密井网地质统计学反演在河道砂体预测中的应用

张飞飞，王珩，郭永贵，肖佃师，李红军

（1.中国石油大庆油田有限责任公司第十采油厂，黑龙江 大庆 163517；2.中国石油大庆油田有限责任公司钻探工程公司，黑龙江 大庆 163000；3.中国石油大学（华东）非常规油气与新能源研究院，山东 青岛 266580）

密井网地质统计学反演在河道砂体预测中的应用

张飞飞1，王珩2，郭永贵1，肖佃师3，李红军1

（1.中国石油大庆油田有限责任公司第十采油厂，黑龙江 大庆 163517；2.中国石油大庆油田有限责任公司钻探工程公司，黑龙江 大庆 163000；3.中国石油大学（华东）非常规油气与新能源研究院，山东 青岛 266580）

由于河道储层相变快，且砂体横向稳定性差，利用密井网预测河道砂体空间展布的方法已不能满足剩余油挖潜的需要。文中针对朝阳沟油田河道储层的地质特征，对适用于河道砂体的井控地质统计学反演方法的关键环节开展研究。研究表明，测井曲线标准化及高精度地层格架是保证反演精度的前提，曲线重构是提高波阻抗体对岩性识别能力的有效手段，合理的变差函数及井控数目是充分发挥地震资料预测能力、提高储层预测可靠性的关键。井控地质统计学反演对厚度大于2.0 m的河道砂体识别精度较高，吻合率高达85%。反演结果在刻画井间窄小河道砂体、认清河道砂体的连通性等方面具有明显优势，研究成果有效指导了该区河道储层的剩余油挖潜。

曲线重构；地质统计学反演；河道储层；剩余油挖潜

河道储层是我国东部陆相油田中非均质性较强的储层类型之一，具有砂体窄、横向变化快的特征。油田进入开发中期以后，通常面临“注采矛盾突出”的难题，剩余油也呈现“整体高度分散、局部相对集中、与低效无效循环并存”的特征［1-2］。综合各种有效手段，加深对河道储层非均质性的认识，对老油田实现稳产基础上增产、延长生产寿命具有重要现实意义［3］。目前，河道砂体分布及连通性预测主要借助于井点及沉积规律［4-5］，受井资料侧向预测能力不足的限制，该方法已无法满足油田精细开发的需要。地震资料横向采样密集，侧向分辨率高，无论在勘探阶段预测有力储层的分布、指导勘探井位部署，还是在开发阶段刻画单一河道分布、提高地质建模精度、指导剩余油挖潜等方面均已得到广泛应用［6-8］。地震预测方法可分为属性分析和地震反演［9］。前者属于“纯绿色”的（完全取决于地震），对那些能够引起地震响应异常的地质体有效［10］，而河道砂体规模小，地震响应不明显，仅利用地震属性无法精细刻画河道储层。后者有效结合了测井和地震资料的优势，具有较高的垂向分辨和侧向预测能力［11-13］。本文以松辽盆地×油田扶余油层为例，针对河道储层的地质特征，对地质统计学反演的关键技术进行分析，应用该方法对该区河道储层进行预测，有效指导了油田开发调整。

1　基本地质特征

×油田位于松辽盆地北部中央凹陷区内，横跨朝阳沟阶地和长春岭背斜2个次级构造单元，主要产油层位为扶余油层，隶属下白垩统泉头组四段和三段上部地层。扶余油层地层分布稳定，整体表现为水体向上增大的正韵律，属于河流三角洲沉积环境［14］，三角洲平原复合河道及前缘窄小河道为主要的储层类型，河道砂体厚度分布在1.5～15.0 m，其中厚度小于5.0 m的砂体占到75%。经历了40多年的勘探开发，×油田主力区块已进入中含水开采阶段，由于河道储层横向变化快，砂体组合关系复杂，在油田注水开采过程中逐步暴露出“含水率上升快、产能递减迅速、平面及层间吸水效率差异大”的问题，急需开展河道储层精细刻画工作，认清河道储层空间展布及组合关系，以指导油田剩余油的有效、有序开发。

