基于地震波形指示反演的东方B气田海底扇砂体精细刻画

晁彩霞，于俊峰，王 玉，宋瑞有，张 冲

1中海石油（中国）有限公司湛江分公司；2广东石油化工学院

0 前 言

莺歌海盆地东方区黄流组气藏为高温高压气藏，气藏储层属于非典型大陆架坡折背景下的浅海重力流海底扇沉积，沉积时受到海流和潮流的作用，砂体比较破碎，储层非均质性强［1-3］。当前处于开发前期，钻井资料少，对于储层的认识程度较低。前人［4-6］主要对水道期次、复合砂体展布进行了研究，认为东方区为一大型整装气田，各期水道砂体横向连续性好。但邻区东方A气田的开发揭示黄流组一段海底扇储层内部结构复杂，砂体横向分块，气水分布模式存在矛盾［7］。为了有效规避地质风险，提高东方B气田开发井的钻井成功率，有必要对含气砂层进行单砂体边界及叠置关系分析。

研究区黄流组海底扇的单砂体薄，厚度大多小于7 m。研究区地震资料主频低，约为32 Hz，有效频带范围为10～65 Hz，目的层速度约为2 300 m/s，地震资料分辨率低。因此，常规属性及稀疏脉冲反演对单砂体预测的精度不足，而高分辨率的地质统计学反演随机性较强，变程难以确定，且对井数及井分布要求较高［8-9］。针对上述问题，本次研究采用高分辨率的地震波形指示反演，该反演方法随机性小，对井分布均匀性无要求，尤其适用于储层横向变化快、非均质性强的地区［10-12］。本文在层序地层格架建立的基础上，应用沉积学原理，基于地震波形指示反演结果进行海底扇砂体边界精细刻画，取得了较好的应用效果。

1 地质背景

1.1 概况

莺歌海盆地位于南海西北部海南岛和印支半岛之间，盆地整体呈北西—南东向的长纺锤形，其东西两侧分别为莺东斜坡和莺西斜坡，盆地内部的中央坳陷带由河内凹陷、临高凸起和莺歌海凹陷组成（图1a）。新生代时期，盆地发生快速沉积充填［13］，以高地温梯度、大规模异常压力体系和热流体底辟为重要特征。泥底辟构造带主要位于莺歌海凹陷，由于泥底辟作用形成一系列的背斜构造，长轴近南北向，呈雁列式排列。东方B气田位于中央泥底辟构造带的西北面，为单斜构造背景下的岩性圈闭。本次研究的目的层为新近系中新统黄流组一段（图1b），主要包括Ⅰa、Ⅱb两套含气砂组，Ⅱb气组又可细分为Ⅱb上和Ⅱb下两套，储层物性好，为中孔中渗储层。

图1 研究区构造位置及目的层综合柱状图Fig.1 Tectonic location and comprehensive column of target layer of the study area

1.2 层序地层格架

目的层黄流组一段由低位体系域和海侵体系域组成（图1b），黄流组一段底部在地震剖面对应T31反射层（图2），对应强振幅、中强连续反射，全区可追踪，为黄流组一段和二段的分界面；T30为一套稳定泥岩界面，对应中强振幅、强连续反射，为莺歌海组和黄流组一段的分界面。在区域地震层序界面识别的基础上，利用测井曲线特征及地震波形特征，识别出了T301体系域界面（图2），该界面为初始海泛面，界面之下主要为细砂岩，自然伽马测井曲线呈低值，对应强振幅反射，界面之上为粉砂质泥岩—泥岩，自然伽马测井曲线呈高值，对应弱振幅反射。

图2 莺歌海盆地东方B气田东西向地震剖面Fig.2 West-east seismic profile crossing Dongfang B gas field in Yinggehai Basin

