利用高品质三维地震资料提高海上油气田储量的计算精度

黄月银 马光克 刘巍 孙月成

中海石油（中国）有限公司湛江分公司

1 海上气田储量评价的特点

海上气田勘探开发在录取储量评估所需的基础资料上较之陆上气田是不丰富的，由于需要投入较高的开发投资［1］，所以对气田储量评估结果的可靠程度要求较高。海上气田的勘探开发生产活动局限在平台上，井控程度低，难以形成合理的井网，探井、评价井难以转为生产井，钻完井成本高，测试成本高，取心成本高，安全性要求更强，污水、测试流体回收空间有限［2］。为弥补海上作业的局限性，海上气田勘探开发加强了高品质地震资料的录取和应用，为提高海上气田地质认识、储量评价和进行勘探开发决策发挥了重要的作用。

2 海上地震资料的采集、处理及解释

正是因为海上钻井成本高，在钻井和储量评价的过程中有必要充分发挥海上地震资料的优势，利用地震信息预测天然气富集带，提高钻探的成功率［3］，同时利用地震资料还可以预测气水边界、定量描述储层的厚度甚至孔隙度，从而为储量计算提供可靠的基础资料。为此，首先要提高地震信息的有效性和可靠性，这不仅要对野外采集进行严格的质量控制，在处理方法和参数的选择上要符合保真、保幅的要求，同时在解释过程中，去伪存真，获得高精度的层位、断层解释成果和属性分析结果［4］。近年来，为了改善地震成像质量、提高地震资料保真度，相关的地震采集、处理和解释技术不断发展。比如地震资料采集上有：海上多方位、上下缆、斜缆、海底电缆等地震采集技术，为获取海上高品质地震野外基础资料提供了技术保障［5］。地震资料处理上：LIFT去噪技术、SRME去多次波技术、各向异性偏移、叠前深度偏移、逆时偏移等地震处理技术的综合应用，为后续的资料解释、储层反演、烃类检测等研究提供了高保真的地震资料［6］。解释方面：相干体、曲率体切片断层识别、全三维地震解释等解释技术，叠后叠前反演储层预测技术，亮点、平点、AVO分析等烃类检测技术的应用提高了海上少井情况下的地质认识精度［7］。这些技术的不断完善必将提高地震资料的质量和地震解释精度，为储量单元的划分、油气范围的圈定、储层厚度的描述以及孔隙度的预测提供了扎实的资料。

3 高品质地震资料在储量评价中的应用

国内外天然气储量计算方法有：①类比法；②容积法；③物质平衡法；④产量递减法；⑤矿场不稳定试井法；⑥水驱特征曲线法；⑦统计模拟法。容积法是计算气藏地质储量的主要方法，适用于不同勘探开发阶段、不同的圈闭类型、不同的储集类型和驱动方式。与物质平衡法不同，它采用气藏静态资料对储量进行评估，因而适用性较好，在实际中应用最广泛［8］。如何利用高品质地震资料确定储量计算单元、流体界面、面积、储层有效厚度、平均有效孔隙度是其重点。

3.1 地震相干体技术识别断层，确定储量计算单元

要确保储量计算结果的精度，就必须从纵向上、平面上对储量计算单元进行细分。地震相干体技术能够帮助更好地识别断层，有助于合理、精细划分储量计算单元，该项技术利用地震信号相干值的变化来描述地层、岩性等的横向非均匀性，有利于研究断层、微断裂的空间分布，地质构造异常及岩性的整体空间展布特征［9］。地震波同相轴发生错动或波形横向变化，都使相干数值发生明显变化，在相干切片上可直观显示断层，从而确定平面上的储量计算单元，并结合钻井情况和地质认识确定各单元的储量级别［10］。图1是海上乐东15气田常规地震剖面及地震相干切片图，根据其对断层的识别，共划分了10个计算单元，探、评价井信息表明，各计算单元气体组分差异大，相干体技术识别断层后可以更加细分储量计算单元，根据各计算单元的气体组分、储量的不同，从而在开发实施的过程中优化开发井井位，优先开发纯烃含量高的计算单元，针对储量大的区块合理部署开发井数，为高效、合理地利用天然气资源奠定了基础。