河道具有频繁迁移、改道的沉积特征，以及弯曲条带状的特殊外形，使得单井中河道的钻遇率普遍低于30%，因此仅依靠井资料难以控制住河道砂体的分布。图1为×油田某区块300 m间距和150 m间距下连井砂体对比。随井网密度的增加，河道砂体的认识发生很多变化，一方面新增多条窄小河道，另一方面，对河道砂体组合关系的认识也有所改变。原认为是1套河道砂体，通过密井网解剖发现其是由2条不同河道组成，砂体连通性整体变差。由此可见，即使开发井距达到300 m，也很难利用井网准确控制住河道砂体的空间展布。地震资料侧向采样密度大，采样间隔（通常为10 m）小于河道宽度，融合地震资料是提高密井网下河道砂体刻画精度的关键［15］。

本文以×油田×区块为例进行井控地震反演方法研究。×区块井距约为150～350 m。该区完全覆盖三维地震，地震有效频带为10～70 Hz，主频为40 Hz。据调谐厚度计算方法，地震能预测的最小砂体厚度约为16.0 m，这远小于河道砂体的厚度，因此仅利用地震资料也无法满足薄层砂体预测的需要。地震资料属于带限信号，缺少低频和高频信息。测井资料属于全频带信号，通过地质统计学反演，在地震资料中引入测井资料的低频和高频信息，能够有效提高地震反演对薄层砂体的预测能力。

图1　不同井距下砂体对比剖面

2　地质统计学反演方法

地震反演是将地球物理信号转换为储层信息（波阻抗、岩性、物性等）的过程。根据反演问题的求解思路不同，反演方法可分为确定性反演和随机反演。确定性反演是通过最优化目标函数来求解（如稀疏脉冲反演），该方法的求解结果唯一，但垂向分辨率低；随机反演是结合地质建模与地震反演方法进行求解，反演结果具有随机性，但可得到与测井相同的垂向分辨率，地质统计学反演就属于该方法。地质统计学反演利用垂向分辨率高的测井资料来约束地震反演过程，极大地改善了河道砂体储层的预测精度。应用地质统计学反演进行薄层砂体精细预测，一般包括资料精细处理及解释、属性敏感性分析及曲线重构、稀疏脉冲波阻抗反演及地质统计学反演4个部分。

2.1资料精细处理及解释

地震反演类似一个信号处理器，地震、测井、构造等信息为输入端，储层参数（岩性、物性、电性等）为输出端。输入数据的精度直接影响储层预测的可信度。因此，精细资料处理及解释是保障地震反演精度的前提，主要包括多井曲线一致化处理及精细地层解释。

在测井过程中，由于测井仪器及测量方式的差异，曲线中会产生一些系统误差，将会导致多口井间曲线的一致性变差，这些误差将直接影响地震反演精度［16］。测井曲线标准化是消除多井曲线系统误差的主要方法，根据“同沉积环境下相同岩性地层具有相似测井响应值”的原则，优选标准层段，确定校正量，使校正后各井曲线在标准层段具有相同均值、相似直方图分布或按一定地质趋势变化［17］。根据扶余油层砂泥岩频繁互层、地层变化平缓的特点，本次选用直方图校正法进行曲线标准化，标准层为整个扶余油层。曲线标准化前，自然伽马曲线直方图分散，峰值不集中，标准化后，直方图峰值分布集中，表明各井间曲线的可对比性增强。

精细地层解释是综合岩心、测井及三维地震资料进行高分辨率地层对比及断层解释，在此基础上可建立高精度的等时地层格架，精细地层格架是保障地震反演分辨率的基础。一方面，它能够清晰反映地层间接触关系，在地层格架下进行测井属性的内插和外推，形成波阻抗低频模型，能够有效补充波阻抗反演的低频分量；另一方面，在地层格架下分层统计储层参数的直方图分布及变差函数，能够使随机建模更符合实际情况。由此可见，建立的地层格架越精细，地震反演精度越高，同时加入断层的地层模型，可以提高断层两盘储层预测的精度。

2.2曲线敏感性分析及曲线重构

地震反演的主要目的是定量刻画储层的分布，通过比较波阻抗与岩性间关系，设置阈值，将波阻抗体转化为岩性体，进而得到砂体储层的空间分布，因此波阻抗曲线对砂泥岩的分辨能力直接影响到储层刻画的精度。通过曲线敏感性分析，研究不同测井属性对岩性（砂岩和泥岩）及含油性的识别能力，从中优选出对岩性敏感的测井系列，以此为基础开展波阻抗曲线重构，提高波阻抗反演对岩性的识别能力。

