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叠前同时反演技术在砂砾岩体有效储层预测中的应用

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文章编号 :1000-1441(2013)02-0223  -06收稿日期 :2012-05-04;改回日期 :2012-12-30。作者简介 :高云 (1966—),男 ,高级工程师 ,目前从事地球物理勘探与储层预测等方面的研究工作 。叠前同时反演技术在砂砾岩体有效储层预测中的应用高云1,2,朱应科3,赵华3,代磊3(1.中国地质大学 (北京 )能源学院 ,北京100083;2.胜利油田东胜精攻石油开发集团股份有限公司 ,山东东营257000;3.中国石油化工集团公司胜利石油管理局物探研究院 ,山东东营257200)摘要 :东营凹陷北部陡坡带发育大量的砂砾岩体 ,地震剖面上表现为顶强内乱的地震反射特征 。由于砂砾岩扇体根部自身具有油气封堵能力 ,中深层砂砾岩体多数含油 。但从目前开发情况看 ,砂砾岩体内部物性 、含油性变化快 ,因此在该区开展储层物性预测及油气检测工作尤为重要 。叠前同时反演技术利用叠前分角度叠加数据及纵波 、横波 、密度测井资料 ,可以同时反演出与储层岩性 、物性相关的多种岩石物理参数和弹性参数 ,用于综合判别储层的物性及含油气性 。在东营北带中深层 I类 AVO响应的砂砾岩体物性及含油气性预测中 ,利用叠前同时反演较为准确地预测了砂砾岩体有效储层及其平面分布范围 ,为砂砾岩体油藏的开发提供了可靠的依据 。关键词 :砂砾岩体 ;叠前同时反演 ;分角度道集 ;弹性参数 ;储层预测 ;油气检测DOI:10.3969/j.issn.1000-1441.2013.02.017中图分类号 :P631.4 文献标识码 :A砂砾岩体油气藏大量发育于东营凹陷北部陡坡带 (简称 “东营北带 ”),目前探明石油地质储量超过2×108 t,随着勘探开发向深层复杂油气藏的转变 ,砂砾岩体物性 、含油性的横向变化制约了该区产能建设 。虽然应用了多种技术手段 ,如叠后地震属性 、叠后测井约束反演 、叠后吸收分析等技术 ,但还有很多方面需要进行更深入的研究[1]。近年来 ,叠前AVO反演技术[1-2]已被广泛应用于复杂油气藏的储层预测[3-5]和油气检测[6-11],对油气发现和增储上产起到明显的促进作用 ,但也存在反演结果的非唯一性和稳定性问题 。叠前同时反演技术利用多个不同角度叠加的地震数据体 ,将叠后波阻抗和叠前AVO属性整合到反演流程中 ,通过地震 、测井 、地质等多种信息的约束 ,同时反演出纵 、横波阻抗和密度等多种弹性参数 ,进而获得泊松比 、vP/vS、孔隙度等属性数据体 ,进行储层物性和含油气性的综合判别[12-14]。叠前同时反演保持了多种弹性参数反演的一致性 ,增强了反演结果的稳定性和可靠性 ,可望实现对地下地质体的最佳预测 。本文应用叠前同时反演技术对东营北带中深层砂砾岩体储层物性及含油气性进行横向预测 ,取得了好的效果 。1 研究思路及技术流程东营北带中深层砂砾岩体储层具有厚度大 、横向物性变化快的特点[15],储层物性好坏决定了油气的 富 集 程 度 。本次研究的思路 (技 术 流 程 见图1)是以岩石物理测试分析和AVO正演模拟为基础 ,以多角度叠加地震数据和测井 、地质等信息为约束 (背景模型 )进行叠前同时反演 ;再结合岩石弹性参数与储层岩性 、物性关系的分析及试油试采图 1砂砾岩体有效储层预测流程322第 52卷第 2期2013年 3月石油物探GEOPHYSICAL PROSPECTING FOR PETROLEUMVol.52,No.2Mar.,013等数据 ,预测砂砾岩体有效储层的空间分布 ,为下一步勘探开发提供依据 。2 储层地球物理特征分析2.1 岩石物理参数测定通过岩心样品实际采集 ,分别在4口井 (丰深1,丰深2,新利深1,盐222)中采集了46块岩心样品 ,包括 :泥岩19个 、含砾砂岩11个 、粗砂岩3个 、中砂岩4个 、细砂岩4个 、盐岩3个 、片麻岩2个 。经过实验室测定 ,得出以下几点认识 :1)在岩样纵 、横波速度交会分析结果 (图2)上可以看到 ,不同的岩性样品大致分布在不同的区域 。对于碎屑岩 ,样品颗粒越细 ,速度也越低 。2)砂砾岩 、砂岩饱和油与饱和水情况下 ,vP有明显的差异 ,随着岩石孔隙度的增大 ,这种变化趋势越明显 。3)砂砾岩 、砂岩饱和油与饱和水情况下 ,vS速度差异很小 ,随着岩石孔隙度的增大 ,vS速度差异几乎不变 。图 2岩心样品纵波与横波速度交会分析结果2.2 测井岩石物理分析为了明确研究区内不同流体储层的岩石物理特征 ,对研究区内15口关键井的测井解释岩石物理参数进行了交会分析 (图3)。交会结果表明 ,含油储层的速度 、密度明显大于泥岩 ,在纵 、横波参数交会图上 ,泥岩和含油砂砾岩体区分明显 。图 3永 920井测井纵 、横波参数交会分析结果2.3 测井AVO正演分析对东营北带中深层砂砾岩体 ,利用测井资料进行了AVO叠 前 正 演 模 拟 。永920井 目 的 层 段Es64,油层厚度28m,试产油16.7t/d,永922井目的层段Es64,油层厚度15m,试产油18.3t/d。