复合砂体（精选7篇）
复合砂体 篇1
对河流沉积模式的研究已有几十年的历史,许多沉积学家做了大量的工作,取得了显著的成果。Allen(1965)提出的曲流河相的沉积模式[1],Admail(1978)系统地阐述了河流的形成机理及沉积模式[2,3],薛培华(1991)对河流点坝储层模式进行了总结[4],马世忠(2000)提出了曲流河内部建筑结构[5],赵翰卿(1987)、李思田(1992)、王建功(2007)总结了大型浅水三角洲砂体的沉积特征[6—8],通过对河流沉积学的研究,人们已归纳出曲流河、辫状河及网状河及浅水三角洲的沉积特征、沉积模式及其演化过程[9—14],前人建立的各种模式已成为对比和认知河流沉积体的一个必要的手段。国内外各大油田几十年来对河流沉积模式的研究,其研究成果取得了巨大的经济价值。但前人提出的是单支曲流河道的沉积模式。随着油田勘探工作的不断深入,井网的加密,出现了很多大面积连片的河道。前人将其笼统地划分为单一的河道,这种做法对早期开发阶段影响不大,但对油田开发的中后期,尤其是老油田进入三采阶段,砂体的切叠及连通关系至关重要,砂体的连通及切叠关系分析不准确,所制定的油田开发方案难以见效,剩余油挖潜也将无法实现。因此,本文在前人曲流河相的沉积模式的基础上,利用密井网开发区的优势,提出大型切叠河的沉积模式,为大型曲流河道的研究提供参考,为油田开发提供依据。
1研究区地质特征
萨尔图油田位于大庆长垣的北部,构造较为平缓,地势平坦。中新生代地层自下而上沉积了火石岭组、沙河子组、营城组、登娄库组、泉头组、青山口组、姚家组、嫩江组、四方台组、明水组、依安组、大安组、泰康组和第四系,下白垩统姚家组一段葡萄花油层为主要产油层。葡萄花油层沉积于松辽盆地坳陷期,是在青山口组一段最大湖侵之后,青二、三段湖泊逐渐萎缩,姚一段到姚家组二、三段沉积时期湖泊面积萎缩到最小的背景下发育起来的总体凹陷过程中的显著陆相充填沉积建造。此时,由于古地形相对平坦、气候干旱、物源供应充足、湖泊面积相对较小,造成葡萄花油层沉积以泛滥平原沉积和浅水湖泊三角洲沉积为主。总的沉积背景是一个水退的过程,湖岸线不断退缩,形成河流和三角洲沉积相互叠加的一个整体。
2沉积微相类型及能量相研究
通过对研究区内取芯井的精细岩心观察和描述,认为葡萄花油层为远源、坡缓、流长、能强的大型河流-三角洲北部沉积体系,其中PI7-PI4为明显的水退过程中形成的浅水湖泊远岸三角洲内前缘亚相;PI5+6沉积时湖泊收缩,湖盆面积减小,湖岸线位于研究区北部,近岸三角洲内前缘亚相;PI4沉积时湖盆范围短暂扩大,为远岸三角洲内前缘亚相沉积;PI4到PI3沉积时为一明显的快速水退过程,此时湖盆范围最小,PI3为辫状河沉积;PI2沉积时为曲流河沉积;PI1沉积时湖盆快速扩张,PI1离岸线较近的分流平原沉积。本次研究选取大型河道发育的PI2小层为代表,PI2小层为曲流河相沉积。
综合各种地质资料,将PI2小层曲流河相沉积细分为8种微相及能量相类型(图1)。
2.1 微相类型
2.1.1 河道微相
岩性以中、细、粉砂岩为主,呈明显的正旋回;具典型的河流沉积二元结构;具典型的河流垂向层序,即自下而上,明显起伏的底部冲刷面(表明陆上强流冲蚀)→块状层理钙质含(泥)砾砂岩底部滞溜沉积→具大型板状、楔状交错层理的中、细砂岩分流河道下部沉积→具小型板状、楔状、槽状交错层理的砂岩、泥质粉砂岩的河道上部沉积→小型交错层理、波纹层理的过渡岩性近堤岸沉积→红色块状泥岩分流间沉积,分流间薄层砂相对较少,与水下分流河道相比,其具粒粗、砂体厚而宽、冲刷面明显而起伏大,含砾(泥砾)多、层理规模大、物性好、与陆上其他微相共生组合的显著特征,且属于高能相。
2.1.2 废弃河道微相
是指原河道被废弃后的沉积,因河道被废弃后,河水流量极大减弱或近于零,为此,其以沉积粒度变细、强牵引流层理类型规模变小或消失为总体特征,总体呈正旋回的含泥粉砂岩、过渡岩性沉积。
2.1.3 溢岸砂微相
是特大洪水期河水普遍溢岸,形成的大面积薄层席状砂,其多为顶底突变,岩性为粉砂岩、含泥粉砂岩、泥质粉砂岩;呈垂向上多个、层薄且面积分布较大。
2.1.4 分流间泥微相
以含相对较少的薄砂层、较厚层而单一的、红色、块状泥理、含钙粒、植根、虫孔而很少动物化石的泥岩为特征。
2.2 能量相类型
在微相研究的基础上,根据同一微相沉积时水动力条件的不同,将微相细分为能量相[15]。不同能量相内部砂体的发育情况及物性特征都有一定差异,本次研究河道微相进一步细分为河道主体、一类河道,二类河道,三类河道及河道边部5类能量相类型。河道主体的砂体有效厚度最大,孔渗最好,夹层分布少,电测曲线幅值高且幅度差大,一类河道、二类河道、三类河道至河道边部在具有典型河道的特征外储层性质依次变差。
3 大型复合河道的识别标志
3.1 垂向上单期河道的识别
