鄂尔多斯盆地致密气储集层孔隙流体地震预测方法

杨华，王大兴，张盟勃，王永刚，刘力辉，张盟黎

（1. 中国石油天然气集团公司，北京 100007；2. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安 710018；3. 中国石油长庆油田公司勘探开发研究院，西安 710018；4. 成都理工大学，成都 610059）

鄂尔多斯盆地致密气储集层孔隙流体地震预测方法

杨华1，王大兴2,3，张盟勃2,3，王永刚3，刘力辉4，张盟黎3

（1. 中国石油天然气集团公司，北京 100007；2. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安 710018；3. 中国石油长庆油田公司勘探开发研究院，西安 710018；4. 成都理工大学，成都 610059）

基于鄂尔多斯盆地上古生界二叠系下石盒子组盒 8段致密储集层岩石物理分析结果，考虑体积模量对孔隙流体敏感的特点，提出了致密储集层岩相控制下利用压缩系数检测流体性质的方法。该方法首先是进行岩相识别，利用叠前反演的纵横波交会技术计算致密砂岩相的分布；其次是在岩相控制下（排除泥质含量影响），利用可稳定反演的波阻抗和速度计算压缩系数；最后利用气水层压缩系数的差异进行储集层孔隙流体性质判识。苏里格致密气田勘探开发生产实践表明：应用压缩系数进行孔隙流体性质识别的效果较好，能有效预测气水层的分布。图 9表2参19

鄂尔多斯盆地；二叠系下石盒子组；致密储集层；弹性参数；压缩系数；孔隙流体预测

0 引言

鄂尔多斯盆地致密储集层与围岩波阻抗差异小，气层厚度一般较薄，常规地震预测难度大，利用单一地球物理参数特别是地震叠后参数无法预测储集层。地球物理理论技术发展经历了声学和波动学理论阶段、弹性和黏弹性理论阶段以及各向异性岩石力学理论阶段，相应储集层预测的地球物理参数也由地震叠后的“三瞬”（瞬时振幅、瞬时频率、瞬时相位）属性、波速和波阻抗等，发展为叠前反演的泊松比、拉梅系数、黏滞系数、吸收衰减系数（地震品质因子Q）、弹性阻抗和弹性模量等弹性参数，以及压缩系数、脆性指数、两向应力差、抗压强度等岩石力学参数[1-2]。近年来，随着常规油气资源的发现日益减少，勘探和开发非常规油气资源成为了必然选择，其中非常规油气资源的甜点预测成为了研究热点，国内非常规储集层甜点区评价研究中的甜点包括地质甜点和工程甜点。地质甜点着眼于烃源岩、储集层与裂缝等综合评价；工程甜点着眼于岩石可压性、地应力各向异性综合评价[1]。由于致密储集层的岩石力学特征对其有利区预测和水平井甜点靶区优选意义重大，因此，岩石力学参数成为致密储集层预测的关键。

按照孔隙弹性介质理论[2]，弹性三模量（体积模量、切变模量、弹性模量）和泊松比等是储集层研究重要的弹性参数，这些参数中孔隙流体的体积模量对储集层特别是气层较为敏感。储集层骨架一定时（比如都为砂岩），体积模量主要受孔隙流体体积模量影响，因此，应用储集层的体积模量进行气水识别也相对有效。储集层体积模量的倒数即为储集层压缩系数（以下简称压缩系数），可反映孔隙流体气液两相的差异，是评价储集层流体特性的关键指标[3]。以往压缩系数预测主要应用测井岩石物理分析和偶极子纵横波测井资料计算，其准确性受地震密度反演稳定性及精度的影响较大，利用地震叠前资料预测压缩系数方面的研究与应用仍处于探索阶段。

鄂尔多斯盆地上古生界二叠系下石盒子组以河流—三角洲相沉积为主，发育水下分流河道和辫状河道微相，砂体致密、气层厚度薄，为典型的致密砂岩气[3-4]。本文对鄂尔多斯盆地苏里格气田下石盒子组盒 8段致密气储集层的岩石力学特征、地震预测方法进行了探索，提出利用多波地震资料或高品质的纵波叠前地震资料进行相控预测压缩系数的方法，该方法要求先排除泥质含量影响，其次在致密砂岩相计算过程中，密度参数不直接参与计算，而用稳定反演的波阻抗和速度参数来计算压缩系数，然后将压缩系数用于致密气储集层的气水识别。

