基于地震波阻抗反演的薄储层定量预测技术

2018-09-01王晓燕

非常规油气 2018年4期

闫华，王晓燕，寇枫，卢雄

(1.陕西延长石油国际勘探开发工程有限公司，陕西西安 710075；2.延长石油油气勘探公司中心化验室，陕西延安 716000)

柴达木盆地H油田经过多年的勘探开发，已进入注水开发阶段。其在勘探开发过程中主要存在以下地质问题：主要目的层E31砂层组储层岩性复杂，平面非均质性较强，储层横向变化快，虽然H116～H111井区块有新的突破，但是单井控制程度、砂体的展布、含油边界的确定仍较为困难；储层为典型的低孔、低渗储层，油层物性较差，油层较薄，纵向上，油层主要是16+17+23小层，主要分布于2550～3369 m，油层少而分散，单层厚度1～8 m，储层研究存在较大困难；区块差异大，在绝大部分单井呈现递降趋势，但H28井产量稳中有升[1-2]。由于储层薄且复杂，平面变化快，横向变化大，储层的地球物理响应特征仍不十分清楚，因而也很难进行精细储层横向预测。近年来，国内外学者对薄储层识别与预测进行了较多研究，普遍认为地震波阻抗反演技术可实现薄储层的定量预测，而在实际应用过程中，选用Strata软件对薄储层预测效果更佳[3-4]。因此，本文综合运用地震多属性定性预测和波阻抗反演定量预测方法开展了16、17小层有利储层分布研究，为后期油藏进一步的开发提供地质依据。

1 区域地质背景

图1 H油田E31油藏16层顶面构造Fig.1 The 16-layer top structure map in the E31 reservoir of H oilfield

H油田位于青海省柴达木盆地西部南区，距花土沟石油基地10 km，行政隶属青海省海西州茫崖镇。构造位置上位于柴达木盆地西部坳陷尕斯断陷七个泉—红柳泉断鼻带上的一个三级构造，北抵狮子沟油田，东接砂西油田，南到尕斯湖岸，西与七个泉油田相连，是一个西北向东南倾没，东厚西薄的继承性鼻状构造；构造轴向133°，构造面积125 km2，幅度1700 m，构造两翼不对称，南缓北陡，西高东低，南北分别被红柳泉断裂和七个泉断裂所夹持[5](图1)。该油田E31储层为较典型的岩性油藏，E31地层从下向上沉积相依次为辫状河三角洲平原相、辫状河三角洲前缘相、湖泊相，属典型的退积型正旋[6]，造成了目的层内砂层较薄(厚度一般1～9 m，砂层厚度1～3 m)，致使利用地震资料识别薄层砂体难度较大。

2 地震多属性定性预测

地震属性种类较多，其地质含义需结合具体资料分析确认。作为储层反演预测的补充，利用常规地震资料进行地震属性分析，可定性分析岩性、岩相及储层的分布[7]。本文通过利用属性平面图同砂岩厚度的相关关系作为准则，选取了4种地震属性进行分析，分别是瞬时频率、弧长、均方根振幅和薄层指示的相对波阻抗。以上4种属性分析表明，该区16-17小层储层的总体分布呈北西—南东方向的条带状展布，同沉积规律研究相吻合。

瞬时频率是与各时间点有关的频率值，能表明合成反射波特征，可为储层预测提供对比。瞬时频率向低频移动的现象往往发生在含油气岩性中，横向上的变化能反映出岩层厚度或岩性、岩相和含油气性的变化。它的突变则可能反映出气—水、油—水界面的边缘(图2a)。该区16+17层瞬时频率平均分布相对杂乱，整体呈条带状分布，在北西部分布相对集中，西部瞬时频率值较低。

弧长区别强振幅/高频率与强振幅/低频率之间、弱振幅/高频率与弱振幅/低频率之间的差别。因为一个砂泥岩界面通常具有较多的突变和高阻抗，弧长可用于区别泥岩层序和高砂含量层序，所以带宽越小、弧长越大，越接近于总绝对振幅(图2b)。该区16+17层弧长平均高值分布在北西、北东边缘，其余区域值相对较低。

均方根振幅用以识别振幅异常或刻画层序特征，追踪地层地震异常，因而很适合于识别特定的振幅异常(图2c)。该区16+17层均方根振幅高值集中分布在北东方向大部分区域，此外，在H110-H20-H9-10井、H15-H17井等区域均方根振幅值也相对较高。

