2. 西部低渗-特低渗油藏开发与治理教育部工程研究中心, 陕西西安 710065;
3. 长庆油田第十一采油厂, 甘肃庆阳 745000;
4. 青海油田公司采气一厂, 青海格尔木 816000;
5. 青海油田采油一厂开发地质研究所, 青海茫崖 817500
2. Engineering Research Center of the Ministry of Education, Xi'an 710065, China;
3. No.11 Oil Production Plant of Changqing Oilfield, Qingyang 745000, China;
4. No.1 Gas Production Plant of Qinghai Oilfield Company, Golmud 816000, China;
5. Development Geology Research Institute of No.1 Oil Production Plant of Qinghai Oilfield, Mangya 817500, China
当前, 我国陆上油田大多已步入开发中后期特高含水期, 剩余油呈整体分散、局部富集特征, 剩余油“识别难、挖潜难”已成为特高含水期精准挖潜的主要难题, 对储层描述的要求必然是精细化、定量化。在开发后期密井网资料条件下, 解释的河道砂体连续性发生改变、多期河道叠置、河道边界变复杂且河道规模变化较大, 尤其是薄层砂体分布更加零散和复杂, 井间沉积微相组合往往因解释人员不同而不同, 砂体平面微相组合和井间砂体认识存在不确定性。国内外学者利用地震资料横向网格小、地质信息丰富的优势, 通过井震结合提高井间砂体预测精度。然而, 由于我国陆相油田砂泥薄互储层较发育, 常规叠后地震资料的纵波阻抗因砂泥岩叠置导致储层预测多解性强, 与特高含水期储层精准识别的需求存在较大差距。
地震储层反演技术从叠后向叠前发展是油藏地球物理的发展趋势, 叠前反演储层预测技术能够反映振幅随炮检距变化的特性(AVO效应), 该方法能反演出纵波阻抗、纵横波速度比及泊松比等多个弹性变量, 用来提高储层岩性与含油气性的描述精度。目前叠前反演方法已经成为众多学者研究及应用的热点, 不少开发地震研究人员对叠前地震处理、叠前反演方法进行了大量研究, 然而大多集中在勘探阶段及稀井网区, 对于油田开发后期, 如何将已有的地质研究成果和认识与三维地震信息相结合, 减少密井网条件下陆相多层砂岩油田储层预测多解性, 尚无成熟的地震解释思路和技术可供借鉴, 同时, 在指导特高含水期油田剩余油挖潜中缺少典型应用实例[1-5]。
本文以大庆长垣老区为例, 开展叠前反演技术应用研究。针对河流-三角洲相薄互储层发育特征, 利用岩石物理分析、地震角道集叠加等关键方法技术, 开展特高含水、密井网条件下的储层描述研究, 为井位部署挖潜剩余油提供依据。
1 方法简介如图 1所示, 叠前反演技术是在AVO反演的基础上发展起来的, 基于叠前CRP地震道集(或部分角度叠加数据)和测井数据, 使用以Zoeppritz方程为核心的算法, 以井点纵、横波曲线为引导, 井间部分角度叠加地震信息为约束, 联合求解得到与储层岩性、物性等相关的纵、横波等多种弹性参数, 并利用这些参数预测储层砂体的分布[6-9]。与叠后单一纵波反演相比, 该方法能够综合地震叠前信息与井的纵向分辨能力, 实现纵波与横波双参数预测, 降低了储层反演结果的多解性; 不足之处是叠前资料处理工作量大、精度要求高, 并要求建立符合目标区储层特征的岩石物理解释图版, 特别是高含水期油田储层受注水开发的影响, 增加了高精度图版建立的难度。
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图 1 叠前反演方法流程 |
Zoeppritz方程矩阵形式为:
| $ \boldsymbol{R}_{\mathrm{PP}}(\theta)=\left[\begin{array}{l} \boldsymbol{R}_{\mathrm{PP}} \\ \boldsymbol{R}_{\mathrm{PS}} \\ \boldsymbol{T}_{\mathrm{PP}} \\ \boldsymbol{T}_{\mathrm{PS}} \end{array}\right]=\left[\begin{array}{cccc} -\sin \theta_{1} & -\cos \varphi_{1} & \sin \theta_{2} & \cos \varphi_{2} \\ \cos \theta_{1} & -\sin \varphi_{1} & \cos \theta_{2} & -\sin \varphi_{2} \\ \sin 