塔中Ⅲ区碳酸盐岩储层去泥质反演及泥质充填判别

华晓琴 史乐 梁涛

摘  要：塔里木盆地塔中Ⅲ区奥陶系碳酸盐岩储层是近年来勘探重点区域，良里塔格组储层内沉积泥质灰岩条带，以及一间房组洞穴顶部存在的沉积泥质条带，给储层预测带来了较大难度。为提高储层预测精度，分析奥陶系良里塔格组和一间房组储层内泥质展布规律，建立沉积泥质灰岩条带背景纵波阻抗体，完成了无井约束叠后地质统计学反演。研究结果表明，无井反演储层预测纵向发育位置、储层级别和已钻井吻合较好。利用叠前同时反演得到纵横波速比，通过纵波阻抗与纵横波速比交会图分析法，划分了一间房组优质储层、泥质充填储层、基质灰岩分布区间，对洞穴型储层泥质充填、叠前流体预测反演进行探索，确保储层预测的可靠性。

关键词：碳酸盐岩;测井;叠前反演;地质统计学反演;储层预测

塔中Ⅲ区位于塔里木盆地塔中I号坡折带西端内带，构造较平缓，有利于油气大面积成藏。奥陶系良里塔格组、一间房组和鹰山组为油气富集有利层位，横向上多类型、多套储集体连片发育，纵向上不同层段储层叠置发育，具多层系含油特征。作为塔里木盆地油气勘探的主战场之一，塔中地区近年来加快了油气钻探进程，为提高钻井成功率，对储层的预测和识别提出了更高要求。地震反演预测是储层预测的重要技术手段，地震反演技术方法较多，针对碳酸盐岩储层目前应用较广的为叠后波阻抗反演[1]。

地震反演技术在国内外类似地质条件区块已开展大量工作，取得了良好效果。朱超等针对碳酸盐岩储层预测的复杂性，基于古地貌控相、相控储层、储层控藏的地质认识，采用分频非线性反演方法，实现对复杂地质体的准确预测和描述[2]。任丽丹等针对塔里木盆地顺南地区储层埋藏深、地震资料信噪比低的问题，利用AVO同步反演技术，提高碳酸盐岩储层预测精度[3]。王保才等采用叠前弹性参数反演技术在顺南地区开展碳酸盐岩储层预测，提高纵向上储层预测精度[4]。张磊等利用地质统计学反演对轮古油田碳酸盐岩储层进行预测，较好地解决了该区储层预测难的问题[5]。

塔中Ⅲ区奥陶系良里塔格组沉积泥质灰岩条带广泛分布，一间房组洞穴顶部常见泥质充填，在地震上储层与泥质响应难以区分。鉴于奥陶系地质条件复杂，受沉积泥质灰岩影响，在常规反演剖面上，良里塔格组储层难以识别，一间房组储层顶部难以刻画，而水平井钻探又对一类储层纵向发育位置及二类储层识别提出了迫切要求。因此，在借鉴相关研究经验的基础上，针对奥陶系储层实际地质特征，以岩石物理研究为基础、充分利用地质、地震、测井等资料，开展储层预测与流体分布预测，解决了以往储层泥质条带对储层预测的干扰，利用地质统计学反演和叠前同时反演，识别了洞穴型储层充填特征，有效提高储层预测精度。

1  泥质特征分析

奥陶系良里塔格组底部发育一套沉积泥质灰岩，一间房-鹰山组泥质洞穴储层较发育。据泥质充填程度的不同，分为未完全充填泥洞和完全充填泥洞。目前高自然伽马的泥质发育层段多在生产层段内，有些高自然伽马的充填程度低的泥质洞穴储层试油为见油气。

良里塔格组底部泥质灰岩条带、一间房-鹰山组充填泥洞以及地层水高含铀等多种因素，使工区内自然伽马测井在良里塔格及一间房组呈高伽马异常。因此，通过高伽马成因分析，分析对应的测井响应特征，消除含铀地层水的影响，识别沉积泥质与充填泥质的发育特征，探索泥质完全充填洞穴与泥质半充填洞穴在测井及地球物理上的差异，指导含泥质灰岩背景阻抗的建立，提高储层反演精度。

1.1  泥质层段测井响应特征

高质量的测井资料是定量化油藏描述的基本条件，在和地震资料进行联合应用之前，必须对测井资料进行质量控制，以提供一致性高、相对完整的测井数据集[6]。在此基础之上，以测井曲线建立的体积模型作为油藏描述的特征參数，结合岩石弹性参数，对油藏特征进行解释。

