王朋，徐立恒，楊會東，黃勇，周鐵軍

（中國石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江大慶 163712）

0 引言

中國陸上油田大多處于開發(fā)中后期，儲層非均質(zhì)性較強，剩余油呈整體離散、局部富集分布特征，尚有大量剩余油滯留地下。精準描述剩余油分布位置對于提高油田采收率、實現(xiàn)老油田穩(wěn)產(chǎn)具有重要意義。目前，一種方法是通過描述影響剩余油分布的主控因素，包括地質(zhì)因素（如儲層展布、存儲空間、斷層發(fā)育等）和開發(fā)因素（水驅(qū)波及范圍、注采關(guān)系等）間接預(yù)測。由于影響剩余油分布的因素眾多、各種因素組合關(guān)系復(fù)雜，導(dǎo)致剩余油描述結(jié)果與實際情況常常不一致。另一種方法是基于開發(fā)井?dāng)?shù)據(jù)的油藏數(shù)值模擬方法，在三維模型基礎(chǔ)上，通過計算機模擬開發(fā)井不同時期的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，實現(xiàn)剩余油分布預(yù)測。油藏數(shù)值模擬方法的不足之處在于結(jié)果受參數(shù)影響大、混層開采產(chǎn)量劈分難、井間多解性強，因此剩余油分布預(yù)測結(jié)果穩(wěn)定性差［1-3］。

疊前地震反演方法融合了不同入射角的道集信息，通過分析振幅隨入射角的變化特征，基于Zeoppritz 公式可得到與儲層巖性和流體緊密聯(lián)系的彈性參數(shù)［4］而用于預(yù)測剩余油分布特征。疊前反演方法在海相碳酸鹽巖、火山巖及致密砂巖天然氣預(yù)測及高效勘探與開發(fā)中發(fā)揮了較大的作用［5-7］。近年來，理論研究和方法試驗均證實了疊前地震反演方法預(yù)測剩余油分布范圍的可行性［8-9］。

本文以大慶長垣高含水油田為例，在含流體巖石物理特征分析基礎(chǔ)上，結(jié)合井、震資料，應(yīng)用相控疊前地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)反演方法預(yù)測剩余油分布范圍，以尋找潛力目標，實施挖潛。

1 研究區(qū)概況

長垣油田北部 BSX 區(qū)塊面積約為16 km2，發(fā)育大型河流—三角洲相（可進一步細分為三角洲平原、內(nèi)前緣和外前緣亞相）沉積。砂體窄、薄，平面上呈分叉狀、枝狀分布，垂向上表現(xiàn)為砂、泥巖薄互層，橫向連續(xù)性差。其中，三角洲分流平原多期河道疊加，砂巖相對較厚，單層厚度為2～7 m；內(nèi)前緣相發(fā)育眾多窄小的枝狀河道，砂巖單層厚度為2～4 m；三角洲前緣相河道不太發(fā)育，以席狀砂為主，砂巖單層厚度一般小于2 m［10-11］。

BSX 區(qū)塊構(gòu)造平緩，發(fā)育NE 向斷層。區(qū)內(nèi)主要發(fā)育薩爾圖、葡萄花、高臺子油層，深度為700～1100 m，厚度約為380 m。進一步可劃分為8 個油層組、35 個砂巖組、114個沉積單元。在縱向上呈砂、泥巖薄互層沉積，在平面上儲層非均質(zhì)性嚴重。

自1964 年以來，BSX 區(qū)塊經(jīng)歷了基礎(chǔ)井、一次加密井、二次加密井、一類油層聚驅(qū)井、三次加密井、二類油層聚驅(qū)井六套井網(wǎng)開發(fā)，目前剩余油整體分布零散、局部富集，綜合含水率達到96%以上，平均采收率為50%～54%。

2 含流體巖石物理特征分析

隨著注水開發(fā)的推進，儲層含水飽和度（Sw）逐漸增大。明確因Sw變化而引起的聲波響應(yīng)規(guī)律是相控疊前地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)反演預(yù)測剩余油分布范圍的基礎(chǔ)。因此，通過聲波實驗、密閉取心井聲波測井、巖石物理模擬及地震正演等技術(shù)，描述含水變化對地震波的影響，并建立含流體巖石物理定量解釋圖板。

2.1 聲波實驗分析

根據(jù)施行覺等［12］對大慶砂巖樣品的實驗結(jié)果（表1、圖1）可知：縱波速度（VP）與Sw曲線關(guān)系分為兩段，當(dāng)Sw由0 增至55%時，VP基本不變；當(dāng)Sw從55%增加至100%時，VP由3300 m/s 增加至4000 m/s，變化幅度約為20%。分析認為，縱波在介質(zhì)中傳播時，當(dāng)Sw很小時，無法對原有的儲層狀態(tài)形成足夠“擾動”，其體積模量和速度主要為巖心樣品原有狀態(tài)的反映；當(dāng)Sw足夠大時，此時的體積模量和速度受Sw的變化影響較大。

