油田開發后期井間砂體識別

徐立恒 馬耀軍 朱遂琿 王增存 李正喜 梁 宇

(①中國石油大慶油田勘探開發研究院，黑龍江大慶 163712； ②中國石油青海油田公司采油五廠，青海德令哈 816400； ③西南石油大學地球科學與技術學院,四川成都 610500； ④中國石油西南油氣田分公司川西北氣礦，四川綿陽 621700； ⑤中國石油玉門油田分公司老君廟采油廠，甘肅酒泉 735019)

0 引言

大慶長垣油田歷經五十多年的勘探與開發，目前處于高密井網、細分單層開采階段，平均井距已達到80～200m。雖然井網已經很密，但長垣油田儲層屬陸相河流—三角洲沉積，砂層厚度小，相變快，所以難以僅依靠井資料確定井間窄小河道砂體的邊界位置及各河道砂體之間的連通關系，影響了油田后期注水開采和剩余油挖潛。長垣油田勘探實踐表明，井網密度為100口/km2時，河道砂體描述符合率不足80%，密井網區井間儲層描述的精度仍需要提高[1-2]。

高密度地震資料平面網格尺寸一般為20m×20m，與鉆井相比，具有橫向高密度采樣的優勢，可提供大量的井間儲層信息。目前，利用地震資料開展的儲層預測技術普遍應用于勘探階段和開發初期。但是對于在油田開發后期、密井網條件下，如何利用井震結合的儲層預測技術提高井間砂體描述精度的研究較少，而多是側重于流程化應用，缺乏對密井網關鍵環節的系統研究[3-5]。為了確定長垣油田高密井網下砂體的連通關系和井間窄小河道的邊界位置，本文采用井震結合反演技術，精細刻畫儲層，指導剩余油挖潛。

1 研究區儲層特征

研究區BSX區塊位于長垣油田北部，長垣油田開發層系為薩爾圖、葡萄花、高臺子油層，儲層段發育大型鳥足狀三角洲沉積。三角洲相可進一步細分為三角洲分流平原亞相、內前緣亞相和外前緣亞相(圖1)。其中，三角洲分流平原亞相多發育條帶狀河道砂體和透鏡狀河道砂體，單層砂巖厚度為2～7m； 三角洲內前緣亞相發育眾多窄小的樹枝狀—網狀水下分流河道砂體和大面積分流間塊狀泥質巖，河道砂體厚度為2～4m； 三角洲外前緣亞相以發育席狀砂為主，分布面積較大，單層砂體較薄，厚度一般小于2m。向湖盆中心方向，砂體變成零星、斷續的透鏡體狀而逐漸消失[6-11]。

圖1 研究區儲層發育特征

2 井震匹配關系

BSX區塊面積為12km2。1964年投入開發，共有基礎井、一次加密井、二次加密井、一類油層聚驅井、三次加密井、二類油層聚驅井六套井網，井數共計1200口。2008年采集的三維地震資料面元尺寸為20m×20m，目的層頻率范圍為10～80Hz，主頻為45Hz左右。

單井縱波阻抗曲線表明，該地區砂巖縱波阻抗低(<6.5×106kg/m3·m/s)，泥巖縱波阻抗高(>7.0×106kg/m3·m/s)，可以利用縱波阻抗區分砂、泥巖(圖2)。

通過儲層井震標定剖面可見，地震資料能夠反映儲層的橫向變化(圖3)。“虛線框”內從W1、W2井到W3、W4井(井與井平均距離為150m)，巖相變化快，從泥巖轉變為砂巖，地震響應也相應發生了變化，即由強振幅變化為弱振幅。這反映了目的層段地震響應與巖性之間的對應關系，為通過井震結合反演方法預測儲層提供了可行性。

圖2 單井中儲層縱波阻抗特征

圖3 連井地震剖面

3 井震結合反演方法

在密井網條件下，運用地質統計學反演方法進行儲層預測，是以井點的聲波阻抗作為輸入，以聲波阻抗與儲層參數(巖性、孔隙度等)之間的關系作為橋梁，采用變差函數作為空間插值手段，以疊后地震數據作為約束，井震結合，得到高分辨率的儲層三維模型。反演結果在井點處與井吻合，井間預測結果能反映地震資料的橫向細微變化，從而兼顧了地震數據的橫向變化趨勢與測井數據的縱向分辨能力。該方法特點是能夠滿足開發階段油藏與單個砂體的精細描述要求[12-14]。具體實現步驟如下(圖4)。

