張德明,劉志剛,臧殿光,廖顯鋒,劉志毅,劉國(guó)寶

(東方地球物理有限責(zé)任公司 西南物探研究院，四川 成都 610036)

0 引言

鄂爾多斯盆地蘇里格地區(qū)是典型的非均質(zhì)性極強(qiáng)的低滲、低透致密砂巖氣藏，該區(qū)發(fā)育緩坡型三角洲沉積體系[1]，主力儲(chǔ)層是上古生界二疊系石盒子組盒8段和山1段。2020年5月，工區(qū)北部的評(píng)價(jià)井W1井在盒8下亞段測(cè)試無阻流量242.2×104m3/d，測(cè)試穩(wěn)定井口壓力22.6 MPa，是目前蘇里格上古生界獲得的首口超過200×104m3/d無阻流量的高產(chǎn)井，創(chuàng)蘇里格氣田上古生界直斜井測(cè)試產(chǎn)量新紀(jì)錄，顯示了該區(qū)良好的勘探開發(fā)效果，打破了蘇里格地區(qū)低產(chǎn)氣普遍含水的固有看法，因此有必要對(duì)該地區(qū)儲(chǔ)層及氣水分布作進(jìn)一步研究。W1井鉆井資料揭示，盒8縱向上為80～100 m的砂、泥巖不等厚互層。儲(chǔ)層主要為淺灰色細(xì)砂和灰白色中砂巖與棕褐色；儲(chǔ)集空間以次生溶蝕孔隙為主，孔隙度8%～20%，滲透率30～210 mD，屬于中低孔、中低滲儲(chǔ)層；盒8段同時(shí)還發(fā)育了灰色泥巖、泥質(zhì)粉砂巖等細(xì)粒沉積物，屬于非儲(chǔ)層。

通過蘇里格氣田巖石物理分析可知，砂巖含氣后其縱波阻抗降低，且與泥巖疊置，使得二者無法有效區(qū)分[2]。以往研究區(qū)儲(chǔ)層預(yù)測(cè)以傳統(tǒng)地震方法和疊后縱波阻抗反演為主，導(dǎo)致砂巖優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層以及氣水分布預(yù)測(cè)的失誤，制約了該區(qū)巖性油氣藏的進(jìn)一步發(fā)現(xiàn)。而橫波阻抗主要反映巖石骨架信息[3-5]，且不隨巖石中流體變化而變化，縱橫波速度比進(jìn)一步消除了密度的影響，因此，通過縱橫波速度比和縱波阻抗等多種彈性屬性交會(huì)可以有效提高復(fù)雜巖性預(yù)測(cè)和含油氣性預(yù)測(cè)的準(zhǔn)確度。要獲取研究區(qū)橫波阻抗信息，需依賴于疊前參數(shù)反演，而疊前參數(shù)反演需要完鉆井的橫波資料作為趨勢(shì)約束以及包含了振幅隨偏移距或入射角變化信息的疊前CRP道集數(shù)據(jù)作為數(shù)據(jù)輸入。由于研究區(qū)實(shí)測(cè)橫波資料匱乏，不能為疊前反演提供精細(xì)的低頻模型約束；另外研究區(qū)道集存在近道能量弱，遠(yuǎn)道能量強(qiáng)，局部地區(qū)信噪比低，道集遠(yuǎn)端未拉平，道集AVO[6-9]特征不正確等現(xiàn)象，如不經(jīng)過針對(duì)性的優(yōu)化處理，將很難得出符合實(shí)際的地質(zhì)認(rèn)識(shí)。因此，尋找適合于研究區(qū)砂泥巖地層橫波預(yù)測(cè)模型以及合理的疊前道集優(yōu)化處理是迫切需要解決的問題。本文擬通過模型正演、道集優(yōu)化、橫波預(yù)測(cè)及巖石物理分析等關(guān)鍵技術(shù)，詳細(xì)研究疊前同時(shí)反演技術(shù)在該區(qū)儲(chǔ)層預(yù)測(cè)和含氣性檢測(cè)中的作用，期望為下一步圈定有利含氣儲(chǔ)層面積及井位部署提供有力的技術(shù)支撐。

