樊142-7-斜4井组沙四纯下段砂体连通性预测研究

颜世翠

(中国石化胜利油田分公司 勘探开发研究院,山东 东营 257015)

1 引 言

胜利油田经过多年的注水开发，已进入高含水开发阶段[1]，剩余油分布情况十分复杂。常规的储层预测方法已经难以满足油田开发需要，油气开发的研究重心由小层为基本单元深入到以单砂体为基本单元。单砂体是指自身垂向上和平面上都连续，但与上、下砂体间有泥岩或不渗透夹层分隔的砂体相比[2-7]，单砂体之间经常存在较薄的泥岩、泥质粉砂岩或泥质细砂岩隔夹层，导致单砂体之间不连通[8-13]，并且使得储层非均质性愈加严重，增加了老油田剩余油挖潜工作的难度。

栗亮等[14]利用模糊综合评判法对河流相砂体连通性进行了定量评价。选取孔隙度、渗透率、夹层频率、井距和水淹程度差别等作为模糊评判因素集，利用判断矩阵分析法求取了各影响因素的权重，最终建立了研究区砂体连通性模糊综合判别模型。钱赓等[15]提出受储层高渗与流体非均质性的影响，判断砂体连通性的线性规律存在局限性，通过数学归纳分析，发现了常压油藏砂体连通关系的新方法，即建立压力系数与海拔的反比例函数关系，根据反比例函数的相交性、单调性、有界性与对称性，探讨反比例函数性质与油藏压力系统的关系，进一步判断砂体的连通性。张云峰等[16]以松辽盆地肇州油田扶余油层为例，综合利用岩心、测井等资料，采用沉积成因类比和概率模型的方法，系统地研究了三角洲平原亚相环境下的储层连通概率，提出砂体几何学特征、井网密度、物源方向和地层砂地比是影响储层静态连通性定量评价的主控因素。

通过以上分析发现，砂体连通性常用分析技术有钻井小层对比、测井曲线特征对比、储层地质建模技术和静压数据分析等[17-21]。受海域范围钻井较少、储层物性非均质性、地震资料多解性等因素影响，上述方法的应用受到的一定的限制。

本文以樊142-7-斜4井组为例，将地震与测井相结合，首先采用子波分解去强轴技术去除沙三下的大套油页岩对于纯下1砂组的屏蔽影响，然后结合测井数据，将去掉几个原子后的地震数据与去掉上覆地层的测井曲线生成的合成记录做对比分析，选择与之最为相近的合成地震数据，用来做砂体连通性预测研究，从而达到既能克服钻井较少的问题，又能降低地震资料多解性的目的。

2 地质概况

樊142-10单元在正理庄油田东北部，构造上处于东营博兴洼陷南斜坡的中部，目前共完钻井19口，其中开发井18口。樊142-7-斜4井组(图1中绿框所示)位于樊142-10单元的东北部，主要含油层系为沙四段，埋深3 000～3 200 m，主力含油砂组纯下1砂组，次要含油砂组纯下2砂组，三、四砂层组零散含油。

从2013年6月开始，针对纯下1砂组，采用CO2驱试验提高采收率。使用一注六采的方式，樊142-7-斜4是注气井，位于六口井中间位置。截至2013年10月，樊142-6-3、樊141-1套压变化明显，其他油井未见注气井影响；截至2017年底，东边3口油井(樊142-6-2、樊142-6-3、樊141-1)井底压力变化明显，西边3口油井仍未见影响。

为了更好地解决气驱连通性的问题，需要开展基础资料的分析，查找导致东西两边压力变化不一致的原因。

3 基础资料分析

针对樊142-7-斜4井组沙四纯下段1砂组，分析测井、录井、地震等基础资料，寻找注气前后导致东西两边压力变化不一致的因素。

3.1 岩性资料分析

在研究Ⅰ区沙四纯下段1砂组，发育滩坝沉积，坝砂垂直厚度都在8 m以内，滩砂更薄。

通过统计樊142-7-斜4井组的7口井的岩性资料，发现樊141-1井在沙四纯下段1砂组发育6个小砂体，其中三个砂体测井解释为油层，单层砂体最大垂直厚度是7.2 m；樊142-6-2井在沙四纯下段1砂组发育4个小砂体，其中两个砂体测井解释为油层，最大垂直厚度是7.6 m；其他5口井最大油砂厚度不超过5.6 m，具体情况如表1所示。

