沖積扇低孔、低滲砂礫巖油藏產能指標預測
——以準噶爾盆地西北緣Y地區三疊系百口泉組油藏為例

任 濤，王彥春，王仁沖

(1.中國地質大學 地球物理與信息技術學院，北京 100083； 2.中國石油 海外勘探開發公司，北京 100034)

沖積扇低孔、低滲砂礫巖油藏產能指標預測
——以準噶爾盆地西北緣Y地區三疊系百口泉組油藏為例

任 濤，王彥春，王仁沖

(1.中國地質大學 地球物理與信息技術學院，北京 100083； 2.中國石油 海外勘探開發公司，北京 100034)

為了利用三維地震資料開展沖積扇低孔、低滲砂礫巖油藏產能指標預測研究，選取準噶爾盆地西北緣Y地區三疊系百口泉組油藏為靶區，在砂礫巖厚度與孔隙度等常規儲層預測基礎上，精細剖析影響油藏產能的滲透性和含油性等因素，將老區初期平均月產量數據引入三維地震反演過程中，采用層層深入、逐步逼近的思路開展油藏產能指標預測研究，總結形成了“特征曲線反演找準砂礫巖、孔隙度反演找準高物性砂礫巖、自然電位反演找準滲透性砂礫巖、電阻率反演找準含油砂礫巖、多體融合預測油藏產能指標”的研究流程。最終以月產能指標為硬數據，以波阻抗、孔隙度、電阻率和自然電位反演數據體及時間域構造為訓練樣本，利用神經網絡模擬得到油藏產能指標數據體。研究結果表明，預測月產能指標與油井初期平均月產油量為正相關，相關系數R2=0.948 7，老井初期平均月產量大于300 t的預測誤差小于10%。產能指標數據體蘊含巖性、物性、含油性和滲透性等控制油氣分布的多種信息，依據Y地區相應研究成果建議部署的3口評價井試油產量均在5 t/d以上，驗證了該產能指標預測技術的準確性與實用性。

三維地震反演；產能指標預測；砂礫巖油藏；準噶爾盆地西北緣

砂礫巖油氣藏在國內各個油田分布廣泛，準噶爾盆地西北緣地區、大慶油田徐家圍子地區、遼河油田西部凹陷、華北油田廊固凹陷、大港油田灘海地區、勝利油田的東營凹陷、車鎮凹陷和沾化凹陷等地區均有分布[1-2]，近年來，針對低孔低滲儲層研究方面已開展了大量的研究工作[3-12]。

準噶爾盆地西北緣地區為沖積扇低孔、低滲砂礫巖油氣藏的最主要分布區，西北緣地區自西南向東北可劃分為南北向的紅車斷裂帶、北東向的克百斷裂帶與北東東-東西向的烏夏斷裂帶[13-14]。三疊系百口泉組主要是沖積扇沉積，沖積扇體為由盆內向盆緣方向逐漸減弱的后退式遷移模式，已知沖積扇體油氣藏主要富集于扇根及扇中、扇三角洲平原及前緣4個亞相帶[15-16]，以砂礫巖儲層為主，具有近源快速堆積、多期扇體疊置、厚度變化大、粒度粗、巖相物性變化快、非均質性強、剩余油分布不均等特點。

三維地震與反演技術為研究準噶爾盆地西北緣地區沖積扇分布、砂礫巖厚度與孔隙度等方面做出了大量貢獻。郭璇、查明等利用地震沉積學技術，結合物源分析、區域地質資料等開展了三疊系沉積相研究工作，確定了瑪湖西斜坡區百口泉組來自北東方向夏子街鼻凸地區和北西方向的黃羊泉地區的兩期大型沖積扇體的展布[17-18]；雷德文利用地震屬性和波阻抗分區間轉換開展了瑪北油田主力油組的孔隙度預測，取得了較好效果[19]；衣懷峰等應用神經網絡方法確定了瑪北油田三疊系百口泉組油藏的含油邊界，能夠滿足儲量計算要求[20]。

西北緣地區多個砂礫巖油藏已進入開發中后期，擴邊挖潛是增加地質儲量和減緩產量遞減的重要途徑，側重于儲層厚度與孔隙度的研究方法已無法滿足需求。本文以新疆油田Y地區三疊系百口泉組砂礫巖油藏為例，在常規儲層預測基礎上開展產能指標預測，為老油田擴邊挖潛提供了新思路。