1 模型正演

模型正演對(duì)地震資料品質(zhì)分析和地質(zhì)解釋具有指導(dǎo)作用[10]，為研究河道儲(chǔ)層地震響應(yīng)特征提供了一種有效的方法。針對(duì)研究區(qū)儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)、接觸界面反射特征不明顯及局部位置地震響應(yīng)特征多解性強(qiáng)等問題，在詳細(xì)分析三維地震資料的基礎(chǔ)上，結(jié)合該區(qū)鉆井、測(cè)井及前期地質(zhì)認(rèn)識(shí)等資料，本文建立了低阻砂的正演模型，以此識(shí)別儲(chǔ)層的地震識(shí)別模式， 降低儲(chǔ)層預(yù)測(cè)的風(fēng)險(xiǎn)。圖1為工區(qū)內(nèi)典型低阻砂儲(chǔ)層正演模型，W1井盒8下亞段發(fā)育一套累厚15 m優(yōu)質(zhì)低速儲(chǔ)層，其最大孔隙度可達(dá)20%以上；儲(chǔ)層頂界面與其頂部發(fā)育的一套相對(duì)高阻厚層砂質(zhì)泥巖形成強(qiáng)波谷地震反射響應(yīng)特征，儲(chǔ)層底界面由于受到山1段發(fā)育的一套低阻砂儲(chǔ)層的影響，綜合反射特征不明顯。

a—儲(chǔ)層正演地質(zhì)模型;b—儲(chǔ)層正演結(jié)果;c—過W1井地震剖面a—reservoir forward modeling geological model;b—reservoir forward modeling result;c—seismic profile of well W1圖1 儲(chǔ)層正演模型Fig.1 Reservoir forward modeling

2 疊前同時(shí)反演關(guān)鍵環(huán)節(jié)

疊前同時(shí)反演保持了多種彈性參數(shù)反演的一致性，增強(qiáng)了反演結(jié)果的穩(wěn)定性和可靠性，能夠?qū)崿F(xiàn)對(duì)地下地質(zhì)體的最佳預(yù)測(cè)，其基本流程見圖2。①運(yùn)用Xu-white模型對(duì)泥巖骨架和砂巖骨架混合，運(yùn)用Biot-gassmann方程對(duì)礦物及流體混合，再考慮到孔隙長(zhǎng)寬比獲得橫波預(yù)測(cè)模型，將此模型運(yùn)用到其他缺失橫波資料的井進(jìn)行橫波預(yù)測(cè)；②通過儲(chǔ)層參數(shù)及儲(chǔ)層測(cè)井響應(yīng)特征進(jìn)行巖石物理交匯建立巖石物理模板；③針對(duì)原始道集，采用濾波去噪、線性去噪、剩余振幅補(bǔ)償、奇異值去噪等手段進(jìn)行道集優(yōu)化，經(jīng)過實(shí)鉆井AVO道集正演驗(yàn)證優(yōu)化處理流程，然后將優(yōu)化后的道集通過疊加得到近、中、遠(yuǎn)炮檢距疊加數(shù)據(jù)體，利用地質(zhì)模型正演確定儲(chǔ)層地震響應(yīng)特征；④通過井震標(biāo)定，分別提取近、中、遠(yuǎn)炮檢距疊加數(shù)據(jù)體的綜合子波，利用層位約束把測(cè)井資料沿層進(jìn)行插值，建立合理的低頻模型；⑤運(yùn)用Knott-Zoeppritz方程進(jìn)行疊前同時(shí)反演，獲得縱波阻抗及縱橫波比等彈性參數(shù)，選取樣點(diǎn)統(tǒng)計(jì)法依次提取儲(chǔ)層厚度及含氣性預(yù)測(cè)圖。本文詳細(xì)描述了橫波預(yù)測(cè)、巖石物理分析、道集優(yōu)化等關(guān)鍵環(huán)節(jié)，由于篇幅有限，對(duì)子波提取、低頻模型建立及精細(xì)標(biāo)定不再贅述。

2.1 橫波預(yù)測(cè)

由于S區(qū)塊僅有W1井具有橫波測(cè)井資料，且盒8段主要是砂泥巖沉積背景，本文選取了Xu-White[11-12]模型進(jìn)行橫波預(yù)測(cè)。首先，針對(duì)已知井的泥質(zhì)含量、孔隙度及含水飽和度曲線做測(cè)井綜合分析，結(jié)合巖心實(shí)驗(yàn)資料，通過建立模型的方法求取巖石骨架的體積模量、剪切模量及密度，結(jié)果見表1；然后通過地層溫度及壓力分別計(jì)算出流體置換之后的氣和水的體積模量，運(yùn)用式(1)進(jìn)行流體混合求取孔隙混合流體的體積模量；最后將巖石骨架和孔隙流體進(jìn)行混合，輔助以砂泥巖孔隙長(zhǎng)寬比α，利用Gassmann[13-14]方程計(jì)算巖石含流體之后的彈性模量，并利用彈性模量與密度和速度的關(guān)系求得縱、橫波速度。

