井震匹配性分析在老油田儲(chǔ)層預(yù)測(cè)中的應(yīng)用
——以大慶長垣油田北部區(qū)塊密井網(wǎng)區(qū)為例

梁宇

(中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)

隨著地震采集技術(shù)的進(jìn)步及處理、解釋水平的提高，地震儲(chǔ)層預(yù)測(cè)技術(shù)在油田開發(fā)中的應(yīng)用越來越廣泛。密井網(wǎng)約束地震反演是預(yù)測(cè)井間儲(chǔ)層變化的一種核心技術(shù)，通過井震聯(lián)合反演能夠給出儲(chǔ)層三維地質(zhì)模型，直觀反映儲(chǔ)層砂體縱、橫向變化特征，是解決井間砂體的邊界、走向及規(guī)模描述等制約精細(xì)挖潛問題的有效途徑，為老油田剩余油挖潛和加密井部署提供可靠依據(jù)[1，2]。

圖1 研究區(qū)概況圖

大慶長垣油田是典型的陸相河流-三角洲沉積體系，砂、泥巖薄互層分布普遍發(fā)育，河道砂體具有相變快、單層厚度薄(2～5m)的特點(diǎn)。經(jīng)歷50多年開發(fā)，油田目前平均井距已達(dá)到80～200m，已普遍進(jìn)入特高含水開發(fā)后期。多次加密井的開發(fā)實(shí)踐證明，盡管井網(wǎng)密度已很大，但由于河流-三角洲相儲(chǔ)層厚度薄、變化快、非均質(zhì)性強(qiáng)，僅依靠井點(diǎn)資料對(duì)儲(chǔ)層砂體邊界及幾何形態(tài)的描述仍存在不確定性，嚴(yán)重制約著老油田剩余潛力精細(xì)挖潛和加密調(diào)整，大大影響了油田的開發(fā)效果[3]。長垣油田自2008年開展密井網(wǎng)約束地震反演儲(chǔ)層預(yù)測(cè)方法以來，形成了一套基于地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)的井震聯(lián)合反演方法，在大慶長垣油田7個(gè)區(qū)塊儲(chǔ)層描述中得到了有效應(yīng)用[4，5]。但由于地震資料與測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)采集的時(shí)間、方法及分辨率不同，導(dǎo)致二者反映的儲(chǔ)層信息不一致，使合成地震記錄與地面地震記錄不能完全匹配，造成了儲(chǔ)層預(yù)測(cè)及描述的多解性。地震資料與測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)之間的匹配問題已成為儲(chǔ)層反演的主要問題，其匹配精度直接制約著反演的分辨能力與預(yù)測(cè)精度，成為影響地震在注水開發(fā)調(diào)整中能否發(fā)揮作用的關(guān)鍵因素[6]。為此，筆者針對(duì)大慶長垣油田北部區(qū)塊密井網(wǎng)區(qū)(圖1)的地質(zhì)特征及開發(fā)需求，深入分析影響井震匹配性的因素，并逐一提出解決方法，以期提高地震反演儲(chǔ)層預(yù)測(cè)的精度，使其在儲(chǔ)層精細(xì)刻畫及剩余油挖潛中發(fā)揮更大的作用。

1 井震匹配性影響因素

1.1 采集時(shí)間不匹配

大慶長垣油田高密度三維地震資料于2007年開始采集，主頻40～50Hz，頻帶寬度在8～80Hz，信噪比較高；而大慶長垣油田從1986年鉆第一批井網(wǎng)，1995年加密井網(wǎng)，2005年再次加密井網(wǎng)，幾套井網(wǎng)時(shí)間跨度較大，且地震采集時(shí)間相差亦較遠(yuǎn)，因此測(cè)井資料所反映的巖性、物性、含油性與最新的高密度三維地震資料所反映的地下情況不完全一致。研究區(qū)內(nèi)所采用的測(cè)井曲線由于測(cè)井年代跨度大，所使用儀器多樣化，存在各種系統(tǒng)誤差，導(dǎo)致不同井網(wǎng)對(duì)同一套儲(chǔ)層的反射特征存在差異，不能真實(shí)反映地層的實(shí)際情況[7]。如果直接使用上述測(cè)井曲線，會(huì)將測(cè)井的系統(tǒng)誤差帶入反演結(jié)果中，影響反演結(jié)果的精準(zhǔn)度，因此從時(shí)間上井震無法達(dá)到匹配。

