夏同星，盧新瑞，李 賓，黃捍東，劉傳奇，嚴(yán) 浩，王宏寧

1. 中海石油（中國）有限公司 天津分公司渤海石油研究院，天津 300452；

2. 中國石油大學(xué)（北京）地球物理學(xué)院，北京 102249；

3. 油氣資源與探測國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，中國石油大學(xué)（北京），北京 102249

遼東灣盆地中深層油氣藏具有重大勘探開發(fā)潛力，是渤海油田增儲(chǔ)上產(chǎn)的重要保障。該區(qū)域中深層油氣藏埋藏深度大于2500 m，受構(gòu)造和巖性雙重控制，儲(chǔ)層成巖作用強(qiáng)且結(jié)構(gòu)復(fù)雜，發(fā)育多種沉積類型，砂體厚度變化大，橫向分布復(fù)雜，致使儲(chǔ)層巖性和流體識(shí)別困難，預(yù)測精度較低。地震反演是儲(chǔ)層預(yù)測的核心技術(shù)，高精度的疊后反演對(duì)指導(dǎo)油田高效勘探開發(fā)具有重要意義。遞推反演等直接基于地震褶積模型的反演方法分辨率較低（Lindseth，1979），稀疏脈沖反演雖然可以壓制地震噪音，但分辨率提高有限，無法滿足儲(chǔ)層預(yù)測的要求（Debeye and Van，1990）。測井約束反演可以突破地震資料分辨率限制，但需要考慮多解性問題（黃捍東等，1999）。非線性隨機(jī)反演算法具有全局搜尋最優(yōu)解的優(yōu)勢(shì)，避免了線性反演陷入局部最優(yōu)解的缺陷。隨機(jī)地震反演技術(shù)是一種將隨機(jī)模擬理論與地震反演相結(jié)合的反演方法，該方法可以有效地提高地震資料的垂向分辨率，并充分考慮地下地質(zhì)的隨機(jī)特性，使反演結(jié)果更符合實(shí)際地質(zhì)情況。地震相控非線性隨機(jī)反演的提出及成功應(yīng)用為復(fù)雜巖性體識(shí)別和隱蔽油氣藏勘探開發(fā)提供了新思路（黃捍東等，2007；Huang et al.，2016）。本文以遼東灣盆地L油田為例，開展精細(xì)儲(chǔ)層地震反演預(yù)測研究。L油田范圍內(nèi)鉆井揭示的地層，自上而下為第四系平原組、新近系明化鎮(zhèn)組和館陶組以及古近系東營組和沙河街組（表1；李偉等，2019；Cheng et al.，2015）。L油田主要含油層系為古近系東營組，針對(duì)東營組內(nèi)單砂體厚度薄、多期砂體疊置、儲(chǔ)層預(yù)測難度大等問題，利用高精度的地震相控非線性隨機(jī)反演方法展開疊后地震儲(chǔ)層空間展布精細(xì)預(yù)測，為目標(biāo)油田高效勘探開發(fā)提供技術(shù)支撐。

表1 遼東灣盆地L油田新生代地層表Table 1 Cenozoic strata of Liaodong Bay Basin

1 區(qū)域油藏地質(zhì)概況

遼東灣盆地地處渤海灣盆地東北部，南與渤中坳陷相連，北與遼河斷陷相接，包含六個(gè)次級(jí)構(gòu)造單元，依次為遼西凹陷、遼西南凸起、遼西凸起、遼中凹陷、遼東凸起和遼東凹陷，呈現(xiàn)“三凸三凹”構(gòu)造特征, 總面積約兩萬平方公里（徐長貴等，2015；李偉等，2015）。L油田位于遼東灣南部海域，構(gòu)造上位于遼東走滑構(gòu)造帶的南段，處于郯廬走滑斷裂東支的轉(zhuǎn)折端，走向由南北向轉(zhuǎn)為北東向，處于遼中凹陷向遼西凸起過渡的斜坡帶上。烴源充足，儲(chǔ)層發(fā)育，烴源斷層與砂巖輸導(dǎo)層耦合良好，油氣運(yùn)移通暢，區(qū)域成藏位置非常有利。

