盛海波，劉 蕊，付國民，蔡 玥，張庭嬌

（1.中國石油化工股份有限公司西北油田分公司，新疆烏魯木齊830011；2.長安大學地球科學與資源學院，陜西西安710054）

0 引言

隨著塔河油田3區(qū)石炭系油氣田勘探開發(fā)的不斷深入，卡拉沙依組薄層超深復雜油藏儲層規(guī)模的落實及有效開發(fā)，對儲層預測技術(shù)提出了更高要求［1－5］。塔河油田3區(qū)石炭系卡拉沙依組薄層復雜碎屑巖油藏在儲層預測技術(shù)方面存在以下難點。

（1）薄砂體與三維地震資料分辨率不適應的問題。塔河油田3區(qū)石炭系卡拉沙依組油藏埋藏深（埋深4 800～5 400m，地震數(shù)據(jù)主頻35～41Hz，對應卡拉沙依組反射層砂巖的理論分辨率為26～32m），砂體?。ㄒ话?～8m，最大不超過12m），常規(guī)地震數(shù)據(jù)的有效頻帶和分辨率不能滿足卡拉沙依組地層特征描述的要求［6－7］。

（2）塔河油田3區(qū)石炭系卡拉沙依組主要為具有河口灣性質(zhì)的潮坪沉積相，砂體厚度平面變化大，各井之間砂體可比性差（井距500～800m），鄰井之間砂體發(fā)育程度差別大；砂地比變化大，最高達0.44，平均為0.217，儲層宏觀非均質(zhì)性較強［8］。

（3）塔河油田3區(qū)石炭系卡拉沙依組砂巖與泥巖巖性、電性特征復雜［9－11］，尤其是阻抗差異規(guī)律性差，儲層識別和預測難度大。

針對卡拉沙依組地震資料分辨率不能滿足多數(shù)單砂體識別的問題，筆者對比分析了采用地震資料提頻處理、分頻處理、儲層高分辨率敏感參數(shù)反演等不同手段得到的儲層預測結(jié)果，篩選出高分辨率儲層敏感參數(shù)反演作為卡拉沙依組砂泥巖段儲層主要預測手段；并通過對比分析不同參數(shù)與聲波時差的關(guān)系，提取參與高分辨率敏感參數(shù)反演的最佳電性敏感參數(shù)；最后從井點、剖面、平面等方面檢驗和評價了高分辨率儲層預測成果。

1 儲層預測方法探討

鑒于石炭系卡拉沙依組砂泥巖段主要為泥包砂特征，砂體平面變化快，基本上為小于10m的薄層。從理論上說，現(xiàn)有三維地震資料的分辨率不足以滿足需求；因此，需要綜合利用薄層識別和預測的相關(guān)技術(shù)［12］進行對比分析，選擇相對合理的薄層預測方法，實現(xiàn)卡拉沙依組儲層的預測［9］。

1.1 分頻處理

分頻處理用于識別巖性體和不同類型的儲層已被廣泛接受［13－14］。該方法是通過提取不同頻段的地震信息，分析、選擇適合目的層段巖性體響應的頻段實現(xiàn)對巖性體識別、解釋和描述［15］。針對塔河油田3區(qū)石炭系卡拉沙依組頻率分布特點，分別提取10～20、20～30、30～40、40～50Hz等4個頻段的地震信息，從井點尤其是連井剖面，分析砂體變化與不同頻段地震響應的一致性，選擇一致性明顯的數(shù)據(jù)體開展目的層段砂體解釋［16］。

圖1為過TK335—TK333—TK327—TK307— TK316井的連井剖面?？梢钥闯銎拭嬖嫉卣鹦畔⑴c砂體分布及其變化關(guān)系不明顯。圖2為過TK335—TK333—TK327—TK307—TK316井的不同頻段處理數(shù)據(jù)的剖面。對比可以看出，由于卡拉沙依組砂、泥巖組合關(guān)系和不同厚度砂巖間的組合關(guān)系復雜，砂巖多以薄層為主，小于40Hz的頻段處理數(shù)據(jù)均不能表征砂體的變化，在40～50Hz頻段處理的地震剖面上，對少數(shù)厚度相對較大的砂體或砂巖集中發(fā)育段有所反映，但地震反射特征與原始地震差別較大，非均質(zhì)特征變得不明顯［17］。

圖1 過TK335—TK316井的連井剖面Fig.1 Seismic Section of Wells TK335－TK316

1.2 提頻處理

提頻處理是針對研究層段巖性體與當前地震主頻不匹配問題，對地震數(shù)據(jù)體進行高頻段放大處理。在分頻處理的認識基礎上，針對卡拉沙依組砂巖層薄的特點，對40Hz以上的高頻頻段采用井引導的方法進行放大處理，獲得基于原始地震數(shù)據(jù)高頻段放大后的頻譜處理數(shù)據(jù)體（圖3）［15］。

