王振濤,董月昌,王玉梅

(1.中國(guó)石油化工股份有限公司勝利油田分公司物探研究院,山東東營(yíng)257022;2.中國(guó)石油化工股份有限公司勝利油田分公司勘探處,山東東營(yíng)257022)

勝利油田孤島地區(qū)新近系和古近系館陶組河流相儲(chǔ)層中稠油儲(chǔ)量豐富,呈環(huán)狀圍繞孤島油田分布。隨著勘探的不斷深入,孤島油田南區(qū)(以下簡(jiǎn)稱“孤南地區(qū)”)分布的動(dòng)用性差、采收率低的稠油藏成為挖潛增產(chǎn)的重要目標(biāo)。孤南河流相儲(chǔ)層砂體橫向變化快、疊置關(guān)系復(fù)雜,油氣受構(gòu)造與巖性的雙重控制,各小層油水系統(tǒng)自成一體,油水關(guān)系復(fù)雜,勘探成功率不高,鉆井相對(duì)較少,井網(wǎng)控制程度差,砂體儲(chǔ)層以及油水分布一直不落實(shí)。在地震儲(chǔ)層預(yù)測(cè)方面,由于該區(qū)油藏巖石物理研究不夠深入,對(duì)儲(chǔ)層巖性和流體的敏感彈性參數(shù)認(rèn)識(shí)不清,造成儲(chǔ)層巖性及流體的預(yù)測(cè)精度低,多解性大,嚴(yán)重阻礙了勘探開(kāi)發(fā)進(jìn)程[1-3]。

在實(shí)驗(yàn)室測(cè)量中,稠油與水的彈性參數(shù)相當(dāng)接近,易被誤認(rèn)為地層中飽和稠油巖石與飽和水巖石的巖石物理彈性參數(shù)特性相似,導(dǎo)致稠油層和水層難以識(shí)別。在有關(guān)稠油藏巖石物理研究方面,20世紀(jì)80年代Wang等[5]通過(guò)實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)稠油和飽和油砂體隨著油藏環(huán)境條件的變化而變化,并證實(shí)稠油未固結(jié)砂巖溫度升高時(shí)縱波速度明顯降低,飽和稠油巖石在地層條件和地面條件下巖石物理特性存在差異。

針對(duì)孤南地區(qū)淺層稠油藏地震流體預(yù)測(cè)問(wèn)題,我們利用經(jīng)驗(yàn)公式研究地層溫度、壓力以及水礦化度對(duì)稠油和地層水巖石物理參數(shù)的影響,估算地層條件下稠油和水的縱波速度、密度以及體積模量等巖石物理參數(shù),在此基礎(chǔ)上利用巖石物理橫波估算和流體替換技術(shù)分析稠油藏巖性和流體敏感參數(shù),通過(guò)疊前高精度反演獲取包括泊松比和拉梅系數(shù)敏感參數(shù)在內(nèi)的多種數(shù)據(jù)體,應(yīng)用雙參數(shù)油層概率判識(shí)技術(shù)識(shí)別含油層,以提高孤南地區(qū)淺層稠油藏的油層預(yù)測(cè)能力。

1 地層條件下流體體積模量估算

國(guó)內(nèi)外油藏研究人員通過(guò)大量實(shí)驗(yàn)研究分析,形成了一系列估算原油和地層礦化水密度、速度的經(jīng)驗(yàn)公式。地層壓力和溫度都會(huì)對(duì)原油密度產(chǎn)生影響,且石油組分不變時(shí),兩者的影響非常獨(dú)立。原油密度受壓力影響的經(jīng)驗(yàn)公式為

(1)

式中：ρP為原油在壓力P時(shí)的密度,g/cm3;ρ0為原油在15.6℃和一個(gè)大氣壓下所測(cè)得的原油密度,g/cm3;P為地層壓力,MPa。原油密度隨壓力的增大而增大,孤南地區(qū)稠油藏埋深為1100～1500m,埋深較淺的地層壓力相對(duì)低,統(tǒng)計(jì)為10～13MPa,地層壓力對(duì)該區(qū)原油密度影響小。