圖1 VP、VS與SW的關(guān)系

橫波速度（VS）隨著Sw的增大沒有明顯變化，這與橫波不能在流體中傳播的認識一致。長垣油田儲層Sw為20%～80%，這就為聯(lián)合縱、橫波進行含水（油）飽和度的預(yù)測提供了實驗依據(jù)。同時，由于實驗室聲波是由超聲換能器激發(fā)得到的，其頻率為500 Hz，而地震波的頻率在100 Hz 以下，存在頻散現(xiàn)象，故其波速值不能直接用于低頻，但其變化規(guī)律可作為參考。

2.2 密閉取心井聲波測井曲線分析

利用密閉取心井的巖心Sw分析數(shù)據(jù)，結(jié)合縱、橫波測井曲線，可進一步明確Sw的變化所引起的聲波響應(yīng)特征。實際上VP、VS曲線與孔隙度的關(guān)系較密切，隨著孔隙度增大，VP、VS均減小，且減小幅度基本一致，因此可以利用VP/VS分析SW的變化，排除因孔隙度變化而產(chǎn)生的干擾。

圖2 為Q731 密閉取心井的巖性解釋、深側(cè)向電阻率測井（RLLD）曲線、SW（巖心分析）、VP/VS的縱向分布圖。由圖可見，鈣質(zhì)層電阻率值最大，呈尖峰狀，泥巖最小，砂巖介于二者之間。在砂巖段中，整體上SW較高處，電阻率較低、VP/VS較大，局部受采樣間隔和測量誤差的影響會有波動。

圖2 Q731 井測井曲線

圖3 為Q731 密閉取心井的Sw與VP/VS相關(guān)分析。由圖可見，隨著Sw的增大，VP/VS也變大，二者呈正相關(guān)，這為聯(lián)合縱、橫波進行含水（油）飽和度的預(yù)測提供了支撐。

圖3 Q731 井SW與VP / VS交會圖

2.3 巖石物理模擬及正演分析

本文應(yīng)用PRD 典型混合模型 （基于XU-White的改進型模型，適用于膠結(jié)程度不高或注水開發(fā)改造程度較大的砂、泥巖地層）進行模擬分析。首先，輸入油藏實際壓力、溫度、流體性質(zhì)等參數(shù)；其次，以Wyllie時間平均方程［13］建立等效礦物的彈性模型，假設(shè)巖石骨架的泊松比近似常量，以基于DEM 理論的Kuster-Toksoz方程［14］求取巖石骨架體積模量和剪切模量；然后，基于Gassmann 方程［15］計算飽含孔隙流體巖石的等效體積模量和剪切模量；最后，通過體積模量、剪切模量與VP、VS的關(guān)系計算得到VP和VS曲線。

據(jù)此模擬了Sw分別為0、25%、50%、75%、100%時的縱波速度、密度及縱波阻抗曲線（圖4）。由圖可見，隨著Sw的增大，縱波速度、密度和縱波阻抗值均增大。其中，密度均勻增大，Sw每增加25%，密度增加0.5%。而VP變化幅度有差異，Sw為0～50%時，VP變化?。籗w為50%～100%時，VP變化相對較大。巖石物理模擬結(jié)果與聲波實驗結(jié)果整體趨勢一致，但巖石物理模擬的VP變化幅度沒有實驗室條件下大，這是由于在實驗室條件下采用對干燥巖心注水，而在巖石物理模擬條件下采用模擬水驅(qū)油以增大Sw。

圖4 不同SW時砂巖的縱波速度、密度、縱波阻抗曲線及合成地震記錄

同時，根據(jù)不同SW的縱波阻抗求取反射系數(shù)，再分別與地震子波褶積得到合成地震記錄（圖4）。采用零相位子波，主頻為45 Hz（與研究區(qū)實際地震資料主頻一致），長度為100 ms。由圖4 可見，隨著SW的增大，合成地震反射振幅（紅色虛線框處）逐漸減弱，SW每增加25%，減弱幅度為5%～10%。SW在50%～100%時地震反射振幅變化較大，證實了高含水期利用高密度地震資料預(yù)測剩余油具有可行性［16］。

通過上述模型，可模擬得到VP、VS曲線。結(jié)合巖心實測分析數(shù)據(jù)，可建立VP/VS與縱波阻抗關(guān)系圖板（圖5）。通過圖板可以定量表征不同SW砂體的彈性參數(shù)響應(yīng)特征，這為相控疊前地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)反演預(yù)測剩余油分布提供了基礎(chǔ)。

