叠前弹性参数反演技术在识别白云岩储层中的应用

杨士明 （长江大学地球物理与石油资源学院，湖北荆州434023）

周丽梅 （中石化西北油田分公司，新疆乌鲁木齐830011）

潘晓慧 （长江大学研究生院，湖北荆州434023）

叠前弹性参数反演技术在识别白云岩储层中的应用

杨士明 （长江大学地球物理与石油资源学院，湖北荆州434023）

周丽梅 （中石化西北油田分公司，新疆乌鲁木齐830011）

潘晓慧 （长江大学研究生院，湖北荆州434023）

白云岩储层由于含有轻质原油组分，纵波阻抗往往与其他岩性的阻抗叠置，常规反演往往不易区分。以Zoeppritz方程为理论依据的多角度叠加数据体反演得到的纵、横波速度、密度数据体及其组合变换参数可以很好地区分白云岩储层；流体替换技术可以作为叠前反演的先导性试验。通过叠前弹性参数反演方法在实际识别白云岩储层的应用中取得了明显的效果。

Gassmann方程；流体替换；Zoeppritz方程；阻抗叠置；叠前反演

1 新疆某油田石炭系巴楚组油藏特征

新疆某油田石炭系巴楚组油藏白云岩储层与上覆的膏岩盖层形成了一套很好的储盖组合，其中白云岩储层岩性为巴楚组生屑灰岩段的溶孔粉晶云岩，储集空间主要为白云岩晶间孔和溶蚀孔。白云岩储层孔隙度11%～21%，物性较好。原油密度0.6951g／cm3，粘度0.365mPa·s，地层压力92MPa，排驱压力及饱和度中值压力小，属于欠饱和轻质油藏。对油藏的储层预测实质上是对粉晶白云岩的空间展布研究。理论分析与实际计算表明，白云石骨架表现为高纵波阻抗，由于储层含轻质油，导致阻抗相对减小，与非储层的灰岩和泥质灰岩或泥质白云岩阻抗存在不同程度的叠置（图1），常规纵波阻抗不能有效区分白云岩储层。为此，笔者开展了叠前弹性参数反演识别白云岩储层的研究，取得了较好的效果。

图1 生屑灰岩段不同岩性对应的纵波阻抗范围统计图

2 叠前弹性参数反演

叠前反演主要是利用纵横波在岩石骨架成分和流体混合体响应的不同特征、规律来区分储层和非储层。叠前反演增加了横波信息，当纵波阻抗不能反映岩性及有利储层，或者地震剖面含油气层为弱反射时，采用叠前反演具有很大的优势。纵波是岩石骨架成分和流体成分的综合响应，当骨架刚性成分多、流体成分少，纵波阻抗就高。横波不能在流体内传播，因此横波阻抗受孔隙流体影响较小，它与岩石骨架成分关系密切。利用这种特性，就可以在叠前弹性参数反演的基础上预测储层的含油气性，在相对统一的目的层段可以利用纵横波属性联合交会特征标定油层的分布范围。研究过程主要涉及到基于井的储层识别敏感分析，高质量的共反射点道集的准备，弹性参数反演计算和反演结果得到的纵横波速度体、阻抗体、密度体以及它们组合计算体的交会对比分析4个过程。

2.1 基于井的储层识别敏感分析

基于井的储层识别敏感分析是叠前参数反演的前期试验工作，此外叠前参数反演工作量大，在开展地震数据叠前弹性参数反演工作之前进行单井储层识别敏感分析很有必要。井的储层敏感性分析又涉及到岩石组分反演、流体替换试验以及流体替换敏感评价3个环节。

首先通过声波、密度、中子和自然伽马曲线及通过岩石体积模型最优化理论反演出巴楚组生屑灰岩段石灰岩、白云岩、粘土矿物、硬石膏岩石体积组分（图2）；然后根据岩石物理方程（Xu＆White方程）对反演的体积组分进行混合计算，得到混合之后的拟声波时差和密度曲线。计算表明，在非储层段拟声波时差、拟密度曲线与实测曲线几乎完全重合，表明矿物体积组分计算准确。知道矿物组分，通过岩石矿物混合理论可以求解干岩样的体积模量；在此基础上运用Gassmann流体替换技术求取在孔隙充满不同流体后的测井响应，进行储层识别。

流体替换即为从一种孔隙流体状态下的岩石物理参数计算出另一种流体状态下的岩石物理参数。流体替换技术主要涉及到Gassmann方程［1］：

式中，Ksat为饱和岩石体积模量，GPa；KDry为干岩石体积模量，GPa；Ks为组成岩石矿物体积模量，GPa；Kf为岩石饱含流体体积模量，GPa；为岩石孔隙度，无量纲；μsat为饱和岩石剪切模量，GPa；μDry为干岩石剪切模量，GPa。

含流体岩石的体积模量与干岩样和流体有关：

速度取决于弹性模量和密度：

式中，Vp为纵波速度，m／s；Vs为横波速度，m／s；ρsat为饱和岩石密度，kg／m3。

通过流体替换等技术手段，模拟储层条件下不同流体饱和时测量的纵、横波速度和密度，计算各种岩石弹性参数，分析地震响应随含油气饱和度改变的变化特征。

图2为BK2井生屑灰岩段Gassmann流体替换成果图，从图2中可以看出，岩石孔隙中饱含油和饱含水时横波时差曲线几乎无差异；白云岩段（4758～4768m、4773～4781m、4782～4790m，4761.03m样品测试孔隙度为15.6%）纵波时差有一定差异，而纵横波速度比则呈明显差异；非储层段（4768～4773m，4770.45m样品测试孔隙度为1.1%）纵波阻抗与纵横波速度比两条曲线几乎重合。

