梁宇

(中石油大慶油田有限責任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712)

隨著地震采集技術的進步及處理、解釋水平的提高，地震儲層預測技術在油田開發(fā)中的應用越來越廣泛。密井網約束地震反演是預測井間儲層變化的一種核心技術，通過井震聯合反演能夠給出儲層三維地質模型，直觀反映儲層砂體縱、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[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。經歷50多年開發(fā)，油田目前平均井距已達到80～200m，已普遍進入特高含水開發(fā)后期。多次加密井的開發(fā)實踐證明，盡管井網密度已很大，但由于河流-三角洲相儲層厚度薄、變化快、非均質性強，僅依靠井點資料對儲層砂體邊界及幾何形態(tài)的描述仍存在不確定性，嚴重制約著老油田剩余潛力精細挖潛和加密調整，大大影響了油田的開發(fā)效果[3]。長垣油田自2008年開展密井網約束地震反演儲層預測方法以來，形成了一套基于地質統計學的井震聯合反演方法，在大慶長垣油田7個區(qū)塊儲層描述中得到了有效應用[4，5]。但由于地震資料與測井數據采集的時間、方法及分辨率不同，導致二者反映的儲層信息不一致，使合成地震記錄與地面地震記錄不能完全匹配，造成了儲層預測及描述的多解性。地震資料與測井數據之間的匹配問題已成為儲層反演的主要問題，其匹配精度直接制約著反演的分辨能力與預測精度，成為影響地震在注水開發(fā)調整中能否發(fā)揮作用的關鍵因素[6]。為此，筆者針對大慶長垣油田北部區(qū)塊密井網區(qū)(圖1)的地質特征及開發(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層預測的精度，使其在儲層精細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，1995年加密井網，2005年再次加密井網，幾套井網時間跨度較大，且地震采集時間相差亦較遠，因此測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)內所采用的測井曲線由于測井年代跨度大，所使用儀器多樣化，存在各種系統誤差，導致不同井網對同一套儲層的反射特征存在差異，不能真實反映地層的實際情況[7]。如果直接使用上述測井曲線，會將測井的系統誤差帶入反演結果中，影響反演結果的精準度，因此從時間上井震無法達到匹配。

1.2 分辨率不匹配

縱向上，地震數據采樣間隔為1ms，在大慶長垣油田大致相當于1.5m，測井曲線采樣間隔為0.125m，地震數據的樣點遠少于測井曲線，厚度小于1.5m的砂巖可能在地震上無法反應，而在測井資料上0.125m以上薄夾層均可以識別。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；大慶長垣油田經歷4次加密后，平均井距達到80～200m，僅用測井資料無法準確識別井距80m以內的河道[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井曲線的巖性界面劃分，二者性質不一致；②大慶長垣油田儲層平面非均質性較強，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別1/4波長的儲層信息[8]，在大慶長垣油田相當于油層組級，即15m左右，鉆井分層的最小單元為沉積單元級，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

井下測井資料是在空間深度坐標下測得，而地面地震數據通常是用空間時間坐標表示，兩者需要進行時深轉換才能實現匹配[9]。針對大慶長垣油田密井網條件，多井合成地震記錄標定是最常規(guī)的時深轉換方法，但通過合成地震記錄標定得到的井震匹配精度不高，原因在于：①井震標定時，一部分井不可避免地進行拉縮，導致出現速度異常值，時深轉換之后地震體及地震反演砂體出現“變形”和“穿層”現象；②地質沉積單元層面尺度小，在地震剖面上無法追蹤，因此井震標定精度受到影響[10]。

2 提高井震匹配性方法

2.1 測井曲線標準化

為解決井震采集時間不匹配問題，在保證儲層預測效果的前提下，優(yōu)選新井進行研究，并對測井資料進行質量控制和校正，以消除測井環(huán)境、儀器差別、測量誤差等對測井曲線的影響，提供高度一致性、相對完整的測井數據。利用關鍵井標準層及經環(huán)境影響校正后的測井數據直方圖，作為測井數據標準化的刻度模式，通過分析各井標準層測井數據的頻率分布，逐一與油田標準模式進行對比，檢查各井測井數據的可靠性，并確定校正值，再通過測井曲線標準化，使多井縱波阻抗識別砂泥巖精度得到明顯提高(圖2)。

