低频模型对波阻抗反演结果定量解释的影响*

叶云飞崔 维张益明解吉高

(1.中海油研究总院; 2.中国石油大学(华东))

低频模型对波阻抗反演结果定量解释的影响*

叶云飞1崔 维2张益明1解吉高1

(1.中海油研究总院; 2.中国石油大学(华东))

通过约束稀疏脉冲反演得到绝对波阻抗数据体,进而进行储层刻画,这是油气田勘探、开发过程中的重要手段。但在应用绝对波阻抗反演结果进行储层定量解释的过程中,当储层横向厚度变化较大时,受低频模型的影响,会使反演结果的视分辨率降低,因此会在反演结果定量解释过程中产生误差。研究表明,对绝对波阻抗数据体进行滤波便可得到相对波阻抗数据体。本文通过理论分析指出了应用相对波阻抗进行储层定量解释需要满足的2个条件,认为只有在满足这2个条件的前提下才可将相对波阻抗结果用于储层定量描述,从而可以准确刻画储层的空间分布范围。将这一研究结论应用于模型分析和海外靶区的储层定量解释中,均取得了良好的效果。

绝对波阻抗;低频模型;相对波阻抗;储层定量解释

目前,应用约束稀疏脉冲反演得到绝对波阻抗数据体的方法已广泛应用于勘探阶段的储层定性或定量预测和开发阶段的储量计算、井网部署、油藏动态监测等方面,已成为地下储层刻画过程中必不可少的方法之一。前人对该技术的研究与应用已很成熟,认为在约束稀疏脉冲反演过程中通过低频模型补偿地震资料中缺失的低频信息是开展岩性识别、储层定量解释的重要步骤[1-14]。一般情况下,低频模型是以地震解释层位和沉积规律为约束,将测井信息在整个数据体范围内进行内插和外推得到的,也有研究者将地震速度谱信息与测井信息相结合来建立低频模型,在一定程度上补偿了地震资料中缺失的低频信息[15]。但是,在井间储层厚度横向变化剧烈、井点位置地震反射能量差异较大的区域内,补充的低频信息反而会给反演结果定量解释带来误差,因此滤掉约束稀疏脉冲反演结果中错误的低频信息就显得尤为重要。

对绝对波阻抗数据体进行滤波便可得到相对波阻抗数据体,以往的研究成果中也有应用相对波阻抗反演进行储层解释的实例[16],但未对相对波阻抗反演储层解释的物理意义和应用的前提条件加以说明。本文通过理论分析指出了应用相对波阻抗反演结果进行储层定量解释需要满足的2个条件,认为只有在满足这2个假设条件的前提下,才可以将相对波阻抗反演结果用于储层定量描述,从而准确刻画储层的空间分布范围。

1 理论基础

1)相对波阻抗反演储层解释的物理意义

从测井波阻抗曲线的组成上来说,相对波阻抗反演储层解释的物理意义是指在特定的深度段范围内,测井曲线所反映的信息可理解为随深度的变化量(低频趋势)和随岩性的变化量(相对关系)之综合,因此我们所关心的是在目的层段内岩性变化所引起的波阻抗差异。由此可见,获取相对波阻抗的基本思想为:在绝对波阻抗的基础上,通过先验地质认识,在储盖组合明确的情况下,去除波阻抗差异随深度的变化量(低频趋势),保留波阻抗差异随岩性的变化量。

2)相对波阻抗反演储层解释的前提条件

从反射系数关系式可知

式(1)中:R表示地层反射系数;Z1和Z2分别表示上、下地层的波阻抗值。

若用ΔZ表示波阻抗差值,则Z2=Z1+ΔZ。当ΔZ很小时,式(1)则有

对式(2)两边进行积分,则有

式(3)中:¯Z为Z2和Z1的平均值。

从式(2)可以看出,若想用相对波阻抗反映储盖组合的变化,必须要满足2个假设条件:①上、下地层的波阻抗差值ΔZ仅仅是由于岩性变化所引起的(目的层段深度范围不太大,这需要先验地质认识来确定);②波阻抗差值ΔZ从数值上要远远小于Z2和Z1值本身。只有满足这2个假设条件,式(3)中的相对波阻抗计算结果才具有明确的物理意义。