1.2 分辨率不匹配

縱向上，地震數(shù)據(jù)采樣間隔為1ms，在大慶長垣油田大致相當(dāng)于1.5m，測(cè)井曲線采樣間隔為0.125m，地震數(shù)據(jù)的樣點(diǎn)遠(yuǎn)少于測(cè)井曲線，厚度小于1.5m的砂巖可能在地震上無法反應(yīng)，而在測(cè)井資料上0.125m以上薄夾層均可以識(shí)別。平面上，地震面元為10m×10m，10m以上的窄小河道可在地震資料上有所顯現(xiàn)；大慶長垣油田經(jīng)歷4次加密后，平均井距達(dá)到80～200m，僅用測(cè)井資料無法準(zhǔn)確識(shí)別井距80m以內(nèi)的河道[8]。因此，井震橫向、縱向的分辨率不匹配。

1.3 解釋層位不匹配

常規(guī)地震解釋層位與鉆井分層也存在誤差：①地震解釋層位是波阻抗界面，受巖性、物性和流體等因素的綜合影響，而鉆井分層多是按照測(cè)井曲線的巖性界面劃分，二者性質(zhì)不一致；②大慶長垣油田儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性較強(qiáng)，通過地震同相軸橫向追蹤得到的平面層位與鉆井分層之間存在一定誤差；③地震勘探通常只能識(shí)別1/4波長的儲(chǔ)層信息[8]，在大慶長垣油田相當(dāng)于油層組級(jí)，即15m左右，鉆井分層的最小單元為沉積單元級(jí)，即3～8m，顯然，井震解釋層位不完全匹配。

1.4 解釋精度不匹配

井下測(cè)井資料是在空間深度坐標(biāo)下測(cè)得，而地面地震數(shù)據(jù)通常是用空間時(shí)間坐標(biāo)表示，兩者需要進(jìn)行時(shí)深轉(zhuǎn)換才能實(shí)現(xiàn)匹配[9]。針對(duì)大慶長垣油田密井網(wǎng)條件，多井合成地震記錄標(biāo)定是最常規(guī)的時(shí)深轉(zhuǎn)換方法，但通過合成地震記錄標(biāo)定得到的井震匹配精度不高，原因在于：①井震標(biāo)定時(shí)，一部分井不可避免地進(jìn)行拉縮，導(dǎo)致出現(xiàn)速度異常值，時(shí)深轉(zhuǎn)換之后地震體及地震反演砂體出現(xiàn)“變形”和“穿層”現(xiàn)象；②地質(zhì)沉積單元層面尺度小，在地震剖面上無法追蹤，因此井震標(biāo)定精度受到影響[10]。

2 提高井震匹配性方法

2.1 測(cè)井曲線標(biāo)準(zhǔn)化

為解決井震采集時(shí)間不匹配問題，在保證儲(chǔ)層預(yù)測(cè)效果的前提下，優(yōu)選新井進(jìn)行研究，并對(duì)測(cè)井資料進(jìn)行質(zhì)量控制和校正，以消除測(cè)井環(huán)境、儀器差別、測(cè)量誤差等對(duì)測(cè)井曲線的影響，提供高度一致性、相對(duì)完整的測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)。利用關(guān)鍵井標(biāo)準(zhǔn)層及經(jīng)環(huán)境影響校正后的測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)直方圖，作為測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)標(biāo)準(zhǔn)化的刻度模式，通過分析各井標(biāo)準(zhǔn)層測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)的頻率分布，逐一與油田標(biāo)準(zhǔn)模式進(jìn)行對(duì)比，檢查各井測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)的可靠性，并確定校正值，再通過測(cè)井曲線標(biāo)準(zhǔn)化，使多井縱波阻抗識(shí)別砂泥巖精度得到明顯提高(圖2)。

2.2 地震資料重采樣

測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)以其在垂向上較高的分辨率及豐富的高頻有用信息等優(yōu)勢(shì)彌補(bǔ)了地震數(shù)據(jù)垂向上的缺陷；而地震資料在橫向上以其大范圍覆蓋面及可以連續(xù)追蹤層位信息的優(yōu)點(diǎn)填補(bǔ)了測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)在橫向上的不足[11,12]。地震反演中，波阻抗模型的縱向分辨率是通過測(cè)井約束地震實(shí)現(xiàn)的，為了較多地保留測(cè)井的高頻信息，提高地震的縱向分辨率，需將地震資料進(jìn)行重采樣處理。將地震數(shù)據(jù)由原來的1ms重采樣到0.25ms，對(duì)比1ms與0.25ms采樣的地震反演效果發(fā)現(xiàn)，地震數(shù)據(jù)重采樣至0.25ms之后，砂體反演結(jié)果分辨能力明顯提高(圖3)。

圖2 聲波測(cè)井資料標(biāo)準(zhǔn)化校正前(a)、后(b)直方圖對(duì)比

圖3 1ms(a)與0.25ms(b)地震重采樣反演剖面對(duì)比

2.3 趨勢(shì)約束技術(shù)解釋層位

地震趨勢(shì)約束技術(shù)主要采用離散光滑插值法(DSI，discrete smooth interpolation)[11]，首先計(jì)算出已知點(diǎn)(井點(diǎn)分層)到已知層面(地震面)的距離d1，即以井點(diǎn)分層引導(dǎo)，在已知層面范圍內(nèi)對(duì)距離d進(jìn)行插值，井間地震為趨勢(shì)約束，得到已知層面范圍內(nèi)任意位置處的距離dx，將dx添加到已知層面上，最終得到忠實(shí)于井點(diǎn)分層數(shù)據(jù)且井間保留地震解釋層面趨勢(shì)的構(gòu)造層面。