2.2 地震資料重采樣

測井數據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)勢彌補了地震數據垂向上的缺陷；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)點填補了測井數據在橫向上的不足[11,12]。地震反演中，波阻抗模型的縱向分辨率是通過測井約束地震實現的，為了較多地保留測井的高頻信息，提高地震的縱向分辨率，需將地震資料進行重采樣處理。將地震數據由原來的1ms重采樣到0.25ms，對比1ms與0.25ms采樣的地震反演效果發(fā)現，地震數據重采樣至0.25ms之后，砂體反演結果分辨能力明顯提高(圖3)。

圖2 聲波測井資料標準化校正前(a)、后(b)直方圖對比

圖3 1ms(a)與0.25ms(b)地震重采樣反演剖面對比

2.3 趨勢約束技術解釋層位

地震趨勢約束技術主要采用離散光滑插值法(DSI，discrete smooth interpolation)[11]，首先計算出已知點(井點分層)到已知層面(地震面)的距離d1，即以井點分層引導，在已知層面范圍內對距離d進行插值，井間地震為趨勢約束，得到已知層面范圍內任意位置處的距離dx，將dx添加到已知層面上，最終得到忠實于井點分層數據且井間保留地震解釋層面趨勢的構造層面。

對比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、疊層現象；而DSI方法得到的層位在井點處與井符合，井間符合地震的趨勢特征，更實現了小層級別的層位標定，其精度遠高于常規(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。

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

2.4 合成地震記錄二次標定

應用趨勢約束技術形成基于小層的時間域框架模型，利用該模型約束，篩選出標定誤差較大的井，對合成地震記錄進行二次校正，實現了多井時深關系的二次校正，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)的對比

3 效果分析及開發(fā)應用

3.1 效果分析

分別基于改進前、后的地震及測井資料進行地質統計學反演，通過后驗井抽查可以檢驗、對比反演結果識別砂體的效果及精度。選取工區(qū)均勻分布的24口井作為后驗井，從對比剖面中(圖6)可以看出，井震匹配性分析校正前，反演預測的砂體與后驗井符合率不高，出現砂體錯位及缺失情況；而經過井震匹配性校正后，反演預測的砂體與后驗井符合率較高，通過統計2m以上砂體預測符合率達到82%。

圖6 井震匹配性分析校正前(a)、后(b)反演效果對比圖

3.2 開發(fā)應用

利用反演結果指導研究區(qū)B區(qū)塊SⅡ-11單元的壓裂措施，原地質研究(圖7)認為，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，砂體連通關系變差，可判斷其注采系統不完善。為了改善儲層滲透性能進行壓裂，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 結論

1)大慶長垣油田北部區(qū)塊密井網區(qū)影響井震匹配性的因素主要為采集時間不匹配、分辨率不匹配、解釋層位不匹配、解釋精度不匹配。針對上述4點影響因素，提出了測井曲線標準化、地震重采樣、趨勢約束技術解釋層位和合成地震記錄二次標定的解決方案，有效提高了測井與地震資料的空間匹配度。

2)趨勢約束技術解釋層位是該次研究的創(chuàng)新點，該方法以井點分層引導、井間地震為趨勢約束，得到的層位在井點處與井符合，井間符合地震的趨勢特征，實現了小層級別的層位標定，為地質統計學反演建立高精度的框架模型提供了基礎。

3)該次研究的方法適用于地震采集資料密井網條件下的儲層描述，在大慶長垣油田北部區(qū)塊薩爾圖油層密井網約束地質統計學反演儲層預測中，厚度2m以上河道砂體預測符合率達到了80%以上，取得了較好的應用效果。