尼日尔三角洲盆地储层砂体展布特征研究

2010-11-15张尚锋王振奇油气资源与勘探技术教育部重点实验室长江大学湖北荆州434023

石油天然气学报 2010年5期

关键词：波阻抗砂层层序

陈键，张尚锋王振奇，杨飞（油气资源与勘探技术教育部重点实验室（长江大学），湖北荆州434023）

胡元伟（长江大学石油工程学院，湖北荆州434023）

尼日尔三角洲盆地储层砂体展布特征研究

陈键，张尚锋王振奇，杨飞（油气资源与勘探技术教育部重点实验室（长江大学），湖北荆州434023）

胡元伟（长江大学石油工程学院，湖北荆州434023）

依赖于初始模型的常规反演方法难以获得精确的反演结果，而约束稀疏脉冲反演不依赖初始模型，在勘探初期井资料缺少的情况下同样适用。尼日尔三角洲盆地西南部的沼泽区，地理情况复杂，仅有6口钻井，且测井项目不一，资料不全。重点储层阿格巴达组B1砂层组的岩性预测采用约束稀疏脉冲反演技术，基于Jason软件完成合成地震记录，对层位精细标定并进行波阻抗反演，得到绝对波阻抗反演剖面。在此基础上，结合测井资料进行波阻抗反演研究，分析B1砂层组砂体展布特征，取得了较好的效果。

子波提取；合成记录；约束稀疏脉冲反演；波阻抗反演；砂体展布

尼日利亚目前的石油勘探开发工作大都集中在尼日尔三角洲及贝宁盆地部分地区。研究区位于尼日尔三角洲盆地的核心部位，地处尼日利亚西南部的红树林沼泽区，面积约280km2，距港口城市Warri约40km。研究的目的层为海陆过渡相的阿格巴达组，形成于新生代的始新世－上新世，为一套进积的近岸－三角洲前缘沉积，其沉积厚度大，储层发育，几乎储存了三角洲所有的油气资源［1］。

目前研究区最新的地震资料是1995年采集的，2006年对地震资料进行了重新处理。三维地震工区面积为275km2，地震道采样率为2ms。三维地震基本覆盖全区，且地震资料反射波组特征比较明显，层位易追踪，资料信噪比及分辨率较高，基本可以满足储层地震反演的要求。研究区处于西非沼泽区和河流发育带，地理情况复杂，目前工区仅有钻井6口，都是在20世纪60～70年代完钻的，工区尚处于勘探开发早期。笔者运用Jason软件，采用约束稀疏脉冲反演技术，对研究区重点储层阿格巴达组B1砂层组进行了波阻抗反演，分析了其砂体展布特征，为储层预测指明了方向。

1 反演方法基本原理

基于地震资料直接转换的稀疏脉冲反演方法比较完整地保留了地震反射的基本特征，不存在基于模型反演方法多解性的问题，能较明显地反映岩相、岩性的空间变化，在岩性相对稳定的条件下，能较好地反映储集层的物性变化［2］。约束稀疏脉冲反演方法具有较宽的应用领域，尤其在勘探初期钻井资料缺少的条件下同样适用。结合钻井资料，波阻抗反演结果可以确定储集层岩性、物性差异界面，分析出研究区目的层的砂体展布特征，为储层预测和评价提供依据。

约束稀疏脉冲反演（CSSI）技术采用一个快速的趋势约束脉冲反演算法，用地震解释层位和测井约束控制波阻抗的趋势和幅值范围，脉冲算法产生宽带结果，恢复缺失的部分低频和高频成分，主要目的是利用约束井资料及地震反射系数建立声波阻抗数据体。它采用的数学模型，即最小误差函数（目标函数）为：

式中，J为目标函数；ri为反射系数样点；λ为实际地震与合成地震记录残差权重因子；di为地震道采样点；si为合成地震道采样点；α为趋势权重因子，一般取其值为1；ti为根据测井资料定义的波阻抗约束趋势采样点；zi为介入测井约束的最小和最大波阻抗之间的采样；p，q为标准优化因子，通常取p＝1，q＝2；i为反演的地震道采样序号。

2 反演关键技术

工区完钻的井较少，而且测井项目不一，资料不齐全。其中AX－1井完钻时间最晚，其测井资料相对较为完整，有自然电位、自然伽马、声波时差和密度测井等测井系列，且有较全的测录井井段。

前期以高分辨率层序地层学为指导，完成了工区三维地震层序界面的追踪与闭合工作，对尼日尔三角洲盆地重点储层阿格巴达组地层进行了层序划分对比，识别出B1、C1、D1、E1、E3、G、H总计7个层序界面。在此基础上，笔者基于Jason软件平台采用约束稀疏脉冲反演技术，充分结合地质、地震、测井资料，对重点层位B1砂层组开展了波阻抗反演研究，通过建立的波阻抗模型结合测井，沉积等资料，分析该层位的砂体展布特征。

