长期以来, 许多石油科技工作者在利用高保真地震信息进行储层预测方面进行了各种探索, 相关的理论、方法和技术研究均取得了不同程度的进展。BIOT于1956年首次提出的双相介质理论^[1-2], 近年来得到越来越多学者的重视。他们从不同角度进行了深入研究探讨, 进一步提出了单孔、复杂孔隙结构、饱和多相流体及各向异性(裂缝系统)等双相介质理论。同时基于该理论发展起来的多种储层及流体预测技术在油田也获得了较为广泛的应用^[3-9]。1994年, 张应波^[10]根据Biot理论的基本观点, 从另一个角度分析了储层微观波动应力变化的物理现象, 并且根据地震数据和测井数据得到了反映储层状态的地震应力剖面。计算实例表明, 地应力相对低的区带是具备储集条带的砂岩, 地应力相对高的区带是致密地层, 这可能是最早将双相介质理论应用于地震勘探的有益探索。双相介质的地震波能量出现低频段明显增强, 高频段明显减弱的现象, 而单相介质不存在上述现象, 因此双相介质具有“低频共振、高频衰减”的特征。由实际地震资料试算可知, 在指定的低频段和高频段内, 与油气层对应的位置存在明显的“共振”和“衰减”现象^[11], 这表明油气储集层属于较典型的双相介质。基于上述认识, 梁秀文等率先开发完成了微机版的最大能量累积法(简称CM法)^[12-13]和最大能量扫描法(简称DHAF法)两种方法的双相介质油气检测技术, 而后又将该技术集成到一套大型解释系统中。多年来的推广测试和实际应用成果表明, 该技术在预测油气方面效果显著。2012年, 胡学平等^[14]对比了模型试验结果与实际油气藏应用结果, 进一步展现了双相介质与单相介质的本质差异。高产油气层除了具有“低频共振、高频衰减”的地震波动力学特征外, 对应的地震剖面上还往往具有肉眼可见的“强、宽、抖”地震微相特征^[15], 这对合理解释油气检测结果具有参考价值。多年来, 许多学者在双相介质的理论研究和实际应用方面都做了大量的工作, 取得了丰富的成果, 这为今后的研究和应用奠定了基础, 也提供了有益的借鉴参考^[16-18]。

本文利用CM法油气检测技术, 针对塔河油田西部某油田A井区白垩系舒善河组中段的中3砂体高产油气层进行了试验性应用。首先通过多时窗频谱分析试验, 优选了最合适的时窗; 然后对比已知油气井和空井频谱特征, 确定了最佳的低频和高频敏感段范围; 最后得到的油气检测试验结果与钻井结果的符合率较以往常用的振幅类属性方法得到的结果符合率更高。

1 基本地质情况

在新疆塔河油田西部, 一条北北东(NNE)向的右旋走滑深断裂带贯穿整个油田。在该断裂带上, 先后发现了多个中生界油气藏。其中A井区的凝析气藏储集层位于白垩系舒善河组的中段和下段, 图 1所示为舒善河组的油气发现井(A井)的综合柱状图。该井在舒善河组一共解释了4个油气层, 两层位于中段, 两层位于下段。其中, 中段的中3砂体油气层深度为3 962.0~3 977.5 m, 厚约15.5 m。2016年11月该层投入开发, 截至2020年6月, 该井在中3油气层累计生产原油0.935×10⁴ t, 天然气4 804×10⁴ m³, 日产油10.9 t, 日产气4.293 1×10⁴ m³, 不含水。

在A井区, 共有18口井在中3砂体钻遇不同程度的油气显示, 其中, 油气层井13口, 差油气层井4口, 油水同层井1口。除油气显示级别存在差异, 相关的储层厚度也相差较大, 最厚的储层为15.5 m, 最薄的储层为1.5 m。

白垩系舒善河组整体属于陆相沉积体系, 横向非均质性较强, 中段有利砂岩储层的分布极不稳定, 厚度差异较大, 采用以往的常规方法技术(如反演、地震属性等)针对本层系进行储层和油气预测时, 预测效果不理想。虽然采用某些振幅类属性(如平均绝对振幅、均方根振幅等)预测较厚的油气层时预测效果尚可, 但对于较薄或显示级别较低的油气层, 预测结果的符合率相对较差。