研究区含气层主要位于低位体系域内，低位体系域对应中期旋回1和中期旋回2。中期旋回1时期，基准面缓慢上升，沉积厚层泥岩。中期旋回2对应短期旋回2和短期旋回3。短期旋回2的基准面上升时期，可容纳空间较大，物源充足，洼陷地区发育厚层侵蚀水道沉积，对应Ⅱb下含气砂组；基准面下降晚期，发育规模稍大的分流水道沉积，进一步填平补齐，对应Ⅱb上含气砂组。短期旋回3沉积时期沉积物源供给减少，地势平坦，主要发育分流水道和水道化朵体，对应Ⅰa含气砂组。

1.3 沉积微相类型及地震波形特征

1.3.1 沉积微相类型

根据岩心、测录井资料及地震相特征，将黄流组一段海底扇划分为侵蚀水道、分流水道、水道侧缘及朵体等沉积微相（图3）。

图3 莺歌海盆地东方区黄流组一段沉积相类型及地震相特征Fig.3 Types of sedimentary facies and characteristics of seismic facies of the Huangliu Member 1 in Dongfang area，Yinggehai Basin

侵蚀水道 岩性主要为中—厚层浅灰色细砂岩，砂质较纯。自然伽马测井曲线为高幅度齿化箱形，顶底突变。地震剖面上表现为多个低频、强振幅、高连续的同相轴特征，对下伏地层具有明显的侵蚀现象，外部形态为宽U形或深V形，其下切特征明显。

分流水道 对下伏地层侵蚀特征不明显，单层砂体厚度减薄，主要为块状层理粉砂岩，可见平行层理（粉）细砂岩、波状层理（粉）细砂岩、水平层理粉砂岩等，由下往上粒度逐渐变细，反映水动力逐渐减弱。自然伽马测井曲线表现为中—厚层高幅齿化箱型，底部突变，顶部渐变或突变。地震剖面上表现为低频、强振幅、高连续的单一同相轴特征。

水道侧缘和朵体 主要发育在海底扇周缘或海底扇水道末端，砂体厚度整体较薄，物性较差。水道侧缘主要发育在海底扇侧缘，朵体主要以朵叶体的形态分布在沉积主体前端。岩性主要为灰色粉细砂岩、粉砂岩夹泥质纹层，或砂泥岩互层，泥质含量较高，细砂岩中发育低角度交错层理，粉砂岩中发育小型沙纹层理、水平层理，生物遗迹现象丰富。自然伽马测井曲线呈现中幅漏斗状或指状，为反韵律沉积。在地震剖面上表现为中弱振幅，连续性中等的单一同相轴。

1.3.2 地震波形特征

根据正演模拟及样本井部位的沉积特征，分析不同沉积微相的地震波形特征：①侵蚀水道相单砂层厚度较大，地震反射特征为半极值、宽度大、幅度中—强的单峰波形。地震波形外部形态呈深侵蚀下切U形或V形（图3a）。②分流水道相砂体厚度薄，地震反射波形特征为中幅单峰波形（图3b）。③水道侧缘相单砂体厚度较大，地震反射波形特征为半极值、宽度大、波反射能量强的高幅单峰波形，外部形态呈席状。当双层砂岩夹薄层泥岩时，反射特征为复波波形，中等偏上振幅，随上下两侧砂岩的发育程度呈不对称状（图3c）。④朵体相砂体厚度薄，地震反射波形特征为低幅单峰波形（图3d）。

2 地震波形指示反演

2.1 原 理

地震波形的横向变化能反映沉积环境的变化，沉积环境的不同对地震波形特征也会产生一定的影响。地震波形包含的振幅、频率、相位、外部形态、内部结构等可较为全面地反映储层的沉积特征。地震波形指示反演就是将地震波形特征作为先验信息，对反射系数序列寻优的过程：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，它代替了变差函数分析空间变异结构，对高频成分进行无偏最优估计［14］。

地震波形指示反演主要采用“马尔科夫链蒙特卡罗随机”算法［15-16］，采用“相控随机模拟”思想，有效提高了反演结果的精度和可靠性，尤其适用于横向变化快且非均质性强的地区。