圖5 含流體巖石物理圖板

3 相控疊前地震反演

3.1 技術(shù)流程

根據(jù)含流體巖石物理圖板，應(yīng)用相控疊前地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)反演方法，利用縱、橫波速度測井曲線與不同入射角度疊加地震數(shù)據(jù)相結(jié)合，以Zeoppritz 公式為核心，采用相控蒙特卡洛算法模擬SW的空間分布［17-18］。具體實現(xiàn)過程（圖6）為：①通過保真去噪處理，得到不同入射角部分疊加地震資料；②基于鉆井巖相解釋數(shù)據(jù)，利用序貫指示模擬方法建立巖相模型；③在巖相控制下，采用蒙特卡洛算法建立縱、橫波彈性參數(shù)模型，并以縱、橫波彈性參數(shù)與含水（油）飽和度關(guān)系為紐帶，建立含水（油）飽和度模型；④提取不同入射角地震子波，與彈性參數(shù)模型褶積生成合成地震數(shù)據(jù)體；⑤將合成地震數(shù)據(jù)體與不同入射角疊加地震數(shù)據(jù)進行殘差運算，并以殘差為迭代終止條件，當(dāng)殘差較大時，重新計算巖性模型、彈性參數(shù)模型和SW模型，直至殘差降到符合預(yù)設(shè)條件，從而控制彈性參數(shù)、SW模型精度，實現(xiàn)含水（油）飽和度分布范圍預(yù)測。

圖6 相控疊前地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)反演方法流程

3.2 部分角道集疊加及子波提取

BSX 區(qū)塊地震資料頻寬為6～80 Hz，主頻為45 Hz，網(wǎng)格大小為10 m×10 m，最大入射角為45o。疊前地震道集資料的質(zhì)量直接影響反演效果，進而影響剩余油預(yù)測精度。采用疊前去噪保幅處理，包括疊前噪聲壓制、動校正時差校正及一致性振幅補償?shù)?，可使振幅相對平衡、保真?9-20］。

將地震道集按照近、中、遠角度進行部分疊加，即0o～15o、15o～30o、30o～45o的入射角疊加（圖7）。由圖可見，地震信噪比均較高，趨勢基本一致，局部存在規(guī)律性變化。圖8為根據(jù)不同入射角疊加地震資料提取的井旁地震子波，可見隨著地震道集入射角度的增大，子波振幅強度相應(yīng)減弱，間接反映出地震資料具有穩(wěn)定的AVO 效應(yīng)，為相控疊前地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)反演提供了可靠的數(shù)據(jù)基礎(chǔ)。

圖7 不同角度疊加地震剖面

圖8 不同入射角疊加地震子波

3.3 相控疊前地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)反演

將部分角度疊加地震數(shù)據(jù)和巖相、測井曲線、概率分布函數(shù)、變差函數(shù)等信息相結(jié)合，采用馬爾科夫鏈—蒙特卡洛算法可獲得可靠的儲層空間分布特征。通過分析井資料和地質(zhì)信息可獲得概率分布函數(shù)和變差函數(shù)，其中概率分布函數(shù)描述特定巖性對應(yīng)的巖石物理參數(shù)分布的可能性，而變差函數(shù)描述在橫向和縱向上地質(zhì)特征的結(jié)構(gòu)和特征尺度［21］。

在進行高分辨率的巖性指示模擬時，應(yīng)用馬爾科夫鏈—蒙特卡洛算法模擬生成高分辨率的VP/VS、縱波阻抗彈性參數(shù)體，并以VP/VS、縱波阻抗與含水（油）飽和度關(guān)系圖板為紐帶，可生成含油飽和度體。

在運算過程中，通過彈性參數(shù)與不同角度子波褶積正演，并利用與不同角度疊加地震體的殘差進行控制，在巖相約束下實現(xiàn)彈性參數(shù)和含油飽和度空間模擬。其中，“相控”的作用主要體現(xiàn)在對含油飽和度模擬時采用巖相約束。研究區(qū)油氣存在于砂巖中，泥巖中沒有油氣充注，在相控作用下保證了含油飽和度只在砂巖中才有值；同時，在砂巖內(nèi)部，基于彈性參數(shù)與含油飽和度的關(guān)系，可實現(xiàn)砂巖內(nèi)部的含油飽和度賦值。

由圖9可見，巖相、彈性參數(shù)及含油飽和度預(yù)測結(jié)果整體趨勢一致，泥巖區(qū)域含油飽和度接近0；在砂巖內(nèi)部，低縱波阻抗、低VP/VS區(qū)域含油飽和度較高，這保證了含油飽和度預(yù)測結(jié)果的合理性。

