閆 華，王曉燕，寇 楓，盧 雄

(1.陜西延長(zhǎng)石油國(guó)際勘探開(kāi)發(fā)工程有限公司，陜西西安 710075；2.延長(zhǎng)石油油氣勘探公司中心化驗(yàn)室，陜西延安 716000)

柴達(dá)木盆地H油田經(jīng)過(guò)多年的勘探開(kāi)發(fā)，已進(jìn)入注水開(kāi)發(fā)階段。其在勘探開(kāi)發(fā)過(guò)程中主要存在以下地質(zhì)問(wèn)題：主要目的層E31砂層組儲(chǔ)層巖性復(fù)雜，平面非均質(zhì)性較強(qiáng)，儲(chǔ)層橫向變化快，雖然H116～H111井區(qū)塊有新的突破，但是單井控制程度、砂體的展布、含油邊界的確定仍較為困難；儲(chǔ)層為典型的低孔、低滲儲(chǔ)層，油層物性較差，油層較薄，縱向上，油層主要是16+17+23小層，主要分布于2550～3369 m，油層少而分散，單層厚度1～8 m，儲(chǔ)層研究存在較大困難；區(qū)塊差異大，在絕大部分單井呈現(xiàn)遞降趨勢(shì)，但H28井產(chǎn)量穩(wěn)中有升[1-2]。由于儲(chǔ)層薄且復(fù)雜，平面變化快，橫向變化大，儲(chǔ)層的地球物理響應(yīng)特征仍不十分清楚，因而也很難進(jìn)行精細(xì)儲(chǔ)層橫向預(yù)測(cè)。近年來(lái)，國(guó)內(nèi)外學(xué)者對(duì)薄儲(chǔ)層識(shí)別與預(yù)測(cè)進(jìn)行了較多研究，普遍認(rèn)為地震波阻抗反演技術(shù)可實(shí)現(xiàn)薄儲(chǔ)層的定量預(yù)測(cè)，而在實(shí)際應(yīng)用過(guò)程中，選用Strata軟件對(duì)薄儲(chǔ)層預(yù)測(cè)效果更佳[3-4]。因此，本文綜合運(yùn)用地震多屬性定性預(yù)測(cè)和波阻抗反演定量預(yù)測(cè)方法開(kāi)展了16、17小層有利儲(chǔ)層分布研究，為后期油藏進(jìn)一步的開(kāi)發(fā)提供地質(zhì)依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

圖1 H油田E31油藏16層頂面構(gòu)造Fig.1 The 16-layer top structure map in the E31 reservoir of H oilfield

H油田位于青海省柴達(dá)木盆地西部南區(qū)，距花土溝石油基地10 km，行政隸屬青海省海西州茫崖鎮(zhèn)。構(gòu)造位置上位于柴達(dá)木盆地西部坳陷尕斯斷陷七個(gè)泉—紅柳泉斷鼻帶上的一個(gè)三級(jí)構(gòu)造，北抵獅子溝油田，東接砂西油田，南到尕斯湖岸，西與七個(gè)泉油田相連，是一個(gè)西北向東南傾沒(méi)，東厚西薄的繼承性鼻狀構(gòu)造；構(gòu)造軸向133°，構(gòu)造面積125 km2，幅度1700 m，構(gòu)造兩翼不對(duì)稱(chēng)，南緩北陡，西高東低，南北分別被紅柳泉斷裂和七個(gè)泉斷裂所夾持[5](圖1)。該油田E31儲(chǔ)層為較典型的巖性油藏，E31地層從下向上沉積相依次為辮狀河三角洲平原相、辮狀河三角洲前緣相、湖泊相，屬典型的退積型正旋[6]，造成了目的層內(nèi)砂層較薄(厚度一般1～9 m，砂層厚度1～3 m)，致使利用地震資料識(shí)別薄層砂體難度較大。

2 地震多屬性定性預(yù)測(cè)