1 压缩系数的地震预测方法

根据流体混合（气、水）模型，一般情况下纯气和纯水的体积模量相差约2.5 GPa[3]。鄂尔多斯盆地苏里格气田盒 8段沉积期大型辫状河道砂体沉积呈广覆式分布，普遍含气，储集层非均质性强。苏里格气田开发中区平均储量丰度为0.44×108m3/km2，高含气区丰度平均为 0.88×108m3/km2，低含气区丰度平均为0.28×108m3/km2[5]，含气饱和度变化大。在苏里格气田盒 8段致密砂岩中，相对高孔渗砂岩含气，部分低孔渗砂岩含水，气水分异不明显，以毛细管水和滞留水为主，其余为少量原状束缚水（原始地层状态下难流动，压裂后产水）；部分特低孔渗砂岩为不含气水的干砂岩，成为岩性遮挡层。通过对历年43口井偶极声波测井资料重新处理校正，测井岩石物理分析表明，苏里格气田致密砂岩含流体（气、水）层的地球物理属性差异相对较小[6]，就含气砂岩和含水砂岩而言，其横波速度基本无变化，纵波速度差异在 100～400 m/s，纵横波速度比差异在 0.1～0.2，泊松比差异在 0.06～0.10。在区分岩性的基础上，弹性“三模量”中的体积模量预测流体的物理意义比较明确，检测窗口也相对较大（见表 1），致密含气砂岩的体积模量与气水同层砂岩的体积模量相差0.9～2.1 GPa。

表1 苏里格气田上古生界地层测井和岩石力学参数统计表

当储集层孔隙内充满气时，其纵波能量衰减显著增大[6]，泊松比降低，体积模量显著减小导致其压缩系数升高，因为气层的压缩系数要比相同岩性相同孔隙度的水层大。在苏里格气田盒 8段储集层中高含气饱和度（含气饱和度大于 60%）段（见图 1），压缩系数对含气饱和度的变化最敏感。苏里格气田西部盒 8段19口井34个层点统计表明（见图1），气层压缩系数大于1.68 GPa-1，而干层大多小于1.0 GPa-1，气水同层大多介于两者之间。因此，由体积模量分析出发，计算压缩系数和泊松比等岩石力学参数，以及纵横波联合反演及交会解释是预测气水分布的有效方法。

图1 不同类型储集层压缩系数与含水饱和度关系图（19口井34个层点）

1.1 岩相岩性预测思路

利用实际地震资料计算泥质含量和弹性参数时，经常用到反演的纵、横波速度（波阻抗）等，由于反演结果存在一定误差，因此很可能导致计算的弹性参数误差较大。针对此，提出了用岩相控制预测岩石力学参数的思想，具体做法是：①测井上综合若干相关测井曲线特征划分岩相，将地层划分为砂岩、泥岩等不同岩性；②用坐标旋转的方法根据井上岩相曲线计算出地震岩相，使得无井区也能有岩性信息；③在岩相控制下计算泥质含量、弹性模量等参数，例如，页岩的泥质含量为 100%，在计算时可以把页岩定义为非储集层的泥岩，这种类型的岩相不需用公式来计算泥质含量，直接给定数值为100%，或者不同的岩相若拟合出不同的公式，用不同的公式来分岩相计算参数。

1.2 压缩系数的计算方法

压缩系数反映了岩石的总体可压缩性，定义为体积应变与流体静压力之比，与抗压强度意义正好相反，其计算无需考虑泥质含量，压缩系数还可以定义为体积模量的倒数：

体积模量的计算公式为：

由于密度获取受制于地震叠前资料品质和反演方法的精度，密度值误差较大，而且求解的稳定性也差，因此，一般利用波阻抗和速度这些可以稳定反演的参数来代替密度，计算公式如下：

虽然压缩系数的计算无需考虑泥质含量，但它和抗压强度为同一性质的参数，为明确其岩石物理意义，也需要在岩相控制下在砂岩区计算，具体流程见图2。

1.3 压缩系数识别气层的边界条件分析

根据苏里格气田盒8段、山1段储集层的西区12口井31个数据点、中区9口井26个数据点和东区9口井26个数据点的压缩系数与泊松比交会关系，将其储集层流体类型的参数界限值分析结果分别列于表2。以东区图版分析为例（见图 3），气层压缩系数大于1.64 GPa-1，泊松比小于 0.18；差气层压缩系数小于1.64 GPa-1，泊松比大于0.18；干层压缩系数小于1.12 GPa-1，泊松比大于0.20；水层、气水同层压缩系数小于1.25 GPa-1，泊松比大于0.24。

