港西油田六区河道砂体储层预测综合研究

邹 拓

(中国石油大港油田公司勘探开发研究院，天津 300280)

0 引言

河流相储层一直是我国东部陆相含油气盆地勘探开发研究主体，据不完全统计，其所蕴含的石油储量占我国已开发油田动用储量的一半左右(刘建民等，2003;于兴河，2008)。河道砂体通常具有纵向多期叠置、横向变化快的特点，在地震响应中属于薄互层(陶庆学等，2006)。在老地震资料品质不能满足精细刻画小断层、低幅度构造和薄窄油砂体需要的情况下，如何准确预测和精细评价河道砂体储层显得尤为困难，特别是在油田开发中后期，油水关系程度日趋复杂，剩余油分布越来越分散的情况下。如何摒弃目前相对单一的挖潜手段，利用有限地质资料来适应油田开发调整的需要，精细储层预测迫在眉睫。港西油田六区于1977年投入开发，目前采出程度12.9%，可采储量采出程度79.8%，受河流相储层物性及流体性质差异等因素影响，层间动用差异较大，开发不均衡。从标定可采储量及目前采收率来看，剩余油挖掘潜力仍在。

1 地质概况

港西油田位于黄骅坳陷北大港断裂带内(张晓宝等，2004)，处于北大港潜山构造带西部，其所属断块之一——六区位于潜山披覆背斜构造的西北翼，为一被断层所切割的披覆鼻状构造(图1)。主力油层为新近系中下段(明化镇组NmⅢ中下段和馆陶组NgI段)，油藏埋深919.4～1 350 m，属于河流相沉积体系，储层纵向发育较单一，横向变化大。NmⅢ段为曲流河道砂，砂岩厚度1～25 m，大多数在10 m左右，NgI段为辫状河道砂，砂岩发育，厚度在15 m左右。该区地震分辨率低、井网稀，砂泥岩频繁互层(张国一等，2011)，给厚薄变化明显的河道砂体描述和储层预测带来了不小难度。

2 储层预测综合配套技术

随着油田进入开发中后期，开发井组件增多，在纵向上可以根据测录井资料准确识别砂体，但在横向砂体预测上，受限于地震品质与稀井网条件(目前该区平均井距为240 m，实际井距在300 m以上)，井间砂体分布特征预测依然具有不小难度。港西油田六区原始地震资料主频在30 Hz左右，速度为2 800 m/s，有学者总结可识别的垂直分辨率为λ/(4.0～4.6)(云美厚等，2005)，即 v/(4.0～4.6)f，结合该区转化成可分辨厚度为23.3～20.3 m，显然对于该区河道砂岩分辨有困难。

图1 港西油田六区构造简图Fig.1 Simplified structural map of the block 6 in Gangxi oilfield

基于以上实际资料条件与技术难点，为精细刻画河道砂体，有效提高储层预测精度，采取如下研究思路(图2)：(1)将原始低品位地震数据进行高频拓展处理，提高地震数据分辨率;(2)对拓频处理后的地震数据体，以测井数据和地质资料为约束进行波阻抗反演，提高岩性识别精度;(3)多资料融合(反演数据体、测井、地质等资料)三维地质建模，进行三维空间储层识别，预测有储集体分布带。

图2 储层综合预测研究流程Fig.2 Research flow for comprehensive prediction of reservoir

2.1 地震资料拓频处理

拓频处理原理是将由低频子波形成的地震数据转换为由高频子波形成的地震数据(孙素琴等，2012)，从而达到拓宽频带提高地震数据分辨率的目的。研究区地震资料理论分辨极限厚度为20.3 m左右，地质研究揭示该区地层厚3.0～26.4 m，砂体厚1.0～23.1 m，平均值6.8 m，显然现有资料无法满足对该区河道砂体的预测要求。

地震记录是反射系数序列在频率空间低频端的投影，反射系数序列没有改变，只是改变了在频率向量空间中的位置，如果将低频端的地震记录反投影到更宽更高的频带，就可以达到拓宽频带提高分辨率的目的。低频、高频子波形成地震记录可分别表示为：