1 地質概況

Y地區三疊系百口泉組砂礫巖油藏位于準噶爾盆地西北緣百口泉油田中部，于1958年發現，1978—1979年全面投入注水開發，1987—1990年進行了整體加密調整，1997—1999年進行了局部加密完善與補孔上返。最終確定含油面積為23.6 km2，探明石油地質儲量為3 774×104t，可采儲量為1 265.0×104t。油藏南部低部位存在油水界面，東北部受沖積扇控制，存在巖性及物性變化帶，為無統一油水界面的構造-巖性油藏。

截止2013年4月底，該油藏累計產油1 032.7×104t，采出程度27.4%，綜合含水87.8%。油藏東北邊部油井初期單井平均產油13.7 t/d，絕大部分井初期不含水，平均單井累產油2.51×104t，開發效果較好，具備擴邊潛力。2012年在油藏東北部部署完鉆評價井2口，其中，P201井目的層砂體厚度變薄、物性變差、含油性差、試油為干層，P202井靠近開發區、獲得2層油層，未探測到油藏邊界。

Y地區三疊系百口泉組油藏西部和北部為大型“人”字形逆掩斷裂遮擋的東南傾單斜，地層傾角3°～5°，構造形態單一。百口泉組厚度為160～190 m，自上到下劃分為T1b1，T1b2和T1b3三段，其中T1b1和T1b2段為擴邊挖潛主力層。百口泉組為來自西北方向物源的沖積扇沉積，含油區主要發育扇根主槽和扇中辮流流溝，自下而上為水進退積沉積序列，東北部擴邊區 T1b2段為扇根主槽、T1b1段為扇中辮流流溝(圖1)。百口泉組儲層主要是灰褐色小礫巖、砂礫巖和中粗礫巖，儲層巖性較粗，砂礫巖電性特征為自然伽馬低值、自然電位負異常、電阻率高值和聲波時差低值。巖性中礫級顆粒組分占50%左右，砂級顆粒也以巨砂級和粗砂級為主，顆粒平均粒徑為1.08～1.93 mm，分選較差，正偏度，近似于正態分布，自下而上巖性變細。百口泉組油藏東北部擴邊區T1b1段儲層平均孔隙度為9.71%、平均空氣滲透率為8.51×10-3μm2，T1b2段儲層平均孔隙度為10.20%、平均空氣滲透率為19.86×10-3μm2，為低孔、低滲儲層，有效儲層孔隙度下限為9%。

圖1 準噶爾盆地西北緣百口泉組二段沉積微相平面圖Fig.1 Plane view of sedimentary microfacies of the 2nd Member of Baikouquan Formation at the northwestern margin of Junggar Basin

2 砂礫巖儲層預測

本次研究采用Y地區高精度三維地震數據開展儲層預測，地震資料采集面元25 m×12.5 m，有效頻寬5～70 Hz、視主頻50 Hz，地震縱向分辨率可以滿足油藏研究需要。借鑒“地震解釋—反演處理—地質認識—再解釋—再認識”的研究方法[21-22]。在精細構造解釋基礎上，利用地震屬性分析、地震波形分類、三維可視化等技術，定性確定砂礫巖展布規律；利用地質統計學地震反演計算波阻抗、孔隙度和電阻率數據體，精細刻畫砂礫巖厚度、儲層物性及有效儲層分布[23-24]。

百口泉組砂礫巖聲波時差為67～82μs/ft，泥質砂巖聲波時差大于77μs/ft，二者速度差異小,故選用泥質含量與聲波時差曲線重新構建特征曲線[25]，公式如下：

dtvsh=f(dt)+c0Vsh-c1

(1)

式中：dtvsh為特征曲線，μs/ft；f(dt)為聲波時差曲線低頻信息，μs/ft；Vsh為泥質含量曲線，%；c0和c1為調節量綱的常數。

特征曲線增大了不同巖性的速度差異，砂礫巖與泥質砂巖的界限值為82μs/ft。利用聲波時差標定得到的時深關系提取特征曲線井旁道子波，與聲波時差提取井旁道子波相比，除了子波能量存在差異外，子波頻譜寬度、子波相位和旁瓣形態均保持一致，說明特征曲線反演可以提高砂礫巖預測精度。