原油密度受溫度影響的經(jīng)驗(yàn)公式為

(2)

式中：ρ為地層原油密度,g/cm3;T為地層溫度,℃。ρ為地層原油密度,g/cm3。原油密度隨著溫度的升高而降低,孤南地區(qū)稠油藏溫度為50～70℃,對(duì)原油密度影響大,估算地層原油密度為770～820kg/m3。

原油速度的計(jì)算利用Batzle等[6]提出的原油速度與壓力和溫度關(guān)系的經(jīng)驗(yàn)公式:

(3)

式中：v為地層原油速度,m/s。原油速度隨溫度和壓力的升高而升高,與實(shí)驗(yàn)室測(cè)量變化關(guān)系一致[7],估算孤南地區(qū)稠油藏地層原油速度為1397～1454m/s。

地層水彈性參數(shù)不僅受溫度和壓力的影響,而且也受到水礦化度的影響,Batzle等[6]利用實(shí)驗(yàn)結(jié)果建立了求取地層水密度和速度的經(jīng)驗(yàn)公式：

式中：ρw為純水密度,kg/m3;ρb為地層礦化水密度,kg/m3;vw和vb為純水和地層礦化水速度,m/s;T為地層溫度,℃;P為流體壓力,MPa;S為地層水礦化度,mg/L;wij為常量。其中,根據(jù)實(shí)際資料設(shè)定,純水密度ρw為1000kg/m3,地面原油密度ρ0取加熱20℃測(cè)量平均值970kg/m3。孤南淺層油藏地層水礦化度變化大,水礦化程度高,統(tǒng)計(jì)為10000～18000mg/L,估算地層水密度為1076～1152kg/m3,地層水速度為1680～1700m/s,溫度和礦化度對(duì)地層水速度和密度影響較大,兩者隨溫度和礦化度的增大而增大,壓力對(duì)地層水速度和密度影響較小。

對(duì)孤南地區(qū)淺層稠油和水的密度對(duì)比分析表明,在地面條件下稠油和純水密度差異不大,純水的密度稍高于重油的密度,而在地層條件下稠油與地層水密度差異明顯,地層水密度比油的密度高達(dá)300kg/m3(圖1)。對(duì)孤南地區(qū)淺層稠油和水的速度對(duì)比分析表明,在地面條件下稠油和純水速度差異不大;而在地層條件下稠油與地層水速度差異明顯,地層水速度比稠油速度高達(dá)270m/s(圖2)。

圖1 地面和地層條件油、水密度對(duì)比

圖2 地面和地層條件油、水縱波速度對(duì)比

利用估算出的流體速度和密度就可以計(jì)算稠油和水的體積模量,公式為

(7)

式中：K為體積模量,Pa;v為流體速度,m/s;ρ為流體密度,kg/m3。流體體積彈性模量與速度和密度成正比,地層稠油的密度和縱波速度分別低于地層水的密度和縱波速度,因此地層稠油體積模量也低于地層水體積模量。

對(duì)流體速度和密度取平均估算值,稠油速度和密度分別取1420m/s和800kg/m3,地層水速度和密度分別取1690m/s和1100kg/m3,得到孤南淺層稠油體積模量為1.6×109Pa,地層水的體積模量為3.1×109Pa。地層水體積模量約為稠油體積模量的兩倍,稠油和地層水的體積模量差異明顯,這是能夠開(kāi)展孤南稠油地震識(shí)別的巖石物理基礎(chǔ)。

2 儲(chǔ)層彈性參數(shù)敏感性分析

2.1 巖性敏感參數(shù)分析

地層彈性參數(shù)影響因素復(fù)雜,不僅受飽含流體的影響,而且受礦物組成、孔隙大小與形狀以及膠結(jié)程度等多種因素的影響,在對(duì)地層中的流體識(shí)別之前首先應(yīng)進(jìn)行砂巖儲(chǔ)層的識(shí)別。通過(guò)測(cè)井巖石物理橫波估算以及多參數(shù)分析,確定區(qū)分砂巖儲(chǔ)層與圍巖的巖性敏感參數(shù)[8-14]。