在A井区的南部, 虽然目前已有多口井揭示了不同厚度的中3油气层, 但由于含油气砂体的分布范围难以确定, 所以目前尚未全面开发。本文拟利用双相介质油气检测技术对A井区中3砂体高产油气层进行检测试验, 以期较准确地刻画含油气砂体的平面分布, 为该区下一步勘探开发部署提供重要参考依据。

2 基于双相介质理论油气检测技术 2.1 基本理论

双相介质是指由具有孔隙的固体骨架(固相)和孔隙中所充填的流体(流相)所组成的介质。Biot理论认为, 当地震波穿过双相介质时, 固相和流相之间产生相对位移并发生相互作用, 产生第二纵波。第二纵波速度很低, 且极性与第一纵波相反, 经典的双相介质波动方程的矢量表达式如下:

$ \begin{gathered} N \nabla^2 \boldsymbol{u}+\operatorname{grad}[(A+N) \theta+Q \varepsilon]=\frac{\partial^2}{\partial t^2}\left(\rho_{11} \boldsymbol{u}+\right. \\ \left.\rho_{12} \boldsymbol{U}\right)+b \frac{\partial}{\partial t}(\boldsymbol{u}-\boldsymbol{U}) \\ \operatorname{grad}[Q \theta+R \varepsilon]=\frac{\partial^2}{\partial t^2}\left(\rho_{12} \boldsymbol{u}+\rho_{22} \boldsymbol{U}\right)-b \frac{\partial}{\partial t}(\boldsymbol{u}-\boldsymbol{U}) \end{gathered} $

(1)

式中: A, N为弹性参数, 相当于单相各向同性弹性理论中的拉梅常数γ, μ; Q为反映固体与流体体积变化之间耦合性质的弹性常数; R为使一定体积的流体流入该集合体而又保持总体积不变, 而施加在流体上的压力的一种量度; ρ₁₁为单位体积中固体相对流体运动时, 固体部分的总等效质量; ρ₂₂为单位体积中流体相对固体运动时, 流体部分的总等效质量; ρ₁₂为单位体积中流体和固体之间的质量耦合系数; θ表示固相体应变; ε表示流相体应变; u为固相位移; U为流相位移; b为耗散系数; t为时间。其中, 耗散系数b与流相介质的粘滞系数μ、固相介质的孔隙度φ和渗透率κ有关, 可用下式表达:

$ b=\frac{\mu \times \varphi^2}{\kappa} $

(2)

实际地震记录可被看做是第一纵波与第二纵波的叠加(实际机制可能更为复杂), 其动力学特征与单相介质的动力学特征明显不同。我们以此为基础, 通过双相介质的模型正演结果, 可以进一步证明双相介质与单相介质的本质差异。

2.2 双相介质油气检测技术

基于双相介质模型的波动方程正演数值模拟表明^[5], 当地震波穿过双相介质时, 对应的动力学特征(频谱)表现为较明显的低频段能量相对增强, 高频段能量相对减弱的现象, 俗称“低频共振、高频衰减”, 而单相介质(包括低速、低密度介质)则基本不存在这种现象。研究这种差别并有效提取和利用, 是根据地震资料识别油气层的有效途径之一。

目前比较成熟的基于双相介质理论的油气检测技术包括两种, 一种为最大能量累积法(CM法), 另一种为最大能量扫描法(DHAF法)。本文采用CM法油气检测技术, 其基本原理是: 首先计算给定时窗内所有地震道数据的频谱(一种特定的小时窗三角滤波); 然后分别计算这些频谱在给定的低频段和高频段范围内的平均能量, 得到相应的低频能量和高频能量; 再计算低频能量与高频能量的比值; 最后, 因为该值的大小通常与相应层段的油气富集程度呈正相关关系, 故将其作为油气检测的最终结果。

CM法油气检测技术的关键内容如下。

1) 滤波方法: 采用三角滤波方法, 频谱特征更加明显。

2) 检测时窗宽度: 油气检测时窗的大小是影响检测结果的最重要参数。通常情况下, 不同的油气层厚度及油气富集程度对地震记录的影响范围存在较大差异(并非与储层厚度严格对应), 需要进一步分析关键已知井的井旁道频谱。