P12沉积时期基准面由下降至上升的转换面所致,此时地壳相对上升、湖面相对下降、可容空间相对最小、岸线向湖退却、三角洲向湖进积、研究区相对近源,河流能量增强、下切能力增大,致使河道发育、空间上严重切叠。垂向上细分时间单元是实现大型复合砂体内的成因单砂体识别的基础,要在空间上识别出成因单砂体,首先要在垂向上划到成因单砂体级。先选出在垂向上具有典型切叠特征的井(图2),在空间(垂向和平面)上,由时间单元可分处向不可分处推进,识别、划分时间单元。先确定可明确划分的井,后按单井切叠面特征、垂向切叠程度确定不可分开或分开不明显井的成因单砂体界面,最后确定大型下切叠河道复合砂体界面。
3.2 平面上单期河道的识别
将“大型切叠河道复合砂体”划分为平面上的多个单一分流河道砂体。大型切叠河道复合砂体空间上被不稳定的残留分流间薄层泥岩、或分流间薄层砂、或天然堤、或废弃河道等隔开,但相当一部分呈切割叠加,其部分连通,一部分因河道底部不渗透或特低渗透的钙质砂岩或泥砾砂岩阻挡而不连通或连通性很差。
(1)不同单一河道在较大区内通常存在可分开的部位,可根据单一河道的宽度、发育规模结合物性变化作适当的自然延伸。
(2)废弃河道沉积物是单一河道砂体边界的重要标志。根据废弃河道的成因,在曲流带内部,废弃河道代表一个点坝的结束,而最后一期废弃河道则代表一次性河流沉积作用的改道。对于一般分流河道砂体,即可在判断砂体规模的基础上,依据废弃河道区分出不同的河道砂体。
(3)不连续河间砂体的出现可能代表两条不同河道的边界。尽管大面积分布的河道砂体是多条河道侧向拼合的结果,但两条河道之间总要出现分叉,留下河间沉积物的踪迹,沿河道纵向上不连续分布的河间砂体(河间泥或薄层砂)正是两条不同河道分界的标志。
(4)河道边部的识别可用于区分两条河道边界。虽然河道砂体在平面上连片分布,但每口井的曲线形态,物性存在差异。一般认为河道边部和砂体厚度减薄、物性变差,尤其是砂体厚度变薄且层位偏上可被看作河道边部,在曲流河中指的是凸岸一侧河道边部。
(5)两条河道砂体层位上的变化。不同河道砂体尽管同属一个成因单元,但是受其沉积古地形的影响沉积能量的微弱差别及河道改道或废弃时间差异的影响,在顶底层位上会有差异。如果这种差异出现在河道分界附近,那么就可以将其作为两个河道砂体的边界的标志。
4 平面微相研究及成因分析
小层平面微相研究是认识各小层成因、单砂体展布、平面非均值性及剩余油分布研究的重要基础,本次研究选取葡油层大型河道发育的PI2小层沉积微相为重点研究对象,通过精细的微相识别及切叠河道边界的准确识别,建立了大型切叠河道的沉积模式,为大型切叠河道的研究提供依据[16,17]。
4.1 平面沉积微相
PI2:平面沉积微相研究结果表明,PI2小层为曲流河相,砂体发育非常,以河道微相为主,河道呈近南北向展布(图3),利用上述单支河道的识别方法,对区内2支特大型河道进行精细识别,其中西部一支特大型河道由7支中型河道切叠而成,东部一支特大型河道由3支中型河道切叠而成,每支河道的内部并非是一个均值体,根据物性的差异,将河道细分为三种类型即一类河道、二类河道和三类河道,河道间被溢岸砂和道间泥充填。河道内部不同河道类型的识别,尤其是废弃河道的识别对储层非均值性的研究、对重新认识河道内部砂体的联通情况、调整开发方案及判断剩余油富集区都具有非常重要的意义。
4.2 成因分析
当曲流河在平面上,经河道形成→发展→侧蚀沉积→废弃过程,并在邻区形成新河道时,因此时基准面仅稍高于或近于古地面,形成可容纳空间很小,致使新河道砂体不是沉积于前期河流沉积之上,而是下切前期河流沉积物并与之沉积在同一平面上(看似同期河流沉积),当新河流在发育过程中在曲流带逐渐向凹岸侧蚀,并切蚀到同一平面早期的河道砂体而连接时,则形成不同河道砂体的平面侧向切蚀叠加即侧叠。若很小可容纳空间状态继续保持,则会致使前后或同期的多条河流在同一平面上侧叠而形成大面积分布的大型侧向切叠型河道复合砂体。
5 沉积模式建立
利用大型切叠河道精细解剖方法所得到的结果与原来没有进行切叠河道解剖的研究结果有很大的差别,通过对比分析可以看出,原来大面积连片的河道砂体是由多支切叠河道砂体的复合体,原来没有区分的河道内部可以细分为不同的能量单元。综合上述葡油层沉积微相的研究结果,根据小层沉积微相的河道的平面展布特征,最终建立了大型切叠河道的沉积模式(图4),它直观地体现了大型河道的沉积模式及河道内部的沉积特征,为大型河道的研究提供了参考和依据。
6 结论
通过上述研究,本文得出以下几点结论:
(1)老油田主力油层开发过程所面临的大面积连片的大型河道砂体,其实是由多条单支河道切叠而成的,原来认为单一的河道类型,是可以进一步细分的,该方法为油田开发中所遇到的难题提供了新的思路。
(2)不同的河道类型其岩性、物性差别很大,同一河道内部也包括不同的能量单元,废弃河道的遮挡使其两侧的砂体不能连通,这些因素的存在对注水开发效果及剩余油的挖潜将产生重要影响。
(3)提出了大型切叠河道在垂向及平面上识别技术,能够在复杂河流切叠地层条件下,垂向区分单期河道、平面上从严重切叠的大面积砂体中区分单支河道,建立的大型切叠河道的沉积模式,为大面积连片砂体的研究提供了有利的基础,为油田开发方案的制定提供有利的依据。
砂体输导物性下限研究 篇2
