焦立波，陳 林，趙順蘭，胡潛偉，李 才，周 剛，閆安菊

(中海石油(中國)有限公司 海南分公司，海南 海口 570300)

潿西南凹陷潿洲A構(gòu)造分為東、中、西三塊，鉆井揭示，該構(gòu)造中塊J2I油組埋藏淺，儲量大，勘探開發(fā)效益好。中塊AM1井在J2II油組鉆遇4.3 m的油層，AM2井在J2II油組鉆遇11.5 m的油層(見圖1)，AM1井J2II油組頂面標(biāo)定在正極性剖面的波峰上，AM2井J2II油組頂面標(biāo)定在正極性剖面的波谷上，2口井水平距離僅0.3 km，同一界面標(biāo)定結(jié)果剛好相反(見圖2)，如何認識和解決這一問題，這關(guān)系到后續(xù)含油面積的確定、儲量計算等問題。除此以外，AM2井是在AM1井之后鉆探，如果AM1井鉆后計算儲量的話，以地震反射為參考，可能會按照巖性圈閉方案來追蹤與解釋(以強波峰尖滅為標(biāo)志)。我們從井上的基礎(chǔ)資料入手，分析井壁狀況及臨井的情況，試圖從中分析造成這樣標(biāo)定結(jié)果的原因，擬定了如圖3所示的研究思路。

合成地震記錄是聯(lián)系測井與地震的橋梁。關(guān)于高精度合成地震記錄的制作步驟、影響因素及對策，孫振濤等人[1-8]做過較為詳細的研究，本文不再贅述。下面針對本文遇到的情況從井震標(biāo)定的影響因素進行分析。

1 潿洲A構(gòu)造新近系巖石物理分析

為了更好地分析井震標(biāo)定是否合理可靠，首先對潿洲A構(gòu)造已鉆井新近系地層進行巖石物理分析，結(jié)果見圖4。通過伽瑪和縱波阻抗進行交匯可以看出，砂泥巖地層在新近系區(qū)分度是比較高的，縱波阻抗低于5 900，且伽瑪值小于100，基本可以確定為砂巖地層，反之為泥巖。

2 特殊巖性的礦物學(xué)判斷及其主要特征

勘探開發(fā)實踐表明，潿洲A構(gòu)造上鈣質(zhì)夾層是比較發(fā)育的，潿洲A構(gòu)造東塊角尾組鈣質(zhì)砂巖層比較發(fā)育，發(fā)育位置主要在砂泥巖界面和油水界面附近，厚度變化大，橫向連續(xù)性差(見圖1中AE1和AE2井)。通過對AM2井X衍射全巖礦物錄井巖屑分析數(shù)據(jù)(見表1)可以看出，新近系角尾組二段和下洋組中方解石的含量比較高，也進一步說明了潿洲A構(gòu)造中塊鈣質(zhì)砂巖同樣存在。

對潿洲A構(gòu)造砂泥巖、油層、水層、干層測井曲線變化進行了統(tǒng)計如表2所示。從表2可以看出，鈣質(zhì)砂巖較砂泥巖具有更高速的特征，砂泥巖地層速度基本接近；鈣質(zhì)砂巖密度>泥巖密度>砂巖密度，鈣質(zhì)夾層電阻率>油層電阻率>水層電阻率，總體來看，鈣質(zhì)砂巖具有高速、高密、高阻抗、高電阻的特征。

3 各主要界面的理論認識

角尾組二段分為兩個油組，J2I、J2II油組頂面是一套厚層砂巖頂面，J2I、J2II油組能夠成藏的關(guān)鍵因素是上覆泥巖蓋層穩(wěn)定分布，油氣在泥巖之下的局部高點聚集成藏。據(jù)前所述，如果地層不含有高阻抗的鈣質(zhì)砂巖，那么J2I、J2II油組頂面應(yīng)該標(biāo)定在正極性地震剖面的波谷上，而J2I油組底部高阻泥巖頂面應(yīng)標(biāo)定在正極性地震剖面的波峰上。

表1 AM2井X衍射全巖礦物錄井巖屑分析數(shù)據(jù) %

表2 潿洲A構(gòu)造砂泥巖、油層、水層、干層測井曲線變化統(tǒng)計表(新近系)

4 AM1、AM2井的井震標(biāo)定分析

AM1井在角尾組二段發(fā)育兩套鈣質(zhì)砂巖層，上部鈣質(zhì)砂巖發(fā)育在J2I油組油水界面附近，底部泥巖上方9.2 m，下部鈣質(zhì)砂巖發(fā)育在J2II油組油水界面，距離J2II油組頂面4.3 m。由于測井資料受井眼擴徑和鈣質(zhì)砂巖的影響，測井曲線需要進行校正，假設(shè)地層為砂泥巖剖面且不擴徑。采用替代法進行恢復(fù)[9]。此外，當(dāng)?shù)貙又袃蓚€阻抗界面距離較近時，波形之間相互疊加[10]，極易出現(xiàn)波形復(fù)合，甚至界面反射極性發(fā)生變化。本井井震標(biāo)定利用聲波時差和密度曲線來進行標(biāo)定，如圖5a所示，合成地震記錄中各主要界面能量和相位匹配良好，但是可以看到J2I油組內(nèi)部泥頂標(biāo)定在正極性剖面的波谷上，J2II油組頂面標(biāo)定在正極性剖面的波峰上，與理論認識上的界面標(biāo)定是剛好相反的。從曲線上可以看出，兩套鈣質(zhì)砂巖高速、高密和高阻抗特征明顯。下面我們分兩步來分析以上情況，假如地層中不含有鈣質(zhì)砂巖，第一步將鈣質(zhì)砂巖處曲線刪除，重新進行標(biāo)定(見圖5b)，可以看出標(biāo)定結(jié)果與我們理論上的界面對應(yīng)關(guān)系是一致的。第二步將鈣質(zhì)砂巖校正到正常砂巖，那么測井曲線相應(yīng)地進行校正。曲線校正完成后，對井進行重新標(biāo)定，如圖5c所示，可以看出，當(dāng)?shù)貙邮钦Ｉ澳鄮r剖面時，各界面對應(yīng)關(guān)系與理論認識是一致的，與圖5b非常相近。說明當(dāng)?shù)貙又泻懈咦杩沟拟}質(zhì)砂巖時，鈣質(zhì)砂巖的強波峰和它的兩個旁瓣會對波形造成比較大的影響，疊加之后形成了相反的界面標(biāo)定。

