1. 勘探现状

胜坨地区位于东营凹陷北部陡坡带的中段，勘探面积约230 km²，构造上位于胜北断层与利津断层的构造转换带，是有利的油气富集区。该区历经近60年的勘探开发，探明含油气面积103 km²，探明石油地质储量5.3亿吨，作为东营凹陷主要的勘探类型，浊积岩分布广，是东营北带较早取得突破的油藏类型，是东营北带的典型油藏代表，也是储量上报的主要贡献者，目前探明及控制石油地质储量2400万吨。尽管胜坨地区已经进入高勘探程度阶段，研究难度越来越大，但近些年浊积岩的勘探仍然年年有新发现，一直是本区的重点勘探方向。

2. 存在问题

浊积岩储层由于受地层中灰质成分的影响，导致储层岩性复杂，地震反射特征种类多，如弱反射、空白反射和杂乱反射等，严重影响到沉积相识别和储层的精细描述，制约了对浊积岩油气藏的认识。如T76块由于储层中灰质发育，含灰质地层与储层具有相似的地震反射特征，导致两者利用常规方法难于分辨；此外受储层非均质性影响和地震资料品质的限制，地震反射特征不明显，强弱交替反射、杂乱反射，连续性差等，导致储层边界难以识别[1]；一直影响了井位部署和钻探成功率。因此，开展提高浊积岩储层预测精度研究，有助于提高勘探开发效果，节约勘探成本，对油田的可持续发展意义重大。

3. 基于QC模式提升浊积岩储层预测精度实现

3.1. 计划阶段

现状调查：根据相关规定储层预测符合率 ≥ 80%才能满足勘探需求。通过对胜坨地区15口已钻探到浊积岩储层的探井统计数据得出，目前该地区浊积岩储层预测符合率仅为70%，与勘探需求值之间有10个百分点的差距，因此，提高浊积岩储层预测精度将是实现本区效益勘探开发的首要研究工作。

根据对研究区多年的勘探工作分析，不难看出该区影响储层预测符合率的主要因素有4个(表1)：① 有效储层识别不清；② 岩性组合复杂；③ 储层物性差；④ 圈闭不落实。为了进一步得到制约储层预测精度的关键问题，对研究区地震资料品质、解释结果及实钻情况进行了深入细致的调查分析，认为目前影响胜坨地区储层预测准确率的关键问题是有效储层识别不清。

Table 1. Statistical table of major problems affecting the reservoir prediction accuracy in Shengtuo area

表1. 影响胜坨地区储层预测精度的主要问题统计表

3.2. 目标制定及依据

对浊积岩油藏，只要明确储层发育规律，应用有效的储层描述手段，就能发现新的优质储量阵地。但是随着勘探程度的提高，目前勘探面临的是“埋藏深、个体小、厚度薄及含灰质”的浊积砂体[2]，客观上增加了勘探开发的难度，因此小组经过认真讨论，加上以往浊积岩勘探的经验，针对有效储存识别不清的问题，决定运用QC方法对胜坨地区浊积岩勘探进行研究，以提升该区浊积岩储层预测精度。经过综合分析，制定本次QC活动的具体目标：将胜坨地区浊积岩储层预测准确率从原来的70%提高到80%以上。

3.3. 目标可行性分析

针对制约胜坨地区储层预测精度的关键问题——有效储层识别不清，小组成员从五个方面入手，深入分析了活动开展的有利因素。① 人员上的优势：小组成员知识结构系统，拥有地质和物探多方向研究背景，且成员责任心强，既能充分合作又能独立作战。② 机器上的优势：拥有完整的解释系统，且软件先进，服务器、交换机等均为最先进的设备。③ 资料上的优势：该地区新出站的胜北2018时间偏移地震资料，分辨率有着很大的提高。新资料在断点及小断层的刻画方面有了明显的进步，有利于对构造的精细解释。④ 技术上的优势：解释人员经培训后，专业技术水平得到了提高，在工作经验丰富的专家指导下，每个人都掌握了新技术、新方法；⑤ 软件上的优势：采用最新版本的解释及处理软件，能够保障有利储存预测的精度。

