异常地层压力预测技术在准噶尔盆地的应用

徐宝荣，许海涛，于宝利，景海璐，郭金宇（中国石油东方地球物理公司研究院，河北涿州072750）

异常地层压力预测技术在准噶尔盆地的应用

徐宝荣，许海涛，于宝利，景海璐，郭金宇
（中国石油东方地球物理公司研究院，河北涿州072750）

准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系和三叠系经钻探证实存在地层压力异常，并且具有高压高产特征。目前测井和地震的地层压力预测方法都是基于泥岩欠压实理论，对砂砾岩储集层段进行预测时会出现预测地层压力与实测地层压力差异大的问题。针对准噶尔盆地异常压力与产油气特征，采取单井预测结合地震数据平面预测的方式，形成了地震层速度法、特征曲线反演法和改进的Fillippone公式法的地层压力预测配套技术，在准噶尔盆地玛湖凹陷取得了良好的应用效果，为科学钻井和高效井位部署提供了依据。

准噶尔盆地；异常地层压力；井震结合；压力预测

目前常用的地层压力预测方法有2类：一类是利用测井数据在钻后进行地层压力的评估，该方法只能做到单井不能实现平面预测，并不是真正意义上的预测；另一类利用地震速度资料，在钻前进行预测，但受速度参数准确性的限制，预测结果不能准确反映储集层局部压力的变化[1]。

Mh1三维区位于准噶尔盆地西北缘玛南斜坡区（图1），是新疆油田主要的勘探潜力区之一，主要目的层下三叠统百口泉组埋深为3 000~3 500m，研究区内有7口钻井钻遇百口泉组。初步判断研究区异常高压可能是受流体充注影响，因此，准确落实研究区地层压力及与油气产量的关系是下一步钻探部署的重点。

研究区储集层压力预测面临着3方面问题需要解决：①采用测井数据进行单井压力计算的方法大多是基于泥岩欠压实理论的，在砂砾岩储集层段预测误差较大；②基于地震反演或地震速度建场获得的地震层速度与地层压力相关性较低，不能准确反映地层压力横向变化趋势；③钻井的实测地层压力数据较少，无法准确约束地层压力的平面变化。

图1　研究区位置

1　地层压力预测方法原理

地层异常高压形成的原因有多种，储集层的异常高压一般认为主要受欠压实、构造运动、生烃作用和流体充注作用影响[2]。

（1）基于测井数据的单井地层压力计算方法其理论基础为Terzaghi提出的压实平衡定理[3]：

由（1）式可知，在地层封闭条件下，地层孔隙压力pp、上覆地层压力po及岩石骨架应力pe之间始终保持着力的平衡。上覆地层压力是上覆岩石骨架和孔隙空间流体的总重量所引起的压力，其与上覆地层的厚度h、骨架密度ρma和孔隙流体密度ρf有关，可以采用下式求取：

而岩石骨架应力较难确定，对于泥岩地层，岩石骨架应力是声速的函数：

因此，先确定上覆地层压力和岩石骨架应力，再用（1）式可以较准确地计算单井泥岩地层的压力。

采用该方法计算砂砾岩段地层压力时，由于岩石骨架应力参数难以准确获取，预测结果存在较大误差。在求取砂泥岩互层的地层压力时，一般采取过滤砂岩，保留泥岩对应曲线的方式计算地层压力趋势线，而对于砂砾岩薄层的地层压力，可参考上下泥岩段压力确定。

基于测井数据的单井地层压力求取方法大致可分为3种（伊顿法、比值法和等效深度法），求取流程均为：①由密度测井数据积分求取上覆地层压力；②由声波时差数据求取泥岩正常压实趋势线；③计算单井地层孔隙压力。

在Mh1三维区，通过应用3种求取方法分别计算地层压力曲线，与实测地层压力曲线对比，伊顿法求得的地层孔隙压力与实测地层孔隙压力吻合度最高，基本反映了研究区地层压力纵向变化情况（图2）。