埕岛地区位于渤海海域西南部,油气资源丰富,截至2013年底,共探明石油地质储量数亿吨。 砂体物性由深层到浅层差异较大,当砂体物性满足什么条件,砂体可以输导油气,该问题是制约油气勘探的技术难题。通过研究,确定埕岛地区砂体输导物性下限,为砂体输导体系研究和油气勘探提供依据。
1砂体输导物性下限确定
结合埕岛地区资料,主要论述最小流动孔喉半径法和分布函数法计算砂体输导物性下限。
1. 1最小流动孔喉半径法
砂体物性是孔喉结构及大小的反应。砂体中的孔隙和喉道是油气输导的通道,油气是否能在砂体中输导取决于孔喉半径的大小。既能储集流体又能使流体渗流的最小孔喉通道称为最小流动孔喉半径［7］。毛管压力曲线是反映砂体孔隙结构的重要资料,利用毛管压力资料分析孔喉对渗透率的贡献情况,确定最小流动孔喉半径,建立孔喉半径与砂体渗透率和孔隙度关系,求出最小流动孔喉半径对应的渗透率和孔隙度,即是砂体输导物性下限。砂体输导物性下限随深度的增加而降低,故分深度段计算砂体输导物性下限。最小流动孔喉半径法计算砂体输导物性下限步骤如下。
1. 1. 1 “J”函数法求取平均毛管压力
每个样品的毛管压力曲线只能代表砂体某一点的特征,要得到表征某个深度段砂体综合特征的平均毛管压力曲线,常用“J”函数法获得［8］。“J”函数计算公式如式( 1) 。
式( 1) 中J( Sw) 为“J”函数; Pc为毛管压力,MPaσ 为界面张力,N / m; θ 为润湿接触角,( °) ; K为渗透率,10－ 3μm2; Φ 为孔隙度,% 。
由于压汞实验为汞-空气系统,可取 σ = 0. 048 × 10－ 3N / m。采用SI制实用单位表示时为［8］
“J”函数与物性、界面张力和接触角无关,为消除物性等差异的影响,用“J”函数法对数据进行平均化处理。对选用研究区33口井的260余块岩心压汞资料分深度段处理。以1 400 ~ 1 600 m深度段为例说明平均毛管压力计算方法。利用式( 2) 计算1 400 ~ 1 600 m深度段内27块压汞样品J( Sw) 值,将该深度段中岩样的J( Sw) 进行汇总,求取该深度段平均J( Sw) ,利用该深度段平均孔隙度和渗透率,计算平均毛管压力曲线( 图1) 。
1. 1. 2用Purcell法和Wall法综合判定砂体最小流动孔喉半径
Purcell法从压力与进汞量角度反映不同孔喉半径对渗透率的贡献,计算公式［9］:
式中为累计渗透率贡献,ΔKi为区间渗透率,ΔSi=i+1为区间进汞量。
Wall法从孔喉半径和进汞量角度反映不同孔喉半径对渗透率的贡献,计算公式［9］
式( 6) 中,ri为i区间相应的孔喉半径。
取渗透率累计贡献达到99. 9% 的孔隙半径为最小流动半径,利用Purcell法和Wall法分别计算最小流动半径,最后综合判定最小流动半径为3. 56 μm。
1. 1. 3求取砂体输导物性下限
根据压汞资料,确定埕岛地区孔喉半径、渗透率和孔隙度之间的关系[式( 7) 、式( 8) ]。
式中,r为孔喉半径,m; k为渗透率,10－ 3μm2; Φ 为孔隙度,% 。
将最小流动孔喉半径为3. 56 μm代入式( 7) 和式( 8) 即可得到物性下限,其中孔隙度下限为25% , 渗透率下限为129 × 10－ 3μm2。利用上述方法对埕岛地区新近系-古近系不同深度范围内砂体输导物性下限分别进行计算( 表1) 。
建立物性下限与各深度范围中部深度的关系, 通过拟合,发现以2 500 m左右深度为界,分别拟合深浅层孔隙度和渗透率下限与深度的关系相关性较高。
该方法适用条件为研究区压汞资料丰富,且孔喉半径、渗透率、孔隙度相关性高。
1. 2分布函数法
分布函数曲线法是求取物性下限重要方法,样本大于30时,采用频率法建立分布函数密度曲线, 在同一坐标系中,分别作出输导层与非输导层的孔隙度和渗透率频率分布曲线,两条曲线的交点所对应的孔隙度和渗透率值可以认为是物性下限值［2］。
输导过程中油气会留下痕迹,如在录井资料上有荧光、油迹、油斑、含油等显示,在测井解释或试油中表现为油层、油水同层和含油水层等,认为这些砂体为显示砂体。利用试油、测井解释成果以及录井资料判定输导层( 有显示的砂体) 与非输导层( 试油或测井解释为干层) ,对于无显示的含水砂体由于有时很难判断是由于与断层不相接导致的不输导, 还是由于物性差导致的不输导,故暂不考虑。以1 600 ~ 2 000 m深度段为例,分别作出输导层和非输导层的孔隙度和渗透率分布函数( 图2) ,两条曲线的交点可以认为是物性下限值。利用分布函数曲线法分别求取埕岛地区新近系-古近系不同深度范围内砂体输导层物性下限( 表2) 。
建立物性下限与各深度范围中部深度的关系, 与上述方法类似,分别拟合深浅层孔隙度和渗透率下限与深度的关系相关性较高:
该方法适用条件为输导层与非输导层分布曲线形态近似符合正态分布,并能较为准确区分输导层与非输导层。
1. 3确定砂体输导物性下限的其他方法
