and impedance map of Eocene in Wushi Sag

拟声波曲线保留了原始曲线的低频信息,不会对曲线有较大形态改变,同时在细节上加上了自然伽马信息,最大程度上忠实于地下地质情况的同时提高了对储层的识别能力。以图5中B7井、C4井为例,原始声波曲线和拟声波曲线对大于6 m的砂岩均具有较好的响应;但对于小于6 m的砂岩层,原始声波曲线不能很好识别,拟声波曲线因加入自然伽马曲线的高频信息,因此能很好识别出薄互层中小于6 m的砂岩段,提高了储层识别精度。

AC为声波测井曲线;Ni-AC为拟声波时差曲线 ;DEN为密度测井曲线;VSH为泥质含量曲线;1 ft=0.304 8 m图5 乌石凹陷始新统原始声波与拟声波曲线叠合示意图Fig.5 Superposition diagram of original acoustic wave and fitted acoustic wave curves of Eocene in Wushi Sag

3 拟波阻抗反演预测砂体有利区带

稀疏脉冲反演(CSSI)是基于稀疏脉冲反褶积的递推反演方法,其基本假设是地层的强反射系数是稀疏的,即地层反射系数由一系列叠加高斯背景上的强轴组成[21]。通过获得宽频带的反射系数,能较好地解决地震记录的欠定问题,从而提高反演波阻抗数据的真实性[22-23]。

拟波阻抗反演最终结果受多种因素影响,其中骨架剖面搭建、低频模型建立、合成记录制作及层位标定、子波提取与优选是决定地震反演结果好坏的关键技术和环节。骨架剖面是拟波阻抗反演进行所需的空间格架,其断层和层位解释的准确性是反演的基础和重要前提;拟波阻抗反演是在地层框架的限制下,地震数据体作为硬约束控制反演结果的横向变化,测井资料得到的拟波阻抗作为软约束控制纵向反演结果的变化,加上CSSI反演算法的应用,共同实现了地震拟波阻抗反演对砂体展布的预测。

拟波阻抗反演分辨率受地震原始分辨率影响较大,目标区断裂广泛发育,同相轴连续性较差,部分地区表现为杂乱反射,对反演体质量影响较大(图6)。约束稀疏脉冲反演得到的拟波阻抗反演体基本能够反映各层序砂体的宏观展布特征和有利砂岩发育区,进行较为准确可靠的井间砂体宏观预测。

图6 波阻抗反演与地震同相轴叠合图Fig.6 Superposition diagram of wave impedance inversion and seismic in-phase axis

通过分析井点处实际砂岩厚度与拟波阻抗反演时间域砂厚之间的关系(图7),可以看出,二者相关性较高,复相关系数均大于0.7,反演砂厚误差小。从宏观角度分析,波阻抗反演能够较好反映全区砂体发育展布特征,因此通过井点实际砂厚与反演砂厚关系式,得到各主力层序拟波阻抗反演深度域砂岩厚度图(图8)。研究区砂岩厚度分区性较为明显,北部断阶带砂岩厚度整体较薄,与东部断阶带之间通过区域大断层隔断而分属不同的沉积期次;东部断阶带砂岩发育厚度较大;南部洼陷带地层厚度大,故砂岩厚度高值区集中连片发育,累计砂厚为三构造带最大。

图7 井点实际砂厚与反演砂厚误差分析Fig.7 Error analysis of actual sand thickness and inversion sand thickness at well site

砂岩展布长轴、短轴长度可用于指导后期地质统计学反演中变差函数值的选定图8 乌石凹陷始新统波阻抗反演预测砂体有利区带Fig.8 Favorable sandbody zones predicted by Eocene wave impedance inversion in Wushi Sag

MSC2体系域平均砂岩厚度120.1 m,东部断阶带砂岩厚度最大,且有利区较为连续,B4井及其周边地区,地层较发育,砂岩厚度大,再往西为区域大断层,B2～B5井一带砂岩发育厚度大,且较为连片;南部洼陷带中,南部A1w-1井以东,A2井以北地区砂岩较为发育;北部断阶带砂岩厚度最小,且多呈零散分布[图8(a)]。

MSC4体系域平均砂岩厚度70.8 m,A1～A2井一带反演砂厚较大;A1w-1井周边、B13井以东地区、B4井～B2井一带为砂岩发育较为集中地区;北部断阶带砂岩发育整体较薄,这与其地层厚度较薄有一定关系,砂体发育连片性较差,与东部断阶带之间通过区域大断层隔断而分属不同的沉积期次[图8(b)]。

MSC5体系域平均砂岩厚度65.7 m,砂岩发育程度整体较MSC4大,连片性更强;东部断阶带中,B2、B9、B10以东发育较大面积砂体;南部洼陷带中,A2井及其以东地区发育连片砂体展布,A1w-1井以西砂体较为发育;北部断阶带中,井点砂岩发育程度较高,但因地层较薄,同相轴连续性差,导致砂体发育较为孤立[图8(c)]。

