塔河油田石炭系卡拉沙依组三角洲薄层砂体刻画
2019-11-13张福顺
张福顺,瞿 长,2
(1.中国石化 石油勘探开发研究院,北京 100083;2.中国石油大学(北京) 地球科学学院,北京 102249)
随着塔河碎屑岩领域整体勘探程度的提高,可供勘探的大幅度构造圈闭日益减少,薄互层的岩性圈闭已成为未来最具储量接替前景的勘探目标。石炭系卡拉沙依组是塔河油田增储上产的重要含油层系。该层系勘探开发面临地层埋深大(大于5.0 km)、砂体厚度薄(3.0~8.0 m)、横向变化快[1]等问题,砂体精确定量预测成为勘探开发成功的关键[2]。研究区地震主频为30 Hz,能够分辨的砂体最小厚度为22.63 m,常规的稀疏脉冲反演及地质统计学反演远达不到砂体预测精度需求,因此亟需寻找一种有效的方法来解决薄储层预测的难题[3]。
由于目的层段砂岩与泥岩波阻抗差异小,常规叠后确定性反演难以区分砂泥岩储层,因此研究区先后尝试了拟声波阻抗反演、叠前反演及属性反演进行砂体刻画。拟声波阻抗反演采用反映岩性变化比较敏感的自然电位曲线拟合声波曲线[4],虽然反演结果对于砂体横向展布特征反映比较好,但仍然存在两方面的问题:一是对于薄砂层刻画精度不够,达不到地质要求;二是井上砂体和反演结果吻合度不高,有些井上非常明显的砂体在反演结果上看不到。叠前反演利用横波速度预测,由于研究区缺乏横波资料,合成横波是以Xu-White模型为基础[5],通过输入泥质含量、孔隙度和含水饱和度等参数进行反演获得的,反演结果表明:对实钻厚度7 m以上砂体,相对误差在30%以下,但当砂体厚度小于7 m时,厚度预测误差较大。属性反演采用最大波峰振幅属性[6],反演结果表明:虽然可以确定砂体边界,但无法识别薄层砂体。
以上尝试的3种地球物理预测方法均未取得较好效果,而后通过识别研究区卡拉沙依组主要成因砂体(水上、水下分流河道砂体和潮汐改造分流河道砂体、砂坪砂体)的地震波形,发现波形与成因砂体对应关系很好,且相同成因砂体的波形相关系数高(大于0.88),不同成因砂体波形相关系数低(小于0.68)。故本文在砂体地质模型的约束下,采取基于地震波形指示反演与地层切片分析相结合的方法进行砂体刻画,充分利用地震波形的横向变化反映储层空间的相变规律[7],实现研究区缓坡三角洲薄层砂体的预测。
1 研究区概况
塔河油田位于塔里木盆地沙雅隆起中段阿克库勒凸起西南斜坡[8](图1)。塔河地区石炭系卡拉沙依组(图2)是缓坡背景下受潮汐影响的三角洲沉积[9],由于地形坡度较缓,每个三级层序只发育海侵和高位体系域,缺少低位体系域。高位体系域时,靠近物源方向的研究区北部主要发育三角洲分流河道砂体,物性较好,是有利砂体;海侵体系域时,受潮汐影响,研究区南部主要发育潮汐改造分流河道砂体及砂坪砂体,物性相对较差。研究区有利砂体的垂向叠置样式为冲刷式、互层式和夹层式;侧向展布样式为连片式、斜切式、对接式和孤立式[10]。其中,垂向冲刷式和侧向连片式主要发育于水上分流河道带,垂向互层式、夹层式以及侧向斜切式、对接式和孤立式发育于水下分流河道带。
2 地震波形指示反演
“地震波形指示反演”是在传统地质统计学基础上发展起来的新的统计学方法[11-13]。其基本思想是在筛选统计样本时参照波形相似性和空间距离2个因素,在保证样本结构特征一致性的基础上,按照分布距离对样本排序,从而使反演结果在空间上体现了沉积相带的约束,平面上更符合沉积规律和特点[14-15]。
“有效样本数”是地震波形指示反演质量控制的重要参数之一[16],表征地震波形空间变化对储层的影响程度,直接影响最终的反演结果精度[17-19]。本文分别选取不同样本数在研究区进行地震波形指示反演,结果表明:当样本数为1时,水上及水下分流河道砂体宽厚比为38;样本数为2时,宽厚比为49;样本数为3时,宽厚比为70;样本数为4时,宽厚比为96;样本数为5时,宽厚比为120;样本数为6时,宽厚比为141。前人采用野外露头剖面砂体构型的方法,测量出这类砂体宽厚比在60至80之间[10],因此研究区最佳样本数为3。
3 SMI储层参数反演
SMI储层参数反演采用地震波形指示的原理,优选能够反映岩性的敏感曲线参与模拟。分析认为,研究区的SP曲线对砂、泥岩区分效果较好。
图1 塔河油田构造位置示意
图2 塔河油田卡拉沙依组精细划分综合柱状图(T205井)