3.2 物性资料分析

对于樊142-7-斜4井组的7口井，统计其在沙四纯下段1砂组的单层油砂与孔隙度的关系,统计表结果见表1。

表1 樊142-7-斜4井组在纯下1砂组的单层油砂的物性参数

表1中物性参数用孔隙度来表征，其单位是%。从表1中可以看出，注气后压力变化明显的3口井(樊142-6-2、樊142-6-3、樊141-1)的孔隙度值都不高，属于典型的低孔低渗井。

从这7口井来看，该区孔隙度普遍偏小，但是都在8%以上；西边3口井(樊142-7-3、樊142-8-3、樊142-8-斜4)未受注气井影响，跟井点处的储层物性没有直接关系，很大可能还是砂体不连通。

3.3 岩性的测井敏感参数分析

以樊142-7-斜4为例，分析其油砂与各种测井曲线的对应结果，如图2所示。图2中一共有9列数据，从左到右依次为：垂深(m)、声波时差(μs/m)、自然伽马(API)、渗透率(毫达西)、孔隙度(%)、电阻率(Ω·m)、井分层(m)、岩性、含油气性。在岩性一列，红色表示砂体，其他为泥岩；在含油气性一列，红色表示油砂，绿色表示干砂，其他为泥岩。

从图2可以看出以下结果：

图2 樊142-7-斜4井的岩性与测井曲线的对比分析Fig.2 Comparative analyses of lithology and logging curve of Fan 142-7-X4 well group

1)油层：高速、低GR、高渗透率、高孔隙度、高电阻率。

2)干层：高速、低GR、低渗透率、高孔隙度、低电阻率。

3)泥岩：低速、高GR、低渗透率、低孔隙度、低电阻率。

因此，不论是油层还是干层，都是高速，泥岩是低速，所以速度曲线可以很好地区分砂泥，速度区分砂泥正是本文使用地震资料预测砂体连通性的重要理论基础。

图3 樊141-1的井震标定结果Fig.3 Well seismic calibration results of Fan 141-1

4 砂体连通性预测

在油气勘探开发研究中，为了准确地预测储层的岩性、物性和含油气性，测井与地震资料的结合已成为必不可少的技术工具，其中井震标定可以更好地将地震的反射特征与测井资料挂钩，使地震资料有更直接的意义。

4.1 井震标定

通过对一注六采地区的7口井做井震标定，发现纯下1砂组位于地震上从零交叉开始往下的位置(图3中蓝框标示位置)，地震反射都比较弱，属于波谷弱反射。与纯上1砂组相邻的强波峰反射是纯上顶界面的地震反射特征，由于沙三下发育大套的油页岩，与沙四段的砂岩的速度差异较大，因此形成了纯上顶界面的强波峰反射。

纯下1砂组的油砂都在纯上顶界面的强波峰反射下面，储层的真实地震特征被强波峰掩盖，需要做去强轴处理。

4.2 去强轴处理及结果优选

4.2.1 去强轴处理

这里所使用的去强轴处理技术是子波分解去强轴的方法。假设地震道由多个不同频率、不同振幅、不同相位的原子以及随机噪音组成，将对应纯上顶界面的波峰强反射所对应的能量最强的几个原子去掉后，重构地震数据，得到纯下1砂组的出油砂体的准确的地震反射特征。

从去掉1个原子和去掉2个原子后的连井地震剖面对比图(图4)可以看出，去掉1个原子和去掉2个原子后重构的地震剖面在表现细节上差异是比较大的。从图4看出，在去掉1个原子的地震剖面上，樊141-1井在纯下1砂组的位置附近有一套弱波峰反射，在该位置上，去掉2个原子的地震剖面却没有波峰反射，反而在更靠下的位置上有弱波峰反射，也就是说，在樊141-1井的目的层段，去掉1个原子和去掉2个原子的地震剖面所刻划的波峰位置不同。樊142-6-2井在纯下1砂组钻遇的油砂在去掉1个原子的地震剖面上是波峰反射，而在去掉2个原子的地震剖面上是波谷反射，也就是说，樊142-6-2井在纯下1砂组钻遇的油砂在去掉1个原子和去掉2个原子的地震数据上的反射特征是不同的。

