精细层序格架下砂体雕刻方法——以B地区为应用实例

罗 明,杨 飞 油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学)长江大学地球物理与石油资源学院,湖北荆州434023

易雪斐 (油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学),湖北荆州434023)

丁 琳 油气资源与勘探技术教育部重点实验室 (长江大学),湖北荆州434023 中海石油(中国)有限公司深圳分公司,广东深圳510240

随着地震勘探技术的不断发展,地震储层预测已经逐渐趋于精细化,尤其是岩性油气藏勘探研究,精细等时层序地层格架已经成为储层预测的前提条件,它不但可以提高储层预测的精度,而且可以减少预测结果的多解性。精细层序格架下的储层预测方法把储层预测作为一个系统工程,将地质理论和地震方法结合起来,从整体上把握储层发育特征,划分储层发育有利区域,然后针对有利区域的储层地质特征和地震资料特点,精细刻画有利区域储层的展布特征,从而最大限度地避免了地质解释不够精细和地震方法多解性的问题。为此,笔者对精细层序格架下砂体雕刻方法进行了研究。

1 研究区概况

B地区位于南海被动大陆边缘陆架坡折附近,三级层序SQ2具有经典层序地层学I型层序特征,属于陆架边缘三角洲沉积,陆坡区发育规模较大的低位体系域沉积体系,其精细层序地层格架连井地震剖面如图1所示。由图1可以看出,层序底界面具有明显的侵蚀不整合现象,初始海泛面为低位前积体的顶部包络面,最大海泛面与上覆地层呈下超式接触。初始海泛面之下为低位体系域前积楔状体,具有明显的斜交前积反射特征,顶部具有强振幅特征,多为砂岩。初始海泛面之上为海侵体系域退积地层,具有明显上超特征,并且同相轴与最大海泛面呈视削截接触,地层厚度随着向南推移逐渐减薄,海侵多为泥岩可覆盖于低位楔状体之上作为盖层。最大海泛面之上的地层为高位体系域部分,而陆坡地区多发育泥岩,这些泥岩可以再次作为低位砂体的盖层。

图1 精细层序地层格架连井地震剖面

2 目标砂体雕刻方法

2.1 地质体顶底面追踪

为了雕刻砂体的展布特征,精确的地质体发育边界必不可少。追踪地质体发育边界便于建立较为精细的反演模型[1],这样可以提高储层预测的精度及可信度,以减少多解性。此外,地质体发育边界将作为定量计算砂体的厚度及孔隙度的约束条件。

在精细层序格架的约束下,根据低位体系域中前积楔状体或扇体特殊的内部特征及其外部形态将其顶、底面追踪出来。比如低位前积楔状体通常可以追踪识别至单个砂体[2],笔者按10×10的网格密度追踪出目标地质体的顶、底面作为约束条件。

2.2 岩石物理参数分析及岩性反演

图2 不同岩性波阻抗与深度交汇图

岩石物理参数分析主要目的在于寻找岩性与参数之间的相关关系,进而选择反演方法。笔者对该区7口井SQ2层段的不同岩性的波阻抗与深度进行交汇(见图2)。由图2可知,不同深度含气砂岩波阻抗9.5×106～1.1×107kg/(m2s),不同深度泥岩波阻抗 (1.15～1.4)×107kg/(m2s),不同深度致密砂岩波阻抗 (1.1～1.3)×107kg/(m2s)。含气砂岩由于其孔隙大且含流体,具有低波阻抗特点,加之砂岩骨架受压实作用影响较小,波阻抗变化范围不大。而泥岩骨架疏松,常因受到压实作用而具有高波阻抗特征,当深度达到3600m后,压实作用对其波阻抗的影响减少。致密砂岩孔隙度很小,因而具有较高的波阻抗,加之砂岩骨架受压实作用影响较小,波阻抗变化范围不大。上述分析可知,当波阻抗小于1.1×107kg/(m2s)时可以作为区分含气砂岩的门槛值,故采取常规稀疏脉冲反演就能达到识别含气砂体的目的,使用JASON软件将地震振幅数据体反演成为波阻抗数据体。反演时需要注意以下3点:①在建立模型时必须考虑典型地质体的特殊外形,将追踪得到的地质体顶、底面参与模型建立,通过EarthModel模块产生包含小层的地层模型框架,这样就利于计算储层的孔隙度及砂体厚度等参数[3]。②在制作合成记录过程中,必须利用归一处理之后的声波时差曲线、密度曲线和VSP资料,其中VSP资料的引入对于提高原始地震道与合成记录的相关系数非常关键。③为了使残差数据的信噪比最大,在反演中应选择曲线值收敛的Lambda值,这样可拓宽反演剖面频谱,从而提高分辨率[4]。