图1 常规地震剖面及地震相干切片图

3.2 三维地震资料确定流体界面及含气面积

研究表明，在一定的地质条件下砂体含气后在地震资料上表现为明显的“亮点”效应，气层的振幅异常能较好地反映砂体的含气情况［11］。在莺歌海盆地的多个浅层气藏实际钻井资料证实，钻在振幅“亮点”范围内的井，其目的层均含气。低部位如受气水界面控制，同一种地震属性在气水边界之上和之下表现出来的响应有很大差异，形成“平点”现象，根据该平点信息可确定气水界面。测井解释结果也证实该界面是可靠的。如图2所示，东方气田的Ⅱ上气组，根据平点信息确定的气水界面为海拔－1 394.6m，根据该界面圈定的含气范围内有明显的“亮点效应”，实际井钻遇的气水界面为海拔－1 396.0m，证实在该区域可以依据三维地震资料的亮点效应和平点现象来确定气水界面，从而确定气田的含气面积。该方法可以应用在没有实钻界面的其他气组或邻近相似气田，来弥补海上气田钻井工作量相对少引起资料不足的缺陷。

图2 海上东方气田Ⅱ上气组地震平点信息与实钻界面图

3.3 三维地震信息确定有效厚度

在层位标定、断层精细解释的基础上，利用三维地震资料进行储层顶底面解释，从储层内部各井证实的砂体旋回出发，以井约束提高分辨率预处理为基础，有针对性地对储层进行追踪解释，从而得到可靠的储层厚度［12］。储层顶底面地震响应一般都比较明显，特别是在含气范围之内，在储层厚度都大于地震分辨率所识别厚度的情况下，可以在地震剖面上从各井的标定出发，把顶面和底面都当成单独的界面进行解释，有利于得到可靠的储层厚度。采用井钻遇的流体界面、各油气层的顶底面构造图即可计算得到各油气层界面以上的毛厚度图，再采用各井点净毛比，通过内插的办法来绘出各油气层的净毛比图［13］。将各气层界面以上的毛厚度与该层的净毛比相乘即可得到各层的净厚度图（图3）。由于各气层顶、底界面的深度图均为可靠的研究成果，所以，根据这些深度图计算的储层毛厚度图也是可靠的。对于各气层净毛比的横向变化的描述方法，虽然有一定的局限性，但只要有效厚度的取值不大于邻近可类比层钻井揭示的储层有效厚度平均值，这种方法是符合储量计算规范的要求的。因此，以上描述出来的各油气层的有效厚度也是可靠的。

3.4 三维地震信息预测有效孔隙度

图3 东方气田Ⅰ气组净厚度图

在进行储层孔隙度横向描述之前，需要进行了大量的储层物性研究工作。研究的目的是通过分析储层物性和与地震资料有直接关系的储层的速度、密度和波阻抗等地震属性的相关关系，来建立起合理的井震关系［14］。中海石油（中国）有限公司湛江分公司西部东方气田各气组单井孔隙度与地震的波阻抗、速度和密度都有一定的相关性。图4为东方气田多井分气组进行的孔隙度与地震的波阻抗、速度和密度的相关分析结果，从图4上可以看出各气组储层的孔隙度与这几种地震属性有较好的相关关系，其中Ⅱ上气组孔隙度和波阻抗的相关关系高达0.82，这说明东方气田储层的孔隙度与地震属性有较好的相关性。因此，可以利用与地震属性的相关性预测储层孔隙度的方法来描述孔隙度的横向变化。通过抽井检验和储量对比等方式检查认为各个气组的孔隙度预测结果均为合理结果（图5）。

图4 东方气田所有井孔隙度与储层属性相关分析图

图5 东方气田Ⅱ下气组有效孔隙度图

4 结束语

通过充分利用海上三维地震资料，使得缺少井资料的海上油气田储量计算参数得以确定、储量计算结果更加可靠，尤其是一些低品位储量，如海上文昌油田的低渗透油气层、东方气田的低阻气层、乌石区的低渗透低产油气层。通过高分辨率的三维地震资料的应用，确定了储量计算的主要参数（面积、有效厚度、有效孔隙度），并顺利通过国家储量评审专家的认可，推动了上述油气田的早日开发，使其成为可利用资源，在低品位储量越来越多的今天有着重要的意义。

应用高品质三维地震资料，可以提高海上油气田的地质认识，更加精确地划分储量计算单元，确定流体界面、含油气面积、有效厚度、有效孔隙度等储量计算参数，使得海上油气田在钻井工作量少的情况下，能够 相对精确地计算油气储量，降低开发风险，促进低品位油气储量高效开发，提高资源的利用率。

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