基于地震波形指示优选的样本在空间上具有较好的相关性，可以利用马尔科夫场对反射结构进行无偏、最优估计，公式为［16］：

式中，Z(x0)为未知点的值，n为优选样本点的个数，λi为第i个已知样本点对未知样点的权重，Z(xi)为地震波形优选的已知样本点的值。

2.2 技术流程

地震波形指示反演技术流程如图4所示。

图4 地震波形指示反演流程Fig.4 Flow chart of seismic waveform indication inversion

首先对测井曲线进行标准化和敏感曲线分析，在精确时深标定的基础上，井-震结合建立层序地层格架，然后对沉积相特征及地震波形特征进行分析。优选与待判别道波形特征相似度高的井创建初始模型，统计其波阻抗信息作为先验信息。将初始模型与地震频带波阻抗进行匹配滤波得到最大似然函数。与井旁地震道相似的井，其所处的沉积环境也是相似的，其低频成分是具有共性的，可以拓展反演结果的低频截止频率，提高反演的确定性。依据贝叶斯原理联合似然函数和先验概率得到后验概率分布函数，对其采样作为目标函数，不断改变模型参数，使后验概率分布函数最大值时的解作为可行随机实现，最后取多次可行实现的平均值作为期望输出［17］。当期望输出结果与钻井岩性及沉积认识一致时，应用该反演结果进行储层砂体预测。

2.3 关键参数设置

频率参数影响反演的分辨率，并控制反演结果的有效频带范围［16-17］。反演过程中，地震资料提供中频信息，缺失的低频成分主要依靠测井曲线来补充，高频成分是在地震波形指示下进行的随机模拟，因此，反演过程中低频信息是确定的，高频信息是随机的。最佳截止频率如果设置太低就会影响反演分辨率，如果设置太高，则随机性太强。本次反演的低频和高频的参数选取如下：低频参数中高通频率选取8 Hz，高截频率选取15 Hz；高频参数中低通频率选取100 Hz，低截频率取65 Hz，高通频率选取200 Hz，高截频率选取250 Hz。

2.4 反演结果验证

研究区探井和评价井共6口井全部参与反演，统计结果显示参与钻井与反演结果的吻合率较高。参与反演的F1井的Ia气组由3期砂体垂向叠置（图5），第1期砂体厚7 m,第2期砂体厚11.9 m,第3期砂体厚9 m,第1、2期砂体之间的泥岩夹层厚4 m,第2、3期砂体之间泥岩夹层厚1.9 m。在偏移地震剖面上3期砂体对应单一同相轴反射（图5a），而在地震波形指示反演剖面上3期砂体叠置关系清晰（图5b）。设计的B13井发育第1、2期砂体，预测第1期砂体厚15.3 m,第2期砂体厚12.7 m,且第1期砂体向F1井方向变薄至尖灭。后期实钻B13井下部砂体厚14.2 m,上部砂体厚11 m,与预测结果符合程度较高。实践证实地震波形指示反演的分辨率较高，反演结果比较可靠。

图5 莺歌海盆地东方B气田过F1井地震剖面与黄流组一段Ia气组反演剖面Fig.5 Seismic and inversion profiles of I a gas formation of the Huangliu Member 1 crossing Well F1 of Dongfang B gas field in Yinggehai Basin

3 砂体精细刻画

3.1 砂体沉积展布规律

综上所述，地震波形指示反演分辨率较高，与井点对应关系较好，可利用反演结果计算砂体厚度。首先应用砂岩门槛值统计黄流组一段Ⅰa、Ⅱb上、Ⅱb下各砂组的双程旅行时间厚度值，然后提取各砂层的平均速度，将时间厚度转化为砂岩厚度值（图6）：Ⅱb下各砂体连续，整体厚度较大，尤其是F3井区南侧厚度达55 m左右；Ⅱb上边部零星分布的砂体厚度较薄，F3井周边顺物源方向砂体连续性较好，厚度较大；Ⅰa砂体厚度整体较薄，分布广，连续性差，仅F7井、F8d井周围厚度较大，为侵蚀水道沉积。

图6 莺歌海盆地东方B气田黄流组一段3个气组的砂体预测厚度图Fig.6 Predicted thickness maps of three gas formations of the Huangliu Member 1 in Dongfang B gas field,Yinggehai Basin