從圖3對比看出，提頻后的主頻由原始的19Hz提高到39Hz，中心頻率由原來的39Hz提高到46Hz，主頻率范圍變?yōu)?7～55Hz。圖4為提頻后的地震剖面與原始剖面40～50Hz分頻處理剖面的對比。提頻后的地震數(shù)據(jù)頻率明顯提高，原始地震剖面的復波在提頻處理后分成兩個反射同相軸。提頻后數(shù)據(jù)基本保持了原始地震數(shù)據(jù)的非均質(zhì)特點，并且對部分厚度相對較大的砂體變化具有一定程度的響應。

1.3 測井約束高分辨率物性參數(shù)反演

地震反演分辨率遵循地震原理中1／4波長，這意味著小于1／4波長的砂體不能通過反演的方式進行表征［18－19］。實際上，隨著應用地球物理技術(shù)的發(fā)展，越來越多的薄層識別方法突破了理論分辨率界限，如基于等時格架解釋框架下的切片技術(shù)、基于阻抗統(tǒng)計特征的儲層參數(shù)反演技術(shù)等。由于受到卡拉沙依組巖性變化和對比標志層缺乏的限制，基于等時界面的切片技術(shù)應用受到制約；而在大量儲層預測實驗的基礎上，篩選出自然電位（VSP）作為儲層地震最敏感參數(shù)，并對卡拉沙依組石炭系泥巖段以薄層為主油藏開展儲層預測，是一個完全量化的預測方法［12］。

圖2 過TK335—TK316井提頻處理連井剖面Fig.2 Seismic Section of Wells TK335－TK316with Frequency Extraction

圖3 S70井附近地震數(shù)據(jù)提頻前后的頻譜對比Fig.3 Contrast of Spectrum Before and After the Frequency Extraction of Seismic Data

1.3.1 反演原理

以自然電位反演為例來說明屬性參數(shù)反演的原理（圖5）。自然電位反演與波阻抗（ZAI）反演的主要區(qū)別在于反演約束的不同以及需要將自然電位轉(zhuǎn)換成波阻抗。首先，利用反演區(qū)內(nèi)的測井數(shù)據(jù)得到自然電位和波阻抗之間的統(tǒng)計關(guān)系，同時統(tǒng)計自然電位值在不同深度或者時間上的分布范圍；然后，在自然電位概率分布和自然電位值在不同時間上的分布范圍內(nèi)隨機抽樣，得到一個自然電位序列（VSP（t））；其次，利用自然電位和波阻抗的統(tǒng)計關(guān)系，將自然電位序列轉(zhuǎn)換為波阻抗序列（ZAI（t））；接下來的步驟和波阻抗反演過程相同（除擾動參數(shù)為自然伽馬外）。這個反演過程既不破壞自然電位和波阻抗的概率分布函數(shù)，同時又滿足地震響應［12］。該方法可以用于與波阻抗相關(guān)的任意測井參數(shù)的反演，如孔隙度、自然伽馬、泥質(zhì)含量反演。

測井約束地震高分辨率參數(shù)反演技術(shù)是利用井阻抗統(tǒng)計特征建立約束，無需復雜的建模過程，而且通過解正問題來解反問題，使得約束比較容易實現(xiàn)［20－21］。該技術(shù)采用概率為約束，即井中獲取的“層序”分布，可以使單元層和重采樣的測井一樣??；通過垂向的變化規(guī)律約束，使得空間上“薄層”滿足其基本規(guī)律；通過調(diào)整單元層序列，并由垂向規(guī)律約束，滿足了井上層劃分要求，同時高度滿足地震層序的要求，由此較薄的層就可以“模擬”出來［20］。

圖4 不同方法預測效果剖面對比Fig.4 Comparison of Result Profiles for Different Forecasting Methods

圖5 自然電位反演原理Fig.5 Sketch Map of Spontaneous Potential Inversion

1.3.2 儲層敏感參數(shù)分析

（1）砂巖與泥巖的聲波時差差異分析。根據(jù)測井解釋結(jié)果統(tǒng)計的各類巖性聲波時差隨深度的變化特征（圖6）可以看出，各類砂巖聲波時差略低于泥巖，但二者重疊范圍大，差異不明顯。

圖6 不同巖性聲波時差與埋藏深度的關(guān)系Fig.6 Relationship Between Acoustic Travel Time and Depth for Different Lithology