薄层指示属性可指示沉积环境和岩层，其是利用主频和瞬时频率参数的差异计算获得的，能反映薄层、地层尖灭等信息(图2d)。该区16+17层薄层指示平均分布与瞬时频率平均分布比较一致，主要呈北西—南东向的条带状分布。

以上几种三维地震属性均反映了本区储层平面展布的趋势，但是在局部地区存在较大差异，各种属性与岩性信息的相关系数较低。研究表明，测井曲线反映的是高频信息，尤其是本区的薄层砂体，而地震属性反映的是低频信息，这两类数据在分辨率上相差较大。利用测井约束波阻抗反演技术可以针对这一问题做进一步的分析和处理，使得测井信息更好地和地震信息匹配，以满足地质研究需要。

图2 16+17层地震多属性定性预测成果Fig.2 Seismic multiattribute qualitative prediction results of the 16-layer and 17-layer

3 测井约束波阻抗反演

根据H地区地质情况、软件方便性、质量控制等多方面因素，本次选用Strata软件的基于模型波阻抗反演方法开展储层预测。该模型是在地质解释的基础上，结合测井资料建立反演初始模型，然后将初始反演结果与实际地震资料比较，不断更新、改进模型参数，反复迭代直到与地震资料吻合的反演方法[8]。

3.1 测井资料处理

由于测井资料存在不同程度的误差，开展测井资料预处理并实现测井资料的重构非常必要[9]。区内共有57口井的测井曲线，由于原声波时差曲线砂泥岩速度差别较小或者存在重叠区，因此必须对原始声波时差曲线进行特征重构，拉大砂泥岩的速度差，以便能较好地区分砂泥岩。区分岩性通常采用自然伽马曲线，自然伽马曲线同岩性的交汇图表明自然伽马曲线同岩性有一定的相关性，但不足以单独利用来区分岩性，尤其在自然伽马曲线有异常时，更不能作为唯一依据来进行曲线重构，因此有必要加入更多其他曲线特征来反映岩性。通过测井评价认为，全区能较好突出有利储层尤其是生产层的测井系列就是深电阻率曲线。

本次研究利用深感应电阻率曲线为主、泥质含量曲线(由自然伽马曲线计算得到)为辅，对趋势面校正后的声波时差曲线进行重构：在砂岩段增大速度，在泥岩段减小速度，以突出砂泥岩的速度差异，在此基础上进行波阻抗反演，预测储层分布(图3)。

图3 声波时差曲线重构方法示意Fig.3 Diagram of the reconstruction method of acoustic time difference curve

结合各井测井曲线情况和实际生产情况，经反复试验，确定了重构方法和参数。具体重构方法是：①利用泥质含量曲线调整砂泥岩速度。如果泥质含量曲线值小于0.4，声波时差曲线值减小；如果泥质含量曲线值大于0.6，声波时差曲线值增大，减小和增大的幅度取决于泥质含量曲线值(放大20倍)。②利用深感应电阻率曲线调整经上步处理过的声波时差曲线。如果深感应电阻率曲线值大于6、小于10(差油层)，则声波时差曲线值减小30；如果深感应电阻率曲线值大于10(油层)，则声波时差曲线值减小80。重构后砂泥岩速度差异拉大，重叠区减小，可分辨出砂泥岩速度分布区域，提供了利用波阻抗进行反演分辨砂泥岩的基础。

3.2 波阻抗反演初始模型

为了更好地提高波阻抗反演的分辨率，本次将地震数据重新采样到0.5 ms，然后根据地震道的自相关性对地震子波的振幅谱进行计算，确定出本次地震统计子波长度150 ms。

更进一步，对所有井利用同井合成地震记录相关分析提取井旁道多井子波。用多井子波进行反演，可以更好地同井相关。计算时窗在T4上100 ms～T5下100 ms地震反射层之间，子波长度150 ms。由多井子波波形和频谱图(图4)可见子波波形能量集中，旁瓣合理，相移角度不大，可以作为反演子波。经以上步骤得到每一道子波，将该道计算所得到的子波与其他道计算所得子波求和。再通过滤去高频成分使计算所得的子波稳定，即得最终多井子波。

