横波速度正演在东濮凹陷浊积砂储层预测中的应用

2017-06-19范凌霄

石油地质与工程 2017年3期

关键词：浊积横波砂体

范凌霄

(中国石化中原油田分公司勘探开发研究院，河南郑州 450000)

横波速度正演在东濮凹陷浊积砂储层预测中的应用

范凌霄

(中国石化中原油田分公司勘探开发研究院，河南郑州 450000)

东濮凹陷濮卫次洼沙三段浊积砂体具有横向变化快、砂体埋藏深、厚度薄、成岩作用强、隐蔽性强等特征，采用传统的波阻抗反演方法难以识别有效储层及储层流体的性质。选取濮138块的多口井测井资料，基于孔隙介质岩石物理理论，利用常规测井资料求取多矿物组分，根据Xu-White模型和Biot-Gassmann方程正演得到地层横波速度，并建立了定量解释模板。利用求得的多种弹性参数开展了濮卫地区浊积砂储层的叠前反演预测，预测结果与钻井结果吻合率达到76%，表明了该预测方法的有效性。

东濮凹陷；浊积砂；横波速度正演；储层预测

东濮凹陷濮卫次洼沙河街组三段是典型浊积砂体岩性油藏发育层段，沙三中、下段属于深湖、半深湖相沉积，发育了大量的浊积砂体，在断阶带东翼濮138块部署的多口井均钻遇高产厚油层，揭示了濮卫次洼带内浊积砂岩性油藏的勘探潜力[1-2]。本文根据濮138块测井资料的二次解释得到矿物组分，并充分考虑地层骨架矿物、流体性质、孔隙大小等因素对纵横波速的影响，运用Xu-White砂泥混合模型，基于Biot-Gassmann理论方程求得地层横波速度[3]，利用纵横波速度等弹性参数反演的方法预测研究区浊积砂体的储层平面展布范围和纵向叠置特征，指出其储层有利发育区域，降低井位部署失利风险[4]。

1 储层特征

1.1 储层岩性

濮卫次洼浊积岩油藏的探井岩心和井壁取心的185块岩石薄片鉴定分析表明，该区沙三中段浊积砂是由三角洲前缘沉积的碎屑流、浊流、颗粒流等重力流携带的碎屑沉积物，沿湖底补给水道在缓坡和湖盆低洼处形成的浊积扇。岩性主要为块状中、细砂岩,夹泥质粉砂岩。其下部为厚层块状深灰色泥岩与灰质泥岩的互层,细粉砂岩砂体主要为规模不等的透镜体,层位不稳定,分布不均。滑塌浊积岩沉积体系储层结构成熟度和成分成熟度低,分选中等,磨圆度差,以次棱角、次圆状为主,杂基含量高。

1.2 储层测井响应特征

从目前濮卫次洼钻遇沙三段的三角洲前缘滑塌浊积砂体来看，绝大多数井的自然电位曲线表现出典型的三角洲前缘亚相所特有的曲线特征，中下部以连续的、幅度向上逐渐加大的漏斗型-齿化箱形组合，齿中线近于平行或向下倾斜，与底部呈突变接触。上部由于湖水加深、砂体后退，曲线形态为幅度较小的漏斗形、齿形及指形特征，齿中线相互平行。

2 基于岩石物理建模的横波正演

横波测井对于地震资料的AVO分析、地震叠前反演、流体识别等具有重要意义，但由于成本较高，只能在少数井中实施。为此，针对研究区浊积岩储层的常规测井响应特征，建立了一套适用于本区浊积岩储层的岩石物理建模方法，获取浊积砂岩储层上下界面的密度、纵波阻抗、纵横波速度比等弹性参数，为研究区储层预测方法的优选及储层定量识别提供依据。该建模的流程包括测井曲线预处理、最优化测井二次评价、岩石物理横波正演[5]。

2.1 测井曲线预处理

测井曲线环境校正。校正多井间由于不同仪器、不同测量环境和井眼条件引起的测量结果系统差异。在井径畸变的位置，测井值会产生很大的歧异，因此采用多元拟合方法对钻井垮塌曲线段的声波、密度进行检查和校正处理。

测井曲线多井一致性处理。在此选择直方图法对全区12口探井的GR(自然伽马)和三孔隙度(中子、密度、声波)曲线进行标准化处理。首先选择沙三上段100 m左右厚的灰色泥岩作为标准层，这些灰色泥岩在全区广泛分布，厚度稳定，埋深变化小，岩性单一，电性特征明显，且为非渗透层，符合标准层的条件。选好标准层后，利用直方图频率法对密度、声波、中子、自然伽马等曲线进行多井一致性校正。校正后的曲线既反映了地层横向上的变化规律，又保留了不同岩性间的响应差异[6]。