L油田古近系東營組以三角洲沉積為主，東一段、東二上段、東二下段和東三段中上部均發(fā)育辮狀河三角洲沉積，東三段底部發(fā)育扇三角洲沉積。其中東一段、東二上段、東二下段和東三段中上部巖性以中、細(xì)砂巖為主。東三段底部巖性以含礫中砂巖、粗砂巖和中砂巖為主，巖性組合為砂泥巖互層，在構(gòu)造范圍內(nèi)，多期扇體相互疊置，儲(chǔ)層發(fā)育，主要發(fā)育交錯(cuò)層理、塊狀層理，可見滑塌變形構(gòu)造和重力流沉積特征，測井曲線以箱型、鐘型、復(fù)合型為主。

東營組東一、東二上段，砂泥互層結(jié)構(gòu)，單砂層厚度薄，沉積復(fù)雜，地震資料成像差，砂體橫向展布及連通關(guān)系是影響進(jìn)一步開發(fā)的關(guān)鍵問題。東三段是主力油組之一，儲(chǔ)層多期疊置，厚度大，變化快，內(nèi)部夾層多。

2 測井曲線處理

2.1 測井曲線重構(gòu)

實(shí)際生產(chǎn)中由于測井儀器差別，人工解釋的誤差，以及井眼垮塌、測井液等影響，使得到的測井?dāng)?shù)據(jù)無法真實(shí)反映巖體信息（賀懿等，2008）。正確的測井曲線是高分辨率反演的重要基礎(chǔ)，測井?dāng)?shù)據(jù)的可靠性直接影響著最終儲(chǔ)層預(yù)測的可靠性，所以聲波測井曲線重構(gòu)是提高反演精確度與可靠度的關(guān)鍵一步（楊少虎等，2006）。常用的基于數(shù)理統(tǒng)計(jì)法、多曲線加權(quán)法和神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)法等，都是利用數(shù)學(xué)運(yùn)算將多種測井信息融合到聲波曲線中，得到的擬聲波曲線無法完全符合地質(zhì)沉積規(guī)律（朱國軍，2017；尹繼堯等，2014；馬一名，2018）。而小波變換技術(shù)可以實(shí)現(xiàn)測井?dāng)?shù)據(jù)的多尺度分解，通過把含有地層背景信息的低頻曲線和能夠較好識(shí)別巖性的高頻曲線進(jìn)行信息融合，得到擬聲波曲線。

不同的測井曲線對(duì)巖性的識(shí)別能力各有不同，在不同地區(qū)、不同的儲(chǔ)層對(duì)測井參數(shù)的響應(yīng)也存在差異。本著提高儲(chǔ)層預(yù)測精度和可信度的目的，需要重構(gòu)聲波測井曲線。利用多個(gè)測井?dāng)?shù)據(jù)做巖性交匯分析，分析各曲線巖性敏感程度，找到能夠有效區(qū)分目的層的測井參數(shù)。圖1為S2井的聲波時(shí)差（DT）、自然電位（SPDH）、自然伽馬（GR）和密度數(shù)據(jù)（ZDEN）的矩陣散點(diǎn)圖。其中對(duì)角線方向?yàn)楦鱾€(gè)測井參數(shù)的密度圖，從中可以明顯看出自然伽馬和密度對(duì)目的層的砂泥巖有較好的區(qū)分效果，而聲波時(shí)差及自然電位對(duì)砂泥巖變化的敏感度較弱，其密度分布曲線基本重合，表明聲波數(shù)據(jù)中的高頻信息無法有效識(shí)別該地區(qū)砂泥巖。因此以自然伽馬曲線為基礎(chǔ)對(duì)聲波曲線進(jìn)行重構(gòu)，將自然伽馬曲線對(duì)該地區(qū)砂泥巖的高敏感度與符合地下地質(zhì)規(guī)律的聲波趨勢(shì)相結(jié)合，進(jìn)而得到能夠用于約束地震反演的擬聲波曲線。

圖1 遼東灣盆地L油田東營組S2井參數(shù)矩陣散點(diǎn)圖Fig. 1 Matrix scatter diagram of S2 well parameters in Liaodong Bay Basin

利用小波變換的多尺度分解與組合技術(shù)優(yōu)勢(shì)，對(duì)聲波曲線和自然伽馬曲線分解重構(gòu)。實(shí)現(xiàn)過程包含兩個(gè)部分：（1）對(duì)自然伽馬序列數(shù)據(jù)和聲波時(shí)差序列數(shù)據(jù)進(jìn)行多階級(jí)分解，從中獲得各個(gè)階級(jí)的細(xì)節(jié)信息和近似信息；（2）將自然伽馬中高頻細(xì)節(jié)信號(hào)同聲波時(shí)差中低頻近似信號(hào)組合在一起，逐級(jí)向上完成重構(gòu)。小波變換重構(gòu)技術(shù)已經(jīng)相對(duì)成熟，本文采用三階多貝西小波，即“db3”小波函數(shù)，因其具有較好的正則性，使得聲波測井曲線重構(gòu)過程更加光滑。