（2）地震层速度地层压力预测方法这种方法与地层的岩性、压实程度、埋藏深度及地质时代等因素有关。一般情况下，地震波的传播速度随地层埋藏深度的加大而增加，当出现异常高压带时，常常伴随有高孔隙度、高地温、低密度、低速度等特征，这正是利用地震层速度或波阻抗研究异常高压层的理论基础[4]。

利用异常高压地层对应低地震层速度的特征，可以分析地层异常高压的平面变化规律。以往采用地震波速度谱建场分析的方法受地震波速度纵向间隔的限制，精度较低。基于模型的地震波阻抗反演，由于使用了测井得到的速度信息，转换的地震层速度精度较高，更能体现地震层速度变化的细节。

图2　Mh2井3种方法计算所得地层压力对比

在影响地震层速度的众多因素中，岩性和埋藏深度对地震层速度的影响较大[5]。采用常规地震方法计算得到的地震层速度，主要反映某一套地层内不同岩性比例和地层埋深的特征，与地层压力相关性较小。只有将地震层速度校正到同一岩性和同一埋藏深度，分析其与地层压力的关系才有意义。

消除岩性差异影响的地震层速度校正公式为

在上述岩性校正的基础上，经推导可得消除岩层埋藏深度影响的地震层速度校正公式为

图3　玛湖斜坡区校正后地震层速度与地层压力系数关系

在Mh1三维区，对地震波阻抗反演转换的地震层速度进行岩性差异和埋深差异校正后，地震层速度与钻井的实测地层压力具有较好的对应关系（图3）。

（3）基于特征曲线反演的地层压力预测方法通过在井点位置处，利用多元线性回归和人工智能神经网络技术，对已知样本进行训练，分析出地层压力曲线与多种地震属性的关系，然后将建立的关系应用到整个数据体，从而获得地层压力参数数据体。与传统的单属性交会相比较，该方法可较好地建立特征井曲线与地震数据间的相关关系，预测精度较高[6]。

图4　测井预测地层压力曲线与基于特征曲线反演方法预测地层压力曲线对比

从Mh1三维区预测地层压力平面图（图5a）和剖面图（图5b）上可以看出，百口泉组Mh1井周缘为异常高压，其他区域为常压，与钻井实测地层压力吻合良好，较好地反映了局部地层压力的变化特征。

（4）基于Fillippone公式法的地层压力预测方法

Fillippone方法及其改进方法不依赖正常压实趋势线，可以直接由地震层速度计算地层压力。

Fillippone公式为[7-8]

经文献［9］改进的Fillippone公式为

经文献［10］改进的Fillippone公式为

图5　Mh1三维区三叠系百口泉组地层压力预测剖面（基于特征曲线反演的地层压力预测方法）

目前主要应用的方法是文献［10］改进的Fillip⁃pone公式法，这种方法主要是采用地震叠加速度根据DIX公式计算得到低频层速度[11]，采用道积分反演的声波阻抗和Gardner公式计算高频层速度[12]，利用钻井信息对地震计算结果进行约束，即可获得研究区的地层压力数据。

在Mh1三维区的应用中，对该方法进行了2点改进：一是分岩性计算地层压力，（6）式在计算地层压力时未考虑岩性速度差异的影响，在实际应用时，通过岩性敏感参数的交会分析，只预测砂砾岩储集层的压力变化；二是利用研究区基于测井数据的单井地层压力预测曲线，对由地震计算的压力数据进行平面校正，提高了地层压力预测精度。

从Mh1三维区预测地层压力平面图（图6a）和剖面图（图6b）上可以看出，改进后Fillippone公式法一方面较好地反映了Mh1井周缘的局部高压特征，另一方面也较好地反映了三叠系百口泉组压力平面变化趋势特征，与钻井实测地层压力吻合良好。