建立初始波阻抗模型的过程实际上就是把横向上连续变化的地震界面信息与高分辨的测井波阻抗信息相结合的过程，它是反演过程中相当重要的一步。建立尽可能接近实际地层情况的波阻抗模型，是减少其最终结果多解性的根本途径[10]。测井资料在纵向上详细揭示了岩层的波阻抗变化细节，地震资料则连续记录了波阻抗界面的深度变化，二者的结合为我们精确地建立空间波阻抗模型提供了必要的条件。

图4 波阻抗反演初始模型Fig.4 Initial model of wave impedance inversion

初始模型的横向分辨率取决于地震层位解释的粗细程度，纵向分辨率受地震采样率的限制，为了能较多地保留测井的高频信息，反映薄层的变化细节，通常要对地震数据进行加密采样，本次已加密到0.5 ms采样。

在确定了井上的速度后，以T4、T5为时间窗口，利用T4、T4’、T5层位作为内插层位，对模型进行纵向约束并控制插值方向，井间内插用反距离加权法，加权系数为距离平方的倒数，建立反演初始模型。初始模型反映波阻抗沿层内插趋势，是利用子波及反射系数生成合成地震记录并逐次迭代逼近地震数据的基础。

全区有52口井参与建立初始模型。建立初始模型后，通过联井任意线反演及过井主测线反演确定地震关键参数数据。主要为迭代次数20次，最大波阻抗变化范围15%，平均块体大小参数定为0.5 ms。

3.3 波阻抗反演效果分析

3.3.1 单井分析

利用以上关键参数控制进行全区波阻抗反演，得到了波阻抗数据体。本次反演研究目标为各油组的砂层。反演结果证实，目标层段钻遇的小层在反演剖面上均有反映，特别是本区的主力油层在反演剖面上具有明显特征[11]。反演结果经验证较为可靠，同地质情况较符合，证明采用的反演方法和参数是合理、可信的。如H28-24井波阻抗剖面及生产情况(图5)，该井23小层日产油8.16 t，在波阻抗反演剖面上该层段表现为明显的高波阻抗值(高波阻抗用暖色调表示，代表砂岩；低波阻抗用冷色调表示，代表泥岩)。

图5 H28-24井波阻抗剖面及生产情况Fig.5 Wave impedance profile and production situation of well H28-24

3.3.2 平面分布

结合H地区井间砂体不连通，砂体面积不大的实际地质情况，本次反演为了更好地反映井点处地质情况，对井约束较紧，但是井间波阻抗趋势较连续，没有严重的绕井画圈现象，说明反演参数选择合理、可靠。通过提取16+17层波阻抗平面图可知，该层砂体发育相对较差，展布范围小，总体分布趋势为北西—南东方向的沉积(图6)。

图6 均方根平均波阻抗分布(16+17层)Fig.6 Distribution map of mean square root wave impedance (16-layer and 17-layer)

为避免波阻抗反演造成边界效应，使得时窗边界附近误差极大，反演时考虑了这个因素，给定边界为目标层段T4、T5层位适当向上向下扩大了50 ms范围，以避开边界效应。不考虑边界效应的影响，在目标区绝对误差不超过±2 200，相对误差为±10%。

3.4 砂岩厚度分布

为了更准确地反映砂岩平面分布，有必要利用波阻抗反演数据体提取砂岩厚度，制作砂岩厚度图。通过追踪单砂体，确定单砂体边界和分布[12]。

本区地层倾斜、构造幅度较大，波阻抗值随深度的增加而增大，所以对不同深度储层，确定砂泥岩分界的波阻抗临界值必须不同。利用双程反射时间同波阻抗拟合公式，确定波阻抗随双程反射时间的变化规律，以帮助确定各层位砂岩波阻抗的临界值(图7)。

图7 16层顶面层位时间与16+17层波阻抗均方根平均值的关系Fig.7 The relationship between the topographic time of 16-layer and the average mean square root of 16-layer and 17-layer of wave impedance

本次利用波阻抗临界值在反演数据体上相应层段内提取时间厚度，然后将时间厚度乘以对应速度得到砂岩厚度，并用井上砂岩厚度进行比对，得出误差统计。

16+17层砂体厚度使用波阻抗临界值为8800+1.1142*T16层顶面，砂体分布以北部相对发育，南部不发育。H107井区、H30井区北，研究区西部和南部局部为发育，砂体厚度在6～10 m之间；研究区中部、H114井区砂体不发育，砂体厚度小于6 m。该层组在H地区中，总体上中部呈北西—南东走向的窄带状分布，北部呈东西向分布(图8)。