地震反演地震地质储层参数转换应用——以歧口地区为例

邢 兴 赵勇刚 赵永峰

(大港油田勘探开发研究院， 天津 300280)



地震反演地震地质储层参数转换应用
——以歧口地区为例

邢 兴 赵勇刚 赵永峰

(大港油田勘探开发研究院， 天津 300280)

针对同一研究区不同研究目标，对地震反演方法进行优化组合后，得到相应的波阻抗反演体，再进行储层参数转换。测井曲线重构波阻抗反演及多门槛制法砂体厚度预测相结合，有效提高了歧口地区深层砂体厚度预测的准确性。根据原始波阻抗反演结果，结合Fillippone法计算地层压力系数理论，提出断陷盆地不同埋深地层压实差异影响因素下地层压力系数计算方法，通过歧口地区异常压力预测可能的深层天然气富集区，预测与实际钻井结果相符。

岩性反演； 储层参数转换； 压力预测

储层参数转换技术将地球物理场转换为地质特征，一般采用的方法是根据储层形成影响因素，用地质统计学算法(克里金技术、聚类分析、主元素分析等)，将地球物理属性转换为地质参数[1]。但地震属性因地震资料自身分辨率的限制，油藏参数改变引起的地震场微小变化，在干扰背景中不能精准确定；同一地震参数受多种地质因素影响，增加了地质解释的多解性。这样，利用地震属性转换为油藏参数存在着较多的争议。测井约束地震反演技术可提高地震勘探资料的精细度、分辨率及可靠性，地震振幅与波阻抗变化有联系，也与储层参数有关，使用地震反演确定波阻抗空间分布，标定后可转换为各种储层参数。本次储层参数转换主要研究如何从地震波阻抗反演数据体中进行砂体厚度计算以及储层压力分布预测。

地震地质储层参数的转化，需要更加精确的反演数据体。因此，针对科研生产中不同研究目的，结合研究区内的地质特点，要对地震反演方法进行适用性研究及优选。在研究砂体分布预测并进行砂体厚度预测时，根据研究区歧口地区砂泥分异差、声波对岩性识别不敏感的特点，采用GR拟声波测井约束反演得到波阻抗数据体，提高砂体的分辨能力，再利用波阻抗趋势控制门槛值法岩性识别进行砂岩厚度预测[2]；对于歧口地区深层广泛分布的异常压力区进行压力预测时，采用原始声波测井约束反演计算波阻抗反演体，以三维地震反演速度体为基础，结合衍生Fillippone法计算地层的压力系数理论，提出歧口地区断陷盆地不同埋深地层压实差异影响因素下地层压力系数计算方法[3]。

1 分目标精细地震反演方法优化

1.1 曲线重构波阻抗反演

在歧口地区应用地震反演进行储层预测时，针对同一地区的不同研究目标，结合实际地质情况，需要进行地震反演方法的适用性研究，并对地震波阻抗反演和储层参数预测方法进行优化组合。

歧口地区深层砂泥分异性较差，声波曲线不能有效区分砂泥岩，可以借助自然电位、自然伽马和电阻率等测井曲线，利用数学手段重构一条反映储层地球物理特征的拟声波曲线，进行测井约束反演，提高地震储层预测精度。

结合歧口地区伽马测井曲线对砂泥岩岩性比较敏感的特点，利用自然伽马声波曲线重构方法形成岩性波阻抗曲线[4-5]，拟声波曲线与原始声波曲线对比如图1所示。重构的声波曲线中既包括了原始声波测井曲线的低频信息，也融合了自然伽马曲线的高频信息，因此，其既可以保持从上至下地层的速度趋势，还包含了岩性变化信息。自然伽马曲线相对于声波曲线对砂泥岩具有良好的分异性，因而相比原始声波曲线反演，通过伽马拟声波曲线得到的波阻抗能够有效区分砂泥岩。

图1 拟声波曲线与原始声波曲线对比图

从原始声波波阻抗反演剖面与拟声波重构波阻抗反演剖面的对比图(图2)可以看出，原始波阻抗反演剖面上(图2(a))从B-24井至B-27井区砂体减薄并具有砂体向上倾方向尖灭的趋势，但 B-24井及B-28井区内部砂泥岩上下界面不清晰，反演结果纵向分辨率低，反演结果不能用于下一步的砂体追踪及砂体厚度分布定量预测。伽马拟声波重构波阻抗反演图结果(图2(b))与原始波阻抗反演结果相比，砂体的纵向分辨率明显提高，砂泥岩的阻抗差异较大，岩性界面更加清晰，反演结果不仅可以用于砂体空间分布的定性预测，还可进行储层参数的定量预测。