通过理论计算得出，只要解决有效储层识别不清问题的60%，小组即可完成目标。

3.4. 要因分析

经过研究分析，从多个方面找出了影响有效储层识别不清的多个因素，并绘制了“有效储层识别不清”影响因素的关联图(图1)。

Figure 1. Correlation diagram of influencing factors for unclear identification of effective reservoirs

图1. 有效储层识别不清影响因素关联图

通过以上因果分析图找出大、中、小原因共10余条，全组人员经过反复推敲，最终认为以下五项是导致胜坨地区储层预测准确率低的主要末端因素：① 人员质量意识薄弱；② 掌握地球物理软件少；③ 相带划分不明确；④ 砂体边界不落实；⑤ 储层厚度预测不准确。

3.5. 要因确认

针对五项末端因素，在实际工作过程中进行了逐一验证。

(1) 针对人员质量意识薄弱的问题，通过查阅统计了年度小组成员培训考核的相关记录，调查发现，虽然东部室长期以来坚持对员工进行专业技能培训，但小组成员对区块的地质认识没明显提高，解释方案更加精细，成员的质量意识得到显著提高，所以认为此要素为非要因。

(2) 针对掌握地球物理软件少的问题，小组对常用地球物理软件功能进行了调研，并对小组成员进行了掌握地球物理软件种类的摸底调查，结果表明有80%的研究人员能够熟练掌握3种及以上地球物理软件(表2)，可以满足研究需要，因此，掌握地球物理软件种类少不是影响胜坨地区储层预测精度的主要因素。

Table 2. Survey table of mastered geophysical skill types

表2. 地球物理技能掌握种类调查表

(3) 针对相带划分不明确的问题，经分析认为胜坨地区地处东营凹陷北部陡坡带，区域地形坡度陡，沙四上、沙三下时期胜北断层活动强烈，地形高差大，北部物源供给充足，顺着古冲沟发育多期次叠置、规模不等的近岸水下扇、扇三角州、深水浊积扇体等[3]，胜北断层下降盘主要发育深水浊积扇体。受古地貌影响，自西向东有5条古冲沟，对应分布5大扇体群，存在5个厚度中心，冲沟内沉积厚度较大，T765等井钻遇储层厚度达到50 m；由于期湖盆基准面升降变化频繁的影响，该区形成了滨浅湖–半深湖相沉积，经钻/测井、岩心等资料证实，以灰质泥岩、灰质砂岩与泥岩等混杂沉积为主。受上述因素影响，该区表现为构造复杂，沉积类型多样，横向相变快的特点，从而导致了物源方向不清，分层粗糙，储层展布不明，沉积相带边界难于刻画，储层展布范围难以落实，以致部分探井未钻遇有效储层，相带预测吻合度不高。通过对实钻井统计分析显示，该区的相带预测吻合率仅为68.8% (表3)，制约了该区勘探进程。因此，相带划分不明确为要因。

Table 3. Survey table of prediction consistency of drilled facies zones in Shengtuo area

表3. 胜坨地区已钻井相带预测吻合度调查表

(4) 针对砂体边界不落实的问题，小组成员分析认为胜坨地区浊积岩组合方式种类多，包括砂岩与泥岩、砂岩与油页岩、砂岩与灰质泥岩、灰质砂岩与泥岩及灰质砂岩与灰质泥岩等，不同岩性组合储层的地震响应表现为空白反射、中–弱振幅复波反射、中–强振幅反射等特征，呈现无规律性，造成砂体边界信息难以准确识别[4] [5]。如从过t765井、t765x1井的剖面看(图2)，剖面上的尖灭点在t765井处，但通过t765井钻探证实，该区域储层并不发育，说明直接利用常规地震资料难于准确落实砂体边界。通过对该区实钻井统计分析显示，砂体预测吻合度仅为53.3%，预测吻合率明显较低，制约了油田的勘探开发。

(5) 针对储层厚度预测不准确的问题，通过开展地震反射特征分析，认为在浊积岩储层发育区，灰质岩性对浊积岩地层的地震成像有严重的干扰作用，使得常规的多属性预测方法不能适应浊积岩发育区有效储层准确识别，储层厚度预测误差较大。通过对该区实钻井统计分析，有效储层厚度预测的绝对误差平均为5.87 m，误差较大。

