疊后地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)反演在混積層預(yù)測(cè)中的應(yīng)用

張學(xué)敏，但玲玲，張軍林，張 雨，楊麗娜，秦 欣

（中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452）

常規(guī)稀疏脈沖反演對(duì)于混積砂泥巖薄互層的分辨能力有限，不能滿足開發(fā)階段精細(xì)油藏描述的要求，疊后地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)反演可以提高砂泥巖薄互層的識(shí)別能力。地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)反演是將隨機(jī)模擬理論與地震反演相結(jié)合的反演方法，由隨機(jī)模擬過程及優(yōu)化模擬結(jié)果并使其與地震數(shù)據(jù)一致的過程組成[1，2]。反演過程中充分發(fā)揮隨機(jī)模擬綜合測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)垂向分辨率和地震數(shù)據(jù)橫向分辨率高的優(yōu)勢(shì)[3]。因此，基于研究區(qū)目標(biāo)儲(chǔ)層厚度薄，疊后確定性反演的分辨率不能滿足儲(chǔ)層預(yù)測(cè)的需要，故在疊后確定性反演得到的各部分疊加體子波、地質(zhì)格架模型、縱波阻抗體的基礎(chǔ)上，進(jìn)行井震聯(lián)合疊后地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)反演。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

F 油田Asmari 層沉積期處于近岸淺海環(huán)境（見圖1），有陸源碎屑供應(yīng)，存在碳酸鹽巖建造及搬運(yùn)，基于潮汐水流、波浪改造等作用形成碎屑巖和碳酸鹽巖沉積物混積[4]，形成復(fù)雜的混積巖。

Asmari 層分為3 個(gè)油組：A 油組以白云巖為主，厚度約50 m；B 油組以砂泥巖和白云巖互層為主，厚度約100 m；C 油組以砂泥巖為主。

Asmari B 油組是典型的碳酸鹽巖和陸源碎屑混積層，巖性組成極其復(fù)雜，主要包括石膏、石膏質(zhì)云巖、泥巖、泥質(zhì)粉砂巖、砂巖、白云質(zhì)砂巖、白云巖、砂質(zhì)白云巖、灰?guī)r等；B 油組細(xì)分為11 個(gè)砂層，平均砂厚1.7～9.8 m（見圖2），厚度0～2 m 有1 層，厚度2～4 m 有6層（占總層數(shù)54%），厚度4～6 m 有2 層，厚度＞6 m 有2層，總平均厚度4.38 m，混積砂泥巖薄互層極為發(fā)育。

圖2 Asmari 層B 油組砂層厚度分布直方圖

理論上研究區(qū)優(yōu)勢(shì)頻帶范圍為15～50 Hz（見圖3），主頻30 Hz，地震資料以最高有效頻帶計(jì)算為75 Hz，目的層速度取2 500～2 900 m/s，地震理論極限分辨率為5.2～6.1 m。確定性反演所能達(dá)到的分辨率基本上與地震分辨率相當(dāng)，對(duì)于7～9 m 的單砂體可在確定性反演成果上有效識(shí)別，而小于此厚度的砂體確定性反演無(wú)法準(zhǔn)確識(shí)別。為滿足地質(zhì)精度要求，融合測(cè)井資料的縱向分辨率和地震資料的橫向連續(xù)性[5]，采用地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)反演方法，達(dá)成對(duì)3～5 m 薄儲(chǔ)層的有效識(shí)別。

圖3 地震資料頻帶分析圖

2 巖石地球物理分析

巖性變化、巖石孔隙度變化以及孔隙中流體（如油氣）含量變化均會(huì)影響到地震波的波速，另一方面巖石的地震參數(shù)還受地層中壓力和溫度變化的影響，巖層的埋深、勘探的頻率均會(huì)影響巖石的地震特性。實(shí)際上彈性波速度是上述因素綜合作用的結(jié)果。波阻抗為巖石密度和縱波速度之積，表明其屬巖石一種物性參數(shù)，對(duì)巖石性質(zhì)的表述能力很強(qiáng)（如巖性、巖石的孔隙性和含烴飽和度等），巖性間是否存在波阻抗差決定了地震反射系數(shù)，而不是像地震反射數(shù)據(jù)那樣代表界面特性，波阻抗統(tǒng)計(jì)分析是正演的必要條件。不同巖性波阻抗特征統(tǒng)計(jì)分析：B1 儲(chǔ)層以砂泥巖為主，含少量白云巖，GR 和波阻抗交匯顯示，波阻抗對(duì)砂巖和灰?guī)r有很好的區(qū)分度，而砂巖和泥巖之間的界限不明顯；B2 儲(chǔ)層含有大量灰?guī)r，GR 和波阻抗交匯顯示，波阻抗對(duì)灰?guī)r和白云巖有很好的區(qū)分，而灰?guī)r和砂巖不能很好區(qū)分，GR 取值40 可以將泥巖和砂巖分開；B3 儲(chǔ)層以砂巖和泥巖為主，GR 可以將兩者很好區(qū)分開；B4 儲(chǔ)層以砂泥巖居多，同樣，波阻抗不能區(qū)分砂巖和泥巖，必須借助GR 數(shù)據(jù)來(lái)區(qū)分砂泥巖。