在重構(gòu)過程中，聲波時(shí)差和自然伽馬的測井?dāng)?shù)據(jù)類型不同，通過建立回歸模型來統(tǒng)一二者量綱差異，利用高階擬合函數(shù)把自然伽馬數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)換到聲波時(shí)差域?；貧w模型如下式：

其中D(i)為聲波時(shí)差曲線，G(i)為自然伽馬曲線，f為高階擬合函數(shù)。

利用“db3”小波函數(shù)對(duì)原始聲波時(shí)差曲線和原始自然伽馬曲線進(jìn)行離散小波變換，經(jīng)過三階小波變換以后，分別得到一階、二階、三階小波變換的高頻信息和低頻信息。利用三階小波變換低頻信號(hào)和三階小波變換高頻信號(hào)進(jìn)行反變換即可得到二階小波變換低頻信號(hào)，以此類推，便可得到小波變換重構(gòu)后的聲波時(shí)差曲線。擬聲波時(shí)差曲線較好的保留了原始聲波時(shí)差曲線的低頻趨勢(shì)，并且其中增添了自然伽馬的高頻信息，局部較原始聲波時(shí)差曲線頻率更高（圖2）。

圖2 遼東灣盆地L油田東營組擬聲波曲線重構(gòu)結(jié)果Fig. 2 Reconstructed DT curve in Liaodong Bay Basin

2.2 去壓實(shí)作用

沉積過程中受地層壓實(shí)作用影響，碎屑巖骨架體積保持不變，孔隙體積隨地層壓力增高而減小，即越深的地層中巖石的孔隙體積越?。顦蚝推峒腋?，2003）。巖石的孔隙度同密度相關(guān)，巖石密度影響著地震波的傳播速度。在不同深度巖石的密度和速度都會(huì)產(chǎn)生相對(duì)變化，隨深度加深地層速度也會(huì)增大（陳永芮等，2018）。從圖3中可看出不同深度的砂泥巖區(qū)分閾值存在差異。在1910～1960 m處砂泥巖區(qū)分的聲波時(shí)差閾值約為106 us/ft，在2730～2760 m處砂泥巖區(qū)分的聲波時(shí)差閾值為90 us/ft。不同的區(qū)分閾值為儲(chǔ)層預(yù)測帶來了困難，使反演結(jié)果無法精準(zhǔn)解釋，存在淺層泥巖被解釋為砂巖或深層砂巖被解釋為泥巖的情況。為此必須對(duì)聲波速度曲線進(jìn)行去壓實(shí)校正，去除地層壓實(shí)作用的影響，將校正后的聲波數(shù)據(jù)應(yīng)用于約束反演。

圖3 遼東灣盆地L油田東營組砂泥巖聲波時(shí)差核密度估計(jì)圖Fig. 3 KDE diagram of DT of sandstones and mudstones in Liaodong Bay Basin

圖4 為S1井聲波速度數(shù)據(jù)，具有很直觀的埋深趨勢(shì)變化，即隨著深度增加，聲波速度也隨之增大。為消除這種地層壓實(shí)趨勢(shì)，首先采用三次多項(xiàng)式對(duì)原始聲波速度曲線進(jìn)行擬合，擬合公式為：

圖4 遼東灣盆地L油田東營組S1井聲波速度曲線去壓實(shí)校正圖Fig. 4 Decompaction correction of acoustic velocity curve of well S1 in Liaodong Bay Basin

再利用原始測井聲波數(shù)據(jù)減去這種變化趨勢(shì)，并且結(jié)合目的層段速度分布變化范圍，將聲波速度校正最終校正到3000 m/s左右。從上圖中可以清晰的看出，在進(jìn)行去壓實(shí)校正處理后，速度相對(duì)變化趨勢(shì)仍然保留，可以用來有效的進(jìn)行砂泥巖區(qū)分。