表1中，Kp,sand為砂巖體積模量，mμs，sand為砂巖剪切模量，ρsand為砂巖密度，αsand為砂巖孔隙的長(zhǎng)寬比；Kp,sh為泥巖體積模量，mμs，sh為泥巖剪切模量，ρsh為泥巖密度，αsh為泥巖孔隙的長(zhǎng)寬比。

圖2 疊前同時(shí)反演技術(shù)流程Fig.2 Technical process of simultaneous pre-stack inversion

(1)

表1 巖石物理建模輸入?yún)?shù)

圖3為W1井實(shí)測(cè)曲線與通過Xu-White模型預(yù)測(cè)的曲線對(duì)比。由圖可見，由通過Xu-White模型建立的縱、橫波速度曲線與實(shí)測(cè)縱、橫波曲線吻合度很高，尤其是在低伽馬砂巖段兩者近乎重合，這也為后文的疊前反演奠定了可靠的資料基礎(chǔ)，且進(jìn)一步說明了Xu-White模型在本區(qū)砂泥巖背景下的普適性。

2.2 巖石物理模板的建立

由測(cè)井資料可知，石盒子組和山西組儲(chǔ)層具有低縱橫波比、相對(duì)低阻抗、高孔隙度、低伽馬的測(cè)井響應(yīng)特征，見圖4。本文通過先劃分砂巖，再區(qū)分儲(chǔ)層，后識(shí)別含氣性的思路建立了本工區(qū)的巖石物理模板。第一步劃分巖性，由圖5a可見，縱波阻抗難以區(qū)分砂巖與泥巖，而縱橫波比小于1.68可以有效區(qū)分砂泥巖；第二步區(qū)分儲(chǔ)層，在劃分巖性的基礎(chǔ)上，由圖5b和5c可見，縱波阻抗小于12 200 g·cm-3·m·s-1可區(qū)分儲(chǔ)層(孔隙度>5%)和致密砂巖，且對(duì)于儲(chǔ)層而言，縱波阻抗與孔隙度存在良好的線性關(guān)系，相關(guān)系數(shù)達(dá)到0.94；第三步識(shí)別含氣性，剔除非儲(chǔ)層之后，由圖5d、5e和5f可見，氣層與水層、氣水同層的楊氏模量值存在嚴(yán)重的重疊區(qū)間，泊松比的區(qū)分程度遜于縱橫波比，縱橫波比小于1.57可以較好地圈定氣層。彈性參數(shù)門檻值的確定對(duì)后文的疊前同時(shí)反演至關(guān)重要。

2.3 道集優(yōu)化

疊前同時(shí)反演是基于疊前角道集及分角度疊加數(shù)據(jù)體完成的，因此疊前角道集的預(yù)處理及其質(zhì)量改善是影響反演結(jié)果的重要環(huán)節(jié)[16-17]。針對(duì)道集資料現(xiàn)狀，本次研究對(duì)于道集的優(yōu)化處理，采取了濾波去噪、線性去噪、剩余振幅補(bǔ)償、奇異值去噪等優(yōu)化處理方法，主要目的是提高廣角信息的穩(wěn)定性和保真度，同時(shí)提高資料的信噪比，為后續(xù)儲(chǔ)層預(yù)測(cè)和氣水識(shí)別提供穩(wěn)定的橫波信息。道集優(yōu)化處理的關(guān)鍵在于質(zhì)控，即保證處理結(jié)果的準(zhǔn)確性和合理性，因此以實(shí)測(cè)W1井進(jìn)行AVO道集正演作為質(zhì)量控制標(biāo)準(zhǔn)。圖6為優(yōu)化前后角道集剖面及正演道集剖面，可以看到經(jīng)過疊前預(yù)處理，近道能量弱的現(xiàn)象改善明顯，角道集的信噪比明顯提高，道集遠(yuǎn)端不平現(xiàn)象得到有效改善，道集AVO特征明顯。在盒8段 3 718～3 726 m處經(jīng)試氣，發(fā)育8 m氣層，紅線頂部代表中阻抗泥巖與8 m厚氣層的分界面， 通過提取含氣砂巖頂部提取振幅能量屬性，其界面振幅能量絕對(duì)值隨入射角增大而增大，且變化梯度較大，該巖性組合表現(xiàn)為三類AVO特征。優(yōu)化之后的道集比優(yōu)化之前更接近井旁正演道集，由此佐證了處理結(jié)果的可靠性。

圖3 W1井預(yù)測(cè)曲線與實(shí)測(cè)曲線對(duì)比Fig.3 Comparison of predicted curve and measured curve of Well W1