确定砂体输导物性下限的方法还有束缚水饱和度法等。束缚水饱和度法其原理是岩石中束缚水饱和度为100% 时,岩石中的所有孔隙均为被束缚水占据,油气不能够进入,岩石为非输导层,此时物性值为输导层物性下限值。具体做法是拟合的方法建立孔隙度和渗透率与束缚水饱和度的函数关系式, 取束缚水饱和度为100% 时所对应的物性值作为有效储层的物性下限值。束缚水饱和度法适用条件是束缚水饱和度资料丰富,且物性与束缚水饱和度具有较好的相关性,该方法在研究区计算误差较大,其原因主要是影响研究区束缚水饱和度因素较多,导致物性与束缚水饱和度具有较好的相关性差。统计法是指根据已知的大量油气显示砂体的物性值,得出砂体输导的物性下限,适用条件是样本点足够多。
1. 4埕岛地区砂体输导物性下限确定
由于受资料丰富程度的影响,有些深度段的资料不能全面的代表该深度段的整体情况,所以利用各种方法计算的砂体输导下限,有所差别。某一种方法确定的砂体输导物性下限只能从一个方面反映砂体的特征,并不能代表砂体的真正输导物性下限。 为了消除单一方法中因原始数据、样本数量和计算方法等引起的误差,需要综合各方法的判断结果,来确定的砂体输导物性下限,取某个合理值如几种方法的平均值作为物性下限值。根据最小流动孔喉半径法和分布函数法计算1 000 ~ 4 000 m深度段每隔200 m深度点的物性下限,取其平均值,综合拟定埕岛地区各深度物性下限。
砂体物性下限针对单砂体评价有效,对于某一层系的平均物性评价,往往无效,因为层系的平均物性下限很低时,不代表该层系无物性好的砂体。
2砂体输导物性下限准确性检验
利用上述砂体输导物性下限与深度的拟合公式可以得到研究区新近系-古近系深层任意深度下的物性下限值。为了检验式( 17) ~ 式( 20) 的合理性, 对研究区已钻遇显示砂体物性资料( 2 000多组数据) 进行检验,若显示砂体的孔隙度和渗透率高于物性下限值,则检验结果正确。如图3,图中黑线为物性下限理论计算趋势线,数据为显示砂体数据。 低于物性下限值区域存在显示砂体的原因主要有物性数值计算或测量误差,紧贴含油砂体的有时存在泥质层,其物性很差,但是受到周围含油砂体的浸染,在录井或岩心上有油气显示。检验结果表明孔隙度物性下限公式计算结果准确率为93% ,渗透率物性下限公式计算结果准确率为90% ,平均为91. 5% ( 图3) 。综上说明利用上述砂体输导物性下限与深度的函数方程计算求得的砂体输导物性下限是可靠的。
3砂体输导物性下限影响因素
砂体输导物性下限受原油性质、地层温度、地层压力和砂体整体物性等多因素的影响。原油密度越小,输导中所受的浮力越大,砂体物性下限越低。毛细管力是油气输导的阻力,其值随温度增加而减小, 温度增加时可以降低油气在砂体中输导的阻力,使砂体输导物性下限降低。异常压力越大,输导动力越大,使更小的孔喉半径内也能够输导油气,砂体输导物性下限降低。微观上油气总是沿着阻力最小的路径输导,即优先在在砂体物性较好的部位输导,当砂体的物性总体为高孔高渗时,物性相对较差的部位被“屏蔽”油气不易在其中输导,故表现为较高的输导物性下限。
4结论
( 1) 最小流动孔喉半径法和分布函数法等方法可以确定砂体输导物性下限。其中最小流动孔喉半径法适用条件为压汞资料丰富,且渗透率、孔隙度和孔喉半径相关性高; 分布函数法适用条件为输导层与非输导层分布曲线形态近似符合正态分布,并能较为准确区分输导层与非输导层; 束缚水饱和度法适用条件分析为束缚水饱和度资料丰富,且物性与束缚水饱和度具有较好的相关性; 统计法是指根据已知的大量油气显示砂体的物性值,得出砂体输导的物性下限,适用条件是样本点足够的多。
(2)根据最小流动孔喉半径法和分布函数法计算结果,综合拟定埕岛地区各深度物性下限:φ=-8.094 7ln H+83.41(H≤2 500 m),φ=-24.644ln H+210.44(H>2 500 m),k=319.74e-0.000 7H(H≤2 500 m),k=41 597e-0.00 27H(H>2 500 m)。
( 3) 砂体输导物性下限受原油性质、地层温度、 地层压力和砂体整体物性等多因素的影响。
摘要：砂体输导物性下限是指砂体输导油气需要满足的物性最低值,确定砂体输导物性下限是判断砂体能否输导的前提。运用最小有效孔喉半径法和分布函数曲线法,求取渤海湾盆地埕岛地区砂体输导物性下限。结果表明输导砂体的孔隙度下限与深度的对数呈线性关系,渗透率下限与深度呈指数函数关系,并综合上述2种方法计算结果建立埕岛地区砂体输导物性下限计算公式。利用研究区现有资料进行检验,准确率为91.5%。该公式的建立为埕岛地区砂体输导物性下限判别提供依据,同时也为其他地区砂体输导物性下限的求取提供借鉴的方法。
薄层河道砂体的地震识别与雕刻 篇3
关键词：河道砂体,三维可视化,属性分析,扶余油层
0 引言
大庆长垣扶余油层位于三肇和古龙两个生烃凹陷之间,具有充足的油源条件。该区扶余油层以三角洲分流平原河道砂及三角洲前缘水下分流河道砂为主要储层,分流河道相互交织呈网状,砂体在平面上错叠连片,为形成大面积岩性油气藏提供了良好的储集空间[1]。萨5井区位于松辽盆地中央坳陷区大庆长垣的萨尔图构造。主要是以单层厚度小、单砂体体积小和横向变化快为特点的河道砂体为储层,空间分布非常不稳定。由于受地震资料分辨率的限制,利用常规处理技术得到的地震资料,难以有效地预测砂体在空间上的展布特征。