图2 相控压缩系数计算流程

表2 苏里格气田不同类型储集层泊松比、压缩系数参数界限

图3 苏里格气田东区储集层压缩系数与泊松比交会图（9口井26个数据点）

1.4 岩相识别方法

鄂尔多斯盆地不论是常规储集层还是非常规致密储集层，沉积相（带）决定岩（性）相，岩相决定物性（相），物性（相）决定含油气性和甜点分布。致密储集层物性预测难度极大，特别是对于渗透率约为0.1×10-3μm2的储集层，地震难以预测，但综合孔隙度与饱和度描述的致密储集层物性（相）与非储集层就有一定的差异。刘力辉等[7]把在地震上能识别的物性（相）定义为地震物相，即与储集层物性相关的、地震弹性参数可分辨的属性类别，根据岩石的微观结构，综合岩性（沉积成因）、物性（压实与成岩成因）和地震弹性参数的可识别性来划分。文献[7]详述了地震物相的计算方法，计算岩相比计算物相简单，只需考虑岩性，不用考虑岩石的物性信息。

1.4.1 测井划分岩相

综合相关测井曲线信息，先在测井资料上人为解释出几类岩相，如图 4中解释的黄色为砂岩相，黑色为泥岩、油页岩和煤层等，统一归为非砂岩相。

图4 测井岩相划分示意图

1.4.2 坐标旋转计算地震岩相体

坐标旋转技术在数学上就是一种映射，即

由公式（4），可将两个参数线性组合形成一个新参数，通过寻找合适的旋转角度，使生成的新参数对地震物相有最大的区分能力。目前的坐标转换技术是一种线性组合技术，是针对地震信息同时包含岩性和储集层物性信息、单一弹性参数难以直接准确描述而提出的技术，其技术思路为：从地震叠前反演的井旁道抽取弹性波阻抗曲线，比如大小角度射线弹性波阻抗，通过旋转一定角度，生成一个新的坐标系统，在此坐标系统下将两个不同的弹性参数，通过线性组合生成一个新的复合参数，以便能最佳地区分各类地震岩相体。

由图5可见，单一的弹性参数识别岩相能力有限，通过坐标旋转形成新的复合参数体后可有效区分不同岩相体（见图6）。坐标旋转要求两个参数的量纲一致，因此，选择大小角度射线弹性波阻抗[8-9]或大小角度纵波波阻抗和横波波阻抗来进行。其次，用于地震岩相计算的弹性波阻抗反演方法最好选用模型约束少的反演方法，使反演出的弹性参数有反映地质体边界的能力[9-10]。这样要求的目的是能够用地震岩相体的地层切片信息，通过平面地震地貌和沉积模式对比[10-11]，验证地震岩相体计算的合理性。

图5 测井大小角度弹性波阻抗交会图

图6 坐标旋转后交会图

根据新参数的旋转公式，用地震弹性参数和旋转后划分岩相的新门槛值，计算出地震岩相体（见图 7）。

图7 苏里格气田地震叠前反演纵波波阻抗（a）、横波波阻抗（b）、泊松比（c）、岩相（d）和压缩系数剖面（e）

2 应用实例

在诸多的岩石力学参数中，压缩系数是研究致密储集层很重要的参数[12]。实际应用结果与钻井资料以及地质情况对比表明，在岩相控制下计算的压缩系数能够指示致密储集层的甜点发育区。压缩系数对含气饱和度的敏感性明显优于泊松比、弹性模量和衰减等参数[13]，压缩系数是刻画致密含气储集层甜点的重要参数。在评价苏里格气田盒8段致密砂岩含气性时，压缩系数按含气层、差气层、含水层、干层顺序逐渐变小，因此，压缩系数在苏里格气田盒8段气层的研究中具有显著意义。

2.1 工区概况

苏里格气田为典型大型岩性气藏，二叠系下石盒子组盒8段分为上、下两段，储集层以盒8下段水下分流河道沉积的岩屑质石英砂岩为主，盒 8段砂岩的孔隙度为4%～14%，平均孔隙度为8.8%；渗透率主要为（0.05～5.00）×10-3μm2，平均渗透率为 0.872×10-3μm2[3]，为典型致密气田[14-16]。但在大面积致密储集层背景下局部发育相对高渗储集层，以水下分流河道中部砂岩为主，岩性多为粗砂岩，分布不连续，是储量和产能的甜点区。储集空间以残余粒间孔、溶蚀孔、晶间孔为主，甜点区为中高含气饱和度（55%～85%），发育微米级和亚微米—纳米级两大孔喉体系，储集层渗流能力与喉道大小关系分析表明，占喉道总量不足25%的大孔喉对渗透率的贡献值达到了 80%。因此，寻找相对高孔渗区和气水分布预测是制约气田有效开发的关键[17-18]。测井岩石物理分析表明，压缩系数对含气饱和度的变化最敏感，可显著反映气液两相差异，压缩系数可由叠前反演纵横波弹性参数求取，是预测致密储集层甜点的重要参数。

