方小宇 姜 平 歐振能 李茂文 楊朝強 王瑞麗

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司）

潿洲11－1N油田斷層多，屬于構(gòu)造＋巖性控制油藏。該油田范圍內(nèi)儲層橫向變化比較復(fù)雜，儲層連通性差，總體表現(xiàn)為平面非均質(zhì)、層間非均質(zhì)、層內(nèi)非均質(zhì)性強的特征。分析認為，該油田注水效果不理想，影響其開發(fā)效果的最主要的地質(zhì)因素是儲層非均質(zhì)性。本區(qū)曾開展過常規(guī)地震反演工作，但儲層預(yù)測效果不理想。為了更精確、有效地預(yù)測儲層，更好地解決油田生產(chǎn)中遇到的地質(zhì)問題，筆者從融合地質(zhì)建模技術(shù)和地震反演技術(shù)出發(fā)，提出了一套新的儲層預(yù)測方法。

1 新方法的思路與流程

基于模型反演的方法是油田開發(fā)階段常用的地震儲層預(yù)測方法［1－3］，其優(yōu)點是反演結(jié)果的分辨率較高，缺點是初始模型對反演結(jié)果起控制作用，因此如何構(gòu)建合理的地質(zhì)模型是關(guān)鍵［2－5］，精確合理的初始地質(zhì)模型是準確預(yù)測儲層的先決條件。然而，在復(fù)雜巖性和復(fù)雜構(gòu)造建模時，利用目前的主流反演軟件（如Jason、Strata等）很難建立精確的初始地質(zhì)模型。

運用地質(zhì)建模技術(shù)的目的是準確建立符合研究區(qū)層序地層特征、斷裂體系、地質(zhì)認識的三維地質(zhì)模型，筆者結(jié)合地質(zhì)建模技術(shù)，總結(jié)出了一套融合建模技術(shù)和反演技術(shù)提高儲層預(yù)測精度的新方法，其具體思路為：從井資料出發(fā)，在井震標定、地震解釋及地震屬性分析的基礎(chǔ)上，利用Petrel軟件精確建立符合沉積層序場特征與斷層產(chǎn)狀的構(gòu)造模型；在此基礎(chǔ)上，根據(jù)初步的地質(zhì)認識和詳細的地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)特征，運用Petrel軟件利用各單井的縱波阻抗數(shù)據(jù)建立波阻抗屬性模型；將所建立的基于網(wǎng)格體系的波阻抗屬性模型按照地震的測網(wǎng)分布和采樣率，轉(zhuǎn)換為Segy格式的三維波阻抗數(shù)據(jù)體，再在反演軟件里根據(jù)這一數(shù)據(jù)體來約束進行地震反演。

融合地質(zhì)建模與地震反演技術(shù)提高儲層預(yù)測精度的方法流程如圖1所示。

圖1 融合地質(zhì)建模與地震反演技術(shù)提高儲層預(yù)測精度的方法流程

2 新方法在潿洲11－1N油田的應(yīng)用

潿洲11－1N油田儲層主要集中在流一段，主要為中深湖—扇三角洲—濱淺湖相砂泥巖不等厚互層沉積［6－7］。根據(jù)地震層位追蹤與對比結(jié)果、沉積旋回、巖性組合特征以及油水分布特征，將流一段自上而下劃分為4個油組，即L1Ⅰ、L1Ⅱ、L1Ⅲ和L1Ⅳ油組；根據(jù)儲層和油水分布特征進一步將L1Ⅱ、L1Ⅳ油組分別細分為2個亞油組，即L1Ⅱ上、L1Ⅱ下、L1Ⅳ上、L1Ⅳ下油組。

在對測井曲線進行環(huán)境校正和歸一化的基礎(chǔ)上，得到潿洲11－1N油田每口井的縱波阻抗曲線；然后，根據(jù)地球物理解釋成果和地質(zhì)認識，利用Petrel建模軟件精確建立地層接觸關(guān)系（圖2）。在此基礎(chǔ)上，進一步進行屬性（波阻抗）模型的建立。

圖2 潿洲11－1N油田流一段地層接觸關(guān)系

以L1Ⅱ上油組為例。根據(jù)地質(zhì)認識，該地區(qū)沉積相帶主要為扇三角洲前緣（圖3），砂體為北西—南東向展布；根據(jù)地質(zhì)知識庫設(shè)定砂體大致的長寬比，并按照沉積相認識設(shè)置一定的趨勢面來約束建立符合地質(zhì)初步認識、精確反映構(gòu)造的波阻抗初始模型（圖4），從而對地震反演實行從源頭上的約束和控制。

圖3 潿洲11－1N油田L(fēng)1Ⅱ上油組沉積相帶分布

圖4 新方法建立的潿洲11－1N油田流一段波阻抗初始模型

對用常規(guī)反演軟件Strata建立的初始波阻抗模型剖面（圖5a）和基于新方法建立的初始波阻抗模型剖面（圖5b）進行了對比，可以看出本文提出的新方法在建立初始模型方面的優(yōu)勢：①構(gòu)造格架更加清晰，能更準確地反映斷層效應(yīng)和地層剝蝕、超覆等復(fù)雜接觸關(guān)系；②可根據(jù)初步的地質(zhì)認識控制波阻抗初始模型的分布趨勢。