为此,本文基于相对保持振幅、相位和波形特征的高分辨率处理资料[2],利用地震属性分析技术[3,4,5,6,7]和三维可视化雕刻技术,采用地震沉积学的工作原理,选择合适、有效的地震属性,清晰地刻画出了河道砂体的空间分布规律,实现了油田的精细挖潜。
1 河道砂体的地震响应特征
1.1 河道砂体的沉积特点
地表河流形态千姿百态,河流类型多种多样,不同河型沉积的砂体各不相同,相同河型的砂体差异也较大,但陆相湖盆砂体有两个共同特点:其一是单个成因单元的河道砂体规模都较小,几何形态为条带状分布;其二是层内非均质性较大,砂体底部岩性较粗,上部岩性逐渐变细,与下伏泥岩呈突变接触,顺河道方向具有良好的连续性,而侧向连续性较差。
因此,同一套河道砂体在地质空间上是一种条带状展布、与围岩存在一定差异的地质体。从而确定了河道砂体在整个地质背景中的地震反射特征的不协调性,而这种不协调性必然会在地震属性中有着不同的反映,地震属性分析就是对这种不协调性的识别、提取和分析。
1.2 河道砂体的地震响应特征及识别
从地震剖面上来识别河道砂体,关键的问题是如何建立河道砂体的地震响应模式,河道砂体的地震响应特征与周围地层存在一定的差异。本文的思路是:在标定河道砂体地震特征的同时,建立起相应的地震响应模式,即将相同的、同一类的相模式识别出来,建立地震属性与地层岩性的对应关系,为地质解释或岩性预测建立依据。
通过研究区内过井地震剖面及井资料的分析和对比,本区河道砂体发育段反映到地震剖面上表现为地震波振幅、频率、相位、波形及地震波同相轴的连续性发生变化。各种属性在横向上连续性出现条带状异常,根据地震沉积学解释,即为河道砂体发育带的显示。河道砂岩的地震响应一般表现为低频、强振幅的特性,而且砂层或砂层组厚度越大,振幅越强。本区谐振频率为25hz。
2 河道砂体的识别与雕刻
随着地震处理解释技术的进步,对复杂地质目标的刻画能力得到进一步的提高,尤其是针对砂体厚度小,横向变化较快,低孔、低渗储层的河道砂体进行预测与识别已经成为可能。
2.1 河道砂体的识别
在三维地震数据上识别河道砂体,主要考虑区域地质沉积环境,该区的主要沉积特征是以三角洲沉积为主体、分流河道为骨架微相的沉积体系。需要依据研究对象的地震-地质条件而采用针对性方法。在研究区进行地震属性解释时,依据地质沉积背景选择适合的地震属性才能获得正确的解释结果。在精细层位标定确定地震反射特征的基础上,进行研究区的层位追踪解释,在此基础上沿层提取地震振幅、频率、相位、波形等多种地震属性。对所提取的多种地震属性分析后发现,在该区地震常规振幅类和振幅谱属性能较好地反映河道砂体、水下分流河道的特征。
2.2 主河道的雕刻
不同的属性从不同的角度揭示了地层中的沉积信息,地震反射波振幅是地震波动力学的重要属性之一;地震波振幅属性反映了波阻抗差、地层厚度、岩石成分、地层压力、孔隙度及含流体成分的变化;既可用来识别振幅异常或层序特征,也可用来追踪地层学特征,另外,还可用于识别岩性变化、不整合、气体以及流体的聚集等;相干体属性反应了断层和特殊地质体的边界特征;地震波的频率也是反映油气的一个重要标志。由于地层的吸收作用,地震波的频谱随着传播距离的增加,低频成分相对丰富。对地震数据作频谱分析则可以提取地震数据在频率域中的属性参数,分析储层的含油气性等。
多体雕刻技术识别河道砂体,就是在三维空间内进行多种地震属性相关性、差异性和灵敏度的分析,把不同数据体中的有效河道信息,进行体交会约束,从地震数据背景中,提取出具有河道特征的信息,从而实现河道与背景属性的分离。
经过地质、地震资料综合研究,认为本区振幅属性和频率体属性相浑染,能很好识别出河道的形态和边界。即在三维空间中,利用振幅体和频率体交会,确定各自反应目标体的幅值范围,采用透明显示办法,利用三维可视化自动追踪技术,把反映目标地质体的数据点作为种子点,确定种子点的空间位置和特征值的范围,再将地震数据体内的大于(或小于)种子点特征值范围内的所有样点分离,从而得到一个新的能够反映主河道砂体特征的数据体。
2.3 主河道分析
通过属性优选和多体三维雕刻解释技术,进一步揭示了本区扶一油层组,河道砂体空间分布和形态特征,实现了多期河道摆动带的识别和最后一期河道的识别。从图上可看出,本区发育四条规模较大的河道砂岩发育带,河道由北向东南方向东北方向延伸,呈弯曲条带状分布,尤其是中部发育的主河道,末期河道特征清晰,表现为典型的水下分流河道的特征(图1)。
3 结论
(1)三维可视化地震属性多体交会分析技术,可以把不同属性的信息进行融合,开展更全面与更准确的河道砂体描述与表征,提高地震属性预测和判别模式的精度,实现河道与背景属性的分离,清晰刻画河道砂体的空间分布,是未来河道砂体预测与描述的主流技术。(2)本区主要发育以北部物源为主的四条特征明显的分流河道,曲流河点坝砂体发育,也发育小规模三角洲朵叶体。
参考文献
[1]张尔华,宋永忠,陈树民等.松辽盆地扶杨油层河道砂体地震识别方法.大庆石油地质与开发,2004,23(5):113～117.
