申春生，胡治華，徐中波，李 冰，徐海波

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

目前，通常將厚度小于極限地震垂向分辨率（λ/4，λ為地震子波長度）的地層單元、且地震波經(jīng)過薄層頂面、底面反射后產(chǎn)生相互干涉后在常規(guī)地震剖面上不易分辨的地層定義為薄層［1-2］。

自1973 年Widess 首次運(yùn)用楔狀模型研究薄層厚度與地震響應(yīng)的關(guān)系開始至今，經(jīng)過幾十年的發(fā)展，時(shí)頻分析方法已經(jīng)廣泛應(yīng)用于薄層的研究［2-3］。常用的時(shí)間域方法有振幅屬性分析和頻率屬性分析。振幅屬性分析方法從地震資料中提取薄層的最大振幅、最小振幅、均方根振幅等，依據(jù)調(diào)諧振幅與厚度的對(duì)應(yīng)關(guān)系預(yù)測薄層厚度［4-5］。頻率分析方法利用薄層反射頻率升高的特點(diǎn)，從地震資料中提取薄層頻率屬性（如峰值頻率、中心頻率等）預(yù)測薄層［6-7］。

上述薄層定量描述方法一般以常規(guī)Widess 模型為基礎(chǔ)，利用地震屬性識(shí)別厚度小于λ/4的孤立薄層［8-9］。然而，在實(shí)際油田中經(jīng)常遇到一組由多個(gè)厚度都小于λ/4的薄層和之間的隔夾層組成的薄互層組。其地震響應(yīng)不僅與組內(nèi)的單一薄層厚度有關(guān)，而且與薄層層數(shù)、物性、流體性質(zhì)差異以及反射子波頻率和衰減系數(shù)有關(guān)，同時(shí)還受到隔夾層厚度差異的影響。直接利用上述時(shí)頻域方法不能有效描述薄互層內(nèi)部的薄層特征［4,10］。

刻畫單一薄層的幾何形態(tài)是實(shí)現(xiàn)薄互層油藏精細(xì)注水開發(fā)的關(guān)鍵。按照沉積旋回理論，薄層的分布和演化規(guī)律受薄互層組的沉積分布規(guī)律所控制，即薄互層組的分布范圍限定了薄層的分布范圍，并且薄層之間有密切的成因聯(lián)系。因此，搞清薄互層組砂巖分布范圍和沉積中心，就可以推測出單個(gè)薄層的分布范圍和最可能的沉積位置，然后依據(jù)沉積相模式和井上的薄互層組韻律性特征，可以大致圈定單個(gè)薄層砂體分布范圍，最后通過井點(diǎn)插值或相似儲(chǔ)層地質(zhì)知識(shí)庫等信息，實(shí)現(xiàn)單個(gè)薄層砂體的平面幾何形態(tài)的描述。據(jù)此思路，利用“依據(jù)地震描述薄互層組，依據(jù)沉積約束描述薄層”的步驟逐級(jí)實(shí)現(xiàn)對(duì)單一薄層的精細(xì)刻畫，關(guān)鍵是確定砂體的沉積方向、沉積中心、最大分布范圍、薄層間的相對(duì)位置和單砂體橫向邊界5個(gè)關(guān)鍵沉積要素。

三角洲前緣成因的薄互儲(chǔ)層是渤海油田一類重要的儲(chǔ)層類型。本文以渤海P 油田為例，闡述了在油田開發(fā)早期，利用三維地震、測井和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)等資料進(jìn)行薄層精細(xì)描述的實(shí)踐。該成果在指導(dǎo)開發(fā)井井位優(yōu)化方面取得了良好效果。

1 地質(zhì)背景

P 油田位于中國渤海東南部，西部以南北向延伸的走滑斷裂為界。構(gòu)造主體是一個(gè)東傾的單斜構(gòu)造，北部和南部邊界斷層為正斷層，內(nèi)部發(fā)育多條近東西、南東向的次級(jí)斷層。油田主要含油層段發(fā)育在館陶組淺水三角洲含礫中、細(xì)粒砂巖中，埋深910～1 400 m。單砂層厚度一般2～8 m，與灰綠色泥巖間互，含砂率約30%。油藏類型以巖性構(gòu)造層狀油藏為主。