综上所述，认为影响该区储层预测精度的要因为：① 相带划分不明确；② 砂体边界不落实；③ 储层厚度预测不准确。

Figure 2. Near east-west directional multi-well seismic profile across Well t765-x1, Well t765

图2. 过t765-x1-t765近东西向连井地震剖面

3.6. 制定对策

Table 4. Evaluation and selection table of countermeasures

表4. 对策评估及选择表

针对3个主要因素，QC小组经过广泛调研，从有效性、可实施性、经济性、可推广性四个方面综合分析，制定了对策评估及选择表(表4)，最终优选了三个最佳方案。并对所确认的三项方案制定了相应对策。同时又对每一项对策的可行性进行分析和评估，制订了实施对策表(表5)，避免了对策制定的不切实际。

Table 5. Implementation countermeasure table

表5. 实施对策表

3.7. 对策实施

(1) 解决相带划分不明确的问题

大尺度划分三级层序：依据地震、测井资料识别出单井上的三级层序界面，通过连井对比建立大尺度层序格架。

小尺度划分四级、五级层序：垂向多沉积作用有序组合、多沉积旋回正序叠加，横向沉积补偿迁移，旋回间稳定泥岩发育，沉积样式有序叠加；纵向上从下向上由扇根向扇中、扇缘演化。不同沉积微相上下叠置，且重复出现，相序有规律性。

三维沉积期次界面追踪：结合实钻井资料，横向追踪对比，建立精细的等时地层格架。

通过单井层序划分将全区准确地划分为4个沉积旋回，井震结合将t764井纯下段划分为四个期次(图3)。

Figure 3. High-resolution stratigraphic division of single well t764

图3. T764单井高分辨率地层划分

在精细小层划分的基础上，将T6反射层作为沙四层序中的重要界面，符合层拉平古地貌恢复方法的条件，因此选取T6反射层进行精细层位解释，再作为参照面进行顶面拉平，得到的形态就是该层序地层沉积前的相对古地貌。再结合精细古地貌恢复技术分析了该区沙四时期的沉积环境(图4)：① 从东向西主要发育了t73、t76和t79冲沟，向南冲沟变得宽缓，有利于砂体沉积；② 从沉积类型分析，主要发育来自北部物源的浊积扇体。

结合实钻井信息对该区沉积微相研究，通过岩芯观察，该区发育重荷模，火焰状构造，包卷层理、透镜状层理等，为典型浊流沉积特征。靠近物源处，t764井岩性主要为细砂岩、含砾砂岩为主，可见大于2 cm的中粗砾，砾石成分以片麻岩为主，表明近距搬运，快速沉积的特点，地震上为中强振幅特征；靠近南部t765-x2井岩性以灰色细砂岩、含砾中细砂岩为主，地震上为中弱振幅反射。

Figure 4. Map of flattened layer of Chunxia 2 + 3 stage and predicted paleogeomorphology in block t76

图4. T76块纯下2 + 3期次层拉平及古地貌预测图

通过结合地震道信息建立不同微相储层地震识别特征量版(图5)：① 厚层：呈现中强振幅，边界为清晰的透镜体反射，能单独识别砂体。② 砂泥互层：单砂体反射不明显，强反射为一组砂体的叠加反应。③ 薄层：中弱振幅反射，砂体边界不明显。④ 泥岩含灰质层：杂乱地震反射特征，或为连续、平行、稳定、强振幅。

通过沿目的层位提取波形地震属性，明确不同相带的平面分布特征，结合实钻井单井相及厚度信息统计，得到该区储层平面展布。综合沉积微相、地震属性及储层厚度图，进一步明确了相带的展布范围(图6)。

Figure 5. Identification template of seismic response characteristics of different microfacies

图5. 不同微相地震响应特征识别量版

Figure 6. Sedimentary facies map of Chunxia of the fourth member of Shahejie formation in block t76

图6. T76块沙四纯下沉积相图

总之，通过建立胜坨地区浊积岩体沉积相特征模板，对胜坨地区沙四纯下段沉积相进行重新划分，并沿层提取属性及制作厚度图，建立新的沉积相带图。通过实钻井对划分结果进行验证。相带预测符合度达到了94%。