通過處理前后聲波速度數(shù)據(jù)對(duì)比分析，去壓實(shí)校正方法不僅去除了地層壓實(shí)趨勢(shì)，而且保留了聲波速度相對(duì)變化幅度的真實(shí)性。處理后聲波速度得到的反演結(jié)果更易于區(qū)分砂泥巖，與實(shí)鉆井結(jié)果吻合度高，預(yù)測儲(chǔ)層展布特征與研究區(qū)地質(zhì)沉積認(rèn)識(shí)相一致。實(shí)際數(shù)據(jù)處理結(jié)果表明: 這種去壓實(shí)校正方法簡捷有效，提高了反演預(yù)測儲(chǔ)層的精度，在埋深差異大地區(qū)具有較好的實(shí)用價(jià)值。

3 地震相控非線性隨機(jī)反演原理

3.1 地震相控外推約束計(jì)算

地震相是地質(zhì)體沉積相在地震剖面上的反映，地震剖面上不同的反射特征都對(duì)應(yīng)著不同的地震相。在地震剖面上，可以根據(jù)區(qū)域沉積體系劃分出地震相界面或?qū)有蚪缑?，地質(zhì)學(xué)所描述的地震相界面尺度較大，有時(shí)可達(dá)到百米級(jí)，而三級(jí)層序界面在反演過程中控制著反演的低頻趨勢(shì)，為反演提供約束條件，減少地震反演的多解性。為了實(shí)現(xiàn)地震相控制下的反演，需要利用層位、井資料、結(jié)合該地區(qū)的沉積規(guī)律、地震剖面上識(shí)別的地震相等來建立一個(gè)宏觀低頻模型，可以在平面和空間上劃定不同序列層之間的匹配關(guān)系。由于地下介質(zhì)的各向異性、非均質(zhì)性、粘彈性，道與道在外推的過程中需要相時(shí)擬合法來建立一定的關(guān)系。具體實(shí)現(xiàn)過程是從井出發(fā)，通過相界面來控制反演的時(shí)窗范圍，沿著已經(jīng)建立的相位變化方向上一道道外推，如此進(jìn)行地震道的約束反演，直到反演結(jié)束（張生等，2018）。采用多項(xiàng)式時(shí)相擬合關(guān)系的方法，把地震沉積相的發(fā)育情況考慮進(jìn)去，計(jì)算出各道在進(jìn)行外推時(shí)候的關(guān)系。實(shí)際是在反演時(shí)窗范圍內(nèi)，從比較好的已鉆測井資料開始，在多項(xiàng)式擬合的相位變化方向上得到先驗(yàn)?zāi)Ｐ蛥?shù)向量或由近道間模型參數(shù)外推，如此約束依次進(jìn)行后面道的反演。具體相控外推過程如下：

首先假設(shè)一個(gè)正整數(shù)N，對(duì)應(yīng)的有一系列數(shù)據(jù)f(-N),f(-N+1),......,f(-N)，利用一個(gè)2N多項(xiàng)式來擬合數(shù)據(jù)f(x)，則有：

上 式 中，p k(x)與p m(x)(k≠m)正 交。由p0(x)=1可推得p i(x)(i＞0)。

由（4）式進(jìn)一步有：

得到通用的公式如下：

在地震相模型的控制下，在描述反演參數(shù)幾何形態(tài)的基礎(chǔ)上，利用地震數(shù)據(jù)，把反演問題由單個(gè)向聯(lián)合轉(zhuǎn)化，這在一定程度上減少了反演的多解性。

3.2 隨機(jī)模擬理論

地震隨機(jī)反演方法是將隨機(jī)模擬與地震反演相結(jié)合的方法。在測井、地震、地質(zhì)資料的基礎(chǔ)上，通過地震隨機(jī)反演可以實(shí)現(xiàn)高分辨率速度體或者波阻抗體，由此獲得各種地下地質(zhì)特征。在隨機(jī)模擬理論中常用到變差函數(shù)來描述地下空間數(shù)據(jù)場中數(shù)據(jù)之間的關(guān)系，反演時(shí)利用變差函數(shù)建立起模型介質(zhì)各點(diǎn)之間的統(tǒng)計(jì)相關(guān)函數(shù)，具體變差函數(shù)公式如下：

式中Z(x)是區(qū)域化變量在x的的增量，Z(x+h)是區(qū)域化變量在(x+h)的增量，G(h)為h的函數(shù)值，h代表兩點(diǎn)之間的間距，m為統(tǒng)計(jì)未知點(diǎn)之間距離為h的點(diǎn)對(duì)。