百口泉組砂礫巖主要分布在扇根主槽和扇中辮流流溝內，西部靠近邊界斷裂附近砂礫巖厚度大、平均孔隙度高，向東向南厚度逐漸變薄、平均孔隙度變低。東北部擴邊區的T60—P202—T63井區砂礫巖孔隙度大于9%，東部的P201井區砂礫巖孔隙度小于9%。

T1b1段油層厚度為0～55 m、平均厚度為25 m，開發區內油層厚度在15 m以上，東北邊部擴邊區油層厚度為0～15 m；T1b2段油層厚度為0～30 m、平均厚度為17.5 m，開發區內油層厚度為10 m以上，東北部擴邊區油層厚度為0～10 m。

3 產能指標預測

Y地區百口泉組油藏東北部擴邊區單井產量5 t/d以上具有開發價值。油井產能受滲透率等儲層條件約束，石油地質儲量豐度相當時滲透率越大產能越好，不同沉積相帶內儲層滲透性變化大、產能差異大，儲層滲透性研究是產能指標預測的必要環節。

Y地區百口泉組油藏砂礫巖滲透率與孔隙度、含油性及自然電位有關，公式如下：

K=1 014FZI×Φ3/(1―Φ)2,R=0.76 (2)

FZI=0.063RT―0.124 5SP+

0.023DT―2.38

(3)

式中：Φ為孔隙度，%；K為滲透率，10-3μm2；FZI為流動層帶指標，無量綱；RT為真電阻率，Ω·m；SP為自然電位，mV；DT為聲波時差，μs/ft。

由公式(2)和(3)可知，自然電位是指示滲透率的關鍵參數，不同沉積相帶內自然電位幅值差異較大，扇根為主的開發區平均自然電位幅值大于30 mV、扇根與扇中交替的東北部擴邊區平均自然電位幅值10～30 mV、扇中遠端的開發區以南地區自然電位幅值小于10 mV。完成自然電位基線偏移后，參考鉆井泥漿電阻率和分析化驗巖心滲透率等信息，以保證曲線變化趨勢不變和盡量減小井間幅度差異為原則，確定校正系數C為50%～100%，利用SP*=100+SP/C關系式處理得到歸一化自然電位曲線SP*。在孔隙度反演數據體約束下，完成歸一化自然電位和電阻率屬性反演，結果表明，東北部擴邊區的T60—P202—T63井區滲透性與含油性較好，東部的P201井區滲透性與含油性變差。

油井產能與儲層厚度、孔隙度、含油性、滲透率及構造高低之間為非線性關系，利用百口泉組基礎井網中41口開發井投產第1年的平均月產量數據構建單井月產能指標曲線，作為待模擬區的已知硬數據，以波阻抗、孔隙度、電阻率和歸一化自然電位反演數據體及時間域構造作為已知訓練樣本，利用神經網絡算法[26-27]，根據各參數對月產能指標的敏感程度確定權重系數，最終得到產能指標反演數據體DP。

地震預測月產能指標數據體多元擬合公式如下：

DP=25.9Φ+11.63RT-0.95SP*+

0.35PI-0.29T0+C0

(4)

式中：DP為月產能指標預測數據體，t；Φ為孔隙度反演數據體，%；RT為電阻率反演數據體，Ω·m；SP*為歸一化自然電位反演數據體，mV；PI為波阻抗反演數據體，g/cm3·m/s；T0為時間域構造，ms；C0為常數，回歸確定為-2 754.9。

預測月產能指標與油井初期平均月產油量為正相關，相關系數R2=0.948 7(圖2)，油井初期平均月產量越大預測誤差越小，初期月產量大于300 t時，平均預測誤差小于10%，能夠滿足生產需求(圖3;表1)。

綜上，產能指標數據體是儲層信息的綜合反映，蘊含巖性、物性、含油性和滲透性等控制油氣分布的多種信息，能夠直接預測和表征單井產量，可以用于儲層評價與產量趨勢預測。

圖2 準噶爾盆地西北緣初期平均月產量與預測月產能指標擬合圖Fig.2 Matching map of the initial monthly average production and forecasted monthly productivity index at the northwestern margin of Junggar Basin

