东海低渗储层非均质性评价技术研究及应用

2021-01-13高红艳秦德文刘创新单理军

海洋石油 2020年4期

夏瑜，高红艳，秦德文，刘创新，单理军

（中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200030）

东海A 气田位于西湖凹陷中央洼陷-反转构造带，整体表现为受断层切割的背斜构造，背斜形态完整，圈闭保存条件好；主要含油气层位在花港组H2～H9，沉积环境为浅水环境下的三角洲沉积体系。花港组储层主要为浅灰色细砂岩、中砂岩；砂岩类型以岩屑长石砂岩及长石岩屑砂岩为主，次要为长石石英砂岩和岩屑石英砂岩；储层孔隙度主要分布在9.0%～12.0%，平均7.1%；渗透率主要分布在（0.05～0.5）×10-3μm2，平均0.23×10-3μm2；属于低孔特低渗储层。

从A 气田H8 层平面沉积微相（图1）可以看出：河道主体部位逐渐向东南、北东方向过渡为河道边部，说明河道可能发生相变；储层宏观上表现为砂体横向变化快，储层连续性差，导致存在储层变化的风险、砂体的精细刻画难度大等问题。结合岩心资料分析，认为H8 层非均质性较强，沉积微相对物性有明显控制（图2），分流河道砂岩物性好于天然堤和决口扇砂岩，同一沉积微相内部受到不同沉积构造影响，物性也会存在差异；粒度也对物性有着明显控制作用，通过对比不同粒度砂岩物性发现：细砂质中砂岩物性好于中砂质细砂岩。受上述控制因素的影响，A 气田H8 厚层砂岩物性在纵向上和平面上存在着较强的非均质性。

图1 A 气田H8 沉积微相剖面图

图2 A 气田B1 井H8 层取心描述图

储层内部强非均质性和砂体横向变化大增加了井轨迹和压裂方案设计的难度，储层的非均质性评价显得尤为重要。前人在非均质性评价方面做了很多研究，赵惊涛（2016）利用地震反演进行不连续及非均质性识别[1]；张程恩（2011）利用成像测井资料计算参数进行储层非均质性的评价[2]；但前人研究很少利用测井和地震信息进行多尺度的综合研究，且在压裂设计方面应用较少。这里将非均质性评价与工程方面应用结合起来：建立分频滤波技术，通过滤波因子分层段分频率对AVO 属性进行分频-滤波处理，得到具有较高空间分辨率的构形属性体；通过地震预测与地质认识相结合，砂体横向展布与纵向叠置关系相结合，空间上优选出有利砂体，利用基于孔隙结构分类的渗透率计算方法以及成像测井资料判别储层纵向的非均质性，优选出均质性较好的层段，部署井轨迹并优化，为下步压裂方案设计提供依据。

1 有利砂体地震预测

1.1 AVO 分频滤波技术原理

AVO 属性主要包括截距和梯度属性等，可用于表征岩性、物性及含气性特征，在储层预测方面具有较好的效果，适用于在海上少井区和深层砂泥岩阻抗叠置区开展储层预测[3-4]；AVO 梯度能较好地指示岩性信息，但不能指示储层含气性；密度是储层含气性最敏感的参数之一，横波信息也能很好指示储层含气性；故利用Shuey 三参数方程，得到横波和密度，通过密度信息分析砂体的孔隙度变化，利用横波信息进行地震-沉积相分析，作为有利岩相敏感弹性参数分析砂体的有利岩相[5-6]。传统的三项式Shuey 近似公式（R T Shuey, 1985）可以简写为：

式(1) 两侧乘以cos2α，并对三角函数进行重

新整理：

式中：α 为入射角，°；R(α)为入射角α 的地震振幅；A、B、C 为系数，无量纲。

用y代表R(α)cos2α，用x代表sin2α，则式（2）可写为：

定义：

式中：vp为纵波速度，m/s；vs为横波速度，m/s；ρ为密度，g/cm3。

与Shuey 三项式相比，改进的AVO 三项式（3）为标准的抛物线方程，利用最小二乘法等方法求取系数R、W、V。式（5）、式（6）中W和V相加可得：

式（7）仅与密度信息相关，可作为孔隙度分析的敏感地震信息。假设横波与纵波的速度比为0.5，则式（5）中的W可写为：

W为横波反射率，根据岩石物理分析，有利岩相与横波属性相关，因此可以作为有利岩相的敏感地震属性[7]。图3 为相对横波反射率属性剖面，可看出该属性与砂顶相关性好、横向分辨率高，但无法表征厚度，需要创建新的构形属性进行地震岩性预测研究。

图3 相对横波反射率属性

1.2 分频滤波的储层预测技术

由地震沉积学可知，叠后数据经过-90°相位转换，可较好地将时间域地震反射界面和深度域地质界面对应[8]。但是该方法并未考虑地震相位、地震数据主频会随着深度改变、地震对临界反映砂体厚度等影响，针对该问题提出分频滤波技术，分频滤波技术可较好地解决上述问题。