2 \theta_{1} & g_{1} \cos 2 \varphi_{1} & -L_{1} \cos 2 \theta_{2} & H_{1} \cos 2 \varphi_{2} \\ -\cos 2 \varphi_{1} & g_{2} \sin 2 \varphi_{1} & L_{2} \cos 2 \varphi_{2} & -H_{2} \cos \varphi_{2} \end{array}\right]^{-1}\left[\begin{array}{c} \sin \theta_{1} \\ \cos \theta_{1} \\ \sin 2 \theta_{1} \\ \cos 2 \varphi_{1} \end{array}\right] $ | (1) |
式中: g1=vP1/vS1; g2=vS1/vP1; L1=(ρ2vS22vP1)/(ρ1vS12vP2); L2=(ρ2vP2)/(ρ1vP1); H1=(ρ2vS22vP1)/(ρ1vS12); H2=(ρ2vS22)/(ρ1vP1); TPS为横波透射系数; TPP为纵波透射系数; RPS为横波反射系数; RPP为纵波反射系数; θ1为纵波的入射角和反射角; θ2为纵波的折射角; φ1为横波的反射角; φ2为横波的折射角; vP1, vP2, vS1, vS2分别为上、下介质的纵波速度、横波速度。
2 储层岩石物理解释图版NESX研究区位于大庆长垣北部萨尔图油田, 经历了60年、5套井网的开发, 目前处于高含水期, 含水率在95%以上。本次主要研究目的层位为SPG油层组, 属于河流-三角洲相沉积体系, 薄互层砂体发育, 横向相变快, 河道砂体厚度多为2~12m。研究区于2007年采集的高密度地震资料的频宽6~80Hz, 主频45Hz。分析发现研究区储层存在纵波阻抗叠置现象, 由于常规叠后地震资料只具备单一的纵波信息, 导致基于叠后地震资料反演的储层预测结果具有多解性, 无法精确识别储层砂体的空间分布, 因此, 希望通过开展叠前反演方法的应用研究提高老油田储层描述精度。
储层岩石物理分析是开展叠前反演的基础, 需要建立研究区储层与非储层的弹性参数界限。一般基于已有的包含纵、横波的测井数据建立特征岩石物理图版, 但是研究区含有横波信息的井占总数不到1%, 因此需要通过岩石物理模拟的手段, 模拟生成多井横波测井曲线, 同时也为后续的纵横波联合反演提供横波基础信息。
本文使用Xu-White模型、4口基础井进行模拟计算, 即典型的混合模型。Xu-White模型中充分考虑了岩石基质类型、孔隙度大小、泥质含量和流体性质的影响, 粘土矿物纵横波速度比理论值为2.8、石英矿物纵横波速度比理论值为1.5。在模型内部, 以基于差分等效介质(DEM)理论的Kuster-Toksoz方程求取岩石骨架弹性模量, 并且利用Gassmann方程求取含流体的岩石剪切模量和体变模量, 最终求取纵波速度和横波速度[10-11]。
图 2为模拟与实测纵波速度、横波速度曲线, 可见, 模拟值与实测值结果基本一致, 误差在10%以内。这反映出两点, 一是选用的Xu-White模型适合特高含水老油田储层岩石物理模拟; 二是得到了可靠的横波数据, 为后续的叠前反演储层预测打下了可靠基础。
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图 2 模拟与实测纵波速度、横波速度曲线 |
图 3为砂岩和泥岩的纵波阻抗与vP/vS(纵波速度与横波速度之比)的交会图, 可见, 纵、横波联合可明显区分泥岩和砂岩分布区间, 砂岩位于图版左下方, 具有低纵波阻抗、低vP/vS值特征; 而泥岩分布在图版右上方, 具有高纵波阻抗、高vP/vS值特征。针对不同类型储层建立储层岩石物理量版, 划分砂岩与泥岩不同的纵、横波分布区间, 为后续叠前反演储层预测提供定量解释门槛值。
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图 3 砂岩和泥岩的纵波阻抗与vP/vS交会分析 |
叠前地震数据为一系列不同入射角的道集, 而弹性阻抗为入射角的函数, 叠前反演将道集数据转化为弹性参数。与叠后地震数据相比, 叠前道集数据虽然具有丰富的信息, 但是信噪比较低, 解决思路是将地震数据进行分角度叠加, 这样既提高了信噪比, 又能反映地震反射振幅随入射角的变化。研究区构造主体部位叠前道集角度范围为0~45°, 因此采用了0~15°、15°~30°、30°~45°分角度叠加地震数据进行叠前反演储层预测[12-13], 结果如图 4a所示。
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图 4 分角度叠加数据(a)及提取的子波(b) |