图6　Mh1三维区三叠系百口泉组地层压力预测剖面（基于Fillippone公式法的地层压力预测方法）

2　应用效果分析

在Mh1三维区，采用基于测井数据的单井地层压力计算方法得到准确的地层压力纵向变化趋势，结合以上3种地震预测方法，较好地落实了研究区百口泉组地层压力变化。基于特征曲线反演的地层压力预测结果和基于Fillippone公式法的地层压力预测结果整体变化趋势相似，均表现为Mh1井周缘为高压异常区，向四周逐渐变为常压（图5）。预测压力与钻井实测压力相比，变化趋势吻合，绝对误差均小于0.08，相对误差在6.25%以内（大于10%为不吻合），预测精度较高（表1）。根据压力预测结果，在研究区部署了Mh4井，日产原油14.2 t，出油层段压力系数为1.38，与预测结果吻合较好。

为进一步验证井震结合地层压力预测方法的适应性，在准噶尔盆地4个区块进行了应用，预测结果与实测压力吻合度较高，吻合度不低于75%（表2）。

表1　Mh1三维区实测与预测压力系数误差统计

表2　准噶尔盆地地层压力预测应用效果统计

3　结论

（1）在单井地层压力预测结果约束的情况下，组合应用地震层速度法、特征曲线反演法和改进后的Fillippone方法，能够有效提高地层压力预测的准确度。

（2）砂砾岩储集层异常高压多为常压背景下的局部高压，与油气分布有一定关系，准确预测其高压区范围，对井位的优选部署有较高的参考价值。

符号注释

A，B——待定系数；

a——砂地比，%；

F（v）——地震层速度校正系数；

g——重力加速度，m/s2；

h——上覆地层厚度，m；

pe——岩石骨架应力，MPa；

po——上覆地层压力，MPa；

pp——地层孔隙压力，MPa；

v1——地震波在砂岩中的传播速度，m/s；

v2——地震波在泥岩中的传播速度，m/s；

vi——地震层速度，m/s；

vio——任意一点原始地震层速度，m/s；

vih——埋深校正后的地震层速度，m/s；

viL——统一到砂岩的地震层速度，m/s；

vif——由井上拟合地震层速度与埋深关系计算所得地震层速度，m/s；

vimin——目的层顶部埋深最浅处地震层速度，m/s；

vma——岩石骨架速度，m/s；

vmax，vmin——分别为最大、最小地震层速度，m/s；

ϕ——岩层平均孔隙度，%；

ρma——岩石骨架平均密度，g/cm3；

ρf——流体平均密度g/cm3.

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Application ofAbnormal Formation Pressure Prediction Technologies in Junggar Basin

XUBaorong,XUHaitao,YUBaoli,JINGHailu,GUO Jinyu
(Research Institute ofGeology,BGP,CNPC,Zhuozhou,Hebei072750,China)

The results from drilling in Mahu sag of Junggarbasin have confirmed that there exits abnormal formation pressure in the Perm⁃ian and Triassic strata,with characteristic ofhigh pressure and high productivity.The available predictionmethods forformation pressure bywell logsand seismic velocity data are allbased onmudstone undercompaction theory.Forglutenite reservoir,itsformation pressure pre⁃dictionmay result in big differencesbetween the predicted pressure and themeasured one.According to such a characteristic,thewell logs⁃seismic velocity data combination forformation pressure prediction is adopted to form a setoftechnologies for it,including seismic interval velocitymethod,characteristic curve inversionmethod and improved Fillippone formulamethod.The application ofthesemethodsachieves betterresults in Mahu sag ofJunggarbasin and providesbasisforscientific drillingand efficientwelldeployment.

Junggarbasin;abnormalformation pressure;well logs⁃seismic velocity combination;pressure prediction

TE112.23

A

1001-3873（2015）05-0597-05

10.7657/XJPG20150519

2015-03-06

2015-05-18

徐宝荣（1971-），女，河南开封人，工程师，地震资料解释，（Tel）0991-4295961（E-mail）1084505972@qq.com.