（2）儲層參數(shù)與聲波時差的關(guān)系。圖7為卡拉沙依組各類巖性歸一化校正到0～100mV（泥巖基線在100mV附近）之間后的自然電位與聲波時差關(guān)系散點圖。砂巖與泥巖自然電位差異明顯，分界值為80mV左右；粉砂巖自然電位偏移不明顯，其特征更接近于泥巖，試采資料也證實該區(qū)的主要產(chǎn)層為中砂巖和粗砂巖；而且中砂巖和粗砂巖的自然電位與聲波時差具有較好的負相關(guān)關(guān)系，自然電位偏移越大，聲波時差越高，儲層物性也越好。

圖7 不同巖性自然電位與聲波時差的關(guān)系Fig.7 Relationship Between Spontaneous Potential and Acoustic Travel Time for Different Lithology

圖8為不同巖性自然伽馬與聲波時差關(guān)系散點圖。砂巖與泥巖的自然伽馬雖然也存在分區(qū)性，但有較大范圍的交叉，不如砂、泥巖的自然電位分界更明顯；而且，砂巖的自然伽馬與聲波時差相關(guān)性不明顯，如果用來做反演儲層預測，其結(jié)果不如自然電位更合理。

圖8 不同巖性自然伽馬與聲波時差的關(guān)系Fig.8 Relationship Between Natural Gamma and Acoustic Travel Time for Different Lithology

圖9 不同巖性補償中子孔隙度與聲波時差的關(guān)系Fig.9 Relationship Between Porosity Compensated Neutron Log and Acoustic Travel Time for Different Lithology

圖9為不同巖性的補償中子孔隙度與聲波時差關(guān)系散點圖。砂巖和泥巖具有一定的分區(qū)性，但存在明顯的重疊區(qū)，且均存在正相關(guān)關(guān)系，但二者的擬合曲線斜率不同，泥巖的補償中子孔隙度都隨著聲波時差的增大更加明顯，因而被償中子孔隙度越大，砂巖與泥巖的聲波時差差異越明顯。這種復雜的相關(guān)關(guān)系使得利用補償中子孔隙度預測儲層變得困難。

綜上所述，在電性儲層敏感電性參數(shù)中，以自然電位最為合理；因此，將自然電位確定為儲層電性敏感參數(shù)［22］。

1.3.3 儲層敏感參數(shù)反演及最佳參數(shù)篩選

由于卡拉沙依組砂泥巖段砂巖與泥巖波阻抗差異不明顯，波阻抗反演結(jié)果表征儲層比較困難，不能更好地識別和解釋儲層，而自然電位與聲波時差具有良好的相關(guān)關(guān)系，且實驗表明自然電位能更好地表征本區(qū)的儲層，所以采用自然電位的反演成果開展卡拉沙依組的儲層展布預測［22］。

2 高分辨率儲層預測成果檢驗

為了評價反演結(jié)果的可靠性，從井點、剖面及平面3個方面進行高分辨率儲層預測成果檢驗和評價［23］。

2.1 井點效果檢驗

2.1.1 井點反演與實際對比

井點反演效果檢驗包括參與反演井自然電位反演的井旁道與井實際自然電位曲線的吻合情況。二者吻合說明反演結(jié)果尊重了井點信息。從研究區(qū)西部南北向、東西向兩條自然電位反演連井剖面可以看出，各井點反演的自然電位井旁道與井實際自然電位曲線一致性好，且多數(shù)厚度在4m以上的砂體在反演結(jié)果上能夠得到響應。

2.1.2 抽稀井反演驗證

為了分析自然電位高分辨率反演效果的合理性，進行抽稀井反演效果分析。分兩次分別抽取不同的兩口井進行反演，然后進行一次未抽稀井的反演，分別對比未抽稀和抽稀后的反演結(jié)果，統(tǒng)計兩次反演識別出的砂體數(shù)。結(jié)果表明，兩次抽稀井反演4口檢驗井識別出的砂體數(shù)為0.71%～0.80%（表1）。

表1 抽稀井反演實驗識別砂體的符合率統(tǒng)計Tab.1 Statistics of Coincidence Rate of Sand Body Identification with the Experiment Extracting Wells Inversion

本次自然電位反演對90%以上大于6m的砂體都可以很好地反映出來，通過調(diào)整色標能夠識別和解釋出3～6m的含油砂體，抽井反演分析對5m以上砂體的符合率為71%～80%。

2.2 剖面效果檢驗

合理的反演結(jié)果不僅應該盡可能符合地井點實際數(shù)據(jù)，而且應該尊重反演所用的原始地震信號。對于砂體變化大、非均質(zhì)性強的塔河油田3區(qū)石炭系卡拉沙依組地層，反演得到的砂體變化規(guī)律應與原始地震信號變化規(guī)律具有一致性，否則反演結(jié)果就失去了合理性。通過11條連接全區(qū)52口井的自然電位反演剖面疊加振幅剖面分析，可以看出本次反演結(jié)果充分尊重了原始地震信號及其變化，同時從剖面特征上來看，反演結(jié)果中自然電位的分布及其變化與振幅信息具有一致性，因此反演結(jié)果相對于原始地震信息而言是可信的。