结合单井相、地震属性及地震相特征，在古地貌、物源分析的基础上绘制研究区的沉积微相展布图（图7）。Ⅱb下沉积时期，越南蓝江物源供给充足，海底扇规模较大，研究区发育大套厚层侵蚀水道充填沉积，周边发育分流水道沉积（图7a）。Ⅱb上沉积时期发育规模相对较小的侵蚀水道充填沉积，向前端过渡为水道化朵叶体（图7b）。经历Ⅱb气组的填平补齐作用后，Ⅰa气组沉积时地势已经相对平坦，由分流水道转变为以水道化朵叶体沉积为主，砂体沉积厚度减薄，局部发育受限的侵蚀水道，受后期泥流冲沟改造作用的影响，Ⅰa砂体平面分布呈现分割性强的特点（图7c）。

图7 莺歌海盆地东方B气田黄流组一段3个气组的沉积微相和单砂体平面展布图Fig.7 Sedimentary microfacies and distribution of single sand body of three gas formations of the Huangliu Member 1 in Dongfang B gas field,Yinggehai Basin

3.2 单砂体边界刻画

如果原始地震剖面同相轴错断、振幅能量减弱、同相轴转弯、尖灭，或者反演剖面波阻抗值突变等，这种情况下可在地震波形反演的基础上，结合分频相位资料、钻井动态信息，针对各含气砂层开展地震可识别尺度的砂体边界刻画（图8）。在原始地震剖面上，F8d井Ⅱb下砂体与左右两侧井砂体连续性较好（图8a）；在60 Hz相位转换剖面上，F8d井左侧振幅能量发生变化（图8b），同相轴转弯，右侧振幅能量异常；在地震波形指示反演剖面上，F8d井与F2井、B10井分属于不同期次的水道砂体（图8c），砂体侧向叠置。

图8 莺歌海盆地东方B气田黄流组一段3个气组的单砂体边界解释剖面Fig.8 Interpretation profile of single sand body boundary of three gas formations of the Huangliu Member 1 in Dongfang B gas field,Yinggehai Basin

研究区Ⅱb下沉积期主要发育侵蚀水道及分流水道砂体，厚度整体较大，横向连续性较好，平面上主要是由4期砂体组成；Ⅱb上沉积期主要发育分流水道及朵体砂，厚度相对较薄，局部侵蚀水道砂体相对较厚，顺物源（西北→东南）方向砂体连续性好，垂直物源方向砂体连通性差；Ⅰa沉积期主要发育分流水道砂体，厚度整体较薄，北部砂体连续性较好，南部砂体分块性强（图7）。

砂体边界研究中发现，单砂体边界存在不连通风险。从Ⅱb下砂体边界的平面展布可知，F8d井与F3井、F6井、F2井分属于不同期次的单砂体，且F8d井与周边F3井、F6井存在气水分布上的矛盾——高部位的F8d井含水。结合测井旋回特征，综合分析认为该含气砂层F8d井处为孤立砂体形成的孤立水体。

海底扇复杂的储层砂体分布控制气藏的形成与分布，为复合砂体、单砂体圈闭控藏，一砂一藏。该研究成果解决了多口已钻井气水分布的矛盾问题，为后期开发实施提供了有效的依据。

4 结 论

（1）针对复杂的海底扇储层，在层序地层格架下，利用高分辨率的地震波形指示反演预测储层空间的相变规律，结果表明：地震波形指示反演分辨率较高，可识别多期单砂体叠置特征，与钻井吻合程度高，预测结果更符合地质规律。

（2）东方B气田黄流组一段在低位体系域时期发育海底扇沉积：Ⅱb下沉积时，地势较低，受先成洼陷控制，以发育侵蚀水道砂为主，砂体厚且横向连续性好；Ⅱb上沉积时期主要发育朵体和分流水道，砂体厚度相对较小，连续性变差；Ⅰa沉积时期主要发育分流水道砂，受后期泥流冲沟改造的影响，砂体分块性强。海侵体系域时期以浅海泥岩沉积为主。