4 應用效果及鉆井驗證

4.1 儲層分類評價

根據預測月產能指標平面分布，將百口泉組T1b1和T1b2段均劃分為五類儲層，月產能指標小于50 t為五類儲層、月產能指標在50～150 t為四類儲層、月產能指標在150～250 t為三類儲層、月產能指標在250～350 t為二類儲層、月產能指標大于350 t為一類儲層。一類至三類儲層發育區域儲層條件好、含油性較好、單井產量高、預測結果與實際生產效果符合率高，高部位的開發區主要發育一類儲層，油藏東北部擴邊區主要發育二類和三類儲層。

表1 準噶爾盆地西北緣初期平均月產量與預測月產能指標對比Table 1 Comparison of initial monthly average production and predicted monthly productivity index at the northwestern margin of Junggar Basin

T1b1一類儲層主要分布在ya01—ya27井以西至邊界斷層的高部位，面積為16.2 km2。二類儲層主要近南北方向分布在T17—T23—T25井區，面積為15.4 km2。三類儲層主要分布在T61—T60—P201井區及T59井區，面積為44.3 km2(圖4)。

T1b2段一類儲層主要分布在ya25—ya51井西北至邊界斷層的高部位、P202井區和T23井區，面積13.5 km2。二類儲層主要分布在T61井區、T63井北部和T34井區，面積14.7 km2。三類儲層主要分布在T17—T64井區，面積34.9 km2。

4.2 有利區優選

以預測產能指標大于150 t及孔隙度大于9%的疊合線為界，分別確定油藏東北部T1b1和T1b2段有利擴邊區范圍，面積分別為11.8 km2和13.3 km2。預測T1b1段有利區石油地質儲量為450.85×104t，T1b2段有利區石油地質儲量為609.97×104t，合計儲量為1 060.82×104t。

圖3 準噶爾盆地西北緣過yc11—ya05—yc30井百口泉組月產能指標預測剖面Fig.3 Monthly productivity index prediction profile crossing Well yc11-ya05-yc30 in the Baikouquan Formation at the northwestern margin of Junggar Basin

圖4 準噶爾盆地西北緣百口泉組一段儲層分類Fig.4 Reservoir classification of the 1st Member of Baikouquan Formation at the northwestern margin of Junggar Basin

T1b1和T1b2兩層有利擴邊區疊置、且T1b1+2段油層厚度大于10 m范圍為優先擴邊部署區；兩層有利擴邊區疊置、且T1b1+2段油層厚度在5～10 m范圍為次要擴邊部署區；僅有單層有利擴邊區的范圍為接替擴邊部署區。優先擴邊部署區主要分布在探明區邊部的T63—P202井區，面積為6.1 km2；次要擴邊部署區主要分布在T23西和T63井區南，面積為5.2 km2；接替擴邊部署區分布在T14—T34井區，面積為4.0 km2。

4.3 鉆井驗證

根據本次百口泉組油藏研究成果，2013年4月和7月分別部署擴邊評價井P203井和P204井，現均已完鉆，鉆探效果與預測結果基本吻合，為擴邊區探明儲量計算與開發部署提供了可靠依據。P203井于2013年7月完鉆，T1b2段射開2 445.0～2 418.0 m(13.0 m)，試油平均日產油6.19 t，累產油162.2 t，為油層；T1b1段射開2 400.5～2 384.0 m(9.5 m)，試油平均日產油5.09 t，累產油81.96 t，為油層。P204井與2013年10月完鉆，T1b2段射開2 370.0～2 386.0 m(16.0 m)，試油平均日產油5.8 t，累產油97.3 t，為油層；T1b1段射開2 306.0～2 314.0和2 320.0～2 326.0 m(14.0 m)，試油平均日產油7.8 t，累產油186.4 t，為油層。

5 結論

在常規井震結合砂礫巖厚度與孔隙度預測基礎上，借助含油性和滲透性預測，引入單井初期產量數據，開展初期產能指標預測，以此開展儲層分類與有利目標優選，為老區擴邊部署提供了儲層條件和產能指標的雙重參考，新井鉆探效果與預測結果基本吻合，充分說明該技術方法的可行性，為沖積扇低孔、低滲砂礫巖老油田擴邊挖潛和增儲上產研究提供了新思路，具有較好的推廣價值和應用前景。

產能指標預測結果受油藏自身條件、地震資料品質、反演算法和參數等諸多因素影響，存在多解性和不確定性，需要在以后的深入研究過程中逐步優化與不斷完善。

[1] 昝靈,王順華.砂礫巖儲層研究現狀[J].長江大學學報(自然科學版)，2011,8(3):63-65. Zan Ling，Wang Shunhua.Research status of sandy conglomerates reservoir[J].Journal of Yangtze University(Mat Sci Edit),2011,8(3):62-65.