3.3 非線性隨機(jī)反演算法

利用上述的道間外推和隨機(jī)模擬相結(jié)合的反演思想，建立地震道和波阻抗關(guān)系的目標(biāo)函數(shù)如（8）式，即在最小二乘意義下求目標(biāo)函數(shù)的最小值。由于一般密度變化不大，為了簡化，我們把密度設(shè)為一個(gè)常值，這樣我們直接進(jìn)行縱波速度反演。

其中：

V：為速度；

SiΔ：為模型響應(yīng)，由地震子波和反射系數(shù)的褶積得到的;

Di：為實(shí)際地震記錄，

i：為地震記錄的采樣點(diǎn)序號(hào)。

式中Si為初始速度模型對(duì)應(yīng)的合成地震記錄，ΔV為模型參數(shù)攝動(dòng)量。將高次項(xiàng)略掉，僅保留下二次項(xiàng)，即：

對(duì)（10）式中ΔV求一階導(dǎo)數(shù)，可得：

把（10）式右端對(duì)ΔV求一階導(dǎo)數(shù)，并令該導(dǎo)數(shù)為0，可得：

把（10）和（11）式代入（12）式，即：

將（13）式左端展開并簡化可得：

再由（14）式求取模型攝動(dòng)量ΔV時(shí)，求出ΔV后，通過（15）式迭代得到最終的反演速度V：

式中，m為迭代次數(shù)。

利用井?dāng)?shù)據(jù)和層位數(shù)據(jù)建立低頻模型，在此基礎(chǔ)之上實(shí)現(xiàn)外推隨機(jī)模擬反演，相控非線性反演既保留了地震數(shù)據(jù)的橫向分辨率，又保持了井上較高的縱向分辨率，對(duì)地下構(gòu)造復(fù)雜地區(qū)的反演具有較好的應(yīng)用效果，加入隨機(jī)理論讓反演結(jié)果在剖面上更好的識(shí)別薄層，在平面上更加符合地質(zhì)宏觀沉積規(guī)律。

4 東營組儲(chǔ)層預(yù)測

針對(duì)遼東灣盆地L油田東營組內(nèi)砂泥巖薄互層儲(chǔ)層展開疊后相控非線性隨機(jī)反演儲(chǔ)層預(yù)測，利用高精度的反演方法識(shí)別薄沙層組，規(guī)避開發(fā)風(fēng)險(xiǎn)，尋找油氣潛力區(qū)（黃捍東等，2019）。

4.1 巖石物理統(tǒng)計(jì)區(qū)分巖性

巖石物理統(tǒng)計(jì)可以將反演結(jié)果和地質(zhì)剖面解釋意義進(jìn)行較好的聯(lián)系，通過優(yōu)異的巖石物理統(tǒng)計(jì)成果可以幫助對(duì)研究區(qū)目標(biāo)層位的巖性差異、儲(chǔ)集層與非儲(chǔ)集層的差異進(jìn)行更為準(zhǔn)確的判別，另外，反演成果也需要經(jīng)過巖石物理統(tǒng)計(jì)分析的轉(zhuǎn)化，才能夠變成地質(zhì)學(xué)家能夠充分理解和剖析的地質(zhì)剖面。通過對(duì)測井曲線重構(gòu)以及去壓實(shí)校正處理后，測井曲線已經(jīng)達(dá)到儲(chǔ)層精細(xì)解釋的要求，聲波速度可以較好的區(qū)分砂泥巖巖性（圖5），但仍需要對(duì)聲波測井及其他測井?dāng)?shù)據(jù)做交匯統(tǒng)計(jì)分析，用于尋找區(qū)分巖性的聲波速度閾值，為下一步刻畫儲(chǔ)層平面展布奠定基礎(chǔ)。

圖5 遼東灣盆地L油田東營組巖石物理參數(shù)交匯統(tǒng)計(jì)分析圖Fig. 5 Statistical analysis of intersection of physical parameters of rocks in Liaodong Bay Basin

N2井在東三段具有較厚氣層，巖石物理統(tǒng)計(jì)得出含氣砂巖速度范圍在2950～3250 m/s，泥巖速度在2900～3600 m/s，含氣砂巖呈現(xiàn)低速特征；S5井在東二上段砂巖速度范圍在2950～3250 m/s，泥巖速度范圍在3100～3900 m/s，總的呈現(xiàn)出砂巖速度低、泥巖速度高的特征（圖6）。