正演模拟结果 (图4)显示永920井和永922井Es64顶地震反射波振幅都随着偏移距的增大而减小 ;在储层饱含流体时 ,砂岩储层速度仍然大于上覆泥岩速度 ,但砂泥岩波阻抗差减小 ,目的层段具有明显的I类AVO特征 。422石油物探 第 52卷图 4永 920和永 922井叠前 AVO正演模拟3 叠前同时反演关键环节3.1 测井横波速度估算横波资料在储层预测及油气藏描述中起着非常重要的作用 ,结合纵波资料和密度参数 ,可以计算出岩石的各种弹性参数 ,从而更好地反映地层岩石性质和流体特征 ,减少单纯地震纵波预测的多解性 。研究区目前只有2口井具有横波速度资料 ,如何估算好其它井的横波速度也是这次叠前同时反演的关键环节之一 。目前求取横波速度的方法大致分两类 :一是利用经验公式求取横波速度 ;二是利用岩石物理模型计算横波速度 。经验公式法求横波速度的局限在于利用某种特定的岩性及储集层的经验统计结果进行估算 ,不能揭示横波速度与其它弹性模量间的关系 ,难以评估其普遍适用性 。基于岩石物理的横波速度求取方法 ,充分考虑了影响岩石速度的不同因素 ,如岩石基质 、孔隙大小及形状和孔隙包含流体的性质等 。该方法求取的横波速度通过与已有测井曲线的对比 ,保证了横波速度估算的合理性 ,在该区主要利用岩石物理模型来估算横波 。3.2 多角度道集子波提取合成地震记录是沟通地震资料与钻 、测井信息的桥梁 ,它关系到叠前同时反演子波提取的质量 。东营北带砂砾岩体发育持续时间很长 ,从孔店组一直到东营组都有发育 。由于砂砾岩体的大量发育 ,沉积过程中的主要地质标志层 (如沙二段的生物灰岩 、沙三下的油页岩 )被砂砾岩体沉积所破坏 ,这给砂砾岩体的标定带来了困难 。在长期的研究中发现 ,砂砾岩体顶面与上覆泥岩之间速度差异大 ,地震上为一个连续的强振幅 ,我们利用这个标志层 ,完成了全区合成记录的标定工作 ,同时利用连井骨干剖面进行横向对比 ,确保标定的合理性 。利用以上合成地震记录标定方法对每个角度叠加资料进行标定 ,获得准确的时深关系 ;再利用确定性子波求取算法 ,提取出每个角度叠加数据的子波 ,作为叠前同时反演的输入子波 。3.3 背景模型建立叠前同时反演背景模型的建立是在构造格架的控制下 ,利用地质统计学的方法 ,在三维空间里对纵波速度 、横波速度和密度进行空间内插值 ,形成纵波速度体 、横波速度体和密度体 ,这些数据体的低频部分就是同时反演的背景模型信息 。由于东营北带砂砾岩体沉积属于近源快速堆积体 ,沉积物往往堆积湖岸的边缘 ,延伸距离不远 。而现有探井都是为钻探砂砾岩体而设计钻探的 ,在砂砾岩体富集区钻井的密度大 ,砂砾岩体发育少的地方则钻井稀少 。所以 ,利用常规反演背景模型的建立方法存在着缺陷 ,砂砾岩体延展范围得不到有效控制 ,与实际沉积模式相差很远 。图5是叠前同时反演各资料频谱分布图 ,绿色低频模型频谱曲线是我们期望输出的背景模型频谱 。由图5可见 ,测井资料信息最全 (频谱0~500Hz以上 ),但井的不匀分布和内插算法很难实现与地质沉积模式吻合 ;黄色叠加速度场频谱分布最窄 (0~10Hz),但它的形态与实际沉积模式吻合 。因此 ,要构建期望输出的背景模型 ,必须结合这两种资料的优势 ,实现在叠加速度控制下进行测井资料的融合 。具体做法是在叠前速度背景上进522第 2期 高云等 .叠前同时反演技术在砂砾岩体有效储层预测中的应用行协模拟 ,形成最终的背景模型数据 (低频模型 )。图 5叠前同时反演各资料频谱分布4 砂砾岩体有效储层预测有效储层是指孔隙度大于一定程度并具有油气储集能力的储层 ,受烃源排替压力的影响 ,有效储层是一个相对的概念 ,它的孔隙度限值可从测井解释为油气层 、油水同层或试油 、试采见油气显示的层段中统计获得 。根据统计 ,东营凹陷不同层段砂砾岩体有效储层的孔隙度限值不同 ,可分为沙三 、沙四上和盐下3个层段 。沙三段有效储层的孔隙度限值是8%,沙四上为5%,沙四下 (相当于盐下段 ,深度大于4 200m)以深层裂解气层为主 ,孔隙度限值是4%。以地震多角度道集资料 ,测井纵波 、密度数据和估算的横波数据 ,以及构造解释信息作为约束条件 (背景模型 ),经叠前同时反演得到了纵波阻抗 、横波阻抗和密度数据体 。根据岩石物理关系式计算可以获得泊松比和vP/vS等弹性参数数据体 。研究区多井岩石物理参数交会分析表明 ,砂砾岩体储层的vP/vS与孔隙度之间有 很 好 的 对 应 关 系(图6)。从图6可以看出 ,目的层段vP/vS与孔隙度有明显的线性关系 ,孔隙度越大vP/vS越小 。利用vP/vS与孔隙度的拟合关系进行孔隙度预测 ,得到了根据不同储层段的孔隙度限值预测砂砾岩体有效储层的孔隙度数据体 。图 6砂砾岩体 vP/vS 与孔隙度交会分析结果图7是同时反演得到的过永92—永925井连井孔隙度预测剖面 。从图7右侧的色标可以看到 ,研究区孔隙度预测值分布范围在8%以下 。对图7中3口钻井钻遇储层段 (箭头所示 )的预测结果与实测结果进行对比 :永92井钻遇储层段实测孔隙度值平均为8.5%,预测值是8%;永922井储层段实测结果平均为8%,预测值在8%左右 ;永921井实测结果平均6%,预测结果为5.8%。对比可见 ,孔隙度反演预测结果与实测结果总体吻合较好 ,说明了本次叠前同时反演应用研究整个实现过程的合理性 。