P 油田館陶組L70-L90 油組屬于淺水三角洲薄互層沉積，單砂層厚度只有2～8 m，現(xiàn)有地震資料難以識(shí)別。2009 年陸續(xù)投產(chǎn)10 余口開發(fā)井，因儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，注采對(duì)應(yīng)關(guān)系較差，部分油井由于缺乏能量支持產(chǎn)量遞減較快，迫切需要進(jìn)行調(diào)整。開展薄互儲(chǔ)層的精細(xì)描述可以指導(dǎo)制定該油田調(diào)整策略，完善注采井網(wǎng)，進(jìn)而改善油田的開發(fā)效果。

2 砂泥巖薄互儲(chǔ)層精細(xì)描述技術(shù)

研究區(qū)單砂層厚度一般為2～8 m，地震資料主頻25 Hz，層速度2 200 m/s，可分辨厚度大于22 m 的地層單元，難以利用現(xiàn)有的地震資料直接標(biāo)定、預(yù)測單一薄砂層的分布。通過分析，本區(qū)地震垂向分辨率與薄互層組厚度相當(dāng)，且薄互層組沉積韻律特征較明顯，可以通過地震屬性分析［4-5,8-9］和沉積分級(jí)約束［11-12］相結(jié)合的思路實(shí)現(xiàn)依據(jù)薄互層組砂巖厚度分布、沉積序列、相似油田密井網(wǎng)砂體寬厚比數(shù)據(jù)逐一確定砂體的沉積方向、沉積中心、最大分布范圍、砂體間相對(duì)位置和單砂體橫向邊界5 個(gè)沉積要素，據(jù)此作為薄砂層精細(xì)描述的限制條件，進(jìn)而逐步實(shí)現(xiàn)單砂層的精細(xì)描述，即沉積要素約束法。具體分以下5個(gè)步驟：

（1）利用研究區(qū)地震、鉆井及測井資料，在精細(xì)時(shí)深標(biāo)定的基礎(chǔ)上劃分薄互層組級(jí)次地層格架。

（2）進(jìn)行地震屬性提取，并與薄互層組的砂層厚度開展相關(guān)性分析，優(yōu)選出地震屬性預(yù)測薄互層組級(jí)次的砂層厚度，獲得薄互層組砂層的分布范圍、沉積主方向、沉積中心3個(gè)沉積要素。

（3）在薄互層組地層格架內(nèi)進(jìn)行單砂層劃分對(duì)比，基于薄砂層組沉積韻律特征，推測單砂體間的相對(duì)位置關(guān)系，即第4個(gè)沉積要素。

（4）結(jié)合研究區(qū)鉆井疏密程度或依據(jù)相似油田的密井網(wǎng)砂體寬厚比統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)作為確定單砂體邊界的依據(jù)，此為第5個(gè)沉積要素。

（5）以上述5個(gè)沉積要素作為約束條件，逐一刻畫出薄互層內(nèi)部單層砂體的分布范圍。

實(shí)現(xiàn)薄互儲(chǔ)層精細(xì)描述的關(guān)鍵有三個(gè)方面：精細(xì)時(shí)深標(biāo)定、優(yōu)選地震屬性預(yù)測薄互層組分布和基于沉積要素約束的薄砂層精細(xì)描述技術(shù)。

2.1 精細(xì)時(shí)深標(biāo)定

由于該油田絕大部分鉆井沒有聲波測井資料，根據(jù)Gardner 公式利用密度曲線擬合聲波曲線進(jìn)行時(shí)深標(biāo)定時(shí)常存在較大的誤差，影響薄互層組預(yù)測的準(zhǔn)確性［13-14］。本文運(yùn)用聲波曲線重構(gòu)方法改善時(shí)深標(biāo)定精度，即利用具有聲波測井?dāng)?shù)據(jù)的鉆井，結(jié)合本油田泥質(zhì)含量、有效孔隙度、總孔隙度和含水飽和度等儲(chǔ)層物性參數(shù)，在Han 縱波時(shí)差公式的基礎(chǔ)上重新擬合出新的公式。

式中，DTC為擬合縱波時(shí)差，μs/m；TVDSS為海拔深度，m；VCLAY為泥質(zhì)含量，%；PORT為總孔隙度，%；PORE為有效孔隙度，%；SW為含水飽和度，%。