飽和巖石縱波速度、橫波速度以及密度是開(kāi)展巖石物理參數(shù)計(jì)算分析的重要基礎(chǔ)信息,縱波速度和密度測(cè)量成果多,但橫波速度測(cè)量成果很少,所以需要根據(jù)已有測(cè)、錄井信息進(jìn)行橫波估算。基于Gassmann飽和巖石模量估算理論以及巖石模量與速度、密度關(guān)系式,飽和巖石縱、橫波速度計(jì)算方程為

式中：vP和vS分別為飽和巖石縱波速度和橫波速度,m/s;Kf,Ks,Kd分別為流體、固體礦物和干巖石骨架體積模量,GPa;φ為孔隙度;μd為干巖石骨架剪切模量,GPa;ρe為飽和巖石密度,kg/m3。

橫波速度估算過(guò)程主要包括：①基于含水飽和度和孔隙度等測(cè)井信息,結(jié)合油藏條件下稠油和地層礦化水縱波速度、密度參數(shù),應(yīng)用流體混合理論[15],得到混合流體彈性模量;②孤南淺層河流相儲(chǔ)層主要礦物成分以石英、長(zhǎng)石以及粘土礦物為主,基于固體礦物混合模型理論,得到主要礦物彈性模量;③利用測(cè)井曲線估算泥質(zhì)含量,基于Xu-White模型,給出初始參數(shù),得到初始巖石骨架彈性模量;④利用巖石物理理論模型正演模擬,得到飽和巖石縱波速度、橫波速度與密度,并通過(guò)對(duì)比實(shí)測(cè)縱波速度和密度進(jìn)行誤差分析,如果誤差大,修改不確定變量,直至誤差最小可認(rèn)為構(gòu)建的巖石物理模型逼近實(shí)際地層,從而估算出可靠的飽和巖石縱波速度、橫波速度和密度。

針對(duì)孤南地區(qū)稠油儲(chǔ)層砂巖、泥巖的巖性識(shí)別,對(duì)縱波速度、橫波速度和密度分別進(jìn)行了單參數(shù)敏感性分析(圖3)。由圖3a可以看出,砂巖縱波速度整體高于泥巖縱波速度,但是泥巖速度值跨度大,兩者疊置明顯,用縱波速度難以識(shí)別砂巖和泥巖;砂巖橫波速度(圖3b)整體也高于泥巖橫波速度,其對(duì)巖性的敏感程度高于縱波速度,但泥巖橫波速度跨度也很大,疊置區(qū)域也很大,利用橫波速度也不易區(qū)分砂巖和泥巖;孤南地區(qū)淺層稠油藏埋深淺,上覆地層壓力相對(duì)小,砂巖壓實(shí)脫水作用弱,總孔隙度大,而泥巖脫水壓實(shí)作用強(qiáng),孔隙度收縮明顯,總孔隙度小,造成砂巖密度低于泥巖密度,含油后會(huì)更低,但砂巖、泥巖密度的統(tǒng)計(jì)頻次中心接近(圖3c),且地震中很難提取準(zhǔn)確的密度信息,因此,不適合用密度來(lái)識(shí)別砂巖和泥巖巖性。

進(jìn)一步利用縱波速度、橫波速度和密度計(jì)算縱橫波速度比、泊松比、拉梅系數(shù)、剪切模量等彈性參數(shù)并分別進(jìn)行敏感性分析,綜合對(duì)比認(rèn)為,利用泊松比參數(shù)區(qū)分孤南地區(qū)稠油儲(chǔ)層砂巖和泥巖,結(jié)果較為理想,從泊松比彈性參數(shù)統(tǒng)計(jì)分析結(jié)果(圖3d)可以看出,砂巖低值而泥巖高值的特征明顯,兩者疊置區(qū)域相對(duì)較小,統(tǒng)計(jì)頻次中心差異大。