3) 高、低频敏感段范围: 在优选了合适的时窗后, 要根据该时窗内不同类型井(油气井、水井等)旁道的频谱特征对比来综合确定高、低频敏感段。通常对应各油气层井的频谱低频段峰值往往达到最大, 且峰值频率也较为接近; 在高频段, 幅值降低明显, 但井间略有差异; 在中频段(大致包括主频的范围), 幅值存在不同程度的降低, 但基本能保持一定的上凸特征。这种只有油气层才普遍具有的低、中、高频段的频谱特征称为“油气频谱特征”, 已为大量的应用实例所验证。而对应无油气层井的低频段振幅峰值通常较低, 且井间差异较大, 个别情况下峰值频率也存在较大差异; 高频段的振幅值普遍较高, 但井间仍存在差异; 最大峰值基本都在中频段, 峰值频率与主频接近。高、低频段敏感范围就是油气层和非油气层在高频段和低频段幅值差异最大的区域。

任何一项技术的成功应用都具有前提条件。就本文提出的油气检测技术而言: 首先以地震数据的保真性最为关键, 为达到某种目的而进行的特殊处理(如拓频、滤波等), 通常会在一定程度上破坏地震数据的原始油气信息, 从而导致检测结果失真; 其次对已知油气层的精确标定和相关层位的解释也很重要, 因为这是最终获得可靠成果的关键基础。

3 实际应用 3.1 多时窗频谱特征分析

目前油气检测是沿着包含已知油气层的横向等时窗进行的, 时窗须包含油气的实际影响范围。实践表明, 只有当时窗相对合适时, 包含油气层的频谱才会出现典型的“油气特征”, 据此做出的油气检测结果才可靠, 因此须通过试验确定较合适的时窗。图 2是过A井的一段地震剖面。剖面上精确标定了中3高产油气层的位置, 油气层的顶和底分别位于波峰和波谷(黄色矩形标记处), 粉红色的虚线是沿波谷解释得到的层位, 基本对应该井油气层的底界, 标记为0。其它颜色的层位是通过解释层位得到的, 与解释层位平行, 也可用数字标记, 表示到解释层位的时间距离(ms), 在解释层位之上的用符号“-”表示。试验时窗的上、下边界是数字标记的两个平行层位。由图 2可见, A井15.5 m厚的高产油气层对应的时间范围约10 ms, 不足半个视周期。由于该时窗太小, 不满足计算条件, 且没有完全包含油气的影响范围, 所以最小初始试验时窗给定20 ms, 即解释层位上、下各10 ms, 记为-10~10 ms。其它的时窗依次以5 ms的步长向下递进。

图 3是A井井旁道6个时窗地震记录的频谱特征曲线。由图 3可见, -10~10 ms和-10~15 ms两个最小时窗的频谱基本没有明显的油气特征, -10~20 ms时窗的频谱具有一定的油气特征, 但不够明显, 而-10~25 ms时窗的频谱特征比较典型, 即出现了明显的“低频段能量显著增强, 高频段能量显著衰减”特征。-10~30 ms时窗的低频段能量有所降低, -10~35 ms时窗的低频段能量又进一步降低。比较几个时窗频谱特征可以看出, -10~25 ms(即35 ms时窗)时窗的频谱特征最为典型, 表明该时窗范围应该是中3油气层的有效影响范围。因此可将该时窗确定为针对中3油气层的检测时窗。

3.2 高、低频敏感段范围的确定

在确定了已知油气井A井处的合适时窗后, 还要将频谱特征与区内其它已知井(包括解释有油气层和无油气层)的频谱特征进行对比, 这些井也应该具有类似的各自对应的频谱特征。图 4为A井区中3底界附近(图 2中标记为0)的层位时间, 作为本次油气检测试验的区域, 区内有钻井37口, 对中3砂体的不同钻探结果进行了标记, 其中, 生产井和其它解释为油气层的井基本都位于中部断裂附近相对构造高部位, 水层(或非中3储层)井多位于断裂两侧的相对构造低部位。