[2] 徐昌海,朱迅.國內致密砂礫巖儲層研究技術及其發展趨勢[J].內將科技，2012，(5),95-97. Xu Changhai,Zhu Xun.Technology progress of tight sandy-conglomerate reservoir in China[J].Nei Jiang Ke Ji,2012,(5):95-97.

[3] 侯瑞云，劉忠群.鄂爾多斯盆地大牛地氣田致密低滲儲層評價與開發對策[J].石油與天然氣地質，2012，33(1)：118-128. Hou Ruiyun，Liu Zhongqun.Resevoir evaluation and development strategies of Daniudi tight sand gas field in the Ordos Basin[J].Oil & Gas Geology,2012，33(1)：118-128.

[4] 周慶凡，楊國豐.致密油與頁巖油的概念與應用[J].石油與天然氣地質，2012，33(4)：541-544. Zhou Qingfan，Yang Guofeng.Definition and application of tight oil and shale oil terms[J].Oil & Gas Geology,2012，33(4)：541-544.

[5] 林小兵，劉莉萍，田景春，等.川西坳陷合興場-豐谷地區須家河組致密砂巖氣藏精細勘探[J].石油與天然氣地質，2013，34(1)：77-84. Lin Xiaobing，Liu Liping，Tian Jingchun，et al.Fine exploration of tight sandstone gas reservoirs in the Xujiahe Formation,Hexingchang-Fenggu area，the western Sichuan Basin[J].Oil & Gas Geology,2013，34(1)：77-84.

[6] 杜建波，田景春，胡俊卿，等.洛陽-伊川地區三疊系致密砂巖油氣藏地質特征[J].石油與天然氣地質，2013，34(2)：174-178. Du Jianbo，Tian Jingchun，Hu Junqing，et al.Geological characteristics of the Triassic tight sandstone oil and gas reservoirs in Luoyang-Yichuan area[J].Oil & Gas Geology,2013，34(2)：174-178.

[7] 鄭磊，金之鈞，張哨楠.中東魯卜哈利盆地古生界致密砂巖儲層特征及評價[J].石油與天然氣地質，2013，34(4)：475-482. Zheng Lei，Jin Zhijun，Zhang Shaonan.Features and evaluation of the Palaeozoic tight sandstone reservoirs of the Rub Al Khali Basin in the Middle East[J].Oil & Gas Geology,2013，34(4)：475-482.

[8] 祝海華，鐘大康，張亞雄，等.川南地區三疊系須家河組致密砂巖孔隙類型及物性控制因素[J].石油與天然氣地質，2014，35(1):65-76. Zhu Haihua,Zhong Dakang,Zhang Yaxiong,et al.Pore types and controlling factors on porosity and permeability of Upper Triassic Xujiahe tight sandstone reservoir in Southern Sichuan Basin[J].Oil & Gas Geology，2014，35(1)：65-76.

[9] 任戰利，李文厚，梁宇，等.鄂爾多斯盆地東南部延長組致密油成藏條件及主控因素[J].石油與天然氣地質，2014，35(2):190-198.Ren Zhanli，Li Wenhou，Liang Yu,et al.Tight oil reservoir formation conditions and main controlling factors of Yanchang Formation in southeas-tern Ordos Basin[J].Oil & Gas Geology，2014，35(2)：190-198.

[10] 王敏雪,楊風麗.擬聲波地震反演預測近岸水下扇砂礫巖體儲集層—以東營凹陷為例[J].新疆石油地質,2010,31(1):26-28. Wang Minxue，Yang Fengli.Application of quasi-acoustic seismic inversion to prediction of glutenit reservoir in inshore submarine fan-an example from Dongying sag[J].Xinjiang Petroleum Geology,2010,31(1):26-28.

[11] 劉書會,張繁昌,印興耀,等.砂礫巖儲集層的地震反演方法[J].石油勘探與開發,2003,30(3):124-125. Liu Shuhui，Zhang Fanchang，Yin Xingyao，et al.Seismic inversion for granule gravel reservoir[J].Petroleum Exploration and Development,2003,30(3):124-125.