(2) 解决砂体边界不落实的问题

Figure 7. Flowchart of high-frequency harmonic frequency lifting technology based on continuous wavelet transformation

图7. 基于连续子波变换高频谐波提频技术流程图

Figure 8. Comparison chart of seismic data before and after harmonic frequency lifting

图8. 谐波提频前后地震资料对比图

由于浊积岩受灰质泥岩强反射屏蔽作用，浊积岩储层表现为弱反射特征，影响尖灭线的落实程度。如何压制灰质泥岩影响，提高弱反射储层的反射强度，是准确识别该区储层边界的关键问题[6]。目前的拓频技术存在会引入高频噪音的弊端；同时地震子波包含的反射信息超出了表面看到的地震主频所包含的信息，可以通过数字处理技术恢复隐藏的高频信息[7]。为此，在常规解释性处理技术适应性分析基础上，提出一种基于连续子波变换高频谐波提频技术，建立了强振幅去背景技术和弱振幅薄层拓频技术流程，有效地压制了灰质岩影响，提高了弱反射储层的地震反射特征。

该方法在方法原理上突破了传统褶积模型的限制，不再需要估计地震子波，从优势频段中提取谐波分量，保证拓频结果具有较高的信噪比。首先对原始地震记录进行连续小波变换(CWT)时间序列分析(图7)，利用连续小波域的多分辨率特征，按照谐频分析思路，计算出地震子波的谐波信息(基波频率的整数倍)；再将高频谐波信息引入到地震记录中，不仅高频端拓频能力突出，还能够拓展低频端，有效拓展地震数据的频带。

利用谐波提频技术恢复后地震资料，对胜坨地区砂四段储层边界进行重新识别描述，与提频前的地震资料相比，明显削弱了灰质泥岩对储层岩性的屏蔽作用(图8)，突出了砂体的反射特征，反射连续性更好，砂体边界更加清晰，断点更加明显，提高了砂体边界识别的可靠性和准确性。将砂体预测结果与实钻井数据进行对比，预测符合率达到86.7% (表6)。

Table 6. Statistical table of prediction coincidence rate of drilled sand bodies in Shengtuo area

表6. 胜坨地区已钻井砂体预测吻合率统计表

(3) 解决储层厚度预测不准确问题

研究区内浊积岩储层发育区，砂岩与泥岩或灰质泥岩难以区分，砂体厚度预测难度大。通过分析浊积岩勘探失利的探井发现，有57%的失利井是因为目的层受灰质泥岩或灰岩的影响。原因在于本区灰质泥岩、灰岩发育，且表现为中强地震反射，导致在利用地震属性参数进行储层识别和厚度预测时，对储层描述精度造成影响。可见储层识别描述的关键在于如何消除灰质岩的影响。地震反演技术是储层预测常用的技术之一，主要利用波阻抗反演或应用各种测井曲线进行属性反演和随机模拟反演等[8] [9]，但由于研究区地层含灰质岩性，仅利用速度无法有效区分砂岩岩性和灰质岩性，为此开展了针对性的技术攻关，总结形成了基于特征曲线重构的波形反演储层预测技术(图9)，提高了储层的预测精度。

Figure 9. Flowchart of reservoir prediction technology based on waveform inversion with characteristic curve reconstruction

图9. 基于特征曲线重构的波形反演储层预测技术流程图

特征曲线重构：

测井资料中的声波时差和声波阻抗等速度类测井资料与地震反射有直接的物理对应关系，它们的真伪和好坏会直接影响到反演结果的好坏[10] [11]。本研究区灰质岩性发育，其地震传播速度与砂岩储层的地震波传播速度较为接近，同时，受各种噪声和勘探条件的影响，声波测井资料不能正确反映砂岩储层与灰质岩性的差异，导致波阻抗反演结果与钻井地质不吻合，给储层预测带来了困难。