對(duì)比DSI方法與常規(guī)方法地震解釋層位(圖4)。從圖4可以看到，常規(guī)方法解釋出的層位存在竄層、疊層現(xiàn)象；而DSI方法得到的層位在井點(diǎn)處與井符合，井間符合地震的趨勢(shì)特征，更實(shí)現(xiàn)了小層級(jí)別的層位標(biāo)定，其精度遠(yuǎn)高于常規(guī)地震解釋方法，且為下一步反演建立高精度框架模型提供基礎(chǔ)。

圖4 常規(guī)方法(a)與DSI方法(b)地震解釋層位對(duì)比(S2油層組)

2.4 合成地震記錄二次標(biāo)定

應(yīng)用趨勢(shì)約束技術(shù)形成基于小層的時(shí)間域框架模型，利用該模型約束，篩選出標(biāo)定誤差較大的井，對(duì)合成地震記錄進(jìn)行二次校正，實(shí)現(xiàn)了多井時(shí)深關(guān)系的二次校正，大大提高了井震匹配精度(圖5)。

圖5 有異常速度井(a)及去掉異常速度井(b)的對(duì)比

3 效果分析及開發(fā)應(yīng)用

3.1 效果分析

分別基于改進(jìn)前、后的地震及測(cè)井資料進(jìn)行地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)反演，通過后驗(yàn)井抽查可以檢驗(yàn)、對(duì)比反演結(jié)果識(shí)別砂體的效果及精度。選取工區(qū)均勻分布的24口井作為后驗(yàn)井，從對(duì)比剖面中(圖6)可以看出，井震匹配性分析校正前，反演預(yù)測(cè)的砂體與后驗(yàn)井符合率不高，出現(xiàn)砂體錯(cuò)位及缺失情況；而經(jīng)過井震匹配性校正后，反演預(yù)測(cè)的砂體與后驗(yàn)井符合率較高，通過統(tǒng)計(jì)2m以上砂體預(yù)測(cè)符合率達(dá)到82%。

圖6 井震匹配性分析校正前(a)、后(b)反演效果對(duì)比圖

3.2 開發(fā)應(yīng)用

利用反演結(jié)果指導(dǎo)研究區(qū)B區(qū)塊SⅡ-11單元的壓裂措施，原地質(zhì)研究(圖7)認(rèn)為，B1-51-551井至B1-D4-F37井區(qū)位于窄小河道末端，兩井之間呈單向連通；然而，由井震匹配校正后的地震反演剖面(圖8)可知，兩井之間位于兩期河道的交界，砂體連通關(guān)系變差，可判斷其注采系統(tǒng)不完善。為了改善儲(chǔ)層滲透性能進(jìn)行壓裂，壓開砂巖5.8m，有效3.1m，壓裂后日增油5.5t，含水率下降1.6%，取得了較好的開發(fā)效果。

圖7 B區(qū)塊SⅡ-11單元沉積微相圖 圖8 井震匹配校正后的地震反演剖面圖

4 結(jié)論

1)大慶長垣油田北部區(qū)塊密井網(wǎng)區(qū)影響井震匹配性的因素主要為采集時(shí)間不匹配、分辨率不匹配、解釋層位不匹配、解釋精度不匹配。針對(duì)上述4點(diǎn)影響因素，提出了測(cè)井曲線標(biāo)準(zhǔn)化、地震重采樣、趨勢(shì)約束技術(shù)解釋層位和合成地震記錄二次標(biāo)定的解決方案，有效提高了測(cè)井與地震資料的空間匹配度。

2)趨勢(shì)約束技術(shù)解釋層位是該次研究的創(chuàng)新點(diǎn)，該方法以井點(diǎn)分層引導(dǎo)、井間地震為趨勢(shì)約束，得到的層位在井點(diǎn)處與井符合，井間符合地震的趨勢(shì)特征，實(shí)現(xiàn)了小層級(jí)別的層位標(biāo)定，為地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)反演建立高精度的框架模型提供了基礎(chǔ)。

3)該次研究的方法適用于地震采集資料密井網(wǎng)條件下的儲(chǔ)層描述，在大慶長垣油田北部區(qū)塊薩爾圖油層密井網(wǎng)約束地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)反演儲(chǔ)層預(yù)測(cè)中，厚度2m以上河道砂體預(yù)測(cè)符合率達(dá)到了80%以上，取得了較好的應(yīng)用效果。