4 地质统计学反演预测砂泥薄互储层

始新统SQ2层序主要发育远物源的正常三角洲前缘沉积,常见牵引流沉积构造,砂体单层厚度小(2～7 m),多呈砂泥岩薄互层特征展布,表现为泥岩发育、砂泥交互的“千层饼式”储层结构特征,砂体横向延伸距离短,相互连通性弱。在研究区首次采用地震协同多井约束的地质统计学反演方法,实现重点井区SQ2层序中部砂泥薄互储层砂体雕刻,确定各小层砂体宏观展布特征和沉积微相平面图,建立“井与地震完美结合”的高精度地质静态模型,有效地解决了薄互储层砂体预测难的问题[24-26]。

通过VSH计算得到岩性离散化岩性曲线,将岩性简化为砂岩、泥岩,统计重点井区各层序砂泥岩比例,指导后续地质统计学反演;采用马尔科夫链-蒙特卡洛的算法,对研究区岩性曲线做变差函数分析,在此基础上,结合地震数据、岩性比例、地震骨架模型,通过统计学建模、贝叶斯判别、马尔科夫链蒙特卡洛等先进技术,建立的高精度油藏静态模型,得到等概率的多个数据体,结合地质背景进行预测,并进行不确定性分析。

在确定上述所需参数的基础上,输入测井、地震、地质等多方面信息,得到多个砂泥岩反演体及最终的岩性概率体(图9),各反演体均满足地震约束和先验信息条件,由于地震资料的硬约束,各个砂泥岩反演体的主体形态相似,即砂体的宏观发育区域和展布形态类似;在井区周边,各反演体结果受井资料约束,表现形态基本一致,而在远离井区的地带,各个反演结果则表现为一定的多解性,砂体的叠置关系和延伸长度不同。

图9 MSC4、MSC5体系域地质统计学反演多个实现结果及概率体Fig.9 Multiple realization results and probability volumes of geostatistical inversion in MSC4 and MSC5 system domains

依据层序地层学原理,以岩性概率体为依据,对砂岩体进行雕刻,进而明确各小层砂体平面展布范围,预测井间砂体展布。各砂体主要为条带状和不规则状砂体,少部分为透镜状砂体,大小各样,分布范围不一。通过砂泥薄互储层的地质统计学反演及砂体雕刻,统计单砂体形态特征,测量其长度、宽度、厚度,构建乌石凹陷始新统砂泥岩薄互层砂体定量知识库。水下分流河道长度小于3 800 m,多在1 000～2 800 m;宽度多在300～900 m,厚度多分布3～14 m(图10);砂体长宽比介于3.16～6.29,平均4.13;宽厚比介于53.51～114.07,平均76.64。

为砂泥薄互储层砂体样本图10 乌石凹陷始新统砂泥薄互储层砂体定量知识库Fig.10 Quantitative knowledge base of sand and mud thin interreservoir sand bodies in Eocene of Wushi Sag

5 结论

(1)依靠常规波阻抗反演体不足以进行研究区储层宏观岩性特征的有效识别,依据稀疏脉冲反褶积原理,通过骨架模型建立、低频模型建立、子波提取、精细层位标定、反演参数确定等关键技术,并进行反演效果分析、误差分析等,建立了北部湾盆地乌石凹陷始新统反映波阻抗的声波曲线与反映砂泥含量GR曲线相融合的拟波阻抗地震反演方法,最终得到拟波阻抗反演体,能够反映各体系域砂体的宏观展布特征和有利砂体发育区带,避免了传统井点砂厚插值导致的井间预测性差、边界无约束等问题。

(2)在研究区首次采用地震协同多井约束的地质统计学反演突破地震分辨率对砂泥薄互储层的约束,对重点井区MSC4、MSC5体系域砂泥薄互储层进行砂体雕刻,确定统计特征参数,通过不确定性分析得到5个砂泥岩概率体和1个岩性概率体,据此对目的层位反演结果进行精细砂体雕刻,构建砂体定量知识库,水下分流河道长度小于3 800 m,多在1 000～2 800 m;宽度多在300～900 m,厚度多分布3～14 m;砂体长宽比介于3.16～6.29,平均4.13;宽厚比介于53.51～114.07,平均76.64。

(3)通过拟波阻抗反演明确始新统各体系域砂体的宏观展布特征,为后续沉积体系展布规律研究和储层综合评价奠定了良好的基础;地质统计学反演方法提高了研究区砂泥薄互储层的刻画效率,并构建了相应砂体定量知识库,为研究区基于沉积微相导向的砂体对比提供了重要参数指导,也会近海类似陆相断陷盆地提供了借鉴。