根据不同的钻探结果, 选择8口有代表性的井(图 4中用字母标记)进行频谱分析试验。这8口井根据储层及含油气情况可以划分为最厚油层高产井(A井)、其它不同厚度油层井(B井、C井)、油水同层井(D井)、不同厚度水层井(F井、G井、H井)及非储层发育井(E井)等5种类型(图 5)。图 5是8口井井旁道的振幅谱叠合(包括中3砂体的35 ms时窗), 可以看出, 油气井的频谱特征总体趋势上基本一致, 即低频端能量明显增强, 高频端能量明显衰减, 频率超过50 Hz后, 谱的幅值基本降到0.4以下, 油水同层的井高频端幅值略高。3口位于不同厚度水层的井频谱特征与油气井的频谱特征存在明显差异, 即幅值在低频端相对较低, 高频端相对较高, 两端的值差异相对较小。而位于非储层的E井的频谱特征又与其它井的频谱特征存在较大差异, 最大幅值出现在频率较低频段, 属于与油气无关的异常低频高值区。

油气和非油气井的振幅谱幅值差异最大的范围称为频率敏感段。这种差异在高频段和低频段都存在, 分别称为高频敏感段和低频敏感段, 可以根据多井谱的最大有效频率范围自动设定, 也可以根据多井频谱特征人工设定。作为油气检测技术的重要参数, 两个敏感段通常是等宽的。一般低频敏感段起始频率取值1 Hz, 通常只需给定低频敏感段的截止频率, 该截止频率通常大于或等于油气井的低频端峰值频率。图 5给出了没有E井参与的情况下确定的初始高、低频敏感段的范围, 如虚线框所示, 其中低频段的范围是1~15 Hz, 高频段的范围是50~65 Hz, 利用上述初始频率敏感段得到的初步油气检测结果如图 6所示, 其中红色表示相对高值区, 低、高频能量比值整体为1.0~1.6。不难发现, 与油气有关的井基本都位于相对高值区, 而非油气井多位于相对低值区。但是, 位于非中3砂体储层的E井也位于较大范围的高值区, 检测结果与实际情况明显不符。其原因是初始设定的低频敏感段包含了E井处的低频高值异常区。因此, 我们重新调整频率敏感段的范围, 在低频敏感段避开了E井的高值异常区, 高频敏感段也同样进行了适当的调整。油气井频谱最大值的频率大致为10~20 Hz, 在这个频率范围内, 其与非油气井的频谱的差别最大。在高频段约50~60 Hz, 含油气层的井频谱幅值相对最低, 与非油气井的频谱幅值差别最大。根据上述多井频谱分析试验和对比结果, 将10~20 Hz和50~60 Hz分别确定为最终的低频敏感段和高频敏感段范围, 宽度均为10 Hz, 如图 5中充填颜色的实线框所示。据此计算得到的最终油气检测结果如图 7所示。对比图 6和图 7可见, 二者与油气有关的大范围高值区基本相同, E井处的较大范围高值区完全消失, 与钻井结果一致。

4 油气检测效果分析

最终油气检测结果中高值区的整体轮廓基本为南北走向, 与该期的三角洲分支河道的走向基本一致, 地质规律比较明显。高产油气井A和解释为油气层、差油气层的井基本都位于走滑雁行断层附近构造相对高部位, 同时也是检测结果的相对高值区。北部的1口油水同层井D位于较大范围高值区的边界附近, 解释为位于含油水层、水层或非储层的井基本都位于检测结果的相对低值区, 检测结果与钻井结果整体上具有较好的一致性。

4.1 与振幅属性的效果对比

由图 8可见, 高产油气层或解释为较厚油气层的井基本都位于该区均方根振幅属性高值区, 与钻井结果的吻合程度较高。但高值区的分布相对分散, 地质规律不太明显, 其中一些井吻合度较差。比较明显的是2口油气层井、1口差油气层井和1口油水同层井均位于面积较大的低值区, 而2口无油气井则位于高值区。图 8右下方的1口未能解释中3砂体的井却位于大范围的高值区, 表明该高值区和油气无关, 因此振幅属性方法存在多解性。