为解决上述问题，针对本区储层的特征，充分利用自然电位、自然伽马、电阻率等非速度类曲线去重构声波测井曲线。曲线重构技术就是以岩石物理特征为基础，当声波曲线不能有效识别研究对象和地质目标时，针对具体的地震地质难题，借助自然伽玛、自然电位和电阻率等响应特征明显的测井曲线，通过一定的数学手段和技巧重构一条反映储层地球物理特征的“拟声波”曲线，用于测井约束反演。

优选了研究区内具有代表性t76-10、t765等8口井，通过统计回归分析自然电位、自然伽马、电阻率测井曲线结果显示，砂岩自然电位明显负异常，灰岩自然电位为平直或低值；含油砂岩、灰岩为高电阻率；含油砂岩、灰质泥岩、泥质灰岩、泥岩、灰岩表现为中–高自然伽马；经对比分析认为本工区内的沙四段自然电位曲线能够较好地区分灰质岩性和砂岩储层，并且与声波曲线的相关性良好，因此，在本研究区内选用自然电位曲线与声波时差曲线进行电性特征曲线进行重构，并最终利用这一重构的电性特征曲线进行波阻抗反演。

自然电位(SP)特征曲线的重构步骤如下：① SP曲线泥岩基线偏移校正；② SP曲线标准化，并求得泥质含量；③ 对声波曲线进行高、低频分离，并最终得到声波曲线的高低频幅度差；④ 进行特征曲线重构，得到重构曲线：

$SH=\left(SP-SP\min \right)/\left(SP\max -SP\min \right)$ (1)

$VSH=1-\left(2GCURSH-1\right)/\left(2GCURSH-1\right)$ (2)

$DTSP=DTf+CVSH$ (3)

其中：SH为泥质的含量指数，SP为自然电位，SPmin、SPmax分别为泥岩和砂岩的自然电位，VSH为泥质含量，GCUR为经验系数(通常，第三系地层取3.7、老地层取2)，DTSP为重构曲线，DTf为低频声波曲线，C为原声波高低频幅差。

Figure 10. Comparison chart of lithology identification capability before and after impedance reconstruction of well t76-10

图10. T76-10井阻抗重构前后岩性识别能力对比图

阻抗重构后岩性识别能力所有提高(图10)，其中第一列是原始声波曲线计算得到的波阻抗，第二列是SP原始曲线；第三列是SP曲线重构之后的波阻抗；第四列是测井的分层以及岩性解释结果，图中蓝色的为泥岩，黄色的是砂岩，从图中可以看出在本工区利用常规的波阻抗区分岩性很困难，而利用SP曲线重构之后波阻抗能够很好的区分岩性。

拟声波反演：

首先采用原始声波资料制作合成地震记录，在保证测井与地震关系正确的前提下，再以重构得到的拟声波曲线为基础建立低频模型，最终得到重构曲线的反演数据体。从反演结果看(如图11所示)，坨764井与坨76井在重构前的反演剖面上看，预测大片厚储层，而重构后的反演剖面看，基本保持了原始数据的信噪比、相对振幅关系和时频特性。纵向上，砂组刻画更加精细，储层界面更加清晰，不但将原干涉层分开，钻井砂组界面与地震反射界面对应良好；横向上，波组尖灭点清晰，砂体边界预测识更加精准，减少了灰质岩性对储层预测的影响。可见，反演结果可以很好的识别出纵向及横向上的砂岩储层分布情况。

Figure 11. Comparison chart of wave impedance inversion before and after curve reconstruction in block t76

图11. T76块曲线重构前后波阻抗反演对比图

通过对该区13口井实钻井储层厚度和预测储层预测厚度误差对比分析(表7)，预测厚度误差小于4 m，绝对误差平均为2.21 m，厚度大于5 m的储层预测误差小于2.5 m，平均误差为1.68 m，储层厚度预测精度达到了81.1%。

4. 实施效果

通过以上对策的实施，明确了该地区浊积岩储层展布规律，同时结合录井、测井及地震等资料，运用拟声波反演的方法，减少了灰质岩性对储层预测的影响，更有效的识别了胜坨地区浊积岩储层，扩大了圈闭面积，为浊积岩油藏勘探提供了更多有利目标，为增储上产奠定了基础。

Table 7. Statistical table of prediction error of reservoir thickness in Shengtuo area

表7. 胜坨地区储层厚度预测误差统计表

参考文献