为了进一步验证东营北带砂砾岩体有效储层预测结果的可靠性 ,我们对全区所有探井进行了统计对比 ,表1是有效储层段测井实测孔隙度与反演预测孔隙度对比表 。从表1可以看出 ,相对于试油证实的有效储层段实测孔隙度而言 ,5口探井8个储层段反演孔隙度的预测误差均值为8.04%。由此可见 ,利用叠前同时反演能够很好地预测砂砾岩体储层的有效性 。预测成果为研究区下一步开发井的部署提供了可靠的依据 。图 7过永 92—永 925井连井孔隙度预测剖面622石油物探 第 52卷表1 有效储层段测井实测孔隙度与反演预测孔隙度对比井名 深度 /m 试油结论 实测孔隙度 ,% 预测孔隙度 ,% 预测误差 ,%永 9203 196.0~3 210.0油层 7.488.13  8.69永 9212 752.0~2 832.0 油层 14.20  15.23  7.252 846.0~2 867.1 油层 11.70  10.61  9.32永 922 754.0~2 770.0 油层 11.67  11.22  5.482 906.0~2 912.0 油水同层 11.31  12.06  8.50永 9252 520.0~2 525.0 油层 16.75  18.04  7.702 728.0~2 740.0 油层 11.36  10.82  4.75永 9222 802.0~2 852.0 油层 11.48  10.16  11.302 866.6~2 885.0 油层 5.40  5.80  7.41误差均值 8.045 结束语1)叠前同时反演是一个复杂的过程 ,受到多种因素影响 ,在实际应用中要注重基础资料的处理 、分析及应用 。只有在正演模拟确认存在AVO效应和所有资料都满足同时反演条件的前提下才能进行叠前同时反演 。2)叠 前 同 时 反 演 以 往 多 应 用 于 具 有Ⅲ类AVO特征的油气预测中 ,虽然理论上具有Ⅰ类AVO特征的含油气储层也可以预测 ,但是介绍实际应用与试验的文献尚不多见 。此次对东营北带中深层砂砾岩体进行预测 ,其预测结果与实钻结果吻合程度较好 ,说明叠前同时反演不仅能对浅层的油气进行预测 ,对中深层储层物性和含油气性的预测同样适用 。参考文献[1]黄新平 .叠前地震反演综述 [J].内蒙古石油化工 ,2009(14):49-50Huang X P.Summary of seismic pre-stack inversion[J].Inner Mongolia Petrochemical Industry,2009(14):49-50[2]李艳玲 .AVO叠前反演技术研究 [J].大庆石油地质与开发 ,2006,25(5):103-105Li Y L.Research of AVO pre-stack inversion tech-niques[J].Petroleum Geology & Oilfield Develop-ment in DaQing,2006,25(5):103-105[3]姚云霞 ,刘江 .利用叠前反演进行薄储层描述 [J].中国科技博览 ,2011(34):549-550Yao Y X,Liu J.Pre-stack join-inversion technique inprediction of thin reserviors[J].China Science andTechnology Review,2011(34):549-550[4]颜学梅 ,张哨楠 ,苏锦义 .AVO叠前反演在中等阻抗储层预测中的应用 [J].物探化探计算技术 ,2012,34(1):51-57Yan X M,Zhang S N,Su J Y.The application ofAVO pre-stack inversion in prediction of 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OilfieldBranch Company,SINOPEC,Yangzhou 225009,ChinaSeismic prediction of reef in ChangxingFormation of GaofengchangArea,Eastern Sichuan Basin.PengCai,Wen Qibing,Cao Bochao,ZhangYanchong,Pu Pingwen.GPP,2013,52(2):207~211In the end of the Permian period,Gaofengchang area is locatedin the disappeared transition zone of southeastern“Kaijiang-Liang-ping”trough as the gentle slope sedimentary environment.Thethickness of Changxing Formation varies little in each sedimentaryfacies,so does the almost invariant formation thickness of reef de-veloped area,which increases the difficulty of reef