1.2 常规原始波阻抗反演

针对压力异常预测、浊积扇体边界刻画等特殊地质目标储层预测的情况，拟声波反演不再适用，需应用基于原始声波时差曲线的井约束地震反演求取波阻抗反演体，直接进行歧口地区沙三段浊积扇体边界的刻画，或者通过速度体进行压力系数平面分布预测。

由于压力异常会引起速度的变化，通过GR、电阻进行的拟声波曲线能区分岩性变化，但是不一定能反映速度的变化。利用原始声波时差约束反演有效地反演异常体的速度变化，以原始声波曲线约束反演获得层速度体,通过Fillippone压力系数计算方法计算压力系数平面分布，可以有效地反映地下储层压力的变化。图3为原始声波时差曲线的井约束地震反演剖面。虽然该反演结果用于砂体精细追踪分辨率不够，但可为压力平面预测提供较准确的平面速度信息。

2 地震地质储层参数转换

2.1 多门值法砂体厚度预测

歧口地区地层埋深差别较大，不同深度的砂泥岩阻抗值部分重叠现象多，用单一门槛值进行砂泥岩波阻抗分布范围分离难度大，精度低。因此，需要在传统门槛值法的基础上进行改善，应用纵向和横向上都有变化的多门槛值体进行砂体雕刻。应用标定的重构波阻抗曲线分层统计求取典型井不同层位的砂岩阻抗分离值，多井插值建立砂体门槛值体，进行砂体空间分布雕刻后进行砂体厚度平面分布预测。

在伽马拟声波波阻抗反演基础上，总结出砂岩厚度预测流程：

首先，利用门槛值体针对不同目的层，分别设定不同段波阻抗砂泥岩界限值，门槛值以下定为泥岩，门槛值以上定为砂岩，得到岩性反演体。其次，综合反演数据体及岩性反演体用追踪的砂岩顶界和底界作为上下边界，剔除泥岩的时间厚度，得到砂岩的时间厚度。再次，用全区的速度模型进行时深转换，将时间域的砂岩厚度转换成深度域(垂深)的砂岩厚度。最后，根据已钻井实际砂岩厚度和预测砂岩厚度做一个校正系数曲面，用校正系数曲面乘以预测砂岩厚度，从而得到最终的砂岩厚度图。

图3 原始声波时差曲线的井约束地震反演剖面图

将该方法应用于歧口地区埕北低断阶。根据伽马重构波阻抗反演结果，应用多门槛值法预测了该区Es1x～Es2s层间砂体厚度，结果如图4所示。从图中可以看出，该区东西两个洼槽为砂体发育厚值区，其中，东部洼槽砂体厚度最大，并向南北两翼减薄。在东部洼槽部署完钻的后验井C-40井、C-34井在Es2s钻遇厚砂层，通过反演预测的砂体厚度与实际钻井砂体厚度对比分析(表1)，砂体厚度预测符合率达到90%以上，因此，预测结果为储层参数定量预测研究工作以及井位的优化部署提供了有力保障。

图4 埕北低断阶Es1x～Es2s层间砂体时间厚度平面图

表1 埕北Es2s层新钻井砂体厚度预测精度数据统计表

2.2 压力预测

歧口凹陷异常超压发育普遍，研究表明，在 2 800 m以下均有明显的超压存在，且具有随深度增加超压幅度逐渐增大的趋势，歧口主凹超过3 500 m的深层一般超压层压力系数都大于1.3，且分布范围广，超压的发育使歧口凹陷中深层储集性能得到良好的改善，也是深层双重孔隙介质发育的主要原因。因此，需要根据地震资料进行深层压力异常分布预测，来寻找有利油气藏区。地震资料由于很难获得准确的速度参数，预测结果的精度及应用受到限制。因此，井震结合开展异常压力范围预测是进行深层有利气藏范围研究的主要方向。

利用地震资料进行地层压力预测，主要是利用超压层的低速特点。在正常情况下，速度随深度的增加而增加，当出现超压带时，将伴随出现层速度的降低，可见得到准确的地层层速度是预测地层压力的关键。由于歧北斜坡中低斜坡构造起伏较大，叠加速度谱质量可靠程度不高，选用基于地震资料反演得到的速度求取层速度。以测井数据约束反演获得层速度体,并用于压力预测。该方法充分结合了测井纵向高分辨率和地震平面数据密集的特点,既克服了测井方法在空间上的局限性,又降低了纯地震方法约束条件较少的弊端,在提高精度的同时，可对无井探区地层压力进行有效预测。