2.2 面向岩石物理分析的测井二次评价

传统的测井解释方法和解释程序基本上都是应用有限的几种测井资料进行地层参数的评价和油气分析评价。与常规测井解释思路不同，面向岩石物理分析的最优化解释是通过建立和求解物理意义明了的线性方程组，输入任意反映“四性”特征的测井曲线来得到地层矿物组分、孔隙度等岩性和物性信息。

2.3 横波速度正演及储层的岩石物理分析

由实验测量或研究区经验确定岩石矿物的体积模量、剪切模量、密度等弹性参数；再利用Vogit-Reuss-Hill模型计算矿物混合物的体积模量、剪切模量及体积加权平均计算其密度。对矿物混合体积模量估算后，计算岩石骨架体积模量和剪切模量。要把孔隙对岩石弹性参数的影响考虑进来，将浊积砂岩的孔隙分为2种类型：一种是与浊积砂岩有关的孔隙；另一种是与黏土有关的孔隙。将两种孔隙按先后顺序以DEM模型为基础分别加入岩石物理模型中进行岩石干骨架等效弹性参数的计算[7]。

通过Batzle&Wang等流体属性计算方法得到的流体参数，利用Gassmann流体置换方程，将得到的流体模量加入到干骨架中计算饱和流体后岩石的弹性参数，从而得到岩石的纵横波速度和密度[8]。

依据建模流程建立的沙三中段浊积砂油藏的岩石物理体积模型，对濮卫次洼12口井进行了正演评价，岩石物理正演成果剖面如图1所示。由图1可以看出，正演曲线与实测曲线相关性较高，趋势变化一致，说明了正演模型及参数较合理。

依据测井二次解释结果，建立了濮卫地区浊积砂岩油藏的弹性参数定量解释模板(见图2)，在测井分辨率下可以通过联合正演的横波参数、纵横波速度比和纵波阻抗，很好地区分泥岩、干砂、水砂和盐岩。

图1 濮深20井岩石物理正演成果剖面

3 横波弹性参数反演

3.1 层位标定和子波提取

层位标定是反演工作中非常重要的步骤，通过测井曲线一致性处理后，得到的测井曲线用于精细化标定。根据地震合成记录与过井地震剖面以及联井地震剖面对比，以目的层段中特征明显的T6 反射层( 沙三中顶) 作为标准层，结合目的层段反射特征与合成记录的匹配关系进行标定。

子波提取是反演最关键的步骤，关系到反演结果的真实性和合理性。子波随时间和空间变化，虽然目前地震资料处理阶段部分消除了这种变化带来

图2 濮卫地区沙三段岩石物理量版

的影响，但部分残余的子波时空变化因子仍保留在地震资料中，这将会导致每口井提取得到的子波形态(相位、振幅)不一致。为避免多井子波形态不一致带来的影响，采取多井统一提取子波，提取每口井子波后，求取平均子波作为最终子波[9]。

3.2 VPVS参数反演

在岩石物理建模后得到横波阻抗(VPVS)及密度后，利用低频模型建立的多种方法进行模型计算。本文主要用到了线性插值和协同克里格插值方法，基于线性插值的模型横向分布连续，垂向分辨率高，而基于协同克里格插值的模型横向成块状分布[10]。

由前述岩石物理分析可知，研究区泥岩对应中高VPVS，砂岩对应中低VPVS，叠前同时反演得到的VPVS对岩性有一定的识别能力，但在VPVS叠置范围会有一些误判；而纵波阻抗在砂泥岩储层中是叠置的，无法有效识别岩性。

图3a为反演得到的纵波阻抗联井剖面，反演结果与井点阻抗较一致，并且叠前反演的纵波阻抗与叠后反演的纵波阻抗是一致的。反演结果与工区测井解释结论吻合较好，说明反演结果是稳定、可信的[11]。

图3 濮138-7井VPVS反演结果

图3b为叠前反演VPVS联井剖面。根据岩石物理量板(图2)分析可知，砂岩表现为较低VPVS，其截止值为1.75。图中亮色范围为小于1.75的VPVS分布，与井中GR曲线对比表明，低VPVS可以反映厚砂层及大套的砂层组，与岩石物理分析结果是一致的，说明叠前反演利用VPVS可以对厚砂层及砂层组进行描述及刻画。目前濮138井区已实施的8口开发井也验证该反演结果可靠，开发井实钻储层厚度与基于该反演结果的预测厚度吻合率达到76%以上，其结果可以在其他井区推广应用。