[12] 鮮本忠,王永詩,周廷全,等.斷陷湖盆陡坡帶砂礫巖體分布規律及控制因素-以渤海灣盆地濟陽坳陷車鎮凹陷為例[J].石油勘探與開發,2007,34(4):429-436. Bao Benzhong，Wang Yongshi，Zhou Tingquan，et al.Distribution and controlling factors of glutinite bodies in the actic region of a rift basin: an example from Chezhen Sag，Bohai Bay Basin[J].Petroleum Exploration and Development，2007,34(4):429-436.

[13] 況軍,齊雪峰.準噶爾前陸盆地構造特征與油氣勘探方向[J].新疆石油地質,2006,27(1):5-9. Kuang Jun，Qi Xuefeng.The structural characteristics and oil-gas explorative direction in Junggar foreland Basin[J].Xinjiang Petroleum Geology,2006,27(1):5-9.

[14] 何登發,尹成,杜社寬,等.前陸沖斷帶構造分段特征以準噶爾盆地西北緣斷裂構造帶為例[J].地學前緣,2004,11(4):91-101. He Dengfa，Yin Cheng，Du Shekuan，et al.Characteristics of structu-ral segmentation of foreland thrust belts a case study of the fault belts in the northwestern margin of Junggar Basin[J].Earth Science Frontiers,2004,11(4):91-101.

[15] 蔚遠江,李德生.準噶爾盆地西北緣扇體形成演化與扇體油氣藏勘探[J].地球學報,2007,28(1),62-71. Yu Yuanjiang,Li Desheng.Fans sedimentation and exploration direction of Fan hydrocarbon reservoirs in foreland thrust belt of the northwestern Junggar Basin[J].Acta Geoscientica Sinica，2007,28(1),62-71.

[16] 瞿建華,張順存,李輝.準噶爾盆地瑪北地區三疊系百口泉組油藏成藏控制因素[J].特種油氣藏,2013,20(5):51-56. Qu Jianhua,Zhang Shuncun,Li Hui,et al.Control factors of the Triassic Baikouquan reservoirs in Mabei area of Junggar Basin[J],Special Oil & Gas Reservoirs,2013，20(5):51-56.

[17] 郭璇,潘建國,譚開俊,等.地震沉積學在準噶爾盆地瑪湖西斜坡區三疊系百口泉組的應用[J].天然氣地球科學,2012,23(2):359-364. Guo Xuan，Pan Jianguo，Tan Kaijun，et al.Application of seismic sedi- mentology in Triassic Baikouquan Formation of western Mahu slope of Junggar basin[J].Natural Gas Geosciences,2012,23(2):359-364.

[18] 查明,李秀鵬.準噶爾盆地烏夏地區中下三疊統地震沉積學研究[J].中國石油大學學報:自然科學版,2010,34(6):8-12. Zha Ming，Li Xiupeng.Seismic sedimentology study of Middle and Lower Triassic in Wu-Xia area，Junggar Basin[J].Journal of the University of Petroleum,China,2010,34(6):8-12.

[19] 雷德文.準噶爾盆地瑪北油田孔隙度橫向預測[J].新疆石油地質,1995,16(4):296-300. Lei Dewen.Transversal prediction of porosity in Mabei Oilfield[J].Xinjiang Petroleum Geology,1995,16(4):296-300.

[20] 衣懷峰,陳新,匡立春,等.神經網絡方法確定瑪北油田巖性油藏含油邊界[J].石油大學學報:自然科學版,2005,29(4):15-20. Yi Huaifeng，Chen Xin，Kuang Lichun，et al.Determining oil boundary of lithologic reservoir by neural network method in Mabei Oilfield[J].Journal of the University of Petroleum，China,2005,29(4):15-20.

[21] 沈財余,崔汝國.影響測井約束地震反演地質效果因素的分析[J].物探與化探,2003,27(2):123-138. Shen Caiyu，Cui Ruguo.An analysis of the factors affecting geological effects of logging constrained seismic inversion[J].Geophysical and Geochemical Exploration,2003,27(2):123-138.

[22] 姚逢昌,甘利燈.地震反演的應用與限制[J].石油勘探與開發,2000,27(2):53-58. Yao Fengchang，Gan lideng.Application and restriction of seismic inversion[J].Petroleum Exploration and Development,2000,27(2):53-58.