prediction.Earlyseismic data processing aims at multi-formations,which leads tomixed and disorderly seismic reflection of internal Changxing and e-ventualy affects the accuracy of reef prediction.As a result,severalreef exploration wels had failed in the area.Therefore,we carry outfidelity-preservation and amplitude-preservation fine processing onseismic data to improve the internal imaging effect in ChangxingFormation.Meanwhile,we analyze the reef sedimentary facies andconclude their seismic responses.Model simulation indicates thatthe boundary of reef cannot be finely predicted by amplitude analy-sis at the top of Changxing Formation.Combining driling analysiswith seismic simulation results,aiming at the above deficiencies,thefrequency-division interpretation technique is used on seismic datafine processed specificaly for Changxing Formation which improvesthe accuracy of reef prediction.Keywords:Eastern Sichuan Basin;Gaofengchang Area;reef;Chan-gxing Formation;seismic predictionPengCai,Sichuan Geophysical Company,CNPC Chuanqing DrilingEngineering Company Limited,Chengdu 610213,ChinaFracture prediction byusing2D3Cseismic data.Fu Zhiguo,HuangJianguo,Liao Juan,Hu Linhui,Li Yalin,Li Zhong.GPP,2013,52(2):212~216Fracture prediction by using 3D3Cseismic data based on S-wave splitting characteristics of fracture media has achieved goodapplication results;however,the utilization of 2D3Cseismic data forfracture prediction need further research.Firstly,fracture responserecorded on 2D3Cseismic data is analyzed and the fracture detec-tion principles are discussed.Then,rotation of horizontal compo-nents of 2D3Cseismic data and correlation processing of fast andslow S-wave are carried out.In accordance with the imaging simi-larity of fast and slow S-wave,a similarity coefficient function for2D3Cseismic data is established to predict fracture.The predicteddirection of fracture by using actual 2D3Cseismic data is coincidingwith the direction of faulted system in the area.Keywords:2D3Cseismic data;fracture prediction;fast and slow S-wave;similarity coefficient functionFu Zhiguo,Sichuan Geophysical Company,CNPC Chuanqing Dril-ing Engineering Company Limited,Chengdu 610213,ChinaCarbonate fracture-cave volume quantitative calculation and