速度体反演是获得高精度地层压力剖面的关键,其核心内容为波阻抗反演。获得波阻抗数据后可利用全区的ρ-ν关系或Garden公式分离提取层速度体。通过地震反演获得层速度体,地质分析获得埋深参数。

采用衍生Fillippone(剩余速度)法计算地层的压力系数。当地层为正常压力时，地层压力为:

P=PH=Pov(Vmax-V正)/(Vmax-Vmin)

(1)

式中：PH—— 静水压力，MPa；

Pov—— 上覆地层压力，MPa；

V正—— 正常压实趋势层速度，m/s；

Vmax—— 最大压实趋势层速度，m/s；

Vmim—— 最小压实趋势层速度，m/s。

而实际地层流体压力为:

Pf=Pov(Vmax-Vi)/(Vmax-Vmin)

式中：Pov—— 上覆地层压力，MPa；

Vi—— 地层实际层速度，m/s。

根据压力系数的定义得:

PC=(Vmax-Vi)/(Vmax-V正)

(2)

式中：PC—— 压力系数。

采用地震资料进行多井约束反演处理，由阻抗速度体形成一个精确的三维速度数据场。由于井约束反演处理得到波阻抗数据体的分辨率高于地震分辨率，反演数据体提取的层速度精度比地震速度谱求得的层速度有明显的提高，因此，Vi也大大接近了真实的地层速度。

考虑了断陷盆地不同埋深的地层压实差异影响，用改进的Fillipone地层压力计算方法，对歧北次凹滨的2个层位Ⅳ、沙三1进行压力系数预测。歧北斜坡低斜坡滨Ⅳ层、沙三1层压力系数平面分布图如图5、图6所示。

图5 歧北斜坡低斜坡滨Ⅳ层压力系数平面分布图

图6 歧北斜坡低斜坡沙三1层压力系数平面分布图

在相同地层中，含气区压力系数值越大，越能反映异常压力区的分布范围。在滨IV地层存在3个明显的异常压力系数变化区 B-6、B-16x1和 B-22。其中，港西凸起的南部到 B-22 井之间是明显的超压带，该结果与B-22井区的钻井结果也相符；沙三1地层G-57井和Qs-1井之间存在1个比较明显的异常压力系数变化区，为以后的井位部署提供依据。

3 结 语

(1) 针对不同的研究目标，结合实际工区地质情况及测井曲线响应特征，对地震波阻抗反演储层参数预测方法进行优化组合，实现多参数、分目标精细地震反演。

(2) 通过岩性敏感的储层特征曲线重构波阻抗反演，可提高储层岩性预测的精度，多门槛值法的砂泥岩分离技术，可准确提取砂体厚度，有效完成地震地质储层参数转换，实际应用效果明显。

(3) 采用原始声波时差井约束获得反演体，压力系数预测应用效果良好。预测结果既可对压力系统和成藏体系的研究工作提供很好的基础资料，又可通过异常压力预测可能的深层天然气富集区。

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Application of Seismic Geologic Reservoir Parameter Transformation for Seismic Inversion—A Case Study for Qikou Area

XINGXingZHAOYonggangZHAOYongfeng

(Exploration and Development Research Institute of Dagang Oilfield Company, Tianjin 300280, China)

Aiming at the different research objectives in the same research area, the seismic inversion method is optimized and the corresponding impedance inversion body is obtained; and then the reservoir parameters are transformed. The results show that the combination of wave impedance reconstruction and multi-threshold method is effective to improve the prediction accuracy of deep sand body thickness in Qikou area. According to the inversion results of the original wave impedance, the formation pressure coefficient theory based on Fillippone method is applied to calculate the formation pressure coefficient under the influence of compaction difference of different buried depths in rift basins. The potential deep gas accumulation area can be predicted by the abnormal pressure in Qikou area, and the prediction is in accordance with the actual drilling results.

lithological inversion; reservoir parameter conversion; pressure prediction

2016-11-10

中国石油集团公司科研项目“大港油区大油气田勘探开发关键技术”(2014E-06)

邢兴(1983 — )，男，硕士，工程师，研究方向为地球物理。

P631

A

1673-1980(2017)03-0066-05