通过上述分析可知,在满足以上2个假设条件的情况下,可以依据相对波阻抗反演结果开展储层定量解释;与绝对波阻抗反演相比,相对波阻抗反演剔除掉了模型中随深度变化的相对低频成分,在地层对比正确时对储层的解释效果会更好。

2 模型分析

以靶区内实际钻遇的储盖层速度、密度参数建立地层模型,分析波阻抗反演结果中低频模型的影响。模型的岩石物理参数如表1所示,假设储层的物性和含气饱和度均相同,所不同的只是两口井所钻遇的储层厚度。

表1 模型岩石物理参数

如图1所示,在相同的深度范围内,以同样的泥岩为背景,A井区模拟的储层为2套20 m等厚的砂岩,中间夹20 m厚泥岩;B井区模拟的储层分别为厚度10 m和5 m的砂岩薄层各2套,中间间隔泥岩层厚度分别为10 m和5 m。

图1 地层模型

图2 正演地震剖面

从图2的正演地震剖面中可以看到,虽然储、盖层反射系数相同,但由于厚度上的差异,B井区地震反射同相轴产生了相干减弱现象。

依据实际地震资料频谱特征,选取20 Hz子波,应用Jason反演软件中的约束稀疏脉冲反演流程进行波阻抗反演。在图3所示的绝对波阻抗反演结果中可以看到,A井区所示的相对厚储层其反演结果较为可靠,基本可以刻画储层的真实厚度。但在B井区,受分辨率的影响,无论是上部10 m厚的薄互层还是下部5 m厚的薄互层,储层厚度均无法准确刻画。此时若在两口井区应用相同的波阻抗色标值进行追踪解释,势必在B井区产生误差。

图3 绝对波阻抗反演结果

在反演过程中,地震中所缺失的低于6 Hz的低频信息一般是通过模型来补偿的,但是,从图4所示的低频模型中可以看到,在低于6 Hz部分的信息中,由于分辨率过低,仅仅能够反映出储层段的低阻抗特征,2口井周围的低阻抗异常值差别并不明显,视觉效果上区分度很差,绝对波阻抗中包含了此信息,势必带来如图3所示的情况,即薄互层砂体的反演结果变为一个大厚层,给波阻抗反演结果的定量解释带来误差。在这种情况下,推荐以反演的相对波阻抗结果为基础进行储层定量解释。

图4 低频模型(＜6 Hz部分的信息)

在图5中可以看到,将反演结果中的低频成分滤掉后,应用相对波阻抗结果进行追踪解释,其视分辨率有明显提高,尤其是B井区上部的10 m厚间隔砂岩已经可以准确地雕刻出来,此时应用相同的波阻抗色标值进行砂体追踪,其结果将更加可靠。

图5 相对波阻抗反演结果

3 实际应用

研究靶区位于澳大利亚Browse盆地内,受三叠纪末期区域挤压应力影响,区内早期的二叠—三叠纪凹陷发生构造反转,形成了多个北东走向背斜构造,多年的勘探结果已证实该区油气资源非常丰富。其中,C构造目前已钻井5口,在主要储层段三叠系和侏罗系均发现了高产气层,已进入储量计算阶段,但仍存在诸多地球物理问题,影响了有利储层分布范围的刻画,制约了储量计算的精确度。

如图6所示,侏罗系在C构造高部位与三叠系埋深基本相同,钻井证实储盖组合良好,但C-3井三叠系储盖组合特征表现为巨厚砂岩夹薄层泥岩盖层,含气砂岩厚度达20～25 m,地震振幅能量较强。C-4井侏罗系储盖组合特征表现为砂泥岩薄互层,有效储层厚度仅为5～10 m,由于含气层的存在,地震振幅能量虽然较强,但受干涉效应的影响,其振幅能量较C-3井相对较弱。

图6 C构造已钻井地震响应特征

为满足该构造储量精确计算的需求,在岩石物理分析、地质模型约束的基础上开展了基于地震的波阻抗反演。岩石物理分析结果显示,含气砂岩具有非常明显的低波阻抗特征,通过波阻抗反演技术可以有效识别含气砂岩的分布。如图7所示,C-3井三叠系厚砂岩具有较为明显的低波阻抗特征,C-4井侏罗系砂泥岩薄互层也具有较为明显的低波阻抗特征。虽然2口井所钻遇砂体的厚度和地质年代均不同,但是由于储层埋深基本相同,含气饱和度均较高(达到80%以上),上覆地层均以侏罗系泥岩为盖层,储层与盖层之间的波阻抗差并不大,因此导致了2口井反演的绝对波阻抗在视觉效果上并无明显差异。如果以该反演结果为基础,应用统一的岩石物理量版进行定量解释,势必产生明显误差,影响储量的精确计算。