用重新擬合公式制作的合成地震記錄好于Gardner公式制作的合成地震記錄（見圖1）。改善了研究區(qū)速度模型，提高了薄互層組的時(shí)深標(biāo)定精度，為建立薄互層組地層格架和儲(chǔ)層預(yù)測奠定了基礎(chǔ)。

圖1 P 油田地震原始記錄與合成記錄對(duì)比

2.2 優(yōu)選地震屬性的薄互層組預(yù)測

2.2.1 薄互層組等時(shí)地層格架建立

研究區(qū)館陶組L70-L90 油組主要發(fā)育薄互層沉積，是本研究的目的層段。利用測井資料垂向分辨率高的特點(diǎn)，以標(biāo)志層為約束，結(jié)合儲(chǔ)層發(fā)育的集中程度、泥巖隔層及旋回特征，將各油組進(jìn)一步細(xì)分為2～3 個(gè)薄互層組。薄互層組的劃分精細(xì)程度參考了研究區(qū)地震資料的分辨率，研究區(qū)地震資料可以識(shí)別厚度約大于20 m 的砂泥巖薄互層組,即薄互層組的厚度應(yīng)略大于或相當(dāng)于地震分辨率（λ/4）識(shí)別的地層厚度下限20 m。最終劃分結(jié)果，這些薄互層組的地層厚度通常為20～35 m，可以利用地震資料開展儲(chǔ)層描述與預(yù)測。

在精細(xì)時(shí)深標(biāo)定的基礎(chǔ)上，以油層組頂、底面為約束，從地層發(fā)育齊全，旋回特征明顯的鉆井出發(fā)，逐層追蹤薄互層組頂、底面。通過井震結(jié)合進(jìn)行反復(fù)對(duì)比，直至平面上完全閉合為止，最終建立薄互層組級(jí)別的精細(xì)地層格架。L70-L90油組進(jìn)一步被細(xì)分為2～3個(gè)薄互層組，自下向上依次命名為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ薄互層組。薄互層組的地層厚度一般為20～35 m，平均27 m；內(nèi)部的單砂層厚度2～8 m，平均4 m（見圖2）。

圖2 P油田館陶組薄互層組精細(xì)地層格架建立示意

2.2.2 地震屬性優(yōu)選與砂巖預(yù)測

在薄互層組精細(xì)地層格架的基礎(chǔ)上，依據(jù)三維地震資料追蹤解釋出薄互層組的頂、底面層位，再通過90°相移資料分別提取最大振幅、最小振幅、均方根振幅及平均振幅等地震屬性地層切片，并分別與井點(diǎn)砂巖厚度進(jìn)行相關(guān)性統(tǒng)計(jì)，認(rèn)為最小振幅屬性與控制井砂巖厚度相關(guān)性關(guān)系最好，呈現(xiàn)出砂巖厚度越大、振幅值越小的負(fù)線性相關(guān)特征（見圖3）。因此，可以利用最小振幅屬性刻畫砂泥巖薄互層的砂巖展布特征。

圖3 L70油組Ⅲ薄互層組地震屬性分析與砂組砂巖厚度

例如，L70 油組Ⅲ薄互層組砂巖厚度與最小振幅屬性呈負(fù)線性函數(shù)關(guān)系，負(fù)相關(guān)系數(shù)0.773 3，優(yōu)于其與均方根振幅屬性間的相關(guān)性（見圖3c）。因此，利用最小振幅屬性與薄互層組厚度的函數(shù)關(guān)系，預(yù)測出Ⅲ薄互層組的砂巖厚度分布，結(jié)合已鉆井點(diǎn)進(jìn)行適當(dāng)修正，得到最終厚度分布（見圖3e）。如圖所示，該薄互層組的砂體展布方向?yàn)楸蔽鳌蠔|向，薄互層組總砂巖厚度最大為16 m，集中分布于研究區(qū)中部，砂體最大寬度為1 000 m（見圖3e）。經(jīng)新鉆開發(fā)井證實(shí)，砂巖厚度吻合率88%。

2.3 基于沉積要素約束的薄砂層精細(xì)描述技術(shù)