分析表明，在孔隙不发育段，流体替换前后岩石的物理性质受流体影响较小，因此不同流体替换的测井响应几乎一致；而在孔隙发育段，由于流体组分在岩石体积中所占比例较大，用不同流体进行替换后的测井响应会出现差异，且差异幅度与孔隙度有关。BK2井、M4井流体替换试验分析表明利用纵横波速度比这一弹性参数对白云岩储层识别效果较好，为下一步开展地震数据叠前弹性参数反演识别储层提供可行性。

2.2 叠前弹性参数反演技术工作流程

叠前弹性参数反演采用高质量的共反射点道集数据。该地区的实际采集道集有较严重的采集脚印，去除采集脚印及其他噪声得到较高信噪比道集数据。在此基础上进行叠前深度偏移得到共反射点道集（图3）。在此基础上还要进行参考标志层的相邻道之间的剩余时差校正，消除相位的影响（图4）。

图2 BK2井储层Gassmann流体替换成果

图3 叠前深度偏移共反射点道集

图4 叠前深度偏移道集参考标志层剩余校正后的道集

有了良好的质控共反射点道集，接着便是围绕Zoeppritz方程求解为核心的内部流程工作。Zoeppritz方程的Aki＆Richards近似公式为：

式中，RC（θ）是入射角为θ的反射振幅；Δα＝α2－α1为纵波的速度差，m／s；Δβ＝β2－β1为横波的速度差，m／s；Δρ＝ρ2－ρ1为密度差，g／cm3；α＝（α2＋α1）／2为纵波的平均速度，m／s；β＝（β2＋β1）／2为横波的平均速度，m／s；ρ＝（ρ2＋ρ1）／2为平均密度，g／cm3；为入射角和透射角的平均值，（°）；下标1代表上层介质；下标2代表下层介质。

式（6）简记为：

式中，r（θ）为反射系数，通过叠后纵波阻抗反演可以求解；［w］为权值矩；［v］为纵、横波速度及密度变化率矩阵［2］。通过解上述矩阵，可求解矩阵［v］即得到纵、横波速度及密度的变化率，进一步可求纵、横波速度及密度数据体。

2.3 叠前弹性参数反演数据分析

叠前弹性参数反演得到纵、横波及密度体数据，对数据的分析也要分两步［3］。首先绘制井的纵、横波速度及密度曲线及其组合参数曲线的各种交会图。图5为BK2井、M4井不同岩性Vp／Vs与波阻抗交会图，进行交会图散点分布与井上岩性分布对比分析。图5中白云岩、灰岩和第三类岩性（泥质或膏质云岩和泥质或膏质灰岩）分布于不同的区域，参数分布范围见表1。由表1可很好地由纵波阻抗和纵横波速度比将白云岩、灰岩和第三类岩性区分开来。

图5 BK2井、M4井不同岩性Vp／Vs与波阻抗交会图

根据井的分析情况以Vp／Vs范围1.30～1.84，纵波阻抗范围（1.34～1.8）×107（kg／m3）·（m／s）为依据对于反演数据体进行交会分析，拾取白云岩储层的空间分布。白云岩储层平面分布如图6，白云岩的分布范围与井的岩屑录井及取心段对比分析两者是符合的，油藏开发井区白云岩储层分布完全落实。此外，还预测出目前油藏主体的东北部及东部两块白云岩分布区域，可作为下一步扩边勘探的依据。

表1 不同岩性对应的Vp／Vs与纵波波阻抗分布范围

图6 反演白云岩分布区域（上）与岩屑录井岩性（下）对比分析图

3 结 语

对于碳酸盐岩储层，由于岩性复杂、储集空间类型多样等诸多因素影响，常规叠后反演进行储层识别由于阻抗叠置，效果往往不好，而叠前反演则包含了更多的弹性参数信息，通过多种参数联合分析往往能取得较好效果。

［1］周水生，张波，伍向阳.流体替换方法研究及应用分析［J］.地球物理学进展，2009，24（5）：1660～1664.

［2］［美］Fred J H.地震振幅解释［M］.孙夕平，赵良武译.北京：石油工业出版社，2006.58～60.

［3］［挪］Per Avseth，［美］Tapan M，Gary M.定量地震解释［M］.李来林译.北京：石油工业出版社，2009.117～174.

［编辑］ 龙 舟

69 Application of Prestack Elastic Parameters Inversion Technology in Identifying the Dolomite Reservoirs

YANG Shi－ming，ZHOU Li－mei，PAN Xiao－hui

（First Authors Address：College of Geophysics and Oil Resources，Yangtze University，Jingzhou434023，Hubei，China）

Because light oil components were contained in dolomite reservoirs，it was often difficult to distinguish it from other lithology，because their primary wave impedance was often overlapped with others in conventional inversion.By taking Zoeppritz equation as theoretical basis，primary wave velocity，second wave velocity，density and their combination parameters obtained from multi－angle stack data inversions could be used to distinguish dolomite reservoir well，while fluid replacement technology could be used as pilot test of prestack inversion.The prestack elastic parameters are used to identify dolomite reservoir and obvious effect is obtained in the actual prestack inversion.

Gassmann equation；fluid replacement；Zoeppritz equation；impedance overlap；prestack inversion

book=42,ebook=42

P631.44

A

1000－9752（2012）05－0069－05

2012－01－10

杨士明（1969－），男，1992年江汉石油学院毕业，博士（后），副教授，现主要从事石油地质与石油勘探方面的研究工作。