2.2 计算砂岩相关数据体

1)波阻抗数据体转化为砂-泥岩数据体 虽然波阻抗数据体能反映不同岩性的分布特点,但不够直观,为改变该现象,可以通过门槛值将波阻抗数据体转化为砂-泥岩数据体。在计算前通常将致密砂岩当做泥岩处理,而泥岩数据可在后续步骤中被剔除。因而在制作转换数据表时,将波阻抗在9.5×106～1.1×107kg/(m2s)的定义为砂岩,将波阻抗在 (1.11～1.4)×107kg/(m2s)的定义泥岩,然后利用StatMod Analysis模块按转换表将波阻抗数据体转换成砂-泥岩数据体。为便于下一步数据体之间的几何计算,将砂岩、泥岩分别定义为数值变量1和0,从而使砂-泥岩数据体变换为新型岩性体。

2)波阻抗数据体转化为砂岩孔隙度数据体 砂体物性的好坏在很大程度上取决于孔隙度的大小,因此估算孔隙度显得非常重要。笔者利用该区7口井SQ2层段岩芯采样得到真孔隙度资料和声波时差测井曲线来建立孔隙度与波阻抗之间的相关关系。首先,将岩芯采样得到真孔隙度与之对应的声波时差数值做交汇图,由此得到拟合直线方程,并将SQ2层段的声波时差曲线数据代入拟合直线方程,可以得到SQ2层段的孔隙度曲线[5]。然后,将计算得到的孔隙度数据与波阻抗数据做交汇图 (见图3)。从图3可以看出,波阻抗与孔隙度具有较好的反比关系,说明计算得到的孔隙度数据比较可靠。在拟合曲线上选取8～10个样点建立波阻抗到孔隙度的转换表,并利用Function Mod模块对波阻抗数据体做孔隙度转换,得到包含所有岩性的孔隙度数据体。将新型岩性体与包含所有岩性的孔隙度数据体进行乘积运算可以达到剔除泥岩的目的,最终得到仅包含砂岩孔隙度的数据体。

图3 波阻抗与孔隙度交汇图

2.3 预测砂岩厚度及平均孔隙度

储层的厚度平面展布数据和平均孔隙度数据均可通过 Jason软件的属性提取工具实现。根据下列公式可得到砂岩厚度:

式中,H为砂岩厚度,m;Δt为地震资料的采样间隔,s;V为目的层段砂岩速度,m/s;N为砂岩采样点个数(该参数可以在地质体a的顶、底面的约束下对新型岩性体求和得出)。

图4为砂体厚度平面图。由图4可知,该砂体呈3个朵状展布,在砂体中部厚度达到最大,且砂体向北部上倾方向减薄至尖灭。图5为砂体平均孔隙度平面图。由图5可知,在砂体中部区域具有最大孔隙度。该砂体发育于海平面下降的低水位时期,根据砂体的朵状展布特征可判断该砂体为水下分流河道砂,是非常好的油气储集砂体,且有上覆海侵体系域泥岩和高位体系域泥岩作为遮盖,因而该砂体具备形成岩性油气藏的条件。

图4 砂体厚度平面图

图5 砂体平均孔隙度平面图

3 结 语

精细层序格架不仅从宏观上把握了层序发育的特点及模式,更重要的是可以分辨出各体系域的发育特点及典型地质体的类型与特点。从精细层序约束的角度出发,在宏观上控制储层的空间分布及其发育模式,在微观上剖析单砂体发育规模及储集物性。在精细层序格架的约束下进行砂体雕刻,不但可以提高砂体预测的精度,而且利于定量计算砂体厚度及相关物性参数,在目前岩性油气藏勘探技术中具有重要作用。

[1]胡明卿,刘少锋.层序约束地震储层预测技术在高柳地区东营组岩性地层油气藏勘探中的应用 [J].石油天然气学报,2010,32(2):170-173.

[2]凌云,孙德胜,高军,等.基于三维地震数据的准层序组内沉积体的解释研究 [J].石油物探,2005,44(6):568-578.

[3]陈祖安,伍向阳.砂岩孔隙度和含泥量与波速关系的模型 [J].地球物理学进展,2000,15(1):78-82.

[4]杨敏芳,杨瑞召.随机岩性反演在茂兴地区薄储层预测中的应用 [J].石油天然气学报,2009,31(3):222-225.

[5]郝银全,潘懋,李忠权.Jason多井约束反演技术在油气储层预测中的应用[J].成都理工大学学报(自然科学版),2004,31(3)297-300.