圖3 孤南地區(qū)稠油儲(chǔ)層砂、泥巖彈性參數(shù)敏感性分析a 縱波速度vP; b 橫波速度vS; c 密度ρ;d 泊松比σ

2.2 流體敏感參數(shù)分析

在巖性敏感參數(shù)分析的基礎(chǔ)上,利用流體替換技術(shù)對(duì)儲(chǔ)層流體彈性參數(shù)敏感性進(jìn)行分析。選取GN209井深度1470m的砂巖儲(chǔ)層(孔隙度φ為34%,含水飽和度Sw為42%),利用地層條件下稠油和水體積模量估算結(jié)果和流體替換技術(shù),得到不同含流體狀態(tài)下飽和砂巖對(duì)應(yīng)的巖石物理彈性參數(shù)(表1)。

從表1中可以看出,砂巖橫波速度vS隨含水飽和度的增大而減小,但變化幅度很小;縱波速度vP和密度ρ隨含水飽和度增大而增大,變化明顯;縱橫波速度比vP/vS、泊松比σ、拉梅系數(shù)λ等多種彈性參數(shù)也表現(xiàn)為隨含水飽和度增大而增大的特征,且變化特征相對(duì)明顯,其中拉梅系數(shù)對(duì)流體敏感性最強(qiáng),可以優(yōu)選作為孤南地區(qū)稠油儲(chǔ)層流體識(shí)別的敏感彈性參數(shù)(圖4)。

表1 特定砂巖儲(chǔ)層流體替換的彈性參數(shù)變化

圖4 孤南地區(qū)稠油儲(chǔ)層流體彈性參數(shù)敏感性分析

3 敏感彈性參數(shù)反演及應(yīng)用

巖性和流體彈性參數(shù)敏感性分析認(rèn)為,泊松比對(duì)砂巖儲(chǔ)層的巖性識(shí)別較為敏感,而拉梅系數(shù)對(duì)儲(chǔ)層中流體的變化較為敏感。在根據(jù)低泊松比參數(shù)對(duì)砂巖儲(chǔ)層識(shí)別的基礎(chǔ)上,利用低拉梅系數(shù)可以較好地預(yù)測(cè)識(shí)別砂巖含油性。

疊前反演是目前比較成熟的地層彈性參數(shù)求取技術(shù),它利用疊前分角度疊加數(shù)據(jù),通過(guò)初始模型約束控制,獲得縱波速度、橫波速度和密度,從而計(jì)算出縱橫波速度比、泊松比以及拉梅系數(shù)等多種地層彈性參數(shù)[16]。目前大多數(shù)疊前反演方法通常采用Zoeppritz方程的簡(jiǎn)化近似公式,但會(huì)存在兩個(gè)方面的問(wèn)題,一是在上、下地層參數(shù)變化大的情況下,近似式反演會(huì)產(chǎn)生一定的計(jì)算誤差;二是在大角度反演計(jì)算時(shí),誤差也會(huì)較大。

孤南地區(qū)稠油藏埋深小于1500m,地震資料采集面元為25m×50m,入射角度能夠達(dá)到36°,資料頻寬為6～65Hz,主頻35Hz左右,地震資料品質(zhì)相對(duì)較好。但是由于入射角度大,基于Zoeppritz方程近似式的疊前反演方法反演精度低。因此,我們采用疊前高精度反演方法,對(duì)Zoeppritz方程直接求解構(gòu)建疊前反演Jacobi偏導(dǎo)數(shù)矩陣方程[17-18],建立反射系數(shù)與縱波速度、橫波速度和介質(zhì)密度的關(guān)系,實(shí)現(xiàn)了基于Zoeppritz方程反射系數(shù)梯度矩陣的彈性參數(shù)精確計(jì)算。利用該方法得到的儲(chǔ)層泊松比和拉梅系數(shù)體準(zhǔn)確性更高,為稠油層識(shí)別提供了較好的屬性參數(shù)。

利用雙參數(shù)概率判識(shí)技術(shù)[19]對(duì)反演得到的泊松比和拉梅系數(shù)體開(kāi)展油層識(shí)別。將研究地層劃分為含油砂體、含水砂體以及圍巖3種主要巖相,不同巖相在泊松比-拉梅系數(shù)交會(huì)圖上具有不同的分布區(qū)域(圖5);利用測(cè)井巖石物理分析獲得的泊松比和拉梅系數(shù)統(tǒng)計(jì)信息,分別建立3種巖相的雙參數(shù)概率密度分布函數(shù)和先驗(yàn)概率函數(shù),利用概率判識(shí)技術(shù)得到油層分布概率體,預(yù)測(cè)孤南地區(qū)稠油藏的油層分布情況。