研究区经历了60年、5套井网的开发(1986年至今), 井网钻井时间与地震采集(2008年)时间相差较大。因此, 为保证井震在时间上的匹配性, 选择与地震采集时间接近的井进行井震标定和子波提取。通过井震精细标定, 保证合成地震记录和实际地震数据之间具有最大的相关性。在此基础上提取井旁道地震子波。图 4b为提取的0~15°近道叠加子波、15°~30°中道叠加子波、30°~45°远道叠加子波, 子波长度为100ms, 主频为45Hz, 相位为0, 可以看出不同角度道集叠加数据的子波振幅、相位一致性较好, 为全区叠前反演提供了稳定的子波。
3.2 叠前反演结果及分析以纵、横波测井曲线为出发点, 以井间基于不同角度叠加地震数据为约束控制, 采用蒙特卡洛算法反演纵波阻抗体和vP/vS数据体, 并依据纵波阻抗和vP/vS数据体以及砂泥岩的解释图版, 通过纵波阻抗与vP/vS的交会分析以识别储层砂体[14]。
图 5为叠前反演预测的纵波阻抗、vP/vS、砂体分布及地震剖面, 可见在单一的纵波阻抗剖面上预测出的砂体(纵波阻抗低值代表砂岩)在一些层位上与测井解释出的砂体不符, 而在同一位置处, vP/vS剖面有效补充了预测信息, 并与实际井震剖面一致, 二者联合能够提高最终的砂体识别精度。
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图 5 叠前反演预测的各类剖面 a纵波阻抗; b vP/vS; c砂岩; d地震剖面 |
图 6展示了基于后验井检验的叠后反演和叠前反演砂岩预测结果对比剖面, 可见叠前反演预测砂体结果与后验井处解释的砂岩符合更好, 尤其是薄层砂体。通过全区均匀分布的10口后验井的检验, 厚度在2m以上的砂体预测精度达到80%以上(厚度误差在30%以内, 符合要求), 可见本文采用的叠前反演适合于研究区的储层精细刻画, 对类似的纵波阻抗叠置的沉积区域, 具有较强的适用性。
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图 6 叠后反演(a)与叠前反演(b)剖面对比 |
基于叠前反演的砂体预测结果, 结合研究区沉积规律认识, 可以实现储层河道砂体的精细描述, 从而提高储层预测精度。对比原有的河道砂分布结果, 分析前后砂体的变化, 逐井逐层分析注采关系, 寻找剩余潜力、指导剩余油挖潜。在NESX研究区共确定潜力部分120处, 平均每平方千米确定潜力部位10处, 对34口井实施了压裂和补孔措施。
图 7为Kp58井区利用叠前反演沉积微相描述结果指导剩余油挖潜的实例。原有沉积认识(图 7a沉积相图)认为, Kp58开采井周边从3个方向注水驱油, 注采关系比较完善; 但是叠前反演河道砂预测的沉积相图(图 7b)显示, 河道形态及砂体联通关系发生了明显的变化, 原来认为3个方向的注水驱油转变为只有单一方向注水有效, 注采关系不完善, 导致剩余油富集在河道边部而无法有效开发。为了进一步完善注采关系, 挖潜剩余油, 将Kw30井由闲置井改为注水井, 采取压裂的手段, 改善Kw30井与Kp58井之间的连通关系, 提高其它方向的水驱效果。这样在开采井与水井之间实施新的压裂措施之后, 开采井单井增油3.5t/d, 含水下降10%, 展示了本文方法在特高含水油田储层描述中较好的应用效果。
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图 7 基于叠前反演储层描述及指导剩余油挖潜 a原有沉积相; b本文方法预测的沉积相 |
1) 选用的Xu-White模型适合特高含水老油田储层岩石物理模拟, 得到的横波数据较可靠。砂岩具有低纵波阻抗、低vP/vS值特征; 泥岩具有高纵波阻抗、高vP/vS值特征, 以此建立研究区储层纵、横波弹性参数解释图版, 为特高含水油田储层的叠前反演的定量解释提供了依据。
2) 与单一的纵波阻抗反演预测结果相比, 叠前反演方法能够输出横波和纵波两种地震参数, 据此预测的结果与后验井符合情况更好, 尤其是薄层砂体。基于叠前反演结果实现储层沉积微相的精细描述, 分析确定寻找剩余潜力区、指导压裂措施, 单井增产油3.5t/d, 含水下降10%, 展示了本文方法在特高含水油田储层预测中较好的应用前景。
3) 与叠后单一纵波反演相比, 叠前反演优势是能够综合地震AVO叠前信息, 实现纵波与横波双参数预测, 储层反演结果多解性得到降低。不足之处在于叠前资料处理工作量大、精度要求高, 并且要建立符合目标区储层特征的岩石物理解释图版, 特别是高含水期油田储层受注水开发的影响, 增加了建立高精度图版的难度。
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