地震波形与成因砂体相关,SP曲线与岩性对应关系好,故本次用SP曲线进行波形指示反演。利用波形(中低频)与SP信息(中高频)在已知井点处耦合对应,以波形相似为指示将目标点与样本点比对,从而反演出目标点的SP值,求取SP反演三维数据体。
反演过程中需要依据SP值进行储层分类,并设定相应的门槛值。通过统计研究区60口钻井的测井解释结论(图3a,b),发现干层的SP值基本大于-38 mV,而油、气、水层的SP值均小于-40 mV,且含油层段孔隙度大于10%,渗透率大于1×10-3μm2,不含油层段孔隙度小于10%,渗透率小于1×10-3μm2。
图3 塔河油田卡拉沙依组储层特征与SP值关系
再结合目的层段岩石粒径与SP值、孔隙度与SP值之间的统计图(图3c,d),得出如下规律:泥岩、粉砂质泥岩孔隙度小于10%,SP值大于-15 mV,为非储层;干层的岩性一般为粉砂岩或钙质砂岩,孔隙度介于5%~15%,SP值介于-15~-40 mV,其中粉砂岩SP值一般小于-25 mV;含油层段的岩性一般为中砂岩、粗砂岩或含砾砂岩,孔隙度大于10%,SP值小于-40 mV,为优质储层。因此将SP门槛值设定为-15,-25,-40 mV,并赋予相应的色标:SP值大于-15 mV为蓝色(泥岩、粉砂质泥岩),-15~-25 mV之间为绿色(粉砂岩),-25~-40 mV之间为黄色(差储层),小于-40 mV为红色(优质储层)。
为验证反演方法的可靠性,选取研究区内38口井作为后验井,其余38口井参与反演,得到的反演剖面与所有井参与的反演剖面进行对比。图4为过TK323、TK312、T302、TK308、T301、TK305、TK309井的波形指示反演剖面,所有井参与反演(图4a)与后验井TK323、T302、TK305未参与反演(图4b)对比。结果表明,即使TK323、T302、TK305井未参与反演,后验井过井点处在反演剖面上识别率仍不错,井间过渡自然,只是局部有小异常和错位。通过统计研究区内526口井砂层的反演结果(表1),发现砂体厚度大于3 m时,符合率达到88.1%,而当砂体厚度小于3 m时,符合率仅为66.7%,即纵向上可分辨3 m以上薄砂层,因此该反演方法较为可靠。
4 地层切片分析
地震沉积学的强大横向分辨率可以弥补地震剖面纵向分辨率的不足[20-21],采用平面展示的地震属性体在地质模型的指导下进行砂体刻画[22-23]。在高精等时地层格架的顶底约束下,研究区卡拉沙依组可以划分出13个砂层组(图2),以2 ms(4 m)为采样间隔,利用地层切片技术等比例内插出一系列规律清楚、单砂体可控的层面[24];将这些层面在SP数据体中依次生成属性切片,在地层切片“甜点”属性图上,红—黄色代表强“甜点”,指示砂岩,蓝色代表空白反射,指示泥岩。通过统计这些层面上过井点处反演情况,以第3及第5砂层组为例(表2),发现后验井岩性符合率均大于86.8%,证明模拟结果较为可靠。
图4 塔河油田卡拉沙依组全部井参与(a)与TK323、T302、TK305井作为后验井(b)的地震波形指示反演结果对比
表1 塔河油田卡拉沙依组不同厚度单砂体反演符合率统计
目的层段地层切片能较好地反映研究区水进和水退的沉积演化,刻画出三角洲薄层砂体的平面分布范围。例如,第5砂层组由下至上的地层切片显示水进环境下的海侵体系域,砂体纵向上含量减少,沉积重心向北部物源方向迁移;第3砂层组地层切片显示水退环境下的高位体系域,砂体纵向上含量增加,沉积重心向南部迁移。通过砂体精细解剖的方法,在第5砂层组地层切片上勾画出似鸟足状的三角洲沉积样式(图5),物源来自于研究区北部。顺物源方向的AB剖面(图5),由A至B砂体厚度明显减薄,延伸距离变短,在剖面上识别水上分流河道与水下分流河道过渡位置,进而可以在切片图上确定岸线。垂直物源方向的CD剖面(图5),水上分流河道砂体叠置样式表现为垂向相互切割、横向叠置连片。
表2 塔河油田卡拉沙依组后验井岩性符合率统计
5 结论
(1)形成了基于地质模型约束的地震波形指示反演加地层切片相结合的薄层砂体预测方法,在塔河油田卡拉沙依组砂体预测中取得了很好的效果。反演结果与钻井符合度高,大幅提高了薄层砂体预测精度。
图5 塔河油田卡拉沙依组第5砂层组地层切片砂体平面展布形态
(2)地震波形指示反演实现了研究区3 m以上薄砂层的刻画,砂体纵向上叠置关系清晰、横向上展布自然,符合地质认识。
(3)地层切片分析目的层段砂体的变化特征,能较好地反映研究区水进和水退的沉积演化,刻画出三角洲薄层砂体的平面分布范围,为寻找有利砂体发育区提供地质依据。