图 9为油气检测结果与均方根振幅属性在同一条过井任意线地震剖面上的对比结果。该剖面包含了本区不同的井, 钻探结果标注在剖面上的井位处。为便于对比, 剖面上还显示了用数字标记的解释层位和计算时窗的边界层位。其中层位-10 ms到层位5 ms的时间深度为15 ms, 是提取均方根振幅属性的时窗; 层位-10 ms到层位25 ms的时间深度为35 ms, 是油气检测的计算时窗。剖面顶部分别采用不同的颜色充填的方式显示了均方根振幅(上)和油气检测结果(下)。在剖面左侧的主要含油气区, 两种结果均为相对高值区, 与钻井结果基本一致。在剖面右侧的无油气区, 均方根振幅表现为较大范围的高值, 甚至比15.5 m厚的高产油气层处的值更高, 这与实际情况明显不符, 而该区的油气检测结果为相对低值, 与实际情况一致。

图 9中还包括右侧3口井的频谱特征, 分别是11.0 m厚油气层(红实线)、9.5 m厚水层(蓝实线)和非储层(绿虚线)的井。区分油气井与否最明显的标志就是非油气井的振幅谱在高频端没有明显的能量衰减。

仔细观察图 9地震剖面上的地震反射特征可以发现, 在高产及厚油气层所在的较宽时窗(如35 ms)内(层位-10~25 ms), 存在肉眼可见的特殊油气地震微相特征, 即振幅较强, 同相轴较宽; 在检测时窗内波谷到波峰的零相位处还存在明显的横向起伏现象, 即所谓的“强、宽、抖”油气地震微相特征。在多数常规及保真处理的地震剖面中, 与较高产油气层对应的位置上, 这些特征普遍存在, 这也是验证油气检测结果的典型标志之一, 因为在非油气区基本不存在上述现象。

4.2 与钻井结果符合性分析

本文所述的“符合”即各级别油气显示井位于油气检测结果的相对高值区或无油气井位于相对低值区, 反之视为“不符合”。符合率包括两种: 一种称为油气井符合率, 即油气井的符合井数与总油气井数之比×100%;另一种称为总符合率, 即所有符合的井数与总井数之比×100%。

首先分别提取各井点处的油气检测结果和均方根振幅值, 再通过和已知井的对比, 综合确定较为合适的门槛值, 大于这个门槛值的油气井和小于这个门槛值的非油气井均视为“符合”。表 1是油气检测结果和均方根振幅属性与已知井的符合情况的统计结果。表 1中的CM为采用本文技术得到的油气检测结果, RMSAmp为均方根振幅值。与已知井综合比较可知, 较为合适的门槛值分别为1.290和5 000, 表中大于门槛值的均用暖色调表示。与钻井符合的用“√”标记, 与油气井不符合的用红色“×”标记, 与无油气井不符合的用蓝色“×”标记。

采用本文技术得到的油气检测结果与钻井的符合情况是: 在18口各级别油气井中, 有17口井大于门槛值1.290, 油气井符合率约94.4%;在19口无油气井中, 14口井小于门槛值。即在全部37口井中, 共有31口井符合性较好, 总符合率约为83.8%。

均方根振幅与钻井的符合情况是: 在18口各级别油气井中, 有13口井大于门槛值5 000, 油气井符合率约72.2%;在19口无油气井中, 15口井小于该门槛值。即在全部37口井中, 累计有28口井符合性较好, 总符合率约为75.7%。

综上可知, 采用本文技术得到的油气检测结果的油气井符合率和总符合率均大于利用均方根振幅属性得到的符合率。在油气检测方面, 基于双相介质理论的CM法油气检测技术优于利用单一地震属性的方法。