1.1.1  沉积成因泥质灰岩测井响应

高GR测井响应对应的沉积泥质灰岩条带主要分布于良里塔格组，尤其良三段底部沉积泥质灰岩，全区发育稳定，最大厚度15 m。伽马曲线呈钟形，表现为反旋回沉积特点，声波时差47～70 μs/ft，密度多大于2.55 g/cm3，波阻抗约为14 500～           17 200 g/cm3∙m/s，成像测井呈水平层状特征。

1.1.2  充填泥质测井响应

一间房组顶高GR测井响应对应于洞穴型、孔洞型储层的充填泥质，厚度约为5～10 m。据成像、测井曲线特征等资料，分析泥质的充填程度，将该套泥质充填孔洞划分为全充填和半充填。

一间房组泥质充填程度高层段  伽马值为15～100 API，曲线多呈指状或刺刀状，无旋回特征，声波时差为50～70 μs/ft，密度多大于2.55 g/cm3，波阻抗为12 500～16 600 g/cm3∙m/s，成像测井呈堆积特征、顶底呈明显不整合接触。

一间房组泥质充填程度低层段  伽马值为40～130 API，声波时差为60～100 μs/ft，密度一般小于2.55 g/cm3，波阻抗小于14 000 g/cm3∙m/s，与成像测井相比呈颜色较深的暗斑状。与充填程度高层段相比，低充填层段伽马值略小，但其速度与密度均偏低，波阻抗具有明显的差异，说明伽马不能直接反映洞穴的泥质充填程度。

对研究区测井资料统计分析，得到沉积泥、全充填泥及部分充填泥层段测井曲线特征（表1）。总之，沉积泥质和充填程度不同泥洞，其电性、物性和弹性特征等均表现出较大差异。沉积泥质和全充填泥洞，两者常规测井响应特征差异较小，但FMI全井眼电成像上，沉积泥质呈水平或低角度层状，具明显的旋回沉积，而全充填泥洞表现为快速堆积特征，顶底呈明显不整合接触，无明显旋回。未完全充填泥洞在常规测井响应特征上表现为异于前两者的特征，密度明显降低、声波时差变大、中子变大，深浅电阻率具明显分异，井径普遍扩径，FMI电成像上表现为颜色较深的暗色斑块状。

1.2  泥质层段地震响应特征

良里塔格沉积泥质条带地球物理响应特征，泥质含量小于20%，厚度小于15 m，对应的地震反射较弱，常湮没于背景反射，总体呈较弱腹波反射特征。一间房组泥质充填程度高层段，对应的地震反射特征接近沉积泥质地震反射特征，对应的地震反射弱，常湮没于背景反射。一间房组泥质充填程度低层段，地震剖面通常表现为强反射特征[2]。

通过去除泥质条带和泥质半充填阻抗，去除沉积泥质条带后，同相轴变为弱反射，表明半充填泥质层段在地震上有明显储层响应特征。当一间房沉积泥质条带与良里塔格组部分充填层段都存在时，地震剖面上为强振幅反射，洞顶位于波谷到波峰零相位，当去除沉积泥质条带后，洞顶对应位置及地震反射特征无变化;当去除部分充填洞穴后，呈弱反射特征。

2  “相控”叠后地质统计学反演

为建立适合本区地质特点的储层预测方法，先采取叠后反演实现储层的准确预测，消除储层内泥质灰岩条带的影响，再利用叠前反演判别储层内泥质充填特征，用于预测储层内部泥质充填特征，提高储层预测可靠性。

2.1  沉积泥质岩性背景阻抗体构建

良里塔格组碳酸盐岩台地泥质灰岩广泛发育，而一间房组储层顶部往往被泥质半充填或全充填，沉积泥质灰岩条带与泥质充填的储层顶部的纵波阻抗相互叠置，不具明显差异，因此从常规地质统计学反演上无法区分沉积泥质灰岩条带与储层顶部。在水平井钻进过程中，当钻遇泥质灰岩层段，很难从随钻曲线或常规反演剖面上区分是否钻遇储层顶部;其次消除沉积泥质地震响应，预测真正储层顶部，规避泥质灰岩条带，也是水平井地质及工程设计所急需解决的难题[3]。

由于地震响应是泥质灰岩（含泥质）与储层的叠合响应，可通过沉积相约束建立沉积泥质灰岩背景阻抗，然后利用地质统计学反演将与背景阻抗相耦合的储层阻抗求出，得到去除沉积泥质灰岩横向变化影响的纵波阻抗体。