地震屬性種類(lèi)較多，其地質(zhì)含義需結(jié)合具體資料分析確認(rèn)。作為儲(chǔ)層反演預(yù)測(cè)的補(bǔ)充，利用常規(guī)地震資料進(jìn)行地震屬性分析，可定性分析巖性、巖相及儲(chǔ)層的分布[7]。本文通過(guò)利用屬性平面圖同砂巖厚度的相關(guān)關(guān)系作為準(zhǔn)則，選取了4種地震屬性進(jìn)行分析，分別是瞬時(shí)頻率、弧長(zhǎng)、均方根振幅和薄層指示的相對(duì)波阻抗。以上4種屬性分析表明，該區(qū)16-17小層儲(chǔ)層的總體分布呈北西—南東方向的條帶狀展布，同沉積規(guī)律研究相吻合。

瞬時(shí)頻率是與各時(shí)間點(diǎn)有關(guān)的頻率值，能表明合成反射波特征，可為儲(chǔ)層預(yù)測(cè)提供對(duì)比。瞬時(shí)頻率向低頻移動(dòng)的現(xiàn)象往往發(fā)生在含油氣巖性中，橫向上的變化能反映出巖層厚度或巖性、巖相和含油氣性的變化。它的突變則可能反映出氣—水、油—水界面的邊緣(圖2a)。該區(qū)16+17層瞬時(shí)頻率平均分布相對(duì)雜亂，整體呈條帶狀分布，在北西部分布相對(duì)集中，西部瞬時(shí)頻率值較低。

弧長(zhǎng)區(qū)別強(qiáng)振幅/高頻率與強(qiáng)振幅/低頻率之間、弱振幅/高頻率與弱振幅/低頻率之間的差別。因?yàn)橐粋€(gè)砂泥巖界面通常具有較多的突變和高阻抗，弧長(zhǎng)可用于區(qū)別泥巖層序和高砂含量層序，所以帶寬越小、弧長(zhǎng)越大，越接近于總絕對(duì)振幅(圖2b)。該區(qū)16+17層弧長(zhǎng)平均高值分布在北西、北東邊緣，其余區(qū)域值相對(duì)較低。

均方根振幅用以識(shí)別振幅異?；蚩坍?huà)層序特征，追蹤地層地震異常，因而很適合于識(shí)別特定的振幅異常(圖2c)。該區(qū)16+17層均方根振幅高值集中分布在北東方向大部分區(qū)域，此外，在H110-H20-H9-10井、H15-H17井等區(qū)域均方根振幅值也相對(duì)較高。

薄層指示屬性可指示沉積環(huán)境和巖層，其是利用主頻和瞬時(shí)頻率參數(shù)的差異計(jì)算獲得的，能反映薄層、地層尖滅等信息(圖2d)。該區(qū)16+17層薄層指示平均分布與瞬時(shí)頻率平均分布比較一致，主要呈北西—南東向的條帶狀分布。

以上幾種三維地震屬性均反映了本區(qū)儲(chǔ)層平面展布的趨勢(shì)，但是在局部地區(qū)存在較大差異，各種屬性與巖性信息的相關(guān)系數(shù)較低。研究表明，測(cè)井曲線反映的是高頻信息，尤其是本區(qū)的薄層砂體，而地震屬性反映的是低頻信息，這兩類(lèi)數(shù)據(jù)在分辨率上相差較大。利用測(cè)井約束波阻抗反演技術(shù)可以針對(duì)這一問(wèn)題做進(jìn)一步的分析和處理，使得測(cè)井信息更好地和地震信息匹配，以滿足地質(zhì)研究需要。

圖2 16+17層地震多屬性定性預(yù)測(cè)成果Fig.2 Seismic multiattribute qualitative prediction results of the 16-layer and 17-layer

3 測(cè)井約束波阻抗反演

根據(jù)H地區(qū)地質(zhì)情況、軟件方便性、質(zhì)量控制等多方面因素，本次選用Strata軟件的基于模型波阻抗反演方法開(kāi)展儲(chǔ)層預(yù)測(cè)。該模型是在地質(zhì)解釋的基礎(chǔ)上，結(jié)合測(cè)井資料建立反演初始模型，然后將初始反演結(jié)果與實(shí)際地震資料比較，不斷更新、改進(jìn)模型參數(shù)，反復(fù)迭代直到與地震資料吻合的反演方法[8]。

