基于地质统计学反演技术的W油田浊积砂体描述

2021-06-23杨国杰

石油化工应用 2021年5期

杨国杰

（中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东东营 257000）

W 油田沙三下段油藏类型以岩性油藏为主，随着油田的不断勘探开发，油水矛盾问题越来越严重，储层的预测与描述已成为W 油田下步勘探开发必须要解决的关键问题。W 油田沙三下储层类型为大型三角洲前缘的滑塌浊积砂体，砂体厚度薄、连续性差，不同期次砂体间的垂向叠置、横向接触等关系复杂，地震资料难以有效刻画砂体边界。

随着勘探程度提高，面临的勘探对象逐渐变为隐蔽性强的薄层砂体及砂泥岩的薄互层，常规地震反演技术的适用性大大降低。地质统计学反演作为一种地震资料和测井资料有机结合高分辨的储层预测方法，受到越来越多的关注和应用。地质统计学反演于20 世纪90 年代由Bortoli、Haas 和Dubrule（1994）等提出，并由Dubrule（1998）等和Rothman（1998）等发展。随着油气勘探开发的需求越来越迫切，加之计算机软硬件技术的快速发展，该方法在近年来的应用更加广泛。蔡伟祥、沈洪涛、朱可丹、王雅春等利用地质统计学反演方法预测薄储层[1-5]，取得了较好的应用效果。但是地质统计学反演也存在一定的适用性，虽然能够实现很高的纵向分辨率，但是与此同时会损失横向分辨率，降低储层的横向识别能力[6]。

为了更好的综合利用地震资料和钻井资料在提高纵向分辨率的同时保护横向分辨率不受损失，从而精准识别砂体边界，研究通过改进地质统计学反演的流程，优化关键参数，使反演结果在提高与地震资料和钻井资料吻合程度的条件下，对砂体间关系和横向分布进行了预测和识别，为研究区岩性油藏的勘探开发提供了重要的依据。

1 研究区概况

W 油田位于济阳坳陷沾化凹陷东北部的孤北洼陷内，主力含油层段为沙河街组三段下亚段的Ⅰ油层组，埋深在3 100～3 450 m。沙三下亚段沉积时期物源主要来自南部的孤岛潜山，储层类型主要是夹于湖相泥岩中的透镜状浊积砂体，砂体被巨厚的湖相生油岩包围，形成了极为有利的岩性圈闭及油气聚集条件，油藏类型为受断层控制的构造岩性油藏，储层发育程度控制着W 油田的成藏规模。

z66 区块位于W 油田的北部，该区块油层多以Ⅰ油组为主，为W 洼陷形成晚期沉积的浊积砂体。W 洼陷形成晚期，孤岛凸起北斜坡提供充足的物源，近物源处发育扇三角洲沉积，远物源处的z66 块发育大面积的滑塌浊积砂体沉积[7]。由于物源主要来自南部，因此在东西方向广泛存在砂体尖灭现象。砂体单层厚度在3～10 m，岩性以浅灰、灰白色中砂岩、粉细砂岩为主，成分以长石为主，石英次之。物性较好，平均孔隙度为17.4%，平均渗透率为184.2 mD。该区地震资料较好，信噪比较高，目的层段频带宽度为15～50 Hz，主频为25 Hz，相对较低。

2 储层地震反射特征

z66 块是一个油气富集、高勘探程度的含油气构造单元，探井密度较高。由于浊积砂体的不连续性，导致该块油水关系复杂，存在低部位出油、高部位出水的油水矛盾（见图1），说明油藏受岩性控制作用明显。井间浊积砂体的变化较快，砂体边界的描述是重点也是难点。探井密度虽高，但是仍无法解决井间砂体描述问题，必须借助三维地震资料开展井间储层预测。

图1 z66 块沙三段下亚段Ⅰ油组砂体地震反射特征

三维地震资料纵向分辨率远低于钻井，但是横向的高采样率是钻井无法比拟的，利用三维地震资料刻画井间砂体的分布是目前最现实有效的方法。从地震剖面来看，目的层的砂体（蓝色虚线处）都表现为中强反射的特点。低部位的z66-1 井上砂体测井解释为油层，试油获得高产工业油流，中间的z72 井上的砂体测井解释为水层，说明两井之间不是同一套砂体，存在砂体尖灭。但是从地震反射来看，两井之间表现为中强振幅、较为连续的特点，无法刻画砂岩尖灭点。这表明，在z66 块直接利用常规地震资料仍然难以满足砂体精细刻画的需求。需要综合利用测井信息、地震信息和生产信息实现井间砂体预测。地质统计学反演可以较好地综合利用这些信息，通过数据分布概率分析和变差函数分析的方法将这些信息进行有效融合，获得一个与钻井匹配的高分辨率反演结果。但是常规地质统计学无法识别每种信息的特点以赋予不同的权重，往往会导致过高的分辨率而伴生一些高频随机噪声，不利于反演结果的解释。

3 基于特征曲线构建的地质统计学反演

3.1 特征曲线构建

地震反射特征包括振幅、频率等属性的变化，根本原因是由岩石物理性质决定的。对于叠后地震资料来说，纵波阻抗的变化决定了地震反射特征的变化。利用地震反演技术求解地层纵波阻抗，进而利用纵波阻抗数据刻画砂体是利用反演技术进行储层预测的一种最重要的方法。因此，纵波阻抗对不同岩性的区分能力关系到反演结果的成败。