2.2  岩性划分、岩性比例和信噪比

岩性划分是地质统计学的一个重要部分，因为地质统计学反演中几乎所有的参数都需分岩性进行分析。一间房和鹰山组为碳酸盐岩地层，石灰岩储集空间发育大量裂缝并伴生溶蚀孔洞。通过对地质条件和测井曲线特征的综合分析，确定地质统计学反演的岩性划分标准如下：Ⅰ类储层：PORT>0.05;Ⅱ类储层：0.045>PORT>0.02;非储层：PORT<0.02，PORT为总孔隙度。

地质统计学反演的这几个参数要考虑到实际的地质情况和客观资料评价，在认识的基础上进行多重组合测试，选择一组最合理的组合作为最终反演的参数（表2）[7]。

2.3  地质统计学反演

泥质背景曲线构建之后，需要将充填泥质层段阻抗替代为基质岩性阻抗，完成了沉积泥质背景曲线构建。对岩石物理建模正演、沉积泥质特征曲线构建，沉积泥质背景阻抗体的建立、确定性反演质控、地质统计学反演参数优选，进行去除泥质的地质统计学反演，并得到了高分辨率的反演结果。与常规的地质统计学反演结果相比，去除泥质的地质统计学反演消除了沉积泥质灰岩条带影响，预测储层与真实储层相吻合，精度更高，更加接近地下实际情况（图1）。

2.4  反演吻合性分析

利用工程异常、试油试采资料、测井解释成果分别统计41口钻井不同储层类型钻遇长度与对应的反演预测储层长度，对反演储层吻合率进行分析。反演剖面上预测洞穴型储层有28口井，裂缝-孔洞型储层有27口，其中纯Ⅱ类（不含Ⅰ类储层）有9口井，发生漏失的井有13口;洞穴型储层反演预测吻合率约为92%，裂缝-孔洞型储层反演预测吻合率约为80%。

“相控”叠后统计学反演解决了良里塔格沉积泥质对储层的影响，反演的一间房储层顶发育位置与实钻水平井吻合（图2）。总体来说，反演结果中所显示出的储层比井上的相应厚度稍大些，主要是测井与地震的分辨率不同造成的，依据电阻率、自然伽马等测井曲线，能将小于0.5 m的储层解释出来，而通过前面正演分析，波阻抗反演体对Ⅰ类储层识别精度约为5 m，Ⅱ类储层识别精度约为10 m，很难与测井储层厚度对应。

3  叠前同时反演

基于部分叠加数据的叠前同时反演是目前叠前反演的主要方法，通过输入3个不同角度叠加地质数据和对应子波，给出不同数据（纵波阻抗、横波阻抗和密度）的纵向变化趋势及横向约束范围，最后利用反演得到的纵横波阻抗速度比等来对储层内泥质充填进行判别[8]。

3.1  输入数据分析

叠前时间偏移道集的目的层段最大偏移距达 5 700 m，增加部分叠加子道集的数量，叠前AVO同时反演的算法稳定性可增强。但矛盾的是，增加叠加子道集的数量，降低了单个部分叠加数据体覆盖次数，即降低了部分叠加数据体信噪比[9]。

根据实际情况，设计了5个子叠加方案。在原始CRP道集检查中，发现道集中振幅水平方向不一致，存在斜行向下的噪音，这种非地质响应的数据信息将会对反演结果产生不确定影响，对原始CRP道集进行了Ranna去噪处理，然后进行叠加，各子叠加数据信噪比都得到一定程度的提高，信噪比会有一定程度的上升。最终选用按变偏移距方式用5个子叠加地震数据作为叠前同时反演的输入，对本工区的叠前弹性属性进行研究（图3）。

通过VSP 速度和地震最大偏移距计算出的目的层最大地震入射角接近34°，考虑到远道的信噪比较低，有效的地震入射角也在34°左右，比较适合于叠前反演工作的开展（表3）。