2.2 应用实例

2.2.1 钻后方法检验

苏里格地区全数字多波地震勘探始于2003年[3,19]，截至2010年共完成全数字三分量三维地震103 km2、全数字三分量二维地震5 360 km。采用单点三分量数字检波器接收，单深井激发，覆盖次数100，观测系统为 6035-45-10-45-6035。由于在低降速带较薄（小于50 m）的沙漠区勘探，3个分偏移距叠加的覆盖次数达到30次以上，资料信噪比高[18]，因此通过纵横波联合反演获得了高品质的纵横波速度和波阻抗剖面。按图2压缩系数的计算流程，在地震岩相预测剖面的基础上，计算压缩系数，结果如图7e所示。

图7剖面有8口钻井，S1、S2和S8井试气井口产量分别 14.7×104、4.5×104和 9.8×104m3/d，为高产工业气井；S3、S5和S7井试气井口产量仅为0.8×104、1.4×104和 1.5×104m3/d，为低产气井；而S4和 S6井则为产水气井，S4井产气3.1×104m3/d、产水4.5 m3/d，S6井产气2.0×104m3/d、产水7.5 m3/d。

钻后检验结果表明：高含气储集层表现为高横波波阻抗（红—黄色）、低泊松比（红—黄色）和高压缩系数（红—黄色），如S1、S2和S8井井旁反演剖面；差含气储集层表现为高横波波阻抗（红—黄色）、中—低泊松比（黄色）和中压缩系数（黄色），如 S3、S5和S7井井旁反演剖面；气水同层表现为高横波波阻抗（红—黄色）、中泊松比（黄色）和低压缩系数（绿—蓝色），如产水量大的 S4、S6井井旁反演剖面的中高压缩系数层太薄，因而该井压裂后气水同出，压缩系数预测结果与实际试气结果符合较好。

2.2.2 钻前流体检测

探井E01井位于苏里格气田北部，邻井钻探、试气资料表明，本区盒 8段砂岩储集层较发育，含气普遍，是勘探的有利目标区。同时因沉积相带变化而导致砂体变薄或储集层物性变差、气层厚度变薄，且邻井不同程度产水，因而存在一定地质风险。地震资料显示（见图8），该井处盒8段叠前反演横波波阻抗高（红色）、泊松比低（红—黄色），表明该井处砂体发育（预测砂层厚30 m）且存在气层，相控压缩系数剖面显示盒8段下部气层发育、盒8段上部含水。实钻该井盒8段钻遇砂岩35.9 m，测井解释盒8段下部气层10.1 m、气水同层2.5 m，盒8段上部含气水层15 m，试气获无阻流量10.119 5×104m3/d、产水7.5 m3/d，地震预测与实钻结果吻合。

图8 苏里格气田E01井地震预测横波波阻抗（a）、泊松比（b）、岩相（c）、压缩系数（d）和盒8段综合测井图（e）

近期部署完钻的 E02井地震预测剖面显示（见图9），该井处盒8段叠前反演横波波阻抗高（红色）、泊松比低（红—黄色），表明该井处砂体发育（预测砂层厚30 m）且存在气层，相控压缩系数剖面显示盒 8段下部气层发育、盒 8段上部含水。实钻该井盒8段钻遇砂岩32.3 m，测井解释盒8段下部气层4.8 m，盒8段上部气层5.3 m（待试），地震预测与实钻结果吻合。

2.3 压缩系数流体识别的应用条件

基于地震资料估算储集层压缩系数进行孔隙流体特征（含气性）预测是一个新的探索，在地质应用上首先要考虑储集层压缩系数与流体饱和度之间是否存有一定关系，这需要做大量的岩石物理分析；其次，要研究岩石物理建模的流体替换分析结论，对含气性的敏感程度进行评价，此外，在地球物理上要考虑储集层与非储集层区分的可能性和可信度；最后，要有满足叠前弹性反演的高品质地震分偏移距叠加数据，最佳应用条件是工区具备地震三分量勘探获得的高品质纵横波数据。上述应用范围和适应性是利用叠前地震资料预测致密储集层孔隙流体性质的必要条件，既要具备储集层地质应用条件，又要具备地震叠前反演弹性参数的高品质资料基础。

