地震反演与地质建模技术联合预测薄层砂体

2015-07-02王强

石油地质与工程 2015年3期

关键词：波阻抗砂体油层

王强

(1.东北石油大学地球科学学院，黑龙江大庆 163318；2.中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院 )

地震反演与地质建模技术联合预测薄层砂体

王强1,2

(1.东北石油大学地球科学学院，黑龙江大庆 163318；2.中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院 )

探讨了地震约束薄层储层建模的研究思路，并提出控制薄层砂体预测精度的四个关键条件。根据地质、测井资料，应用序贯指示模拟方法，协同地震波阻抗反演资料预测实际区块薄层砂体，并通过油藏解释建立油层分布模型。结果表明，在地质条件约束下，地震反演与地质建模技术联合能够综合井资料和地震资料信息优势，提高井间及垂向上储层预测精度。该技术对于油藏评价和井位部署具有指导意义。

波阻抗；地震反演；地质建模；薄层砂体

储层建模和地震反演是储层横向预测的两种方法。地质建模能够定量表征和刻画储集层各种尺度的非均质性，预测油气勘探和开发中的不确定性和风险性。地震反演技术优势在于地震资料覆盖的广泛性，但受到地震分辨率的限制，薄储层预测较困难。随着油田开发逐步深入，尤其是水平井技术的应用，对于薄互层储层的精细描述提出更高要求。对储层薄的油田只有综合两种方法的优势才能精确描述储层。

1 地震约束地质建模流程

井震联合地质建模技术基于地质统计学等常规数学建模方法,以地震反演数据作为约束,实现井间测井数据内插,从而建立储层地质模型[1-3]。该技术将含有丰富岩性和物性信息的地震反演数据和测井数据结合在一起,既体现了测井数据的垂向分辨率,又考虑了反演数据体反映的储层横向变化特征。

主要思路是以井资料为依据，在地震精细解释的基础上，应用反演技术得到相对波阻抗反演体；在建立精细深度域构造模型基础上，将反演波阻抗体转换到深度域，并重新采样；应用地质统计学分析井数据与反演数据之间的概率关系，建立薄互层砂体模型；以测井资料为基础，按油层解释标准，对岩性模型进行储层转化,得到油层分布模型流程。流程见图1。

2 薄层砂体预测的关键技术

2.1 井震层位精细标定

层位标定是地震解释的基础，目的是建立起地震反射层位与地质层位的对应关系，赋予地震反射层以明确的地质含义。对于薄层储层预测来说，岩性层位的井震精细标定，是保证储层预测精度的基础和关键。正确的井震层位标定保证地震信息提取层位的准确性，对于预测薄层砂岩展布特征尤为重要。

图1 地震约束地质建模流程

2.2 波阻抗反演

波阻抗反演是从地震剖面上消除子波影响,留下反射系数,再由反射系数计算出能反映地层物性变化的物理参数波阻抗，优势在于能描述储层横向变化[5-7]。在薄储层地质条件下,由于地震频带宽度的限制,基于普通地震分辨率直接反演方法的精度和分辨率均不能满足油田开发的要求。地质统计学反演方法有效提高了纵向砂体识别精度，缺点是物性与波阻抗相关性不好的情况下，反演效果不太理想，不确定因素增大。

2.3 变差函数的应用

变差函数是地质统计学方法中最常用的衡量储层空间关系的手段，其与实际储层分布特征的符合程度决定随机建模是否成功。平面变差函数的计算要求井点较多且分布较合理，否则统计结果往往会出现偏差。结合具有大量数据点的地震资料是获得变差函数的好方法。

2.4 井震数据的相关性分析

以地震反演资料为基础进行储层地质建模时, 测井数据和地震数据之间的相关系数是一个关键参数。地震资料分辨率不可能与测井分辨率相比，只要地震资料对大部分储层有反映,就可以应用地震资料约束储层建模。实际上, 由于多解性及地质情况的复杂性，波阻抗数据往往与实际储层属性不具有很好的相关性。对于薄互层砂体，砂泥没有明确波阻抗界限，应用门槛值作为砂泥分界的精度是不够的，应该对波阻抗体中砂泥岩发育概率做出精细的统计分析。