3 稀疏脈沖反演

稀疏脈沖反演是一種基于地下強(qiáng)反射系數(shù)界面不是連續(xù)分布而是稀疏分布，采用趨勢(shì)約束的脈沖反演算法[6]。基于井震結(jié)合、微構(gòu)造精細(xì)落實(shí)，稀疏脈沖反演剖面和井曲線對(duì)比情況顯示，大套低阻砂巖能夠較好的反演出來(lái)，但薄層砂巖效果較差。

4 地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)反演

疊后地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)反演采用嚴(yán)格的馬爾科夫鏈蒙特卡羅算法（Markov Chain Monte Carlo，MCMC）[7-11]，該算法將疊后反演技術(shù)和隨機(jī)模擬技術(shù)相結(jié)合，成為一種全新的隨機(jī)反演算法。反演工作流程中，結(jié)合地震和巖相、測(cè)井曲線、概率分布函數(shù)、變差函數(shù)等信息，定義嚴(yán)格的概率分布模型。

4.1 概率密度分布函數(shù)與變差函數(shù)分析

概率分布函數(shù)描述的是特定巖性對(duì)應(yīng)的巖石物理參數(shù)分布的可能性。針對(duì)目標(biāo)層段，通過分析各巖性的測(cè)井縱波阻抗，獲得砂巖、泥巖、灰?guī)r和白云巖的概率密度分布函數(shù)（見圖4）。

圖4 Asmari 層B 油組概率密度函數(shù)

變差函數(shù)描述的是橫向和縱向地質(zhì)特征的結(jié)構(gòu)以及特征尺度，即不同巖相及其屬性在空間展布形態(tài)和變化尺度的大小[12]，其屬于一空間三維函數(shù)，描述不同巖相的空間。由于井少且分布不均，變差函數(shù)統(tǒng)計(jì)比較困難，需要進(jìn)行大量系統(tǒng)的測(cè)試。

4.2 巖性比例

巖性比例建立在對(duì)區(qū)域地質(zhì)認(rèn)識(shí)基礎(chǔ)之上，對(duì)地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)反演起到軟約束的作用，使得反演結(jié)果整合了更多的地質(zhì)信息。根據(jù)鉆井統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，研究區(qū)目標(biāo)層段巖性劃分的巖性比例（見圖5）。

圖5 Asmari 層B 油組巖性比例圖

4.3 反演結(jié)果分析

疊前地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)反演得到高分辨率縱波阻抗和巖性體，多個(gè)實(shí)現(xiàn)的砂巖概率體和疊后確定性反演得到的砂巖概率體對(duì)比表明，疊后地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)反演得到的砂巖概率橫向分布和整體趨勢(shì)與確定性反演一致，但其保留了更多的地質(zhì)細(xì)節(jié)[12]，砂巖概率與井上劃分的砂巖更匹配，薄儲(chǔ)層識(shí)別精度高，疊后地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)反演較疊后確定性反演識(shí)別薄儲(chǔ)層更有效。

4.4 有利砂體預(yù)測(cè)

F 油田Asmari 層B 油組為混積潮坪相沉積，基于地質(zhì)學(xué)統(tǒng)計(jì)反演所得到的有效砂體厚度特征，與井的吻合度較高，能夠反映出沉積體系特點(diǎn)。結(jié)果表明：地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)反演保留更多地質(zhì)細(xì)節(jié)，砂巖概率與井點(diǎn)處砂巖體匹配較好，對(duì)于薄儲(chǔ)層的識(shí)別精度提高，砂層預(yù)測(cè)符合率達(dá)73%。

5 結(jié)論

稀疏脈沖反演能較好反演出大套低阻砂巖，但薄層砂巖反演效果較差。疊后地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)反演得到的砂巖概率橫向分布和整體的趨勢(shì)與確定性反演一致，但是其保留了更多的地質(zhì)細(xì)節(jié)，砂巖概率與井上劃分的砂巖相更匹配，因此利用疊后地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)反演相比于疊后確定性反演能夠更有效的識(shí)別薄儲(chǔ)層。