曲线重构方法可分为曲线拟合和频率合并2种。前者根据其他曲线与原始波阻抗的关系，建立转换公式，将对岩性敏感的曲线转化为拟波阻抗曲线；后者是利用原始波阻抗曲线的低频信息和其他对岩性敏感的曲线高频信息进行叠加，得到拟波阻抗曲线。通过曲线敏感性分析表明，声波曲线对岩性的分辨能力较弱，自然伽马曲线对岩性识别能力最好。

为提高声波曲线对岩性的识别能力，本文利用声波曲线和自然伽马曲线高低频重构方法生成拟声波曲线，将声波低频成分和自然伽马曲线高频成分的能量进行匹配，然后叠加生成拟声波曲线。结果显示，拟声波与原始声波趋势基本一致，但对砂岩识别能力增强，可以代替原始声波进行合成记录、子波提取和波阻抗反演。

2.3稀疏脉冲波阻抗反演

稀疏脉冲反演是在井震标定、子波提取、地震精细解释、建立地层格架、结合测井曲线生成低频模型等的基础上，假设地层反射系数是稀疏性的前提下，利用反褶积方法递推反演出波阻抗值。在稀疏脉冲反演过程中，地震数据起主导作用，仅需要少量井参与，用于约束绝对波阻抗值的范围。稀疏脉冲波阻抗反演的垂向分辨率低，难以达到薄层河道砂体刻画的需要，但稀疏脉冲反演结果可以定性分析河道砂体的空间展布，用于指导水平变差函数的确定；另一方面，它还可作为协模拟体，约束地质统计学反演过程中随机建模，提高反演的可信度。

2.4地质统计学反演

地质统计学反演包括随机建模和随机反演2个步骤：1）从井点资料和地质规律出发，进行测井属性及稀疏脉冲波阻抗体直方图及变差函数分析，利用随机建模方法在高精度地层格架内建立多个波阻抗模型；2）结合地震子波生成模拟地震道，以模拟地震道与实际地震达到最佳匹配为准则，利用地震反演方法逐步修正波阻抗体，得到井点与实际井波阻抗吻合，井间尊重地震资料，整体分布符合地质统计学规律的多个波阻抗数据体。本文随机建模采用序贯高斯配置协模拟方法，以稀疏脉冲波阻抗反演体作为协模拟体，地震反演过程中采用模拟退火算法。

地质统计学反演通过结合测井数据的纵向分辨率和地震的横向分辨率进行地质统计学意义上的储层空间预测。如果井信息过少，地震垂向分辨能力不足，将会影响到反演结果的垂向分辨率；但过多的井数控制，井点位置严格遵循测井资料，将会降低地震资料的空间预测能力。所以，获取最合理的井控数，是地质统计学反演的重点。本次研究采用逐步增加井数的方法，来获取最佳井控数，当井数增加到一定程度时，随井数的增加，砂体的变化趋于稳定，规模和空间形态基本稳定，此时便可得到井控数量的最佳值。图2给出了117，179，240口井作为约束井的地质统计学反演效果。当约束井数增加时，波阻抗反演体的纵向分辨率稍有增强，但反演结果与井吻合度明显增高，井间砂体展布逐渐自然，更符合地质规律。本文采用240口井作为反演约束井进行随机反演，精细刻画该区薄层砂岩储层的空间展布。

图2　不同井控数下反演剖面对比

利用盲井检查技术进行反演稳定性分析。盲井检查即利用未参与反演的井，对比该井钻遇砂岩与反演预测砂岩的对应情况，若二者一致，则为“符合”，否则为“不符合”。利用63口盲井（约占总数20%）进行分析，分不同级别砂体统计反演符合率（见表1）。当砂体厚度大于2.0 m，预测符合率可达85.0%以上；当砂体厚度小于2.0 m，预测符合率仅为63.9%。全部砂岩层的反演符合率为86.5%，这表明本次地质统计学反演对薄层河道砂体的识别精度高，反演结果可靠、合理。

表1　不同厚度砂层反演符合率统计

3　反演结果指导河道储层的精细刻画

地质统计学反演有效综合了测井及地震资料的优势，反演体既具有较高的垂向分辨率，也具有好的井间预测能力，能够精细刻画砂体的空间展布及接触关系。图3为井控反演与井模拟剖面对比，可看出二者在砂体预测方面的区别，井模拟仅受井资料的约束，模拟的井间砂体连续性几乎没有变化，或者非常好，或突然尖灭，井间基本没有模拟出新的河道砂体；而井控地质统计学反演受地震数据的约束，剖面上砂体的连续性变化自然，且在井间能够预测出多套新的薄层砂体。与井点模拟相比，井控反演在刻画砂体横向延伸边界、认识砂体间连通性、识别井间窄小河道砂体等方面具有明显优势。