圖6 遼東灣盆地L油田東營組砂泥巖聲波速度分布直方圖Fig. 6 Histograms of acoustic velocity distribution of sandstones and mudstones in Liaodong Bay Basin

4.2 地震相界面劃分

通過對(duì)遼東灣盆地東營組內(nèi)地震終止反射關(guān)系識(shí)別，以及對(duì)地震反射結(jié)構(gòu)的外部反射形態(tài)和內(nèi)部反射結(jié)構(gòu)進(jìn)行綜合分析（董艷蕾等，2007），劃分出四種地震相（表1）。第一種：中頻、弱振幅、連續(xù)較差的地震波形特征，其主要分布于工區(qū)內(nèi)東一東二段西北部，東三段北部，巖性以細(xì)砂巖為主，表現(xiàn)為發(fā)散楔狀地震相；第二種：低頻、中振幅、連續(xù)性較差的地震反射特征，主要分布于工區(qū)中部的走滑斷層處，巖性以細(xì)砂巖為主，表現(xiàn)為丘狀地震相；第三種：高頻、強(qiáng)振幅、高連續(xù)性的平行反射結(jié)構(gòu)的地震波形特征，主要分布于工區(qū)西南部，巖性以粉砂巖、細(xì)砂巖為主，表現(xiàn)為平行席狀地震相；第四種：高頻、中—弱振幅、中—差連續(xù)性的反射特征，主要分布于工區(qū)中部的東二上段，巖性以砂巖為主，表現(xiàn)為前積楔狀地震相。依據(jù)地震相對(duì)東營組內(nèi)關(guān)鍵界面追蹤對(duì)比，識(shí)別東營組各段三級(jí)層序界面，控制反演模型建立。

4.3 反演效果分析

利用地震相控非線性隨機(jī)反演對(duì)東營組內(nèi)目的層段進(jìn)行疊后反演，過探井S2的反演剖面可以看出反演結(jié)果與測井解釋結(jié)果吻合良好，有效的識(shí)別了薄砂組儲(chǔ)層，縱向上分辨率較高，橫向上清晰展現(xiàn)出儲(chǔ)層橫向變換特征，不同沉積單元之間的尖滅變換、上下地層之間的削截超復(fù)等地質(zhì)特征清晰可見（圖7）。

圖7 遼東灣盆地L油田東營組過S2井反演剖面Fig. 7 Inversion profile through S2 well in Liaodong Bay Basin

為進(jìn)一步分析反演數(shù)據(jù)體與原始地震數(shù)據(jù)體之間的分辨率差異，將反演結(jié)果與地震剖面疊合顯示（圖8）?？梢钥闯鱿嗫胤蔷€性隨機(jī)反演結(jié)果忠實(shí)于地震數(shù)據(jù)，有效的表征了地震波形變換特征。地震剖面分辨率低，通過高精度反演后，地震剖面中一個(gè)同相軸可以在反演剖面中看到多個(gè)砂泥巖薄互層，說明反演結(jié)果相對(duì)于地震數(shù)據(jù)分辨率有了大大的提高。且在地震同相軸振幅較弱的地層，在地震數(shù)據(jù)剖面上難以發(fā)現(xiàn)的薄儲(chǔ)層，在反演結(jié)果中均有體現(xiàn)。沿著地震波形變化的方向上，弱振幅區(qū)內(nèi)發(fā)育少數(shù)薄砂巖儲(chǔ)層，這為該地區(qū)儲(chǔ)層的精細(xì)解釋提供了有意義的信息。在地震剖面中可以看到的斷層發(fā)育情況，在反演結(jié)果中依然可以看到，說明反演結(jié)果具有較高的準(zhǔn)確度和可靠度。

圖8 遼東灣盆地L油田東營組過S3井反演結(jié)果與地震數(shù)據(jù)剖面Fig. 8 Inversion results and seismic data section through S3 well in Liaodong Bay Basin

L油田處于開發(fā)初期，精確的反演結(jié)果對(duì)于高效開發(fā)具有重要意義，在反演過程中，僅用探井約束地震反演，對(duì)于反演結(jié)果的可靠性只能依靠大斜度的開發(fā)井來檢驗(yàn)，反演結(jié)果同開發(fā)井的吻合程度就可以說明后期儲(chǔ)層預(yù)測的可靠性。在油田N井區(qū)內(nèi)數(shù)口開發(fā)井鉆遇目的層，用未參與反演的開發(fā)井來檢驗(yàn)反演結(jié)果的準(zhǔn)確性是很有必要的（圖9）。