圖9 巖相、彈性參數(shù)及含油飽和度剖面

3.4 預(yù)測結(jié)果分析

利用取心井的含油飽和度實測分析數(shù)據(jù)，對相控疊前反演含油飽和度預(yù)測結(jié)果進行分析、評價。由圖10可見，厚砂體頂部含油飽和度高、底部含油飽和度低，這與油田注水開發(fā)實際情況相吻合。厚砂體的底部一般物性較好，屬于優(yōu)勢水進通道，在長期注水沖刷下容易形成水淹層，導(dǎo)致厚砂體上部的油氣無法得到有效驅(qū)動而形成剩余油富集。

圖10 含油飽和度預(yù)測剖面

剩余油預(yù)測結(jié)果與同時期的取心井實測數(shù)據(jù)一致。研究區(qū)6口井作為后驗井用于檢驗剩余油預(yù)測精度，按相對誤差<20%進行定量統(tǒng)計，含油飽和度預(yù)測符合率預(yù)（測樣點數(shù)（符合）/實測樣點數(shù)）平均達76.5%（表2）。

表2 含油飽和度實測結(jié)果與預(yù)測結(jié)果分析

圖11 為基于相控疊前地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)反演得到的單層砂體厚度及含油飽和度，可見含油飽和度分布趨勢與南北走向的砂體展布特征一致，整體剩余油分布零散、局部富集，表明了預(yù)測結(jié)果對于精準尋找剩余油潛力區(qū)具有實際價值。

圖11 砂體（上）及含油飽和度（下）平面展布

4 指導(dǎo)剩余油開發(fā)

針對BSX 區(qū)塊剩余油整體分布零散、局部富集的特征，基于相控疊前地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)反演剩余油預(yù)測結(jié)果，明確了5種剩余油分布類型及挖潛對策，為指導(dǎo)剩余油的高效挖潛提供了依據(jù)。

井網(wǎng)控制精度不夠、注采不完善等導(dǎo)致局部區(qū)域剩余油相對富集，具體包括河道與斷層邊界封閉區(qū)域、井間窄河道、厚砂體頂部、河道邊部遮擋及河道間薄層砂等5種類型（圖12），相應(yīng)地可采用補充直井、水平井、分支井及壓裂補孔調(diào)整等措施實施剩余油開發(fā)。

圖12 BSX 區(qū)塊5 種剩余油分布類型及挖潛對策

根據(jù)含油飽和度預(yù)測結(jié)果指導(dǎo)剩余油挖潛措施方案編制實例如圖13 所示。圖13a 為僅根據(jù)井資料而制作的沉積相圖，其中2 口油井（Y-1、Y-2）位于河道砂體，1 口水井（S-1）位于河間砂體，據(jù)此認為油井與水井之間砂體薄、連通關(guān)系差，剩余潛力較小。但根據(jù)砂巖反演結(jié)果連井剖面（圖13b），油井與水井之間砂體連續(xù)性較好，厚度相對較大，屬于河道沉積。據(jù)此對沉積相圖進行了修改、完善（圖13c），并根據(jù)含油飽和度平面預(yù)測結(jié)果（圖13d），認為該處含油飽和度較高，存在剩余油潛力。結(jié)合注采關(guān)系，對3口井進行補孔，利用水井驅(qū)動2口油井挖潛河道邊部剩余油，2口油井日產(chǎn)油分別為5.3 t和4.2 t。按照此方法，目前已在 BSX 區(qū)塊發(fā)現(xiàn) 128 個潛力部位，指導(dǎo)了 17 口井措施方案的編制，取得了較好的挖潛效果。

圖13 巖性及含油飽和度預(yù)測結(jié)果

5 結(jié)論

針對大慶長垣河流—三角洲相砂體油藏，明確了含流體巖石物理特征，形成了相控疊前地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)反演預(yù)測剩余油的方法，建立了5 種剩余油分布類型及挖潛對策，在指導(dǎo)挖潛措施中效果顯著。

（1）明確了隨Sw逐漸增大引起的VP、VS響應(yīng)特征，即隨著SW的增大，VP整體逐漸變大，當(dāng)Sw由0 增至50%時，VP變化?。欢鳶w在50%～100%時，VP變化大。建立了VP/VS、縱波阻抗與SW的巖石物理關(guān)系圖板，可以定量描述不同SW的砂體的彈性參數(shù)響應(yīng)特征。

（2）相控疊前地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)反演方法可以充分利用縱、橫波速度測井曲線與不同入射角部分疊加地震數(shù)據(jù)，以VP/VS、縱波阻抗與Sw關(guān)系圖板為紐帶，生成高分辨率的巖相體及相控下的含油飽和度體，保證了含油飽和度預(yù)測結(jié)果與巖相趨勢一致。通過后驗井檢驗，本文含油飽和度預(yù)測結(jié)果平均符合率達76.5%。

（3）基于相控疊前地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)反演預(yù)測剩余油分布范圍，明確了長垣5種剩余油分布類型及挖潛對策，取得了較好的效果。同樣，本文方法適用于其他陸相油藏剩余油分布范圍預(yù)測及挖潛。