二维地震模型正演在东海某气田开发中的应用

许胜利 李炳颖 王中华 王腊梅 刘传川

二维地震模型正演在东海某气田开发中的应用

许胜利1李炳颖2王中华1王腊梅1刘传川1

（1.中海石油能源发展股份有限公司工程技术分公司2.中海石油（中国）有限公司上海分公司）

东海某油气田群的部分主力储层厚度薄且横向变化快，故其常规地震储层预测精度低，不能满足开发井的部署要求。为提高对钻井地质的精确预测，采用多地震模型正演，并结合实际地震剖面进行模型优选，局部开发井的部署和钻井预测起到了较好的预测和指导作用。图5参9

地震模型虚拟井正演优选

东海某油气田群包含多个含油气构造，主力油气层分布在花港及平湖组，地层岩性以砂、泥岩为特点。储层以三角洲和潮坪沉积为主，薄储层发育，储层厚度和物性具有横向变化快的特点。

1 储层精细预测存在的难点及对策

1.1 地震资料品质较差

地震资料受噪音的影响，品质较差。叠前道集上主要表现为远近道地震频带不一致、信噪比不一致、地震反射轴存在划弧现象（图1），近、远道集地震振幅变化趋势与基于测井地质模型进行的叠前正演道集振幅变化趋势不一致（图2）；叠后纯波数据体信噪比低，且不同处理版本存在较大的差异。

图1 具有划弧现象的叠前道集

图2 道集振幅变化趋势图

1.2 储层预测方法及存在的不足

（1）定性储层预测

利用地震属性[1]对储层平面展布进行快速定性预测，是储层预测的常用方法之一，但由于纵向上受薄层或邻近薄层分布的影响，当储层较薄或薄互层发育时，利用地震属性进行定性预测往往存在地震属性变化规律与已钻井储层变化不一致的现象，影响预测的可靠性。

（2）定量储层预测

定量储层预测包括确定性反演和地质统计学反演，其反演结果都受到初始地质模型的制约，而地质统计学反演（包括叠前地质统计学反演和叠后地质统计学反演）在利用已钻井作为硬数据提高纵向分辨率外，其横向反演结果严重受到变程大小的影响。

确定性反演（模型约束的波阻抗反演［2］）和地质统计学反演［3-4］，若在初始模型中没有体现客观存在的一些地质现象（地层尖灭、上超、下超等），则在反演结果中难以获得以上客观存在的地质现象。地震反演中建立地质模型就是利用地震层位进行模型约束。而地震层位解释是在地震层序指导下进行的空间闭合的等时界面追踪，在局部很多地方，并不能反映地层岩性界面的变化趋势，造成反演精度有限。

1.3 对策

在常规地震储层反演的基础上，针对油气开发井部署的局部区域，以地震剖面为基础，在目的层分布段上依据剖面中局部地震同相轴的变化，加密构建地质模型的控制层，并附以不同的岩性变化组合，优选出正演地震特征最接近实际地震剖面的岩性剖面作为结果。

2 地震模型正演[5-9]

2.1 地震模型正演必要性的确定

在利用构造、储层、含油气分布等资料确定开发井位的基础上，利用过目标井及已钻井的地震剖面，进行两井点地震特征对比及观察地震同相轴变化，若地震同相轴出现增加、减少、胖瘦变化较大而反演地震剖面中没有刻画时需要进行精细的局部地震模型正演（图3）。

图3 设计井点B处出现地震同相轴增加的现象

2.2 构建合理的构造模型

精细的地震层位解释和进行必要的地震层位加密，是构造合理的构造模型的基础；其次，要设置合理层间的接触关系，为了增加与实际地震剖面的可对比性，在时间域进行地震建模和正演。