图9 苏里格气田E02井地震预测横波波阻抗（a）、泊松比（b）和压缩系数（c）剖面

3 结论

通过苏里格气田下石盒子组盒 8段致密储集层大量的岩石物理分析，提出了相控压缩系数预测孔隙流体特征的方法，即在地层岩相识别的基础上，利用孔隙气液两相压缩系数的差异进行储集层流体性质识别；利用地震叠前资料可稳定反演的波阻抗和速度参与计算，提高了预测的稳定性和精度。该方法应用于苏里格气田下石盒子组盒 8段致密储集层气层、气水同层、水层识别，与实钻结果吻合较好，并在苏里格致密气田甜点预测、流体识别、实际井位部署中取得了较好的预测效果。压缩系数的获取受制于原始地震资料的质量和地震分偏移距叠加成像的品质，需要引起研究者的足够重视。

符号注释：

Cc——压缩系数，GPa-1；K——体积模量，GPa；m1，m2，n1，n2——坐标变换系数，无因次；vp——纵波速度，m/s；vs——横波速度，m/s；x，y——原坐标系；X，Y——新坐标系；Zp——纵波波阻抗，kg/（m2·s）；Zs——横波波阻抗，kg/（m2·s）；ρ——密度，kg/m3。

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（编辑 黄昌武）

Seismic prediction method of pore fluid in tight gas reservoirs,Ordos Basin, NW China

YANG Hua1, WANG Daxing2,3, ZHANG Mengbo2,3, WANG Yonggang3, LIU Lihui4, ZHANG Mengli3
(1. China National Petroleum Corporation, Beijing 100007, China; 2. National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low-Permeability Oil & Gas Fields, Xi’an 710018, China; 3. Exploration and Development Research Institute of PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi’an 710018, China; 4. Chengdu University of Technology, Chengdu 610059, China)

Based on the rock physical analysis of tight gas reservoirs in He8 Member of Permian Lower Shihezi Formation of Ordos Basin, and considering that bulk modulus is sensitive to pore fluid, this study proposes a fluid property detection method by compression coefficient of tight sandstone reservoirs under the constraint of reservoir lithofacies. In this method, lithofacies is identified first by calculating distribution of tight sandstone facies with the cross plot of Vp and Vs obtained from pre-stack seismic inversion; secondly, the compression coefficient is calculated by P-wave impendance and velocity from stable pre-stack seismic inversion with the restriction of lithofacies (excluding the influence of clay content); and finally, pore fluid properties are determined using the differences of compression coefficients in gas and water layers. Its application in tight gas exploration and development in Sulige gas field of Ordos Basin shows that this pore fluid prediction method by calculating compression coefficient can effectively and efficiently delineate the distribution of gas-bearing and water-bearing sandstone.

Ordos Basin; Permian Lower Shihezi Formation; tight reservoir; elastic parameters; compression coefficient; pore fluid prediction

国家自然科学基金项目“非常规油气勘探与开发地球物理基础理论与方法研究”（41390451）；国家科技重大专项“鄂尔多斯盆地大型低渗透岩性地层油气藏开发示范工程”（2016ZX05050）

TE122.2

A

1000-0747(2017)04-0513-08

10.11698/PED.2017.04.04

杨华, 王大兴, 张盟勃, 等. 鄂尔多斯盆地致密气储集层孔隙流体地震预测方法[J]. 石油勘探与开发, 2017,44(4)： 513-520.

YANG Hua, WANG Daxing, ZHANG Mengbo, et al. Seismic prediction method of pore fluid in tight gas reservoirs, Ordos Basin,NW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(4)： 513-520.

杨华（1963-），男，山东菏泽人，博士，中国石油天然气集团公司教授级高级工程师，主要从事石油地质综合研究及油气勘探开发管理工作。地址：北京市东城区东直门北大街 9号，中国石油天然气集团公司，邮政编码：100007。E-mail：yang-hua@cnpc.com.cn

联系作者简介：王大兴（1963-），男，甘肃武威人，博士，中国石油长庆油田公司教授级高级工程师，主要从事石油地球物理方法研究和地震储集层预测工作。地址：陕西省西安市未央区长庆兴隆园小区，长庆油田公司勘探开发研究院，邮政编码：710018。E-mail：wdx1_cq@petrochina.com.cn

2016-04-08

2017-06 -09