AM2井在角尾組二段發(fā)育多套鈣質(zhì)砂巖，其中J2II油組油水界面附近的鈣質(zhì)砂巖距離J2II油組頂面11.4 m。圖6a是WZ11-1-5井原始井震標(biāo)定，在J2II油組頂部受井眼擴徑影響，密度曲線嚴重失真，砂巖密度較泥巖密度低，但是擴徑以后，密度測量值更低，J2II油組頂面形成了一個更加明顯的波谷，波谷的能量更強。圖6b對AM2井點密度曲線進行校正，校正到地層中含有鈣質(zhì)砂巖時，對井進行重新標(biāo)定，J2II油組頂面依然是波谷，但是波谷下面的波峰對鈣質(zhì)夾層頂面響應(yīng)更好。假如地層中不含有鈣質(zhì)砂巖，將聲波時差和密度曲線進行校正，校正完后重新標(biāo)定(見圖6c)，可以看出J2II油組頂面依然是波谷，但是看出波谷能量明顯弱于地層中有鈣質(zhì)砂巖的情形，波谷下面的波峰明顯對細砂巖過渡到礫巖的界面響應(yīng)更好。由于井眼擴徑，密度曲線失真，現(xiàn)在只將密度曲線校正到正常砂泥巖的情況，再進行一次標(biāo)定(見圖6d)，可以看出J2II油組頂面依然是波谷，波谷下面的波峰是鈣質(zhì)砂巖界面和細砂巖與礫巖分界面地震響應(yīng)的疊加，形成了一個“較胖”波峰。圖6 d比圖6c的J2II油組頂面波谷強的原因是界面本身是波谷，疊加了下部鈣質(zhì)砂巖地震響應(yīng)強波峰的旁瓣，形成了一個較強的波谷。

5 正演模擬分析

依據(jù)井上鉆遇的情況，建立過AM1、AM2井的構(gòu)造模型剖面，模型中考慮了砂巖、泥巖和鈣質(zhì)砂巖的彈性參數(shù)、空間的展布、厚度及相對位置關(guān)系。選取了三種頻率的子波進行正演模擬(見圖7)。當(dāng)選取的子波頻率較低時，僅能分辨大的巖性界面，鈣質(zhì)砂巖發(fā)育處波形相互干涉，界面難以分辨；當(dāng)選取子波頻率較高時，分辨率高，幾乎所有的界面都可分辨，鈣質(zhì)砂巖發(fā)育處與之相鄰的砂泥巖界面皆可分辨；當(dāng)選取子波頻率與地震主頻相近時，由于AM1井上、下部鈣質(zhì)砂巖都距離巖性界面近，上部鈣質(zhì)砂巖的頂面強反射下旁瓣疊加了J2I下部泥頂?shù)牟ǚ澹憩F(xiàn)為弱波谷，下部鈣質(zhì)砂巖的頂面強反射疊加了J2II砂頂?shù)牟ü刃纬闪瞬ǚ?，而在AM2井處，由于鈣質(zhì)砂巖距離J2II砂頂大，J2II砂頂?shù)牟ü缺黄湎路解}質(zhì)砂巖頂面的強反射的旁瓣疊加，波谷能量加強，這與我們在地震上看到的情況如出一轍。

6 結(jié)論與認識

1)潿西南A構(gòu)造淺層鈣質(zhì)砂巖發(fā)育，具備高速、高密、高阻抗特征，AM1井該值砂巖頂界面所形成的強波峰疊加了原始砂泥巖界面的波谷反射形成了波峰，導(dǎo)致AM1和AM2井雖相距僅0.3 km，但J2II油組頂面井震標(biāo)定結(jié)果相反，“搗亂”了淺層砂泥巖界面正常反射。

2)井震標(biāo)定中出現(xiàn)了理論上界面標(biāo)定結(jié)果差異大的情況，除了制作合成地震記錄的基礎(chǔ)操作外，需要對井上鉆遇的情況進行認真分析，特別要對基礎(chǔ)數(shù)據(jù)全方位分析，包括測井曲線數(shù)據(jù)真實性，是否受井眼擴徑影響，從上到下的巖性的變化導(dǎo)致的巖石物理特征變化，標(biāo)定中關(guān)鍵界面極性的預(yù)判，在井震標(biāo)定中要仔細甄別。