3.2 洞穴型储层泥质充填性分析

通过岩石物理分析，随孔隙度变大和粘土含量增加，弹性阻抗值降低，纵横波速度比也越来越低，泥质充填洞和基质阻抗与纵横波速比有明显界限，纵横波速比约1.8，纵阻抗约16 000 g/cc∙m/s。当纵横波速比小于1.7，纵波阻抗小于15 000 g/cc∙m/s时，该区间主要为洞穴型储层，非储层在该区所占比例不超过5%;当纵横波速比大于1.7小于1.8，纵波阻抗大于15 000 g/cc∙m/s小于15 000 g/cc∙m/s区间，非储层在该区所占比例不超过15%;当纵横波速比大于1.8，纵波阻抗小于16 000 g/cc∙m/s时，该区间主要为裂缝-孔洞型儲层;当纵横波速比大于1.8，纵波阻抗大于16 000 g/cc∙m/s时，基质主要集中于该区间。

在縱波阻抗、纵横波速比与充填程度交会图上，当纵横波速比小于1.7，纵波阻抗小于15 000 g/cc∙m/s时，由于该区主要为洞穴型储层，完全充填层段的纵横波速比都高于1.7，当纵横波速比大于1.8，纵波阻抗小于16 000 g/cc∙m/s时，该区间主要为裂缝～孔洞型储层，散点集中于纵横波阻抗1.8～1.9，半充填相较于全充填纵波阻抗较低。当纵波阻抗位于   15 000 g/cc∙m/s～16 000 g/cc∙m/s时，充填储层段集中发育该区间。在纵横波速比、纵波阻抗上，充填与半充填储层相互叠置。

3.3  洞穴型储层泥质充填性预测应用效果

ZG17-H2是一口钻遇泥岩的典型井，结合该井的实际生产情况进行检验，岩性最大概率剖面上显示该井全井段为泥质充填，全井段测井解释无储层，从而证实了岩性预测的可靠性（图4）。

TZ45-H1高自然伽马段解释为泥质半充填，在岩性最大概率剖面上的泥岩分布与井上实测高自然伽马曲线比较一致，且储层位置与井上出油层段较吻合，从而证实了岩性预测的可靠性（图5）。统计全区实钻井的块状泥岩预测精度，共有 19 口井洞穴型储层解释为泥质充填，17口井吻合，吻合率为 89.5%（表4）。

4  结语

（1） 严格的地震资料质控与精细的岩石物理分析是提高反演精度的保证;以“相控”地质统计学反演为核心的叠前、叠后联合反演流程适用于工区地质情况，建议在类似地区推广使用。

（2） 通过分层系、分类型采用不同反演流程可较好解决塔中Ⅲ区储层内泥质识别与充填特征判别问题，实钻表明，消除泥质影响后的反演成果有效提高Ⅰ、Ⅱ 类储层的识别精度。

参考文献

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[3]   任丽丹，王鹏，刘成芳，等.叠前AVO反演技术在顺南地区碳酸盐岩储层含油气性预测中的应用[J].工程地球物理学报，2018，15（3）：292-298.

[4]   王保才，刘军，陈黎，等.叠前密度反演技术在顺南地区碳酸盐岩储层预测中的应用[J].工程地球物理学报，2016，13（4）：508-512.

[5]   张磊，安海亭，但光箭，等.地质统计学反演在轮古油田碳酸盐岩储层预测中的应用[J].石油地质与工程，2016，30（2）：1-4+147.

[6]   赵铭海.常用叠后波阻抗反演技术评析[J].油气地质与采收率，2004，11（1）：36-38.

[7]   刘百红，李建华.测井和地震资料宽带约束反演的应用[J].石油物探，2004，43（1）：76-78.

[8]   马劲风，王学军，贾春环，等.波阻抗约束反演中的约束方法研究[J].石油物探，2000，39（2）：52-63.

[9]   张永刚.地震波阻抗反演技术的现状和发展[J].石油物探，2002，41（4）：385-390.

Abstract：The study area of lianglitage formation reservoir sedimentary argillaceous limestone belt，and a room at the top of the cave group sedimentary shale strip，which brings great difficulty to reservoir prediction.The Lianglitag formation and the Yijianfang Formation reservoir in mud distribution analysis，establish sedimentary argillaceous limestone belt background P-wave impedance，the non well constrained poststack geostatistical inversion.The results show that the predicted vertical development location and reservoir grade are in good agreement with the drilling well.Through the analysis of drilling and rock physics research，using prestack simultaneous inversion obtained by shear wave velocity，shear wave velocity and wave impedance crossplot analysis method，a real group of high quality reservoir，mud filling reservoirs，matrix limestone Distribution Division of cave type reservoir mud filling，pre stack the fluid prediction and inversion are explored，also provide reference for such mud filling in carbonate reservoir prediction.

Key words：Carbonate rock;Logging;Pre stack inversion;Geostatistical inversion;Reservoir prediction