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复合砂体 篇4
地震道是通过反射系数序列与子波褶积所得到。根据原子分解理论也可以把地震道分解成多个不同频率, 不同振幅的子波函数, 再将这些子波函数通过一定的线形叠加就能重构出一个地震道。
假定地震道由多个原子以及随机噪音组合而成:
其中:mi为第i个原子, ai为振幅;ωi, td, ϕ为子波的频率、中心位置和相位。当i=0时, d (t) =Noise.其中mi可以采取多种形式:Morlet子波、高斯函数、汉明窗函数、汉宁窗函数。通常认为Morlet子波函数在时间域和频率域具有相对明确的数学表达形式, 对地下介质中传播的地震波能量衰减和速度频散有较好的表征, 因此选择Morlet子波函数做为原子函数。Morlet子波函数表示为
应用式 (2) 对式 (1) 进行反复迭代计算, 就可以将d (t) 分解成一系列子波函数。在该系列中按不同目的和任务任意选取不同子波进行简单线形求和就能重构出新的地震信号d' (t) .
多子波分解及重构原理见图1。
2 实际应用
百色盆地构造位于南盘江中生代早期坳陷区东南端, 是发育在三叠系褶皱基底上的残留型第三系盆地。该区在三叠系顶界灰岩, 第三纪那读组、百岗组发育多套储层, 其中那读组、百岗组为主要的勘探目的层。那读组泥岩为主要的生油源, 根据多年的勘探开发资料分析, 认定盆地中央凹陷带和北部陡坡带是主要的油气富积区, 中央凹陷带和北部陡坡带属于不同的油气藏类型, 中央凹陷带那读组多以原生油气藏为主, 而北部陡坡带属于次生油气藏。
2.1 微断层识别
那读组储层在凹陷区主要发育滩坝砂, 其中发育一些微小断层是该地区的主要勘探风险所在。在那读组主要目的层发育一套泥岩、钙质泥岩互层, 地震响应特征表现为五个中频, 强振幅, 中连续性的同相轴, 砂岩主要分布在第一个同相轴。由于受钙质影响该区所钻遇孔隙度最大为13.8%, 渗透率最大为15.810-3μm2, 属于低空低渗致密砂岩油藏。靠近断层布井可能得到较好的工业油流, 断点的精确定是成功与否的关键, 从图2中可以清晰看出原始剖面在K8-2井靶点位置有稍微的扰动, 但不足以精确定位断点 (图2A) , 钻井以后分析该井刚好打在断层上, 应用多子波分解技术对地震波进行分解重构后 (图1B) 断点清晰可见, 对该井进行了侧钻K8-2C井, 并获得了较好工业油流, 日产油3T
2.2 尖灭点识别
那读组在北部陡坡带沿三叠系基底不断上超, 精确的上超点对找岩性砂体有很好的指导意义。然而原始剖面上不整合面是一个比较连续的接触面 (图3A) , 很多有实际意义的地质信息被忽略掉了, 不能满足小砂体的雕刻要求, 通过反复实验分析后对地震数据体进行了25-50Hz子波分解重构后 (图3B) , 很多地质细节在剖面上地已体现, 在处理后的剖面上不整合接触面没有原剖面连续, 但更与实际地质情况相符。在在红圈内地层减灭点更精细, 不整合面的地质信息也得到了丰富, 突出了更多微小地质信息。。
2.3 砂体异常体探测
在盆地边缘沿湖岸线发育沿岸滩坝砂体, 由于地层倾角较大, 最大倾角达53度, 砂体宽度较窄, 如果砂体刻画不精细及容易偏离砂体, 在该区带的L35-20X井就是这样一个例证, 由于砂体展布范围有限, 加之地震剖面分辨率的制约 (图4A) 异常体范围及特征都不明显, 在该井目的层, 钻到一套致密钙质泥岩, 未能见到预期的砂体。通过多子波分解重构地震数据体的处理分析认为, 该地区属于泥包砂, 由于钙质泥岩的屏蔽作用, 使得目标体在地震剖面上表象为低频, 较弱振幅, L35-20目的层强振幅为一套钙质泥岩, 已经超出了岩性砂体的范围。在图4B中的圆圈位置应该存在一个比原预测范围更小的岩性滩
坝砂体。于是布了L35-20井, 该井在目的层钻遇了工业油流, 日产油2.5t, 进一步验证了子波分解重构技术在该地区的适应性。
3 结论
地震信号是地下地质体响应特征的综合响应, 对地下地质体的, 形态, 展步等有预测作用。多子波分解与重构技术针对不同地质体的不同地震响应特征, 按照不同的频率成分分解并重构出反映目标地质体的新地震信号, 从而更突出兴趣目标体的表征特征。通过该技术在百色第三系盆地那读组的应用有以下几点认识:
(1) 多子波分解与重构技术能够精细刻画出微断层, 地层尖灭, 薄层地质体等岩性油藏的基本特征。
(2) 在重构地震波时, 能反映目标体特征的频率选择是关键, 不能漏掉有效信息, 也不能选取不能表征目标体特征的频率, 要综合地质, 测井等信息后优化选取。
(3) 虽然多子波分解与重构其原理和实现方式独特, 具有其优势, 但是由于其运用时间短, 在实际研究和应用中还存在一定的不适应性。
摘要：随着油气勘探开发的不断深入, 纯粹的构造圈闭已经很难再寻找, 构造岩性圈闭、岩性圈闭已经成为现阶段油气勘探开发的趋势和主流。如何识别岩性砂体自然成为重点、难点问题。本文就针对众多岩性砂体识别技术中的多子波分解及重构技术进行讨论。讨论该技术的基本原理、实现过程, 并将该技术在广西百色第三系残留盆地中的应用情况进行分析。
关键词：多子波分解,重构,那读组,尖灭
参考文献
[1]赵爽等.多子波分解技术检测含煤砂岩储层.天然气工业, 2007, 27 (9) :44—47.