its influ-encingfactors analysis:case studyof the main area in Tahe Oilfield.Liu Qun,WangShixing,Gu Hanming,DengGuangxiao.GPP,2013,52(2):217~222The main production type is the Ordovician carbonate Karstfracture-cave reservoir in Tahe Oilfield.Karst fracture-cave displaysstrong"string"reflection amplitude anomaly on seismic sections.On the basis of the analysis about the resolution of seismic data andthe theoretical basis for quantitative calculation of Karst fracture-cave,we quantitatively calculated the effective fracture-cave volumeby the characterization of the strong seismic anomaly body,appar-ent-volume estimation,as wel as volume correction coefficient ofestimated results correction by statistics of a large number of nu-merical simulation results,and obtain preliminary results for quan-titative calculation of the volume for Karst fracture-cave in TaheOilfield.Furthermore,some main factors which impact the calcula-tion precision are analyzed.The analysis indicates that the calcula-tion accuracy of effective fracture-cave volume would be improvedby large-scale high-precision seismic data acquisition,further devel-opment of application new prestack depth migration technologiessuitable for accurate imaging of fracture-cave,and much systemati-cal physical modeling in the nextstep.Keywords:Karst fracture-cave;seismic anomaly body;volume cor-rection coefficient;quantitative calculation;influencing factorsLiu Qun,Exploration and Development Research Institute,North-west Oilfield Branch Company,SINOPEC,Urumchi 830011,ChinaApplication of prestack simultaneous inversion technique in effectivereservoir prediction of sand-gravel body.Gao Yun,Zhu Yingke,ZhaoHua,Dai Lei.GPP,2013,52(2):223~228Abundant sand-gravel body is developed in the north of thesteep-slope zone of Dongying Sag,which displays strong top reflec-tion and disordered internal reflection on the seismic sections.Be-cause of the hydrocarbon sealing ability in the root of sand-gravelfans,most of these in deep layers are rich in oil and gas.However,the physical properties and oil-bearing potential varies largely in thesand-gravel body,therefore,it is important to carry out physicalproperties prediction and hydro
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