该反演方法主要包括以下几个步骤：①测井资料预处理；②层位追踪；③初始地质模型的建立；④迭代计算；⑤反演结果输出。其中，子波估算与合成地震记录，初始模型建立，约束稀疏脉冲反演处理是其反演的关键技术。

2.1 子波估算与合成记录

地震子波是约束波阻抗反演中的关键因素。子波与模型反射系数褶积产生合成地震数据，合成地震数据与实际地震资料的误差最小是终止迭代次数的约束条件［3］。根据工区的实际资料，叠后地震子波估算采用相对实用有效的方法即多道地震统计法，通过多道记录自相关统计的方法提取子波振幅谱信息，进而求取零相位、最小相位或常相位子波。得到的子波、合成记录与实际记录频带一致，与实际地震记录波组关系对应关系良好，有利于进行储层层位的精细标定。

2.2 初始模型建立

建立波阻抗模型的过程实际上就是把地震界面信息与测井波阻抗结合起来的过程，对地震而言，是经正确层序解释起控制作用的波阻抗界面；对测井而言，是为波阻抗界面间的地层赋予合适的波阻抗信息［4，5］。建立尽可能接近实际地层情况的波阻抗模型，是减少其最终结果多解性的根本途径。

初始模型的横向分辨率取决于地震层位解释的精细程度，纵向分辨率受地震采样率的限制，为了较多地保留测井的高频信息，反映薄层的变化细节，通常要对地震数据进行加密采样［6］。研究区共有6口钻井，全区均匀分布，前期三维地震工区划分出7个层序界面，除一口井缺少声波和密度测井曲线外，经过测井预处理后，其余5口钻井可用作约束波阻抗反演。在Jason软件中，导入三维地震和处理后的测井资料，运用Earth model模块，建立初始波阻抗低频模型（图1）。

图1 研究区初始低频波阻抗反演模型

2.3 约束稀疏脉冲反演处理

由约束稀疏脉冲反演的基本原理可知，其目标函数中最关键的参数之一就是选取合适的λ值，即迭代次数的多少［7］。由于反射系数的稀疏程度与合成地震记录和原始地震道残差大小之间是相互矛盾的，参数λ作为控制反射系数与地震记录不匹配的标准平衡因子，是控制波阻抗反演结果准确程度的依据［8］。若λ值太小，注重反射系数之和最小，即强调稀疏性，则忽略了约束稀疏脉冲反演剖面的细节，使分辨率降低、残差加大。若λ值太大，忽略反射系数的稀疏性，也就忽略了地震波阻抗变化的低频背景，过分强调地震残差最小，一味地使合成记录与原始地震道相符合，结果会使一些噪音也加到了反演剖面中。因此，在约束波阻抗反演中，为了保持反演结果的细节信息又不忽略低频背景，经过反复实验和对比，通过分析合成地震记录与井旁地震道的相关性确定了理想的λ值，在研究区阿格巴达组储层反演中λ值取23最为合理。

建立了初始低频波阻抗反演模型后，在测井控制下进行约束稀疏脉冲反演（CSSI）处理。基于Jason软件，运用Invertrace/Invertrace－plus模块进行研究区的约束稀疏脉冲反演。首先，选取工区内一条受构造作用影响较小的过井剖面，由实际地震资料统计的零相位平均子波作为反演子波，反演运算的时窗以研究区已建立的层位格架来控制；再次，选取λ＝23作为迭代参数，导入已加密采样的三维地震数据体，加入各口井的低频波阻抗模型和区域地质构造框架模型来综合约束进行波阻抗反演；最后，将其约束反演产生的波阻抗模型与建立的初始低频波阻抗模型（图1）结合形成一个绝对波阻抗模型（图2）。该过井波阻抗反演剖面镶嵌了实际测井波阻抗，通过研究区地震反演的井旁道的波阻抗值与运用声波测井和密度测井计算出的波阻抗值对比分析，两者符合较好，说明反演结果准确、可靠。

图2 过井绝对波阻抗反演模型

3 波阻抗分析与砂体预测

以沉积和层序地层学研究的成果为指导，运用稀疏脉冲反演技术构建的波阻抗模型，充分结合钻测井，地震解释资料，对储层砂体展布特征展开研究。根据上述波阻抗反演思路和方法进行了三维测井约束波阻抗反演，得到了一个三维绝对波阻抗数据体及反演剖面，然后依据钻井岩性、测井资料解释的结果，对波阻抗曲线进行了分析，运用地质统计方法确定了研究区内储层砂（砾）岩、泥岩的波阻抗分布范围。在前期地震反演产生的三维波阻抗数据体基础上，绘制了尼日利亚三角洲盆地阿格巴达组B1砂层组的波阻抗平面图，分析了其岩性平面分布规律，预测出该砂层组的砂体横向展布特征。

3.1 波阻抗统计分析

钻测井资料是最直接反映储层岩性特征的信息来源。目前，全区共有6口钻井，其中做了测录井处理的有5口，结合测井约束波阻抗反演的结果，综合分析钻测井资料，对目的层位B1砂层组的测井响应特征展开研究。