圖4 W2井巖石物理測(cè)井響應(yīng)特征Fig.4 Petrophysical logging response characteristics of Well W2

a—縱波阻抗與縱橫波比交匯區(qū)分巖性;b—縱波阻抗與縱橫波比交匯區(qū)分儲(chǔ)層;c—縱波阻抗與孔隙度交匯圖;d—縱橫波比分布概率直方圖;e—泊松比分布概率直方圖;f—楊氏模量分布概率直方圖a—intersection graphs of P-impedance and vp/vs to distinguish lithology;b—intersection graphs of P-impedance and vp/vs to distinguish reservoir;c—intersection graphs of P-impedance and Porosity;d—histogram of vp/vs distribution probability;e—histogram of Poisson's ratio distribution probability;f—histogram of Young's Modulus distribution probability圖5 盒8段各彈性參數(shù)交會(huì)圖及直方圖(樣本點(diǎn)來自W1、W2、W3井)Fig.5 Intersection graphs and histograms of various elastic parameters in H8 section

a—原始道集;b—優(yōu)化后道集;c—正演道集;d—含氣砂巖頂AVO特征a—original gather;b—optimized gather;c—forward gather;d—AVO characteristics of gas-bearing sandstone top圖6 道集優(yōu)化處理Fig.6 Gather optimization processing

3 預(yù)測(cè)效果

3.1 疊前同時(shí)反演效果

前文橫波預(yù)測(cè)合理，且研究區(qū)的疊前地震數(shù)據(jù)經(jīng)過優(yōu)化處理之后，信噪比提高、目的層AVO特征保持較好，測(cè)井資料和地震資料品質(zhì)均符合疊前同時(shí)反演的要求，最后便是圍繞Knott-Zoeppritz方程求解為核心的內(nèi)部流程工作，獲得縱波阻抗體及縱橫波比體等彈性參數(shù)。圖7a是過W1井疊前時(shí)間偏移地震剖面，鉆遇砂體表現(xiàn)為頂界強(qiáng)波谷，底界弱波峰的地震響應(yīng)特征；圖7b是過W1井縱橫波比剖面，鉆遇低伽馬砂體對(duì)應(yīng)低縱橫比；圖7c是過W1井縱波阻抗剖面，鉆遇高滲儲(chǔ)層對(duì)應(yīng)低縱波阻抗；圖7d是過W1井疊前含氣性剖面，鉆遇含氣儲(chǔ)層對(duì)應(yīng)更低的縱橫波比，試氣獲得無阻流量242.2×104m3/d高產(chǎn)氣流。通過剖面對(duì)比，縱橫波比剖面聯(lián)合縱波阻抗剖面準(zhǔn)確地預(yù)測(cè)了該套含氣儲(chǔ)層，表明疊前同時(shí)反演適用于蘇里格S地區(qū)的儲(chǔ)層預(yù)測(cè)及含氣性識(shí)別。

a—疊前時(shí)間偏移地震剖面；b—vp/vs剖面；c—縱波阻抗剖面；d—含氣性剖面a—PSTM seismic profile; b—vp/vs profile; c—P-impedance profile; d—gas-bearing profile 圖7 過W1井地震偏移剖面及反演剖面Fig.7 Seismic migration profile and inversion profile of Well W1

圖8 盒8下亞段儲(chǔ)層厚度(a)及含氣性預(yù)測(cè)(b)Fig.8 Reservoir thickness map(a) and gas-bearing prediction map(b) of the lower sub-segment of H8

3.2 儲(chǔ)層分布及含氣性預(yù)測(cè)