2.3 利用虚拟井控制模型属性

（1）二维模型剖面的选取

模型剖面的选取以已钻井为出发点，经过设计井点（或水平段），并终止于与已钻井点（直井）地震特征具有较高相似性的点（如终止点A与已钻井），见图3。

（2）设置虚拟控制井及特征曲线

分别在剖面中设计井点和与已钻井（直井）地震特征相近点设置虚拟井（如在B和A点设置虚拟井1、井2）：首先，拷贝已钻直井（至少包括波阻抗曲线、分层和时深关系）并通过改变井头坐标的方式建立虚拟井；接着，在虚拟井点处通过对时深关系的拉伸和压缩使得地质分层与对应的地震解释层位一致然后，确定目的层段储层与非储层的波阻抗相对高低关系，通过改变波阻抗的高低来实现岩性的改变。

2.4 多地质模型构建与优选

（1）多地质模型构建

以已钻井为基础，在二维模型剖面中通过调整时深关系得到相对岩性组合固定的已钻井（X1井）和A点虚拟井2，利用B点虚拟井1通过不同的岩性变化组合（波阻抗变化）来构建可能的地质模型（图4），可以看出，A点的地震特征与已钻井具有高度的相似性。因此，在构建地质模型时，A点的岩性曲线特征可以通过拷贝已钻井并调整局部岩性厚度来获得，而B点岩性曲线特征可以通过拷贝已钻井并改变局部地层岩性获得。

（2）地质模型优选

地震反演具有多解性，因此需构建多个地质模型进行筛选排除，针对地震变化的实际特征构建了6种不同的岩性变化组合的地质模型：

模型一：改变H3c顶面解释方案（图4a）。

B点处地震层位解释下移一个同相轴，这样的解释方案造成H3c与H3d在平面上无法闭合。因此，H3c与H3d层位解释合理，构造模型没有改变的可能性。

模型二：H3c储层及上下储层横向稳定（图4b）。

地震模型正演结果表现为地震同相轴横向连续性强，与实际地震剖面差异较大，模型不合理。

模型三：H3c储层变厚，底部泥岩变薄（图4）。

正演结果表现为影响H3d顶面地震反射，使其地震反射能量减弱，与实际地震剖面差异较大，模型不合理。

模型四：H3c储层上部储层稳定，下部泥岩变纯净（图4d）。

模型正演结果表现为内部和底部出现弱的反射界面，与实际地震剖面差异较大，模型不合理。

模型五：H3c储层相变为泥岩（图4e）。

模型地震正演结果表现为H3c上、下界面清晰，与实际地震剖面差异较大，模型不合理。

模型六：H3c储层相对稳定，H3d顶部岩性由砂岩变为泥岩（图4f）。

模型地震正演结果表现为影响H3d、H3c界面的地震反射特征，与实际地震反射特征具有较高的相似性，为推荐的最优地质模型。即在B点（虚拟井1）处H3c储层发育，厚度变化不大，而H4d顶部泥岩发育。地层岩性厚度的变化量以时间变化量乘以层速度来获得。

图4 地质模型图

3 实钻效果分析

虚拟井1点处的对应设计井X1-1井于2015年9月开钻，并于11月钻穿H3d地层，实钻结果显示储层发育情况与推荐模型六（图4f）一致（图5）。实钻结果表明地层层位解释合理，推荐模型六储层预测准确合理。实钻检验结果证实了在储层变化复杂的地区，利用地震模型正演能更精确的预测局部储层的复杂变化。

4 应用前景

图5 实钻结果

东海油气田主力油气层储层横向变化剧烈，对于储层的精细预测有迫切的需求；其次，薄储层的开发也早已提上各油气田的工作日程，薄储层具有横向变化快的特点，需要地震模型正演对局部储层分布进行细化；而利用二维地震模型正演就可以快速准确地预测目标区储层的精细变化；最后，模型地震正演在大多数地震储层反演软件中都能较为方便地实现(如Jason、HRS软件等)。因此，地震模型正演对于薄储层的精细预测具有重要的意义，并将得到广泛的应用。

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（修改回稿日期2015-12-20编辑陈玲）

许胜利，男，1972年出生，1995年毕业于石油大学综合勘探专业，高工；现在中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司从事非常规油气地球物理预测研究。地址：（300457）天津市经济技术开发区洞庭一街与微山路交口泰达科技发展中心2号楼608室。电话：（022）66907022，13920717790。E-mail：xushl3@cnooc.com.cn