圖4 井震結合反演流程

首先，按隨機路徑選擇一個待估網格點，根據目的層的變差函數，分析空間已知井點(圖上已知點孔隙度分別為18.2%、27.3%、12.4%、23.0%)對待估點的影響權重。

其次，估計該節點的累積條件分布函數，任擇其一作為該節點的模擬值，并把該點的模擬值作為已知值，用于對其他點的模擬中。

最后，重復上述過程，對全部網格點進行模擬，生成一個初始模型。根據地震特征對初始模型進行迭代修改并更新模型，直至模型與實際地震數據達到最佳吻合，將最終所得模型作為反演結果[15-16]。

3．1 井網優選

研究區范圍內井數眾多，鉆井時間跨度大，測井系列差別大，所以利用井曲線去建立實體網格屬性模型時，必須要有所取舍。研究區1200口鉆井合成記錄中，與實測地震相關性達到80%以上的占比達95%。分析認為，與地震相關性小于80%的鉆井大多是二十世紀八十年代以前所鉆探，而地震數據為2008年采集，二者的采集時間不一致，導致井震匹配性低(圖5)。因此這些井震相關性低的井不參與地質統計學反演，而選用與地震采集時間接近、井資料齊全的井進行儲層反演[17-18]。

圖5 不同年代鉆井的合成地震記錄與井旁地震道對比左為2005年鉆井，右為1980年鉆井

3．2 標準化校正

聲波和密度測井數據是井震結合反演預測的核心。大慶長垣五十多年來所使用的測井儀器種類較多，導致井之間出現系統差別和隨機差別，降低了井震結合預測儲層的精度。因此，依據全區穩定分布的標準層和標準井，對測井曲線進行標準化處理，使同一類型儲層具有統一的測井響應特征。標準層一般選擇SⅡ頂部穩定分布的泥巖層，由于它為非儲層，受開發注水影響很小，所以能夠反映不同年代、不同儀器的影響。選取2008年以后鉆探、測井資料齊全且與地震資料采集時間相近的井作為標準井。采用直方圖主峰法進行曲線標準化校正，將其他井的主峰校正到與標準井曲線主峰一致為止。

對比BSX區塊700口井標準化處理前、后的聲波測井數據(圖6)可見，經過標準化校正后多井之間的聲波曲線一致性得到明顯改善，滿足井震結合反演儲層預測的要求。

3．3 子波提取

在井震標定的基礎上，提取井旁道地震子波。首先，將標準化后的聲波、密度測井相乘生成縱波阻抗，并給定一個初始(聲波)速度將縱波阻抗從深度域轉換到時間域； 其次，依據地震資料的頻譜特征，選擇匹配的主頻，生成理論Ricker子波(主頻為45Hz)，二者褶積合成地震記錄；最后，精細調整合成地震記錄與井旁地震道的匹配關系，直至二者相關性大于80%，提取此時井旁道子波并輸出。

圖6 聲波時差測井曲線標準化前(左)、后(右)直方圖

圖7為BSX區塊均勻分布的128口井的井旁道子波，根據目的層儲層特征，提取多井子波或空變子波。該區地層構造平緩，因此，可采用多井子波進行最終反演運算(圖7中加粗黑線)。

圖7 提取的地震子波

3．4 小層構造模型

構造模型的精度和尺度影響反演預測結果的可靠性。構造模型的縱向尺度一般為油層組級別，縱向厚度為15m左右，可以滿足勘探階段的要求(圖8a)；對于開發后期、高密度網條件下，油層組級構造模型尺度太大。所以，必須建立小層級的構造模型，每個小層的縱向厚度為2～4m，以滿足對單砂體的描述需求(圖8b)。

采用井震結合手段，建立小層級構造模型，以井點分層為主，以地震構造層面為趨勢約束。采用克里金插值方法獲得各個小層平面分布，再利用解釋出的斷層與其進行交切處理，使層位、斷層及其相互關系符合實際地質情況，一般構造模型網格尺寸設置為20m×20m×0.1m。