在單井優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層預(yù)測(cè)的基礎(chǔ)上，在全區(qū)開展疊前同時(shí)反演，定量預(yù)測(cè)儲(chǔ)層展布及含氣范圍。圖8a為縱橫波比聯(lián)合縱波阻抗以砂體頂?shù)诪闀r(shí)窗提取的盒8下亞段儲(chǔ)層厚度圖，儲(chǔ)層呈NE—SW向條帶狀展布，儲(chǔ)層厚度達(dá)12 m，集中分布在5～10 m之間，儲(chǔ)層展布規(guī)律與砂體走向相似，只有微小差異，分布趨勢(shì)與砂體分布規(guī)律保持一致。通過與鉆井結(jié)果對(duì)比：W1井和W3井在盒8下亞段均鉆遇了厚度大于10 m的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，然而W4井和W5井鉆遇的主要巖性為泥質(zhì)砂巖和薄砂巖夾厚泥巖，并未鉆遇優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，預(yù)測(cè)結(jié)果顯示這兩口井也位于薄層區(qū)，預(yù)測(cè)儲(chǔ)層厚度與實(shí)鉆厚度吻合程度高，說明疊前同時(shí)反演結(jié)果真實(shí)、可靠。在儲(chǔ)層預(yù)測(cè)的基礎(chǔ)上，再利用相對(duì)更低的縱橫波比預(yù)測(cè)含氣性分布范圍，結(jié)果見圖8b，與儲(chǔ)層展布相比，含氣性預(yù)測(cè)范圍與儲(chǔ)層展布特征大致相同，但在局部上與之存在差異。W3井經(jīng)測(cè)試，試氣結(jié)論為微氣，疊前含氣性預(yù)測(cè)也顯示W(wǎng)3井點(diǎn)處及附近含氣性一般，但是此處儲(chǔ)層發(fā)育較厚，由此可以看出，儲(chǔ)層發(fā)育程度與其含氣性不一定呈正相關(guān)。根據(jù)前文疊前同時(shí)反演結(jié)果部署W6井，在盒8段測(cè)井解釋儲(chǔ)層厚度為7 m,在3 686～3 690 m經(jīng)試氣，無阻流量為4.08×104m3/d，儲(chǔ)層預(yù)測(cè)厚度及疊前含氣性預(yù)測(cè)與實(shí)鉆井結(jié)果吻合，過W6井地震剖面及反演結(jié)果見圖9，不難發(fā)現(xiàn)，縱橫波比剖面聯(lián)合縱波阻抗剖面準(zhǔn)確地預(yù)測(cè)了該套含氣儲(chǔ)層。

a—疊前時(shí)間偏移地震剖面；b—vp/vs剖面；c—縱波阻抗剖面；d—含氣性剖面a—PSTM seismic profile; b—vp/vs profile; c—P-impedance profile; d—gas-bearing profile 圖9 過W6井地震偏移剖面及反演剖面Fig.9 Seismic migration profile and inversion profile of Well W6

利用文中方法預(yù)測(cè)的盒8下亞段儲(chǔ)層厚度及含氣性分布范圍與實(shí)鉆數(shù)據(jù)吻合較好，且分布規(guī)律符合地質(zhì)認(rèn)識(shí)，為有利目標(biāo)區(qū)的優(yōu)選、井位部署以及儲(chǔ)量評(píng)估提供了依據(jù)，降低了油氣勘探、開發(fā)風(fēng)險(xiǎn)。

4 結(jié)論

1)通過模型正演，表明低阻砂高滲儲(chǔ)層的地震反射特征為砂體頂部強(qiáng)反射，砂體底界面弱反射的地震綜合響應(yīng)特征。

2)本文首次對(duì)研究區(qū)利用疊前資料進(jìn)行了疊前同時(shí)反演，首先采用Xu-White模型進(jìn)行橫波預(yù)測(cè)，其次依據(jù)先劃分砂巖，再區(qū)分儲(chǔ)層，后識(shí)別含氣性的思路建立本工區(qū)的巖石物理模板，最后針對(duì)疊前CRP道集資料存在的道集不平、近道能量弱等問題進(jìn)行優(yōu)化處理，最終的預(yù)測(cè)效果優(yōu)于鄰區(qū)S59區(qū)塊，原因在于S59區(qū)塊選用多元線性回歸的方法進(jìn)行了橫波預(yù)測(cè)，且對(duì)疊前道集沒有經(jīng)過針對(duì)性的處理及道集正演質(zhì)控，雖然鄰區(qū)也取得了一些地質(zhì)認(rèn)識(shí)，但還沒有達(dá)到有效識(shí)別含氣富集區(qū)的效果。

3)依據(jù)預(yù)測(cè)結(jié)果：S地區(qū)盒8下亞段儲(chǔ)層呈NE—SW向條帶狀分布，儲(chǔ)層最厚處達(dá)12 m，集中分布在5～10 m之間，含氣性預(yù)測(cè)范圍與儲(chǔ)層展布特征相似，但在局部上存在差異，說明儲(chǔ)層發(fā)育程度與其含氣性不一定存在正相關(guān)關(guān)系。經(jīng)過與實(shí)鉆井及后驗(yàn)井?dāng)?shù)據(jù)對(duì)比，對(duì)井符合率較高，證明了疊前同時(shí)反演在本區(qū)儲(chǔ)層預(yù)測(cè)及含氣性識(shí)別中的有效性，可為下一步有利目標(biāo)區(qū)優(yōu)選及井位部署提供依據(jù)。