图3　井控反演与井模拟结果对比

以图4为例，具体说明井控地质统计学反演在刻画砂体连通性方面的优势。原4口井的间距依次为350，500，500 m，连井对比认为，在F151，F171，F211和F212层上4口井均发育河道砂体，且为1套河道砂体，连通性好（见图4a）。反演剖面显示，这4个层中的河道砂体并不总为1套（见图4b）。在F151层中，H88-S40，H78-S42和H74-46井分属不同窄小河道砂体。F172层中，H88-S40与右侧H78-S42井的河道砂体没有直接连通。F211和F212层的河道砂体比较连续，但在H78-S42和H74-46井之间出现河道砂体减薄现象，这2口井应该分属不同河道，平面上河道切割呈复合河道展布。利用新钻H82-42和H80-S44井对砂体连通性进行分析及检验（见图4c）可知：2口新井在F151层中不发育河道砂体，证实H88-S40，H78-S42 和H74-46井间砂体不连通；在F171层中，H82-42和H88-S40井的河道砂体存在明显高程差，证实H88-S40和H78-S42井间河道并不是同一条；在F211和F212层中，H80-S44井中具有多期河道切割的测井标志，证实H78-S42和H74-46井间为两期河道切割。新钻井证实了反演结果在密井网下刻画河道砂体展布及连通性上的合理性及可靠性。

图4　井控地质统计学反演指导砂体连通性刻画

4　结论

1）A油田扶余油层属于河流三角洲沉积体系，单砂体厚度多小于5.0 m，河道砂体相变快、侧向连续性差、密井网资料刻画河道砂体连通性精度差，难以满足油田开发后期注水调整及剩余油挖潜的需要。

2）地质统计学反演以测井全频带信息补充地震的高频和低频信息，反演结果具有垂向和侧向分辨率高的特点，在预测井间窄小河道分布、理清河道砂体连通性方面优势明显。

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（编辑孙薇）

Application of dense well geological statistics inversion in prediction of channel sand body

ZHANG Feifei1，WANG Heng2，GUO Yonggui1，XIAO Dianshi3，LI Hongjun1
（1.No.10 Oil Production Plant，Daqing Oilfield Company Ltd.，PetroChina，Daqing 163517，China；2.Drilling Engineering Company，Daqing Oilfield Company Ltd.，PetroChina，Daqing 163000，China；3.Research Institute of Unconventional Petroleum and Renewable Energy，China University of Petroleum，Qingdao 266580，China）

Because of quick channel reservoir facies change and poor lateral stability sand bodies，the method that applies dense well pattern to forecasting spatial distribution of channel sand bodies can not meet the need of remaining oil potential tapping any more.According to the channel reservoirs′geologic features of Chaoyanggou Oilfield，the key steps of well controlled geological inversion method applied to channel sand bodies were studied and practiced.Research shows that the standard well logging curves and precise stratigraphic frameworks are preconditions which ensure inversion accuracy；curves reconstructions are effective methods for improving lithology identification of wave impedance；reasonable variogram and well controlled number are the keys to full play of forecasting ability of seismic data and improving reliability of reservoir prediction.Well controlled geological statistics inversion can give better identification accuracy when the thickness of sand bodies is bigger than 2 meters and the coincidence rate is 85%.The inversion results have obvious advantages in depicting narrow channel sand bodies between wells and recognizing their connectivity.The study findings effectively guides remaining oil potential tapping of channel reservoirs in this area.

curves reconstruction；geological statistics inversion；channel reservoir；remaining oil potential tapping

山东省优秀中青年科学家科研奖励基金项目“复合砂体中单一河道的刻画及河道间砂体连通性的定量表征”（2014BSE28018）

TE132.1+4

A

10.6056/dkyqt201602005

2015-08-22；改回日期：2016-01-10。

张飞飞，男，1985年生，工程师，2009年本科毕业于长江大学勘查技术与工程专业，主要从事低渗透油藏精细描述工作。E-mail：zhangfeifei516@163.com。

引用格式：张飞飞，王珩，郭永贵，等.密井网地质统计学反演在河道砂体预测中的应用［J］.断块油气田，2016，23（2）：156-160. ZHANG Feifei，WANG Heng，GUO Yonggui，et al.Application of dense well geological statistics inversion in prediction of channel sand body［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（2）：156-160.