式(1)、(2)中，a为子波系数，即低频子波到高频子波的压缩倍数;r(t)为反射系数;w(t)为地震子波。

为此，低频向高频转换只需根据地震品质选取合适的a值就可以得到高分辨率地震数据。由于不需要子波，相对于原始地震数据，拓频处理后可以基本保持数据原有信噪比，拓展有效信号的频带宽度，在提高抗噪能力和分辨率的同时保持原始数据的时频特性和波组特征，具有很高的保真度(袁红军等，2008)。

通过多条联井地震线进行子波压缩系数(a)参数试验对比，最终确定a=1.8为研究区地质研究合理可行参数值。图3为地震拓频处理前(1a)后(1b)的合成记录(1)、频谱对比分析(2)和剖面对比分析(3)。处理前有效频带宽度为10～56 Hz，处理后为10～85 Hz，目的层段频带拓宽了30 Hz，在大幅提高分辨率的同时，构造和波阻特征都保持良好，信噪比也基本不变，砂体界面更加清楚(图3(3))。从单井合成记录上可以看出：NmIII段内①处岩相细微变化经拓频处理后地震响应特征更加明晰，NgI顶部②处大套砂岩对比拓频前细节更为丰富，多处细节与井上对应良好，证明了拓频处理的可靠性，为薄层识别和岩性研究以及后续波阻抗反演提供了高质量基础数据。

图3 地震拓频处理前后合成记录(1)、频谱分析(2)与剖面对比(3)图Fig.3 Comparison of synthetic record(1)，spectral analysis(2)and profile(3)

2.2 波阻抗反演

地质统计学反演从井点出发，井间遵从原始地震数据，建立定量的波阻抗三维地质模型，进行储层横向预测，是一种对薄层有很强分辨能力的高精度储层预测技术(孙思敏等，2007a;王香文等，2012)。其有效联合了地震横向分辨率高和测井纵向分辨率细的特点，既能提高储层识别精度，亦可满足精细油藏建模约束要求。其简要的思路是：随机选取1个已知点，利用克里金技术计算该点局部概率密度函数，通过随机模拟建立井间波阻抗，将波阻抗转换成反射系数，并与确定性反演求得的子波褶积产生地震道，然后反复迭代，直至合成地震道与原始地震数据达到一定程度匹配为止(孙思敏等，2007b)。

反演的关键步骤为：(1)利用小波边缘分析方法，提取能反映地下岩性、物性变化的地震特征参数信息;(2)联合地震特征参数和测井数据建立初始模型;(3)根据地震特征参数的性质进行模型扰动，完成迭代反演计算。此种反演方法的特点是能充分利用地震信息，减少对井数据及初始模型的依赖程度，可以提高反演的精度和真实分辨率，使反演结果更好地反映实际地下情况(图4)。

图4 波阻抗反演处理流程Fig.4 Processing flow of wave impedance inversion

砂岩储层的地球物理特性以及与围岩之间的差异是分辨识别储层的基础，正确分析目的层段岩石物理特征，对后期地震反演及正确判断各种岩性地震响应所包含的地质含义具有十分重要的作用。选取G123井分析砂泥岩的不同交汇关系(图5)，通过测井特征分析，目的层段砂岩相对泥岩具有较低的波阻抗特征，其值基本在6 000 g/cm3·m/s以下，这样良好的分类特征易于反演剖面对不同岩性的区分识别。

图6为研究区2个典型过井波阻抗反演剖面。图6(a)剖面是针对NmIII段砂体反演成果图(图中虚线圈定为砂体范围)，从剖面上可以看出明化镇组内部细节丰富，有利于研究曲流河道的形态。如G123井目的层段处砂岩顶底清晰，特别是如①所展示的河道透镜状砂体向两边延伸变化明显，这有利于研究内部曲流河道的变迁，而且河道砂体间的交错叠置特征也清楚，完全可以反过来佐证前期地层对比与微相研究成果。图6(b)剖面是针对NgI段砂体的反演成果图，剖面揭示了过X20－21井心滩发育并含泥质夹层的特征。由于馆陶组为大套砂岩，其顶底识别较容易，难点在于对砂体中隔夹层的识别。剖面中①号大套砂岩横向变化揭示了馆陶辫状河砂体沉积特征;井震结合分析②号为1套13 m的泥岩夹层，反演剖面上亦能映射出其变化特征;同样，测井分析③号为该套大段砂岩中夹杂一小段6 m的泥岩夹层，同样在反演剖面上也能将其准确识别出来。