圖9 遼東灣盆地L油田東營組開發(fā)井連井剖面Fig. 9 Development well connection profile in Liaodong Bay Basin

表2 遼東灣盆地L油田東營組地震相解釋表Table 2 Seismic facies interpretation model of Dongying Formation in Liaodong Bay Basin

B4、B7、B10、B8都是大斜度的開發(fā)井，在東營組目的層內(nèi)，其測井解釋成果同反演結(jié)果吻合較好，可以清晰的看出儲(chǔ)層橫向發(fā)育情況及縱向分布特征。通過統(tǒng)計(jì)井上儲(chǔ)層厚度與反演剖面在目的砂層組厚度，對(duì)比計(jì)算相應(yīng)層段的預(yù)測值與實(shí)際值的吻合率在70%～83%，整體吻合率較高，由此可以證明該反演結(jié)果對(duì)于東營組內(nèi)油藏開發(fā)是具有指導(dǎo)意義的。

4.4 儲(chǔ)層分布預(yù)測

利用反演結(jié)果刻畫儲(chǔ)層平面展布特征，依照砂層組的模式來依次刻畫砂體平面展布，可以把儲(chǔ)層空間分布信息直觀的展現(xiàn)到各個(gè)目的砂層內(nèi)，這樣可以便于儲(chǔ)層分析解釋，將反演結(jié)果轉(zhuǎn)換為可供開發(fā)參考的有效信息。在反演剖面上對(duì)各個(gè)目的層砂層組進(jìn)行精細(xì)追蹤解釋，提取反演數(shù)據(jù)中砂體層段對(duì)應(yīng)的采樣點(diǎn)，計(jì)算出單程時(shí)間，再結(jié)合反演結(jié)果中對(duì)應(yīng)采樣點(diǎn)的速度值計(jì)算小層間的砂體厚度，據(jù)此來繪制小層砂體厚度平面展布圖。以東三段D31砂層組為例，刻畫其砂體厚度預(yù)測圖（圖10a）。D3層段沉積相為辮狀河三角洲（圖10b），D31小層砂體在N井區(qū)西北方向分布較厚，同沉積相中物源來自西北方向相吻合。D31小層發(fā)育辮狀河三角洲水下分流河道、河口壩和遠(yuǎn)砂壩砂體，儲(chǔ)層厚度6～36 m。從砂體平面展布圖中可以清楚的看到巖性尖滅帶及儲(chǔ)層變薄等高風(fēng)險(xiǎn)開發(fā)區(qū)域，在N井區(qū)西北向砂體分布均勻穩(wěn)定，由西向東砂體厚度逐漸變薄，該儲(chǔ)層厚度預(yù)測結(jié)果可以用于指導(dǎo)開發(fā)井位設(shè)計(jì)。

圖10 遼東灣盆地L油田東營組砂體厚度平面圖和沉積相圖Fig. 10 Sandstone thickness contour map and sedimentary facies map in Liaodong Bay Basin

5 結(jié)論

（1）測井曲線重構(gòu)有效的規(guī)避了聲波曲線誤差，提高了聲波速度對(duì)砂泥巖巖性的區(qū)分能力，間接的增加了反演結(jié)果的準(zhǔn)確度和可靠度，去壓實(shí)校正消除了東營組內(nèi)上下層段砂泥巖區(qū)分閾值不同的問題，為儲(chǔ)層解釋及平面刻畫的準(zhǔn)確性提供保障；

（2）地震相控非線性隨機(jī)反演對(duì)遼東灣東營組內(nèi)薄互層砂泥巖具有很好的識(shí)別的效果，其反演結(jié)果可靠，與新鉆開發(fā)井吻和較好，適合該地區(qū)的優(yōu)質(zhì)砂巖儲(chǔ)層預(yù)測；

（3）利用反演結(jié)果，對(duì)有利儲(chǔ)層進(jìn)行精細(xì)追蹤解釋，提出儲(chǔ)層厚度，刻畫儲(chǔ)層平面分布展布圖，通過對(duì)比沉積相圖可以證實(shí)儲(chǔ)層預(yù)測結(jié)果符合該區(qū)域的辮狀河三角洲沉積特征，可以用于指導(dǎo)遼東灣盆地油田開發(fā)井設(shè)計(jì)。