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[3]高静怀 汪文秉 朱光明等.地震资料处理中小波函数选取研究[J].地球物理学报, 1996, 39 (3) :392—400.
复合砂体 篇5
关键词：水驱油田,单砂体,含水等值线图,水淹特征,剩余油,定量分析
水驱油田(包括天然水驱、注水水驱)的开发过程是通过逐步扩大水的波及体积和水对油层的冲刷来进行的[1]。因此,油田含水变化是水驱油田开发特征最重要的指标;通过研究油田内各个砂体的水淹状况,对于油藏工作者分析油藏开发到某一时刻剩余油的多少及其分布规律,评价油藏开发效果,分析油藏开发中存在的主要问题,确定挖潜的对象、方式和方法,至关重要。
传统的油田小层平面水淹图的研究是通过计算油井在各小层的注入孔隙体积倍数,通过室内水驱油物理试验的结果绘制的注入水孔隙体积倍数与含水率关系图版得来的,而渤海A油田[2]为边底水合采的稠油油藏,因此在考虑油井在单砂体上的吸水量时,除了一部分来自于注入水外,另外这部分天然水的水侵量是必须考虑的。笔者将等值渗流阻力法应用到边底水水侵量的计算中,摸索出一套定量分析边底水稠油油藏单砂体水淹规律研究的方法。
1 水淹特征定量分析方法
1.1 前期地质基础图件及动态监测资料的准备
(1)通过精细油藏描述,编制精确的小层地质基础图件[3,4],包括沉积微相图、微型构造图、有效厚度图、含油面积图及物性等值线图等,用于分析油水运动规律。
(2)统计整理各种地质静态和油藏动态监测资料[5,6],包括测井解释资料、分层数据资料、流体PVT资料、射孔资料、生产历史资料、吸水产液剖面资料、C/O比饱和度及水淹层测井解释资料等,用于确定小层水淹状况。
1.2 小层平面水淹图的绘制
(1)以注水井为研究对象,按照历次吸水剖面测试时间将累积注水量进行阶段划分,得到注水井各阶段注水量。
(2)以小层为研究对象,根据历次吸水剖面各小层吸水比例测试结果将注水井各阶段注水量劈分到相应小层后求和,得到各小层累积吸水量。
(3)以小层内部注采井组为研究对象,首先计算井组内各油井该小层的地层系数(射开油层厚度×渗透率)并求和得到该井组该小层的总地层系数,然后根据井组内各油井地层系数所占比例(该井该小层地层系数/该井组该小层总地层系数)将该小层的累积吸水量向油井进行平面劈分。以此类推,得到各油井各小层的累积吸水量。
(4)根据等值渗流阻力法将各单砂体上的水侵量劈分到各个油井上,这样各油井在各小层上的累计吸水量就包括两部分,一部分来自注入水,另一部分来自天然水的水侵。关于等值渗流阻力法的思路将在文章第二部分进行详细介绍。
(5)计算各小层及油井注入孔隙体积倍数(IPV)。首先以小层为研究对象,根据小层含油面积图、有效厚度图及孔隙度等值图计算各小层井网控制范围内的孔隙体积;然后以小层内部注采井组为研究对象,根据井组内各油井井控面积、有效厚度及孔隙度计算各油井各小层的井控孔隙体积;最后,计算出各小层累积吸水量及各油井各小层累积吸水量,进而得到相应的注入孔隙体积倍数。
(6)根据室内水驱油物理实验结果,绘制注入孔隙体积倍数与含水率关系图版。
(7)根据所绘制的图版,确定目前各小层平均含水率及油井各小层含水率。
(8)绘制小层平面水淹图,分析水淹状况。如果所获得的认识与生产动态不符合,则根据生产动态资料重新进行分析认识,重复(2)～(8)。
2 等值渗流阻力法计算各油井的水侵量
2.1 计算各油井水侵量的必要性
渤海A油田北区的主力层为NmⅠ3,NmⅡ3,NmⅢ2和NmⅣ1小层,其中NmⅠ3小层为边水油藏,NmⅡ3层为底水油藏,NmⅢ2和NmⅣ1小层为边水油藏(图1)。因此,该油田在计算油井上劈分得到的水量时,除了要考虑注入水以外,边水和底水这部分天然水的水侵量是必须考虑的。
2.2 等值渗流阻力法计算各油井的水侵量
等值渗流阻力法的原理[7]:设有一直线供给边缘,距边缘L处平行地布置了一井排,井距为2a,各井井底压力相同为Pw,井数为n(图2),其单井产量为:
设油藏宽度B=2an,于是
对上述公式进行分析可以看出,式中分母各项表示渗流阻力,它由两部分组成:第一部分
与电学原理对比,在电路中电流强度为I,电位差为U1-U2,由内外电阻串联成的电阻分别为R1,R2,按照欧姆定律,则:
渤海A油田北区西北方向和北东方向都存在边水,用物质平衡法计算这两部分的水侵量,将这两部分水侵量劈分到对应的油井上,相当于是有4排井同时工作(图4),其相应的电路图如图5所示,如果两个电阻串联,则Req=R1+R2,如果是两个电阻并联,则
3 单砂体含水等值线图的应用
3.1 有效指导油田的常规措施