图5 G123井明化镇组与馆陶组AI－SP交汇图Fig.5 AI-SP diagrams of the Minghuazhen and Guantao Formations for the Well G123

图6 过井测线不同层段阻抗反演剖面Fig.6 Inversion profiles of wave impedance for different layers of well-intersected lines

2.3 三维地质模型的建立与储层预测

三维地质建模技术经过几十年的发展，伴随油气勘探开发不断深入与精细油藏描述需求，已然不能满足于其仅仅作为储层三维可视化的手段，而要实现对油气储层的定量表征和刻画各种尺度的非均质性(吴胜和等，1999)，以研究在油气勘探和开发中的不确定性，在评价储层的同时，融合多资料手段，兼具储层预测的目的。常规储层建模以测井资料为基础，进行井点外推和井间插值，纵向上能保证模型的精度，但是井间预测的可靠性和结构性难以把握，随机性很大。将地震反演与三维地质建模相结合，利用地震反演成果约束建模，能充分发挥地震资料的横向优势，从而大大提高模型储集层井间预测精度，同时还可以使预测结果更忠实于原始地震数据(吴键等，2009)。井震联合约束油藏地质建模，虽不能消除三维随机建模的不确定性，但是能减少井间储层预测的不确定性，从而更有针对性地指导油气田的开发。

以单井岩相划分为第一变量，将高频拓展反演数据体为第二变量，双趋势约束序贯指示模拟。以单井岩相解释数据为硬数据，地质综合分析物源与砂体展布特征，选取合适变差函数，辅以地震反演数据体约束井间插值，得到六区岩相模型(图7a)。通过反演地震体约束建模减小井间插值随机模拟的不确定性，提高了储层横向预测精度。图中栅状模型显示的面为预测NgI砂岩分布情况，由此可以看出NgI砂岩基本分布于全区，但并非整体连片发育，呈3个明显相带，中部砂体厚比较发育，向东西两边变薄。对比反演剖面(图7b)验证，X30－15井 NgI砂体1.9 m，到X20－21井处砂厚达12.8 m，中间受构造和岩性控制，出现岩性尖灭区，在反演剖面上亦可以清晰看到岩性变化，X30－15井位于砂体边部，模型预测该井周边砂体展布严格遵循反演成果，将随机模拟的“数学真实”逼近“地质真实”。向东G123井砂厚6 m，反演剖面上看不到明显岩性变化，之间只是泥质含量有增加趋势，但是通过油水井动态分析，与中间构造部位几乎相同的东边井区中有试油结果为油水同层，而对应中间砂体位置却是纯油层，在无断层影响情况下之间砂体以岩性隔挡形成尖灭带。

图7 储层砂体预测模型与反演剖面验证对比(NgI段)Fig.7 Comparison of reservoir sand body prediction model and inversion profile(NgI member)

另外，六区NgI段中部开发程度相对较高，井网密度大于东西边部。以位于中部的G194井区为例，该井区11口控制井，截止2013年底，该井区累计采油量为3.87万t，采出程度7.45%，按目前我国东部标定采收率平均30%来算，剩余可采储量潜力巨大。馆陶组油藏属于边底水油藏，从微构造分析NgI段边底水来自西部和东部少井控制区，测井资料解释显示中部处于微构造高点的G194井区为纯油区，平均有效厚度4.5 m，东部靠近岩性尖灭带附近为油水过渡带。同时结合多条件约束模型预测储层展布结果，综合分析认为中部厚砂体带为NgI段目标潜力区。

3 结论

(1)通过拓频处理使目的层段频带拓宽了30 Hz，在大幅提高地震分辨率的同时，构造和波阻特征都保持良好，岩性变化更加清晰，为波阻抗反演提供了高质量基础数据。

(2)波阻抗反演提高了对地层的识别能力，有效揭示了研究区NmIII段、NgI段砂岩的横纵变化，以及砂体的叠置与延伸，较好地刻画了薄砂体和砂体内部泥质夹层的特征。

(3)以高精度波阻抗反演数据体约束三维地质建模，辅以测井、生产情况、动态分析等手段，通过地质模型预测研究区储层有利岩性带，六区NgI段砂岩整体发育，受构造、岩性影响，砂体非连片发育，呈3个明显相带，中部砂体发育，向东西两边变薄。

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