圖10為TK318—TK336井區(qū)2個不同方向的自然電位反演剖面，較好地反映了石炭系卡拉沙依組儲層反射特征，與井點實鉆情況符合程度很高。

圖10 TK318—TK336井區(qū)自然電位反演剖面Fig.10 Spontaneous Potential Inversion Section in Wells TK318－TK336

2.3 平面效果檢驗

（1）反演砂體平面分布與區(qū)域沉積規(guī)律一致性分析。評價反演結(jié)果的合理性，一方面是利用過井地震剖面分析反演的合理性，另一方面是反演數(shù)據(jù)的平面分布特點是否符合區(qū)域沉積規(guī)律。如果兩者一致性不明顯甚至相矛盾，那么對這類反演結(jié)果的可信度評價將顯著降低，據(jù)此得到的砂體分布成果將不可信賴。因此，需要對由反演數(shù)據(jù)得到的平面預測成果進行分析，與區(qū)域沉積規(guī)律和單井相分析得出的沉積環(huán)境特征對比，判斷是否具有一致性。

本次對自然電位反演數(shù)據(jù)體以砂層組為單元進行平面屬性提取，提取包括由自然電位確定的儲層下限有效樣點數(shù)及其所占地層厚度百分比；通過對比砂體分布與區(qū)域沉積、各砂組砂體變化與砂體在垂向上的演化規(guī)律，發(fā)現(xiàn)均具有較好的一致性。

（2）反演砂體平面分布與油藏生產(chǎn)動態(tài)一致性分析。一般油藏的分布與構(gòu)造、儲層分布及儲蓋組合特點密切相關(guān)，但塔河油田3區(qū)石炭系油井生產(chǎn)動態(tài)與構(gòu)造特征并不具有完全的一致性，說明除了構(gòu)造因素的控制作用外，巖性對卡拉沙依組油藏也具有重要的控制作用，這種作用應與砂體的發(fā)育特點及其分布規(guī)律具有一致性。

反演砂體具有南北向展布的特點，與古地形特征和環(huán)境特征相一致，且生產(chǎn)井多分布于各砂層組砂地比較低的部位，這與砂體平面分布變化大、砂體向上傾尖滅部位易于成藏等特點相一致。

（3）反演結(jié)果解釋砂體是否存在油水矛盾分析。通過對含油單元油水關(guān)系分析，均未發(fā)現(xiàn)明顯的油水關(guān)系矛盾。圖11為塔河油田3區(qū)石炭系卡拉沙依組解釋的52個單元含油面積疊合圖。因此，無論是井點、剖面，還是平面分布的自然電位反演成果，都能經(jīng)得住各方面資料和成果的檢驗。

圖11 塔河油田3區(qū)解釋含油砂體的含油面積疊合圖Fig.11 Overlay Chart of Oil Area of Oil－bearing Sand Body Explained in Block 3of Tahe Oilfield

3 結(jié)語

針對塔河油田3區(qū)石炭系卡拉沙依組砂體薄、砂體展布變化大以及地震資料分辨率不能滿足多數(shù)單砂體厚度識別的問題，采用地震資料提頻、分頻、儲層敏感參數(shù)高分辨率反演等手段，并對不同方法的結(jié)果進行對比分析，篩選出高分辨率儲層敏感參數(shù)反演作為卡拉沙依組砂泥巖段儲層主要預測手段，實現(xiàn)對石炭系主力砂體空間展布的解釋與描述，建立了塔河油田3區(qū)石炭系卡拉沙依組儲層模型。

（1）塔河油田3區(qū)石炭系地震數(shù)據(jù)提頻處理和分頻處理后，雖然對部分砂體有所反映，但無法描述多數(shù)砂體的空間展布規(guī)律。

（2）高分辨率波阻抗反演能較好地反映部分砂體展布特征，但將多數(shù)薄層砂體從阻抗體中識別出來有一定困難，不利于砂體解釋。

（3）儲層地震敏感參數(shù)篩選出的自然電位作為塔河油田3區(qū)石炭系卡拉沙依組最佳參數(shù)，其反演結(jié)果與阻抗具有一定的一致性，但比阻抗數(shù)據(jù)體成層性好，能夠反映大多數(shù)砂體的空間展布。

在綜合多方案預測效果的基礎上，確定最佳敏感參數(shù)為自然電位的儲層地震敏感參數(shù)高分辨率反演預測效果最好，符合塔河油田3區(qū)石炭系的儲層預測要求，對目前塔河石炭系復雜超深低滲砂泥巖薄互層儲層研究具有一定的針對性和適用性。

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