通过滤波因子Ricker（ f ,（ p -90））以子波滤波器的形式一步完成相位转换和分频解释工作，其中： p 为实际地震相位， f为目的层子波主频，在调谐厚度内，振幅和厚度成近似线性相关。

根据研究区已钻井的砂体发育特征，H3 以相对较厚砂体为主，地震主频在22 Hz 左右；H4～H7 层以砂泥岩薄互层为主，地震主频在35 Hz 左右；H8～H11 层为中等厚度砂体为主，地震主频约25 Hz。频滤波技术采用分层段分频带的滤波方式，H3 层及以上滤波因子主频为22 Hz，H4～H7主频为35 Hz，H10～H11 主频为25 Hz。对相对横波反射率进行分频滤波处理得到相对横波属性（图4），对比认为分频滤波技术结合相移技术将岩性界面转化为岩性信息，可保持横向分辨率，提高了纵向分辨率，使纵向上砂体厚度预测更准确[9]。

图4 分频滤波结果相对横波属性（右）与相对横波反射率（左）对比

分频滤波结果较常规的相位转换结果有较高的纵向分辨率，图5 中H8b 与H9a 能够较好地分开，砂体叠置关系清楚，H9b 层能较好地识别出来；且分频滤波结果与已钻井吻合更好。

图5 分频滤波结果（左）与相位转换结果（右）对比

密度信息对储层含气最敏感，横波属性是岩性的敏感参数之一，不同时期的等时切片可清晰反映河道摆动特征。泊松比属性是密度和横波的双重表征。图6 为H8 层相对横波属性切片，四个小层砂体横向展布和歼灭点清晰，纵向河道摆动特征明显。

1.3 井轨迹设计及应用效果

根据前文研究结果发现H8b2 砂体厚度最大，横向分布最稳定，适合作为水平段目标层；因此选择在构造最高及储层有利部位设计了长水平井Bh3 井的水平段轨迹（图7），水平段长度822.7 m，该井的钻探结果证实了储层预测结果的可靠性，水平段砂岩钻遇率达到100%。

2 非均质测井评价

2.1 基于孔隙结构分类的渗透率计算

图6 H8 地层切片展布特征（从左上至右下H8b4、H8b3、H8b2、H8b1）

图7 Bh3 井水平段井轨迹及预测结果与实钻对比

非均质性储层渗流能力差异较大，渗透率的大小及变化趋势能反映储层非均质性，A 气田为低孔低渗储层，常规孔渗关系相关性较差，不能准确计算储层的渗透率，通过调研文献后，在前人研究基础上对储层孔隙结构分类进行渗透率的计算。

定义储层品质指数RQI[10]：

式中：K为渗透率，10-3μm2；φ为有效孔隙度，小数。

储层品质指数RQI是综合反映储层储集空间和渗流能力大小的参数[11-12]，可以准确描述油藏的非均质特征，不同孔隙结构对应的RQI 值不同，且压汞曲线形态不一样；通过对压汞毛管压力曲线分析，结合RQI指标对储层类型进行分类（图8），将A 气田储层分为三类（RQI≤0.04，0.03＜RQI≤0.06，RQI＞0.06）进行渗透率建模，渗透率模型见表1。

图8 储层不同RQI 值对应压汞曲线特征

表1 RQI 渗透率计算模型

图9 为B1 井H8 层计算渗透率成果图，右边第一道蓝色连续曲线为RQI 方法计算的渗透率，红色杆状图为岩心分析渗透率，两者吻合较好，且上部渗透率变化较明显，下部渗透率变化不明显，通过储层渗透率纵向变化趋势看出下部的非均质性要好于中上部。

2.2 成像测井孔隙度谱分析

储层非均质性会导致测井响应发生变化，电阻率对非均质性的响应较敏感；电成像数据采集井眼环周电阻率大小，成像测井图中颜色的深浅代表电阻率的大小，通过与孔隙度刻度，可以将电极钮扣响应与孔隙度的大小建立对应关系[13-14]，二维成像图通过计算转换成孔隙度谱，就能判断储层的非均质性。FMI 成像测井孔隙度计算主要是依据阿尔奇公式，由于FMI 成像测井探测深度较浅，计算成像测井孔隙度分布的阿尔奇为如下形式[15]：

近似假定Sxo=1，a=b=1，m=n=2，则式（10）变为：

式中：a、b为岩性系数，无量纲；Rw为地层水电阻率，Ω·m；Rmf为泥浆电阻率，Ω·m；Rxo为冲洗带电阻率，Ω·m。

图9 B1 井H8 层RQI 方法计算渗透率成果图

钻井过程中Rmf是确定参数，因此可由FMI图像反应Rxo大小的色标求得孔隙度。孔隙度频谱形态与储层的非均质性有关：孔隙度谱越宽，谱峰个数越多，非均质性越差[16]。A 区块B2 井H8 层采集了成像测井数据，通过成像解释成果图（10）看出：在砂体顶部X298～X305 m 处，成像测井孔隙度谱比较集中、均质性好；在砂体中部X305～X321 m 处谱“双峰”特点比较明显，均质性变差；在砂体底部X321～X331 m 处又开始聚拢，均质性变好。