图7 实际资料绝对波阻抗反演剖面

钻井结果证实,该区地层对比正确,储、盖层岩性较为单一,均是大套泥岩覆盖于砂岩之上,具备应用去低频趋势的相对波阻抗开展岩性解释的地质条件;并且,从已钻井的波阻抗参数中可以得出ΔZ= 793[(g·cm-3)(m·s-1)],远小于2¯Z=12 486.2[(g· cm-3)(m·s-1)],因此,在该区满足应用相对波阻抗开展岩性解释的前提条件。在此基础上,对该区反演的绝对波阻抗进行低频滤波,如图8所示,由于滤除了低于6 Hz部分的能量(低频模型中薄互层能量干涉带来的影响),只保留其相对波阻抗特征(不同岩性间的阻抗差异),其视分辨率和雕刻储层的精确程度要明显高于图7中绝对波阻抗反演结果,特征分析更加清晰,成果可靠。

图8 实际资料相对波阻抗反演剖面(滤低频后)

由于该反演结果是以地震资料为基础的,所以其分辨能力不会超越地震资料频带范围:对于C-3井区在地震资料分辨率范围内的储层,可以精确刻画其分布范围,准确识别厚度;但是,对于C-4井区在地震资料分辨率范围内的薄互储层,无法准确刻画其厚度,仅仅可以做到识别其大致轮廓。

4 结论

1)应用相对波阻抗进行储层定量解释须满足2个条件:①波阻抗差值仅仅是由岩性变化所引起的;②波阻抗差值要远小于波阻抗绝对值。在满足这2个假设条件的前提下,相对波阻抗是存在物理意义的,应用滤除趋势变化后的相对波阻抗结果可以更加清晰地刻画储层的分布范围,其视分辨率要高于绝对波阻抗。

2)应用中也要清晰地认识到这2个假设条件是比较苛刻的:一方面,只有在勘探后期或开发阶段才能有足够多的数据满足对区域储、盖层组合特征的精确认识;另一方面,同一沉积体内储层厚度、物性、所含流体饱和度的变化均会带来波阻抗绝对值的变化,进行定量解释过程中不能忽视。

3)需要说明的是,本文并非否定低频模型在反演过程中的作用,在区域沉积背景稳定,井间储层厚度变化小的范围内,尤其是储层厚度超出地震资料分辨率范围的时候,绝对波阻抗在刻画储层分布方面是有其自身优势的。

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Impacts of low-frequency models on the quantitative interpretation of acoustic impedance inversion

Ye Yunfei1Cui Wei2Zhang Yiming1Xie Jigao1(1.CNOOC Research Institute,Beijing,100028; 2.China University of Petroleum,Shandong,266580)

It is an important tool of oil and gas exploration and development to obtain the absolute impedance data from the constrained sparse pulse inversion and characterize a reservoir.When the absolute impedance data is used to quantitatively interpret a reservoir,however,the impacts of low-frequency models may lower the apparent resolution of the inversion results if the reservoir thickness changes rapidly,thus leading to the errors during quantitative interpretation of the inversion results.The studies have shown that the relative impedance data can be obtained by filtering the absolute impedance.A theoretical analysis has indicated that the relative impedance data can be used to quantitatively interpret a reservoir and accurately characterize its spatial distribution only if two requirements are satisfied. These results have been applied in the model analyses and the quantitative reservoir interpretation in abroad target areas,both resulting in good effects.

absolute impedance;low-frequency model;relative impedance;quantitative reservoir interpretation

2014-03-03改回日期:2014-09-23

(编辑:冯 娜)

*“十二五”国家科技重大专项“南海深水区油气勘探地球物理关键技术(编号:2011ZX05025-001)”部分研究成果。

叶云飞,男,工程师,2007年毕业于吉林大学,获地球探测与信息技术专业硕士学位,现主要从事储层及油气预测研究工作。地址:北京市朝阳区太阳宫南街6号院1号楼(邮编:100028)。E-mail:yeyf2@cnooc.com.cn。