3.1 測(cè)井資料處理

由于測(cè)井資料存在不同程度的誤差，開(kāi)展測(cè)井資料預(yù)處理并實(shí)現(xiàn)測(cè)井資料的重構(gòu)非常必要[9]。區(qū)內(nèi)共有57口井的測(cè)井曲線，由于原聲波時(shí)差曲線砂泥巖速度差別較小或者存在重疊區(qū)，因此必須對(duì)原始聲波時(shí)差曲線進(jìn)行特征重構(gòu)，拉大砂泥巖的速度差，以便能較好地區(qū)分砂泥巖。區(qū)分巖性通常采用自然伽馬曲線，自然伽馬曲線同巖性的交匯圖表明自然伽馬曲線同巖性有一定的相關(guān)性，但不足以單獨(dú)利用來(lái)區(qū)分巖性，尤其在自然伽馬曲線有異常時(shí)，更不能作為唯一依據(jù)來(lái)進(jìn)行曲線重構(gòu)，因此有必要加入更多其他曲線特征來(lái)反映巖性。通過(guò)測(cè)井評(píng)價(jià)認(rèn)為，全區(qū)能較好突出有利儲(chǔ)層尤其是生產(chǎn)層的測(cè)井系列就是深電阻率曲線。

本次研究利用深感應(yīng)電阻率曲線為主、泥質(zhì)含量曲線(由自然伽馬曲線計(jì)算得到)為輔，對(duì)趨勢(shì)面校正后的聲波時(shí)差曲線進(jìn)行重構(gòu)：在砂巖段增大速度，在泥巖段減小速度，以突出砂泥巖的速度差異，在此基礎(chǔ)上進(jìn)行波阻抗反演，預(yù)測(cè)儲(chǔ)層分布(圖3)。

圖3 聲波時(shí)差曲線重構(gòu)方法示意Fig.3 Diagram of the reconstruction method of acoustic time difference curve

結(jié)合各井測(cè)井曲線情況和實(shí)際生產(chǎn)情況，經(jīng)反復(fù)試驗(yàn)，確定了重構(gòu)方法和參數(shù)。具體重構(gòu)方法是：①利用泥質(zhì)含量曲線調(diào)整砂泥巖速度。如果泥質(zhì)含量曲線值小于0.4，聲波時(shí)差曲線值減??；如果泥質(zhì)含量曲線值大于0.6，聲波時(shí)差曲線值增大，減小和增大的幅度取決于泥質(zhì)含量曲線值(放大20倍)。②利用深感應(yīng)電阻率曲線調(diào)整經(jīng)上步處理過(guò)的聲波時(shí)差曲線。如果深感應(yīng)電阻率曲線值大于6、小于10(差油層)，則聲波時(shí)差曲線值減小30；如果深感應(yīng)電阻率曲線值大于10(油層)，則聲波時(shí)差曲線值減小80。重構(gòu)后砂泥巖速度差異拉大，重疊區(qū)減小，可分辨出砂泥巖速度分布區(qū)域，提供了利用波阻抗進(jìn)行反演分辨砂泥巖的基礎(chǔ)。

3.2 波阻抗反演初始模型

為了更好地提高波阻抗反演的分辨率，本次將地震數(shù)據(jù)重新采樣到0.5 ms，然后根據(jù)地震道的自相關(guān)性對(duì)地震子波的振幅譜進(jìn)行計(jì)算，確定出本次地震統(tǒng)計(jì)子波長(zhǎng)度150 ms。