图 10为井点处采用本文技术得到的油气检测结果与均方根振幅的交会分析结果。图中标记了各自门槛值的位置, 部分井标记了砂体厚度。可以看出, 两套数据总体上呈现正相关关系。绝大部分与油气有关的井位于两个门槛值以上的区域, 厚度大于10 m的油气井振幅值均在9 000以上, 但个别井处(图 8右下角)振幅值大于10 000, 却没有储层, 表明该高值由其它原因引起。上述符合率对比分析结果为仅根据井点处的数值直接进行的简单统计结果, 实际上应该根据具体情况进行合理分析。图 11为6口不符合的井点附近的油气检测结果局部放大显示, 井旁标记了油气检测结果值和相应的砂体厚度。图 11a中解释为2.5 m厚差油气层的井位于中部的低值区, 在4口解释为差油气层的井中是最薄的, 该井不符的原因可能与储层太薄和显示级别较低有关。其余5口井均为无油气的井, 但位于相对高值点处。其中, 图 11b的井位于北部一条断层上的局部高值异常点处, 砂体被断缺, 局部高值点可能与断层对地震信息的影响有关。图 11c和图 11d均为中部的两口井, 位于主要高值区的边界附近。图 11e和图 11f中西南部的两口井均位于局部分散高值区的相对低值区。总体来看, 这5口井均不在较大范围的主体高值区, 表明油气检测结果总体上与钻井的符合率较高。

5 分析与讨论

虽然本次油气检测结果与已知井的符合率较高, 但也并不意味着所有大于给定门槛值的高值区均为油气富集区, 还需根据一些特定条件进行综合分析判别才能合理确定。本文技术利用的是低频能量与高频能量之比, 除了油气层具有“低频共振、高频衰减”特征外, 有些特殊岩性体或某种岩性组合对应的频谱也存在低频能量强, 高频能量弱的现象, 同样也会导致检测结果的高值, 但上述结果通常不具备典型的油气频谱特征, 即中频段幅值上凸现象, 这也是判断检测结果的高值区是否为有利区的标志之一。高值有利区除应具备典型的油气频谱特征外, 在剖面上的检测时窗内通常能够看到比较明显的“强、宽、陡”油气地震微相特征, 上述特征可用于和邻近的已知油气井进行比较。在对检测结果进行解释评价时要参考这些特征, 同时还要结合已有地质成果如构造、断层和储层等因素进行综合分析, 以确定较可靠的有利区。

油气储集层的类型、厚度、油气富集程度以及所用地震资料的保真度和分辨率等因素均可影响地震记录上的有效信息范围, 因此合适的时窗才能保证真实的频谱特征, 须通过关键井井旁道的多时窗频谱分析试验来确定。低频和高频敏感段范围同样至关重要, 应通过多类型已知井的频谱分析试验合理确定。在某些特殊情况下, 自动设定的缺省值或试验分析不充分, 会影响检测结果的可靠性。受某些因素的影响, 油气检测结果可能会出现一定的多解性。在已知油气井所在的一定范围内的油气检测结果高值区可被解释为有利区。而在钻探空白区, 那些位于深断裂附近的相对构造高部位、面积相对较大且具有明显油气特征的油气检测结果高值区才可能被解释为潜在的有利目标区。

虽然油气层和水层都被视为双相介质, 但大量的应用结果表明, 油气层对地震信息的影响远大于水层。分析认为这可能是由于油气与地层水的粘滞系数存在较大差异, 从而导致与孔隙骨架的耦合机制不同所造成的, 相关研究未来可通过物理模拟加以验证。

6 结束语

通过本次双相介质油气检测技术在白垩系舒善河组的应用研究得出以下结论和认识:

作为双相介质的油气层具有明显的“低频共振, 高频衰减”的地震波动力学特征, CM法油气检测技术可有效突出和提取这种特征。应用结果表明, 检测结果与已知的钻井结果具有较高的符合率, 且总体上高于本区以往常用的单一振幅属性预测油气的符合率, 二者结合能更有效地确定油气富集区, 在现有条件下, 该技术在本区适用。

该技术的关键在于滤波方法、检测时窗宽度和高、低频敏感段范围等3个方面。其中, 三角滤波方法可以更加突显频谱特征, 而时窗宽度和高、低频敏感段范围则需要分别提取关键油气井及不同类型井(油气井、油水层井、水井等)井旁道频谱特征进行测试、优选和综合确定。需要注意的是地震资料的保真性, 精确层位标定和解释是获得可靠检测结果的前提。

目前CM法油气检测技术利用的仅是频谱的低频段和高频段的能量信息, 还应进一步开展频谱整体形态特征的研究, 比如谱的低、中、高频段的形态, 极值的个数、大小、相互关系以及不同位置的谱斜率等, 这些特征可能与某些特定的地质含义密切相关, 如能加以提取利用, 可望获得更加丰富可靠的成果。