圖5 用Strata反演軟件（a）和基于建模技術(shù)（b）建立的潿洲11－1N油田流一段波阻抗初始模型剖面圖對比

用新方法約束地震反演之后，采用Emerge多屬性分析技術(shù)預(yù)測（如自然伽馬（GR）、孔隙度、泥質(zhì)含量等），達到了非常高的預(yù)測精度，相關(guān)系數(shù)達到0.86，各井的預(yù)測曲線（綠色虛線）和原始曲線（藍色實線）在預(yù)測層段內(nèi)也非常吻合（圖6）。

本次應(yīng)用過程中，首先采用新方法建立初始模型，進行儲層反演，預(yù)測儲層GR、孔隙度等，然后將預(yù)測結(jié)果導(dǎo)回Petrel，進行井間屬性建模的趨勢約束。新方法應(yīng)用所取得的效果主要體現(xiàn)在以下兩方面：

圖6 采用Emerge多屬性分析技術(shù)預(yù)測的潿洲11－1N油田流一段GR圖

（1）儲層預(yù)測精度得到了很大提高

將常規(guī)方法與新方法反演的時間域內(nèi)孔隙度剖面進行了對比分析（圖7、8，圖中紅色代表孔隙度相對較高的部分，對應(yīng)為砂巖，白色的為泥巖區(qū)）。從圖7、8可以看出，常規(guī)反演預(yù)測的孔隙度剖面中砂體普遍反映得比較粗，砂體邊界不是很清晰；而新方法預(yù)測的孔隙度剖面中砂體反映比較細，邊界更清楚。由此可見，采用新方法預(yù)測儲層的精度有了很大的提高。

（2）反映的地質(zhì)特征更加清楚，油田生產(chǎn)中遇到的地質(zhì)問題得以解決

從新方法預(yù)測的孔隙度過井剖面圖（圖8，圖中黑色曲線為GR曲線，紅色區(qū)域為高孔隙砂體）可以看出，高孔隙砂體與低GR對應(yīng)得非常好，而高GR區(qū)域基本上物性都比較差。從新方法預(yù)測的結(jié)果來看，潿洲11－1N油田具有砂體疊置、連續(xù)性較差、非均質(zhì)性較強的特點。

以往實鉆井較少時認為L1Ⅰ油組物源來自東側(cè)，而新方法反演預(yù)測該油組物源來自西側(cè)。A8井等多井鉆后揭示L1Ⅰ油組展布方向為從西側(cè)到東側(cè)，沉積體系為三角洲平原—水下分流河道—三角洲前緣（圖9），這一鉆探結(jié)果與新方法反演預(yù)測的砂體展布特征非常吻合。

圖9 潿洲11－1N油田L(fēng)1Ⅰ油組A8井鉆后沉積相分布

以往認為L1Ⅱ上油組是統(tǒng)一的油水界面，但東側(cè)的A12井在主力油組L1Ⅱ上油組界面之上鉆遇含油水層，預(yù)示油水界面在更高的地帶，表明L1Ⅱ上油組東西兩側(cè)不是統(tǒng)一的油水界面，但對砂體的展布一直沒有清晰的認識和依據(jù)。從新方法反演的低泥質(zhì)含量體的砂體雕刻圖上（圖10）可以很清楚地看到，東塊和西塊砂體是不連通的，這為東西兩塊油水界面不一致提供了地質(zhì)依據(jù)。

圖10 潿洲11－1N油田L(fēng)1Ⅱ上油組砂體雕刻圖

3 結(jié)束語

地震反演通常采用井約束反演方法，獲得的初始地質(zhì)模型很粗糙，極大地影響了地震反演的精度。通常的解決方法只是改變參數(shù)以降低初始模型對反演的影響。本文提出的新方法融合了地質(zhì)建模和地震反演技術(shù)，實現(xiàn)了對地震反演從源頭上的質(zhì)量控制和地質(zhì)趨勢約束。與常規(guī)地震反演相比，利用本文提出的新方法能夠獲得質(zhì)量更好、分辨率更高、更符合地質(zhì)認識的反演結(jié)果，從而更好地解決油田生產(chǎn)中遇到的地質(zhì)問題。

［1］ 趙政璋，趙賢正，王英民，等.儲層地震預(yù)測理論與實踐［M］.北京：科學(xué)出版社，2005.

［2］ 劉彥君，劉大錳，年靜波，等.沉積規(guī)律控制下的測井約束波阻抗反演及其應(yīng)用［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2007，26（5）：133－137.

［3］ 姚逢昌，甘利燈.地震反演的應(yīng)用與限制［J］.石油勘探與開發(fā)，2000，27（2）：53－56.

［4］ 王延光.儲層地震反演方法以及應(yīng)用中的關(guān)鍵問題與對策［J］.石油物探，2002，41（3）：299－304.

［5］ 年靜波，劉喜武，孟凡順.地震精細油藏描述在油田開發(fā)中的應(yīng)用［J］.海洋石油，2006，26（1）：51－56.

［6］ 張輝，李茂，蔣利平，等.儲層非均質(zhì)性評價技術(shù)研究及應(yīng)用——以潿洲A油田流一段為例［J］.中國海上油氣，2011，23（3）：175－178.

［7］ 鄒雯.北部灣盆地油氣層識別圖版的建立與應(yīng)用［J］.中國海上油氣，2010，22（5）：296－299.