更進(jìn)一步，對(duì)所有井利用同井合成地震記錄相關(guān)分析提取井旁道多井子波。用多井子波進(jìn)行反演，可以更好地同井相關(guān)。計(jì)算時(shí)窗在T4上100 ms～T5下100 ms地震反射層之間，子波長(zhǎng)度150 ms。由多井子波波形和頻譜圖(圖4)可見(jiàn)子波波形能量集中，旁瓣合理，相移角度不大，可以作為反演子波。經(jīng)以上步驟得到每一道子波，將該道計(jì)算所得到的子波與其他道計(jì)算所得子波求和。再通過(guò)濾去高頻成分使計(jì)算所得的子波穩(wěn)定，即得最終多井子波。

建立初始波阻抗模型的過(guò)程實(shí)際上就是把橫向上連續(xù)變化的地震界面信息與高分辨的測(cè)井波阻抗信息相結(jié)合的過(guò)程，它是反演過(guò)程中相當(dāng)重要的一步。建立盡可能接近實(shí)際地層情況的波阻抗模型，是減少其最終結(jié)果多解性的根本途徑[10]。測(cè)井資料在縱向上詳細(xì)揭示了巖層的波阻抗變化細(xì)節(jié)，地震資料則連續(xù)記錄了波阻抗界面的深度變化，二者的結(jié)合為我們精確地建立空間波阻抗模型提供了必要的條件。

圖4 波阻抗反演初始模型Fig.4 Initial model of wave impedance inversion

初始模型的橫向分辨率取決于地震層位解釋的粗細(xì)程度，縱向分辨率受地震采樣率的限制，為了能較多地保留測(cè)井的高頻信息，反映薄層的變化細(xì)節(jié)，通常要對(duì)地震數(shù)據(jù)進(jìn)行加密采樣，本次已加密到0.5 ms采樣。

在確定了井上的速度后，以T4、T5為時(shí)間窗口，利用T4、T4’、T5層位作為內(nèi)插層位，對(duì)模型進(jìn)行縱向約束并控制插值方向，井間內(nèi)插用反距離加權(quán)法，加權(quán)系數(shù)為距離平方的倒數(shù)，建立反演初始模型。初始模型反映波阻抗沿層內(nèi)插趨勢(shì)，是利用子波及反射系數(shù)生成合成地震記錄并逐次迭代逼近地震數(shù)據(jù)的基礎(chǔ)。

全區(qū)有52口井參與建立初始模型。建立初始模型后，通過(guò)聯(lián)井任意線反演及過(guò)井主測(cè)線反演確定地震關(guān)鍵參數(shù)數(shù)據(jù)。主要為迭代次數(shù)20次，最大波阻抗變化范圍15%，平均塊體大小參數(shù)定為0.5 ms。

3.3 波阻抗反演效果分析

3.3.1 單井分析

利用以上關(guān)鍵參數(shù)控制進(jìn)行全區(qū)波阻抗反演，得到了波阻抗數(shù)據(jù)體。本次反演研究目標(biāo)為各油組的砂層。反演結(jié)果證實(shí)，目標(biāo)層段鉆遇的小層在反演剖面上均有反映，特別是本區(qū)的主力油層在反演剖面上具有明顯特征[11]。反演結(jié)果經(jīng)驗(yàn)證較為可靠，同地質(zhì)情況較符合，證明采用的反演方法和參數(shù)是合理、可信的。如H28-24井波阻抗剖面及生產(chǎn)情況(圖5)，該井23小層日產(chǎn)油8.16 t，在波阻抗反演剖面上該層段表現(xiàn)為明顯的高波阻抗值(高波阻抗用暖色調(diào)表示，代表砂巖；低波阻抗用冷色調(diào)表示，代表泥巖)。

圖5 H28-24井波阻抗剖面及生產(chǎn)情況Fig.5 Wave impedance profile and production situation of well H28-24

3.3.2 平面分布

結(jié)合H地區(qū)井間砂體不連通，砂體面積不大的實(shí)際地質(zhì)情況，本次反演為了更好地反映井點(diǎn)處地質(zhì)情況，對(duì)井約束較緊，但是井間波阻抗趨勢(shì)較連續(xù)，沒(méi)有嚴(yán)重的繞井畫(huà)圈現(xiàn)象，說(shuō)明反演參數(shù)選擇合理、可靠。通過(guò)提取16+17層波阻抗平面圖可知，該層砂體發(fā)育相對(duì)較差，展布范圍小，總體分布趨勢(shì)為北西—南東方向的沉積(圖6)。