3 应用实例

3.1 地质概况

江75区块萨尔图油层组为三角洲前缘及滨浅湖沉积，砂岩钻遇率31.3%，平均砂岩厚度4.5 m，砂地比平均为0.44，属于高孔、中高渗透储层，孔隙度平均30.8%，渗透率平均1 020×10-3μm2。江75区块油藏类型为岩性-构造油藏，砂体类型主要有水下分流河道、河口坝、砂坝及席状砂。主力层萨二、三组砂体呈条带状分布，单层厚度较薄，泥质含量较高。研究区井距大，单纯应用地质资料预测储层存在不确定性。

3.2 稀疏脉冲约束反演

应用稀疏脉冲反演方法得到相对波阻抗反演体。在波阻抗剖面上(图2)可以看到, 目的层内可以大致分为三部分，中部砂体厚度小、发育程度低，而上下部砂体明显发育、厚度大、波阻抗数据反映明显。与井数据对比可以看出，波阻抗数据存在两方面不足，一是无法对较厚的砂层组在纵向上进行分辨，二是在泥岩背景下单一薄层砂岩产生强波阻抗界面影响，上部地层产生一较强的波阻抗，与实际砂岩发育情况不一致。由于地震反演的结果受分辨率的限制,对于较厚的储层比较容易识别，对于较薄的储层识别较差，因此需进一步应用建模技术，提高储层建模精度。

图2 波阻抗反演剖面

3.3 构造模型

根据地质、测井和地震解释数据，对测井曲线进行环境校正、归一化和合成记录标定，对萨尔图及高台子油层组顶面进行精细的地震解释，根据测井曲线的沉积旋回特征划分小层。以地震解释油层组顶面构造形态为约束条件，应用地质分层数据对层位进行校正。建立的构造模型能够反映出整体构造形态，符合地层厚度变化特征。

3.4 砂体模型

江75区块油层发育受构造、岩性控制，岩相模型能反映砂体分布。合理地利用地质、测井及地震资料是预测薄层砂岩的重点和难点。具体流程为：

(1)根据井资料岩相分析成果，结合地震资料，用沉积模式绘制沉积微图，作为小层砂体平面分布的约束条件；

(2)根据地震及井数据分析统计结果，优选并建立变差函数，确定符合区域沉积特征的参数，如主变程、次变程、垂变程及方向等；

(3)采用序贯指示模拟方法，协同波阻抗反演数据，根据条件分布概率函数随机抽取分位函数，建立若干个条件模拟实现。

3.4.1 变差函数分析

根据地震波阻抗数据分析了平面变差函数。平面上,主方向90°的变程为3 500 m,次方向0°的变程为1 000 m,反映了沉积方向为近南北向的特点,与区域地质认识相符。钻井岩性分类数据的变差函数统计结果表明,纵向上变程约为5 m,反映了砂层为薄层的特点。

3.4.2 岩相建模

首先，根据速度模型将波阻抗反演体进行时深转换，并按照沉积单元网格化采样；然后，对测井解释岩相数据离散化，逐层分析波阻抗体与砂泥岩的概率；最后，根据概率统计关系及变差函数分析结果，砂体图的约束下，采用序贯指示模拟方法，在波阻抗体的约束下,建立高分辨率的薄层岩性模型。从砂体预测结果看，在以沉积模式预测的砂体边界约束下，地震数据控制井间砂体连续性。同时，与波阻抗剖面对比，砂体模型有效提高了储层预测结果的垂向分辨率。

3.5 模型精度检验

连井剖面的质量检查结果表明,井穿过的网格与井数据完全吻合,且砂岩的分布与波阻抗的高值有较好的对应关系,说明井数据和波阻抗数据对模型同时起到了控制作用。与沉积微相图对比，地震信息有效降低井间地质模式预测的不确定性。储层预测精度较高,对江75区块的油藏描述和井位部署有一定的指导意义。

3.6 油层分布模型

3.6.1 储层含油性特征

江75区块主要含油层位为萨二、三油层组，以纯油为主，局部发育油水同层及干层，很难直接在模拟的岩性体上追踪油层的顶、底界面。研究区萨尔图油层储层在岩性、电性、物性、含油性规律上总体上具有一致性。对于水层，物性越好，电阻率越低，自然电位负异常越大；对于油层，岩性越粗、物性越好的储层，声波时差越大；含油越饱满的储层，电阻率越大。

3.6.2 油层分布模型

在已建立的砂体模型控制下，分别模拟了声波、电阻率和自然电位模型。根据油水层判别标准，对岩性地质建模结果进行了油藏解释(图3、图4),可以看出,储层建模的解释结果与井点的油水特征吻合程度很高，高部位向低部位由纯油、油水同层、水层过渡，表明构造对油水分异起到一定的控制作用。