在精細(xì)時(shí)深標(biāo)定和精細(xì)地層格架劃分的基礎(chǔ)上，通過地震屬性提取，與沉積約束相結(jié)合思路，逐一落實(shí)了控制單砂層分布的5 個(gè)沉積要素（沉積主方向、沉積中心及最大分布范圍、砂體間相對(duì)位置、砂體幾何形態(tài)），逐步實(shí)現(xiàn)了由薄互層組到單砂層的精細(xì)描述。

2.3.1 砂體沉積主方向、沉積中心及最大分布范圍確定

遵循沉積旋回性原理，薄互層組（砂組）的沉積特征控制著單一薄層的分布和演化規(guī)律。因此，可依據(jù)砂層組的砂巖厚度圖確定砂巖沉積主方向、沉積中心和分布范圍，大致推測出單一薄砂層的沉積主方向、最大分布范圍和沉積中心3個(gè)沉積要素。

2.3.2 單砂體間相對(duì)位置的確定

2.3.2.1 單一薄層識(shí)別與劃分

目的層薄互層組（砂組）通常由2～5 個(gè)薄砂層和近似數(shù)量的泥巖層組成，單個(gè)薄砂層厚度2～8 m，泥巖層厚度1～4 m，都低于地震分辨率。這種情況下，只能依靠測井資料和動(dòng)態(tài)資料，利用小層對(duì)比方法進(jìn)一步建立更精細(xì)的薄砂層級(jí)次的地層格架。

以單一薄砂層和相鄰的泥巖隔層組成的正韻律或反韻律作為基本單元，利用伽馬、電阻率測井資料將薄互層組細(xì)分到單一薄層級(jí)別。按照薄互層組頂面拉平的方式，參考薄互層組厚度變化趨勢，按垂直和平行于薄互層組沉積方向的次序進(jìn)行井間對(duì)比，反復(fù)對(duì)比直至閉合，最終建立薄層級(jí)別的精細(xì)地層格架。每個(gè)薄互層組進(jìn)一步細(xì)分為2～3 個(gè)薄層，自下而上命名為1,2,3（見圖4）。原則上一個(gè)薄層包含一個(gè)薄砂層。

圖4 P 油田館陶組薄互層組劃分對(duì)比（鉆井位置見圖3）

2.3.2.2 薄層沉積序列分析及平面相對(duì)位置推測

根據(jù)沉積旋回分析，研究區(qū)可識(shí)別出退積、進(jìn)積和側(cè)向遷移三種薄互層組沉積序列，用以約束平面上薄砂體之間的相對(duì)位置關(guān)系（見圖5），即確定一個(gè)主力薄層砂體的分布范圍后，參考沉積序列模式可推測出其余砂體分布趨勢。

（1）側(cè)向遷移序列：該序列反映了沉積環(huán)境水體變化不大的沉積背景下，受季節(jié)性洪水和古地形的共同影響，分支河道側(cè)向頻繁遷移擺動(dòng)。砂體組合在某些位置發(fā)育厚度較大，但寬度范圍有限，橫向展布變化較快，呈現(xiàn)出側(cè)向遷移樣式（見圖5a）。

（2）退積序列：該序列反映了自下而上單層砂巖厚度減薄、泥巖加厚、砂泥比降低的特征，代表了可容納空間增加，水體面積不斷變大，三角洲逐漸向陸遷移的過程。自下而上，單砂體厚度規(guī)模和展布范圍逐漸變小，連續(xù)性變差（見圖5b）。

（3）進(jìn)積序列：該序列表現(xiàn)為自下而上泥巖逐漸減薄、砂巖厚度和砂泥比逐漸增大的特征，代表了可容納空間變小，水體面積變小，三角洲逐漸向湖推進(jìn)的過程。自下而上，單砂體厚度規(guī)模和展布范圍逐漸擴(kuò)大，連續(xù)性變好（見圖5c）。

圖5 P 油田館陶組薄互層組三種沉積序列示意（鉆井位置見圖3）

2.3.3 單砂體的平面幾何形態(tài)確定

研究區(qū)內(nèi)鉆井?dāng)?shù)量34 口，井距200～250 m，分布較分散，根據(jù)薄層精細(xì)劃分對(duì)比結(jié)果，并采用井點(diǎn)插值法確定砂體厚度分布形態(tài)。