圖5 孤南地區(qū)稠油儲(chǔ)層不同巖相的泊松比-拉梅系數(shù)交會(huì)分析

結(jié)合鉆井資料對(duì)油層分布概率體進(jìn)行分析，結(jié)果表明,稠油藏的油層識(shí)別精確度大大提高,多解性進(jìn)一步降低。GN202井在深度1191～1198m鉆遇單層厚7m的油層,試油期間產(chǎn)油4.6t/d,產(chǎn)水20.1t/d,綜合含水81%;GNX209井在深度1469～1479m內(nèi)鉆遇兩層厚8m的油層,試油期間產(chǎn)油6.8t/d,產(chǎn)水5.4t/d,綜合含水44%。從油層分布概率預(yù)測(cè)剖面(圖6)上看,GN202井稠油儲(chǔ)層段表現(xiàn)為中等含油概率特征,而GNX209井稠油儲(chǔ)層段表現(xiàn)為高含油概率特征,預(yù)測(cè)結(jié)果與試油結(jié)果吻合。同時(shí),鉆遇的非含油儲(chǔ)層和圍巖在圖6 上都表現(xiàn)為低含油概率特征,預(yù)測(cè)結(jié)果與鉆井吻合程度高。

利用三維鏤空技術(shù)對(duì)預(yù)測(cè)的中、高含油概率砂體進(jìn)行了解釋,圖7為預(yù)測(cè)的孤南地區(qū)稠油藏油層厚度平面分布,從整體面貌上可以看出，該地區(qū)河道砂體儲(chǔ)層縱、橫向變化快,油水關(guān)系復(fù)雜。由圖7 可見(jiàn),GNX209,GNX204,GNX210,GN202,GN218C,K72和K103等多口井鉆遇的含油砂體展布清楚,而臨近的K54,K57,GN218,GN8和GN17井沒(méi)有鉆遇油層,為失利井,預(yù)測(cè)結(jié)果與鉆井吻合程度高。

圖6 孤南地區(qū)稠油層分布的泊松比和拉梅系數(shù)雙參數(shù)概率預(yù)測(cè)剖面

圖7 孤南地區(qū)淺層稠油藏油層預(yù)測(cè)厚度平面分布

4 結(jié)束語(yǔ)

孤島油田南區(qū)淺層稠油藏埋深淺,壓實(shí)差,孔隙度大,流體彈性參數(shù)差異對(duì)飽和巖石的體積模量有較顯著的影響,地層條件下飽含油砂體與飽含水砂體彈性參數(shù)特征差異明顯,具有稠油識(shí)別的巖石物理基礎(chǔ)。在測(cè)井橫波估算和巖性敏感參數(shù)分析的基礎(chǔ)上,再利用流體替換技術(shù)對(duì)儲(chǔ)層流體彈性參數(shù)進(jìn)行了敏感性分析,表明利用低泊松比可以很好地區(qū)分出砂巖儲(chǔ)層,利用低拉梅系數(shù)可以很好地識(shí)別砂巖儲(chǔ)層中的含油層。利用疊前高精度反演方法精確提取地層彈性參數(shù)信息,對(duì)反演得到的泊松比和拉梅系數(shù)進(jìn)行雙參數(shù)油層概率判識(shí),最終得到的油層分布概率體可以較好地進(jìn)行孤南地區(qū)稠油藏油層預(yù)測(cè)。地震巖石物理綜合研究及應(yīng)用的成果表明,基于巖石物理分析和疊前高精度反演的雙參數(shù)油層概率判識(shí)技術(shù)提高了孤南地區(qū)淺層稠油藏的油層識(shí)別能力,降低了稠油藏地震流體識(shí)別的多解性。

參 考 文 獻(xiàn)

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