那么去掉几个原子后重构的地震数据更能准确地反映纯下1砂组的出油砂体的地震反射特征呢？

图4 去掉1个原子和去掉2个原子后的连井地震剖面对比Fig.4 Comparison of seismic profiles of connected wells after removing one atom and two atoms

4.2.2 结果优选

子波分解去强轴技术实际上就是把沙三下的大套油页岩对于纯下1砂组的屏蔽影响给去除，因此，将测井曲线的沙三段及以上地层去掉后，生成的合成记录应该是真正的纯下1砂组的反射特征。那么去掉几个原子后的地震数据应该与去掉上覆地层的测井曲线生成的合成记录做对比分析，选择与之最为相近的地震数据。时深关系以原始曲线与原始地震的标定结果为准。

以樊142-6-2井为例，在用上覆地层去掉后的曲线生成的合成记录与去掉1个原子后的地震数据进行标定时，使用原始曲线与原始地震的标定结果确定的时深关系。在图5中，黄框所标示的是同一个深度段，左边是原始曲线与原始地震的标定结果，右边是去掉上覆地层的曲线与去掉1个原子后的地震数据的标定结果，两者的时深关系是一致的，两者的差异在于地震资料和测井的合成记录结果。从图5中可以看出，去掉1个原子后的地震资料比原始资料在目的层段的分辨率更高，去掉上覆地层后的测井曲线得到的合成记录比原始曲线的合成记录的分辨率更高，而且在时深关系保持不变的情况下，去掉1个原子后的地震资料与去掉上覆地层后的测井曲线得到的合成记录是非常一致的，无论是从波组对应关系还是从波组能量上面。

因此，将去掉原子后的地震数据与去掉上覆地层后的测井曲线得到的合成记录的相似度为依据，最终优选去掉1个原子后的地震数据用来做后续研究工作。

图5 原始曲线与原始地震的标定结果和去掉上覆地层的曲线与去掉1个原子后的标定结果Fig.5 Calibration results of original curve and original earthquake, calibration results of curve with overlying stratum removed and earthquake with one atom removed

4.3 细分层间切片

从去掉1个原子后的连井地震剖面图(图6)上可以看出，纯下1、2砂组位于从零交叉位置往下，地震反射较弱。根据井震标定结果，将T7住下各移3 ms和48 ms，得到两个新层，正好包住纯下1、2砂组的顶和底。

将纯下1、2砂组均分成26个层间切片，参考井震标定结果，找出与油砂对应的切片。相邻切片之间时间差不足2 ms。

纯下1砂组出油砂体是零交叉到半个弱波峰的位置，与切片17最接近。

图6 过樊141-1和樊142-6-3等井的连井地震剖面(去掉1个原子后)Fig.6 Seismic profile of connecting wells passing through Fan 141-1,Fan 142-6-3 and other wells (after removing one atom)

4.4 优势属性提取

在去掉1个原子后的地震数据和原始数据上，沿着切片17各提取瞬时振幅属性，可以看出，子波分解去强轴前后，振幅属性所表征的坝砂平面展布形态差异较大(图7)。

去强轴处理后(图7a)，从振幅属性上可以看出：注气井与西边三口井之间存在一条泥岩条带，阻隔CO2往西传送，从而导致西边的樊142-7-3、樊142-8-3和樊142-8-斜4这3口井在注气前后的压力变化不大。注气井樊142-7-斜4井与东边的三口井(樊142-6-2、樊142-6-3、樊141-1)钻遇的是同一个单砂体，所以CO2气体顺利运移到东边三口井，使之压力明显增大，油气产量也大幅增加。

图7 在去掉1个原子后的地震数据和原始数据Fig.7 Slice on the seismic data after removing one atom and original data

5 结 论

受上覆地层影响，研究区T7界面形成强轴，下伏目的层地震反射较弱，本文使用子波分解去强轴技术，通过合理调理参数，提高了目的层段的地震反射精度，为后续工作奠定了基础。

纯下1砂组在樊142-7-斜4井区,砂体是不连通的，东边4口井(樊142-7-斜4、樊141-1、樊142-6-2、樊142-6-3)与西边3口井(樊142-7-3、樊142-8-3、樊142-8-斜4)之间存在一条泥岩条带，有砂体尖灭现象，因此，从樊142-7-斜4井注入的CO2无法顺利到达西边的樊142-7-3、樊142-8-3和樊142-8-斜4这3口井，导致这3口井在注气前后的压力变化不大。