對(duì)于單砂體邊界的確定，在依據(jù)鉆井砂巖厚度等比例外插的同時(shí)，還結(jié)合以下三個(gè)條件進(jìn)一步精細(xì)刻畫單砂體外輪廓:

（1）砂組砂體分布的外輪廓形態(tài)限定單砂體分布范圍。

（2）結(jié)合本區(qū)屬于淺水三角洲前緣的沉積背景，借鑒相似儲(chǔ)層的密井網(wǎng)地質(zhì)知識(shí)庫信息綜合確定出單砂體外邊界［14］。

（3）根據(jù)退積、進(jìn)積、側(cè)向遷移沉積序列確定的砂體間相對(duì)位置進(jìn)一步修正單砂體的邊緣。

按照上述原則，以薄層組砂體分布（沉積主方向、沉積中心和展布范圍）為控制，以薄層間垂向相對(duì)位置為指導(dǎo)，以平面幾何形態(tài)限定條件為約束，按照由主到次的順序依次編制完成各個(gè)單砂層的厚度分布圖，最終實(shí)現(xiàn)淺水三角洲薄層的精細(xì)刻畫（見圖6）。

圖6 L70油組薄砂層厚度分布

從圖6 可以看出，自下而上，L70 內(nèi)部砂層逐漸變寬變厚，研究區(qū)館陶組單層砂體多呈北西—南東向條帶狀展布，向南、北、東三個(gè)方向逐漸尖滅。砂體寬400～600 m，寬厚比70～110。

2.4 動(dòng)態(tài)資料驗(yàn)證

利用研究區(qū)新鉆井的隨鉆測壓、吸水剖面測試及水淹層解釋資料，進(jìn)一步驗(yàn)證薄層劃分結(jié)果的合理性及薄層砂體的平面連續(xù)性。如圖7所示，J39井為一口2017 年投產(chǎn)的生產(chǎn)井，L70 砂體底部水淹，通過分析認(rèn)為是B42ST02 井2013—2016 年注水導(dǎo)致，證實(shí)這兩口井的連通性是可靠的，L70砂體壓力的虧空證實(shí)了J39和周圍生產(chǎn)井B54ST01的連通性。

圖7 注水井B42ST02和生產(chǎn)井J39之間的對(duì)比剖面（鉆井位置見圖8）

3 成果應(yīng)用

單砂體展布的研究成果可用于指導(dǎo)開發(fā)井的井位優(yōu)化。J38井位于B46斷塊，根據(jù)L70-L90油組薄互儲(chǔ)層研究成果，原設(shè)計(jì)井位于砂體邊緣，向西砂體變厚，據(jù)此將該井位置向西優(yōu)化了60 m。該井實(shí)施后，實(shí)鉆油層厚度比鉆前設(shè)計(jì)增加18 m，產(chǎn)能增加48 m3/d，取得了較好的開發(fā)效果（見圖8）。

圖8 J38井優(yōu)化前后井位

在P 油田綜合調(diào)整項(xiàng)目中，指導(dǎo)開發(fā)井井位優(yōu)化20 多井次，減少儲(chǔ)層風(fēng)險(xiǎn)6 井次，主力單砂層厚度預(yù)測準(zhǔn)確率高于90%，儲(chǔ)層鉆遇率提高18%，注采對(duì)應(yīng)率提高23%，改善了油田開發(fā)效果。

4 結(jié)論

（1）本文結(jié)合P 油田物性參數(shù)，利用改進(jìn)Han公式進(jìn)行聲波曲線重構(gòu)，取得了較好的時(shí)深標(biāo)定結(jié)果，有利于薄互儲(chǔ)層的精細(xì)描述。

（2）本文利用地震屬性分析、地質(zhì)知識(shí)庫類比及沉積序列約束的方法對(duì)淺水三角洲薄互儲(chǔ)層進(jìn)行了分級(jí)精細(xì)描述。

（3）薄砂層描述技術(shù)在P 油田良好的應(yīng)用效果不但表明了預(yù)測的準(zhǔn)確性和實(shí)際應(yīng)用價(jià)值，而且建立了不同沉積模式下的單砂體地質(zhì)知識(shí)庫，為渤海灣類似油田的研究和開發(fā)提供了指導(dǎo)。