圖6 均方根平均波阻抗分布(16+17層)Fig.6 Distribution map of mean square root wave impedance (16-layer and 17-layer)

為避免波阻抗反演造成邊界效應(yīng)，使得時(shí)窗邊界附近誤差極大，反演時(shí)考慮了這個(gè)因素，給定邊界為目標(biāo)層段T4、T5層位適當(dāng)向上向下擴(kuò)大了50 ms范圍，以避開(kāi)邊界效應(yīng)。不考慮邊界效應(yīng)的影響，在目標(biāo)區(qū)絕對(duì)誤差不超過(guò)±2 200，相對(duì)誤差為±10%。

3.4 砂巖厚度分布

為了更準(zhǔn)確地反映砂巖平面分布，有必要利用波阻抗反演數(shù)據(jù)體提取砂巖厚度，制作砂巖厚度圖。通過(guò)追蹤單砂體，確定單砂體邊界和分布[12]。

本區(qū)地層傾斜、構(gòu)造幅度較大，波阻抗值隨深度的增加而增大，所以對(duì)不同深度儲(chǔ)層，確定砂泥巖分界的波阻抗臨界值必須不同。利用雙程反射時(shí)間同波阻抗擬合公式，確定波阻抗隨雙程反射時(shí)間的變化規(guī)律，以幫助確定各層位砂巖波阻抗的臨界值(圖7)。

圖7 16層頂面層位時(shí)間與16+17層波阻抗均方根平均值的關(guān)系Fig.7 The relationship between the topographic time of 16-layer and the average mean square root of 16-layer and 17-layer of wave impedance

本次利用波阻抗臨界值在反演數(shù)據(jù)體上相應(yīng)層段內(nèi)提取時(shí)間厚度，然后將時(shí)間厚度乘以對(duì)應(yīng)速度得到砂巖厚度，并用井上砂巖厚度進(jìn)行比對(duì)，得出誤差統(tǒng)計(jì)。

16+17層砂體厚度使用波阻抗臨界值為8800+1.1142*T16層頂面，砂體分布以北部相對(duì)發(fā)育，南部不發(fā)育。H107井區(qū)、H30井區(qū)北，研究區(qū)西部和南部局部為發(fā)育，砂體厚度在6～10 m之間；研究區(qū)中部、H114井區(qū)砂體不發(fā)育，砂體厚度小于6 m。該層組在H地區(qū)中，總體上中部呈北西—南東走向的窄帶狀分布，北部呈東西向分布(圖8)。

圖8 砂體厚度與構(gòu)造疊合圖(16+17層)Fig.8 Superposition diagram of sandstone thickness and structure (16-layer and 17-layer)

參與統(tǒng)計(jì)的HC2、H18、H36等52口井中，與測(cè)井預(yù)測(cè)砂巖厚度差絕對(duì)值小于1 m的有38口井，符合率72%；小于2 m的有47口井，符合率89%。

4 結(jié)論

(1)優(yōu)選出4種地震屬性(瞬時(shí)頻率、弧長(zhǎng)、均方根振幅和薄層指示)對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行定性分析，證實(shí)研究區(qū)16-17小層儲(chǔ)層的總體分布呈北西—南東方向的條帶狀展布，同沉積規(guī)律研究相吻合，但不同屬性在局部存在較大差異。

(2)利用測(cè)井約束波阻抗反演開(kāi)展儲(chǔ)層定量預(yù)測(cè)效果顯著。16+17層砂體分布以北相對(duì)發(fā)育，南部不發(fā)育，總體上中部呈北西—南東走向的窄帶狀分布，北部呈東西向分布。波阻抗反演成果與測(cè)井預(yù)測(cè)砂巖厚度具有較好的一致性。該技術(shù)在類(lèi)似地區(qū)值得進(jìn)一步推廣。