[23] 張國棟,劉萱.綜合應用地震屬性與地震反演進行儲層描述[J].石油地球物理勘探,2010,45(增刊1):137-144. Zhang Guodong，Liu Xuan.Integrated application of seismic attribute and seismic inversion in reservoir characterization[J].Oil Geophysical Prospecting,2010,45(S1):137-144.

[24] 王曉平,尚建林,王林生,等.地質統計反演在準噶爾盆地瑪北油田的應用[J].新疆石油地質,2013,34(3):320-323. Wang Xiaoping，Shang Jianlin，Wang Linsheng，et al.Application of geostatistic inversion technology to mabei oilfield in junggar Basin[J].Xinjiang Petroleum Geology,2013,34(3):320-323.

[25] 張學芳,董月昌.曲線重構技術在測井約束反演中的應用[J].石油地球物理勘探,2005,32(3):70-72. Zhang Xuefang，Dong Yuechang.Application of log rebuilding technique in constrain inversion[J].Oil Geophysical Prospecting,2005,32(3):70-72.

[26] 劉小亮,于興河,李勝利.BP神經網絡與多點地質統計相結合的井震約束濁積水道模擬[J].石油天然氣學報,2012,34(6):36-42. Liu Xiaoliang，Yu Xinghe，Li Shengli.Well-seismic data constrained turbidite channel modeling based on the combination of neutal network BP arithmetic and multiple-point geoststistics[J].Journal of Oil and Gas Technology,2012,34(6):36-42.

[27] 李娟娟,崔若飛,潘冬明,等.概率神經網絡技術在煤田地震反演中的應用研究[J].地球物理學進展.2012,27(2):715-721. Li Juanjuan，Cui Ruofei，Pan Dongming，et al.Coalfield seismic inversion using probabilistic neural network[J].Progress In Geophysics,(in Chinese),2012,27(2):715-721.

(編輯 張亞雄)

Productivity index prediction of alluvial fan coarse-grained clastic reservoirs with low porosity and low permeability：a case from Triassic Baikouquan Formation reservoir in Y-region at northwestern margin of Junggar Basin

Ren Tao,Wang Yanchun,Wang Renchong

(1.SchoolofGeophysicsandInformationTechnology,ChinaUniversityofGeosciences,Beijing100083,China；2.ChianNationalOffshoreDevelopmentCompany,Beijing100034,China)

In order to use 3D seismic data for productivity index prediction of alluvial fan coarse-grained clastic reservoirs with low porosity and low permeability,we chose the Triassic Baikouquan Formation reservoir in Y-region at the northwestern margin of Junggar Basin as a case.Based on traditional reservoir prediction such as thickness and porosity of coarse-grained clastic reservoirs,we analyzed in detail factors influencing permeability and oil-bearing properties,and introduced the average monthly production data at the early stage of development into 3D seismic inversion to predict the productivity index.The following work flow was established:‘finding coarse-grained clastic reservoirs through typical curve inversion,finding high quality coarse-grained clastic reservoirs through porosity inversion,finding permeable coarse-grained clastic reservoirs through spontaneous potential inversion,finding oil-bearing coarse-grained clastic reservoirs through resistivity inversion,and predicting reservoir productivity index with the combination of several methods’.A productivity index cube was finally generated through Neural Network modeling by using the monthly productivity as hard data and wave impedance,porosity,resistivity,spontaneous potential inversion data cube and time domain structure as trai-ning samples.The result shows that there is a positive correlation(R2=0.948 7)between the predicted monthly productivity and initial average monthly production.For wells with an initial monthly average production more than 300 ton,the error of prediction is less than 10%.The data cube contains various information controlling hydrocarbon distribution,such as lithology,reservoir property,oil-bearing property and permeability.The oil production of three appraisal wells deployed based on this research in Y-region reached more than 5 ton per day,which verified the accuracy and practicability of this productivity index prediction technology.

3D seismic inversion,productivity index prediction,coarse-grained clastic reservoir,northwestern margin of Junggar Basin

2014-02-20;

2014-06-20。

任濤(1975—)，男,博士研究生，構造解釋與儲層預測。E-mail:121885020@qq.com。

0253-9985(2014)04-0556-06

10.11743/ogg201416

TE328

A