统计z66 块沙三段下亚段砂岩与泥岩的纵波阻抗分布得知，泥岩的纵波阻抗为6 000～10 000 g/cm3*m/s，砂岩的纵波阻抗为7 000～12 000 g/cm3*m/s，砂岩的纵波阻抗整体高于泥岩的纵波阻抗，但是两者之间存在较大的重叠区（见图2）。在重叠区间内，利用纵波阻抗数据体开展储层预测仍然会存在多解性。

图2 z66 块砂岩与泥岩的纵波阻抗分布

为了解决这一问题，研究从敏感岩性曲线分析入手，将敏感岩性曲线与纵波阻抗曲线进行有机结合，来提高纵波阻抗的岩性敏感性[8-10]。通过分析、优选，认为该区GR 曲线对岩性变化的反映最为敏感，因此选用GR 曲线与纵波阻抗曲线进行有机融合。具体做法是将GR 曲线进行滤波，取其高频；将纵波阻抗进行滤波，取其低频；然后将GR 的高频与纵波阻抗的低频进行频率域融合，得到一条新的拟波阻抗曲线。这条曲线在与地震主频相当的频率范围内也就是低频段为真实的波阻抗曲线，因此保留了原始纵波阻抗曲线的值域分布和纵向变化特征，且与地震资料的匹配性并未改变。与此同时，该曲线在超出地震频率的高频段有效利用了GR 信息，对岩性的区分能力有了很大提高（见图3）。

图3 z66 块砂岩与泥岩的拟波阻抗分布

3.2 反演方法优选

目前，利用地震资料进行高精度储层预测的方法有两大类：地质统计学反演和波形指示反演。地质统计学反演是利用变差函数表征地质体的空间变化程度，在对钻井资料进行变差分析的基础上给出预测点的估计值，由此可以得出一个三维地质模型体，然后进行地震正演并与实际地震资料进行对比，不断迭代直至两者误差达到最小，预测出的三维地质模型体即为最终反演结果；波形指示反演是根据波形反映沉积环境和岩性组合的变化基础上，利用地震波形相似性优选样本，结合样本空间分布距离和曲线特征建立初始模型，代替变差函数分析。

笔者对比两种高分辨率地震反演方法的原理和实际应用情况，认为虽然每种方法都有自己局限性，两者之间并无显著孰好孰坏之分，更多的是适用性差别的问题。地质统计学反演方法对解释层位或者说地质框架模型依赖严重，在地层厚度变化大，地质结构变化快的地区应用效果较差；波形指示反演一定程度上克服了这种问题，但是由于对波形分析的依赖较强，在地震波形反映沉积环境和岩性组合存在较强的多解性时，其应用效果不太理想。

W 油田沙三段地层厚度变化不大，横向分布稳定，而且不同岩性组合的地震波形比较相似，根据上述分析，较为适合采用地质统计学反演的方法。

3.3 反演关键技术

由于从井出发，利用测井曲线及根据测井曲线统计出的变差函数建立初始地质模型，使得地质统计学反演结果为了寻求与实际钻井的一致性，往往具有非常高的分辨率，与主频低、分辨率低的地震资料匹配性差，即地震数据的横向约束能力减弱，从而影响了反演结果的可信度。

为了使地质统计学反演结果能够最大程度克服自身缺陷，更好的与钻井及地震数据匹配，从而反映地下储层的真实展布规律，本次研究在开展地质统计学反演过程中，舍弃了反演本身所能达到的分辨率，寻求一个合理描述地质体的最大分辨率。为此，研究采用的方法如下：（1）对测井曲线进行滤波处理，去掉一些特别高的频率段，以消除反演过程中的模型化现象；（2）利用滤波之后的测井曲线上开展变差函数分析；（3）降低地层框架的采样率，加大地震资料的约束力度，以消除层位解释精度对高分辨率反演结果的影响。

通过不断调整参数并实验反演结果，最终选择去掉原始测井曲线200 Hz 以上的高频信息；变差函数分析得到的地质体纵向变程为24 ms，横向变程为960 ms；利用6 ms 的采样率建立地层结构模型。上述参数因地区、地质条件、勘探目标而异，需不断测试，反复与井、地震对比来获取。

4 反演效果分析

在上述研究的基础上，开展基于敏感曲线重构的地质统计学反演，获得了一个与钻井、地震匹配俱佳的反演结果。

高分辨率反演剖面上暖色调所指示的砂体横向变化自然合理（见图4），横向连续性差，符合浊积砂体的沉积特点。该反演结果剖面上砂体纵向、横向叠置关系清楚，而且与钻遇储层吻合较好。从反演结果来看，z66-1 井钻遇一套规模较大的浊积砂体，产能非常好，初期日产油超过50 t，该油层向高部位减薄尖灭；高部位的z72 井实际钻遇的是另一套浊积砂体，且位于该岩性油藏的低部位，储层含水。

图4 改进的地质统计学拟波阻抗反演储层预测剖面

在地质统计学反演结果之上，沿z66-1 井油层顶面解释层位向下开10 ms 时提取的最大波阻抗属性（见图5）。该图清晰的反映了浊积砂体的平面展布，南部近物源的z50、z52 井区砂体规模较大，向北浊积砂体的规模变小。同时也可以明显的看出油藏边界受岩性控制，西边z66-1 井与东边b97 井属于不同浊积砂体形成的岩性油藏；z72 井与b97 井属于同一套浊积砂体，但是构造位置偏低，位于油水界面之下，所以储层不含油。