圖8 研究區不同尺度三維構造模型及不同反演效果對比

對比反演剖面(圖8c、圖8d)可以看到，小層級約束反演的縱向分辨能力更高，因此，小層級反演對于識別薄儲層具有優勢。

3．5 變差函數

地質統計學反演通過變差函數實現儲層表征，變差函數是影響儲層預測效果的重要因素之一。變差函數表示為模擬變量Z(x)和Z(x+h)因距離h而產生的半方差γ(h)， 用來反映儲層數據點間的相關性，表達式為

(1)

式中N(h)是符合距離為h的樣點數。

變差函數關鍵參數是變程，變程的大小受儲層發育規模影響，因此，變程能夠表征砂體的分布范

圍和厚度，按方向可分為主變程、次變程和垂直變程[19-20]。變差函數的求取一般依據井點數據擬合得到，長垣油田井網密度大，可以得到相對可靠的變差函數及其變程值。在小層構造模型約束下，擬合各個小層變差函數。BSX區塊K1小層的變差函數中樣本點與擬合線匹配性較好，主變程、次變程、垂直變程分別為500m、300m及2.7m(圖9)。

3．6 反演結果與精度

在小層構造模型下，輸入三維地震、子波及標準化處理后的測井曲線數據，通過變差函數為核心的地質統計學運算，進而得到砂體預測三維模型結果。地質統計學反演結果是多個等概率的巖性模型，為了降低預測結果的多解性，綜合多個反演結果求得最終的砂巖概率模型。

從BSX區塊砂巖概率剖面(圖10)可以得到井震反演結果的三點認識：一是縱向上可以分辨薄層砂體；二是橫向上能夠識別井間砂體的變化，并與地震反射波形特征相符；三是與井解釋結果吻合程度高。并且與后驗井匹配較好，證實井震結合反演結果能夠預測井間砂體的展布。

圖9 BSX區塊K1小層變差函數及變程擬合

圖10 BSX區塊過井砂巖概率反演與地震剖面的疊合顯示

4 技術應用

4．1 復合砂體單一河道邊界識別

由僅根據井資料所成的沉積相圖(圖11a)可見，BSX區塊K1層發育大規模、南北向展布的復合河道砂體，砂體連通性好。但井震結合反演剖面(圖11b)揭示，井間砂體存在著明顯的不連通或連通性不好，而不連通區正好沿著南北方向處于單一河道分界處。據此可以精確識別復合砂體單一河道邊界。所以，僅依靠鉆井是無法準確刻畫單一河道邊界，必須發揮地震資料的作用。

4．2 窄小河道識別

圖12為BSX區塊K1層井間窄小河道識別的實例圖。圖12a為根據反演結果預測的沉積微相圖，將其與僅依據鉆井資料繪制的沉積微相圖(圖12c)對比發現，二者預測河道分布趨勢一致，都呈南北向的河道展布特征。但是，基于井的沉積微相無法描述窄小河道的全部形態，只能在有井鉆遇的部位進行局部刻畫，而基于反演結果預測的沉積微相可清晰顯示出窄小河道砂體的走向特征。在圖12a測線AA′存在一條窄小河道，平面圖上顯示這條河道中間部分從A井與A′井之間通過，從圖12b橫穿河道的A與A′連井剖面可以看到，但河道兩側的井并沒有鉆遇該河道砂體，地震反演剖面則顯示兩井之間可能存在河道砂體(圖12b黑線圈內)，突顯了地震數據在井間河道砂體預測中的作用。圖12c基于井的沉積相圖只將河道“首”和河道“尾”刻畫出來，原因在于河道中間部分井點并沒有鉆遇到，因此無法判斷河道在井間的走向。依據井震結合反演預測結果刻畫出了K1層河道的展布特征(圖12d)，該河道在兩井間延伸長度約為1000m。

圖11 基于井震結合反演結果對原沉積相圖的重新認識

圖12 K1層井震結合刻畫沉積微相

5 結論

(1)大慶長垣地區縱波阻抗區分砂、泥巖效果較好，地震資料能夠反映儲層橫向變化特征，這是井震結合儲層預測的基礎和保證。

(2)對井震的匹配精度、曲線標準化、小層構造模型及變差函數等關鍵技術環節進行質控，有利于提高地震反演預測模型精度，需要精細做好每一步。

(3)密井網條件下的地質統計學反演方法可識別復合砂體單一河道邊界及井間窄小河道砂體，該方法適用于油田開發后期井間砂體識別。