首先需对各口钻井的B1砂层组对应井段的测井曲线特征分岩性进行统计分析，为了使统计结果准确可靠，在原始测井数据读取过程中，应遵循以下原则：①综合录井及各种测井曲线进行分析，尽可能选择纯砂岩和纯泥岩段进行读值；②选择的砂岩、泥岩段的层厚应在2m以上；③尽量避开孔径扩径井段，选择无畸变的曲线段读值；④取点尽量多，以保证统计结果的准确性；⑤对测井曲线要进行基线偏移校正，并作全区的标准化处理。

经过对测井数据统计分析后，运用Jason软件完成了AX－1井中与阿格巴达组储层对应井段的自然伽马、自然电位、波阻抗交会图（图3）。图3中散点样品数据的自然电位数值范围主要为48～60mV，在交会图中的分布具有较明显的聚类性。从图中可以看出该井段砂岩层的样点主要集中在自然伽马小于50API、波阻抗大于6.9×106（kg/m3）·（m/s）、自然电位小于50mV的区域，主要位于图中两条对应基线的东南区；而泥岩层的样点主要集中于自然伽马大于50API、波阻抗小于6.9×106（kg/m3）·（m/s）、自然电位大于50API的区域，主要位于图中基线的西北区。由此可以总结出研究区阿格巴达组B1砂层组测井响应的砂泥岩波阻抗门限值为6.9×106（kg/m3）·（m/s），即波阻抗IMP大于该门限值的可以判断为砂岩，反之则判断为泥岩。

图3 过AX－1井对应井段GR、SP、IMP交会图

3.2 砂体平面展布

确定了研究区储层砂泥岩波阻抗门限值后，选取能够反映岩性差异的色度图版对反演的三维波阻抗数据体进行可视化处理是输出反演结果的最后步骤，也是极为关键的一步。反演结果的分辨率如何在很大程度上也取决于反演结果最终的颜色调整，具有良好视觉效果的对比色彩标定直接关系到砂体横向变化特征的识别，也直接影响着对目标层位岩性突变边界的分辨率。

运用高分辨层序地层学理论，采用井震结合的层序对比方法建立层序地层格架，在确定了地层格架之后完成对尼日尔三维地震工区的层序加密工作。基于Jason软件平台，输入经过插值处理的三维地震数据体，沿B1砂层组对应层序的顶界面下延35ms作为其波阻抗反演的时窗，输出重点储层阿格巴达组B1砂层组的波阻抗平面展布图（图4）。此次图形输出，选取具有一定灰度的黑白图版，作为模型的色彩标定，具有良好的视觉反差，结果直观真实，界限清晰，地质上具有明显的可对比性。

如图所示（图4），色标从白色至浅黑色再到黑色，随着颜色的加深反映出波阻抗值从低到高，也反映出砂岩含量的增多，泥质减少。若波阻抗值大于B1砂层组砂泥岩波阻抗门限值，则颜色偏黑，且颜色越深，反映出该平面范围内砂岩越发育，该层位有利储层的平面分布区；反之，若颜色偏白，则表示波阻抗值小于其储层砂泥岩门限值，且颜色越白则反映泥质增多，为平面泥岩发育区。因此，从图中可以明显地看出，工区内主要发育两个高波阻抗值砂岩发育区，以黑色色标为主，由两个闭合的粗黑线圈出，即在工区的东南部由两个大型构造断裂带所夹的盆地沉降地区和北部边缘的条带状区域；工区的其他地区色彩以白色及零星分布的浅黑色为特征，为波阻抗低值区，分析为广泛发育的泥岩区。

4 结论

1）测井资料在纵向上详细揭示了储层层位的波阻抗变化细节，地震资料则连续记录了波阻抗界面的深度变化，约束稀疏脉冲反演技术把地震与测井有机的结合起来，为反演精确地建立波阻抗模型提供了必要的条件。

2）基于Jason软件的约束稀疏脉冲反演，λ值是反演的关键参数。作为反演计算的迭代次数，它直接反映了声阻抗值和子波褶积产生的合成地震道与实际地震道匹配程度的好坏程度，影响反演结果。在反演过程中，先选取合适的过井剖面，以此为基准，作反演参数实验，最终确定合适的λ值为23，作为控制反射系数与地震记录不匹配的标准平衡因子完成整个三维工区的地震反演。

3）通过对研究区各井的测井响应特征分析，选取最能全面反映岩性与波阻抗相关性的AX－1井作波阻抗测井统计研究，得到了阿格巴达组储层伽马GR、自然电位SP和波阻抗IMP交会图。从图中散点数据的趋势约束分析，确定了目标储层的砂泥岩波阻抗门限值为6.9×106（kg/m3）·（m/s）。这为后续分析B1砂层组的砂体展布特征提供了重要的参数依据，是地震反演技术预测储层岩性规律的重要桥梁。