根据绘制的单砂体含水等值线图可以很好的辅助油藏动态分析,如渤海A油田的A14井,该井的生产层位为NmⅠ,NmⅡ和NmⅣ小层,投产初期关闭生产底水油藏的NmⅡ小层后含水降低,但是随着周边生产井的转注,A14井的含水率逐渐上升,截止到2008年初,该井含水率已经高达86%,根据2007年底单砂体含水等值线图的研究成果可以看出(图6),在NmI3小层上的水(包括注水井A9,A17的注入水和西北方向的边水)已经突破到A14井,因此在2008年初关闭P1防砂段(NmⅠ小层)后,该井含水率明星下降,日增油量为8 m3/d(图7)。
3.2 在剩余油饱和度高的部位考虑钻水平井
单砂体含水等值线图代表着水驱前缘的含水状况,在动态分析中,它与单砂体剩余油饱和度图可以互补,从而指导下步的剩余油动用。如在A22井区附近,根据NmI3砂体含水状况研究的结果,该井区的水淹程度是较弱的,油藏数值模拟结果也显示,如果在目前井网下开采,继续生产二十年后该区域仍为剩余油富集区(图7),于是2010年8月12日在该区域钻B23h水平井(图6),投产初期日产油59 m3/d,含水率为34%,截止到目前,B23h井已累计增油3.75万方(图8)。
4 结论
本文提出了用等值渗流阻力法研究边底水稠油油藏单砂体水淹规律的思路,这种方法考虑了油田天然水水侵量的劈分,充分考虑了油田的地质油藏特征,能够减少单井点数据偏差,可以作为判断剩余油分布的手段之一,其研究成果经油田生产动态验证是可靠的,对其它同类油田的单砂体水淹规律的研究具有一定借鉴意义。
参考文献
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复合砂体 篇6
孤东小砂体总地质储量1239.6×104t, 目前有油井125口, 日产液4082t, 日产油311.9t, 平均单井日液32.7t, 平均单井日油2.5t, 综合含水92.4%, 累产油138.1×104t, 采出程度11.14%, 采油速度0.94%;水井28口, 日注水1887m3, 平均单井日注67.4m3, 动液面817m, 注采比0.46, 平均地层压降1.86MPa。
1.1 2010年小砂体挖潜实施情况
2 0 1 0年实施小砂体挖潜1 3口井, 动用小砂体26个, 动用地质储量91.4万吨。采用常规钻井工艺, 普通两开井身结构 (φ273.1mm*300m+φ177.8mm*井底) , 配套油层保护、绕丝砾石充填防砂等措施, 平均单井日液49.5吨, 日油5.9吨, 含水88.0%, 平均单井累产油967.9吨, 累计产油12582.6吨, 建产能2.2万吨, 取得了较好的增油效果。
1.2 2011年小砂体方案部署
孤东小砂体目前未动用砂体中储量在2万吨以上的砂体28个, 总地质储量108.5万吨, 储量在1-2万吨同时面积大于0.04Km2的砂体有15个, 储量27.2万吨。
2011年计划动用小砂体43个, 部署新井40口, 动用小砂体地质储量135.7万吨, 其中第一批计划实施15口, 动用小砂体20个, 动用小砂体储量62.1万吨, 动用砂体边部储量46.4万吨, 建产能1.8万吨。
2 孤东小砂体新井油层套管的确定
由于孤东馆陶组的油井油层套管均采用7in套管, 重点对局内常用的51/2in油层套管和41/2i n油层套管在孤东应用可行性进行了分析。
目前胜利油田已实施的29口41/2i n小井眼井目的层位为东营或沙河街, 地层基本不出砂, 单井液量偏低, 大部分在10m3d以内;而孤东小砂体主要是馆陶3-4砂层组, 胶结疏松, 地层易出砂, 平均单井液量50m3/d, 开发特点与局内已实施的41/2i n小井眼井存在较大的差别。由于受到防砂、举升及修井工艺的限制, 孤东小砂体不适宜采用41/2in油层套管。
2.1 防砂工艺制约41/2in小井眼实施
根据孤东小砂体的油藏物性和前期老井开发经验, 新井需要采用绕丝充填防砂方式, 目前绕丝充填防砂仅能适应于5in以上的套管, 小于5in套管只能采用化学防砂。由于孤东地层疏松, 出砂严重, 化学防砂普遍有效期较短。统计2009年以来的侧钻小井眼井, 化学防砂有效期最短17天, 平均只有170天, 生产过程中暴露出砂卡躺井频繁, 重复化学防砂工作量大等问题。
2.2 举升工艺制约41/2in小井眼实施
孤东小砂体部分油井位于砂体边部, 受水井或边水的影响, 含水上升快, 生产后期需提液上产, 但受到套管内径的限制, 无法下入大直径泵。即便通过改造70泵, 配套27/8i n油管, 但受套管内径的限制, 泵体与小套管之间环空间隙小 (3.6-5.5mm) , 一旦出砂, 容易砂卡管柱。
2.3 修井工艺制约41/2in小井眼实施
通过引进小直径钻杆、螺杆钻、磨铣工具、打捞工具基本可以满足小井眼的常规修井需要, 但无法满足套铣处理油管及防砂管柱的需要。
综合以上分析, 认为孤东的小井眼井不适合采用41/2i n油层套管。孤东水转油井及沙河街的上返井的成功开采, 表明目前51/2i n油层套管钻完井及采油工艺在孤东小砂体适应性较好, 因此孤东的小井眼井可以采用51/2in油层套管。
3 小砂体新井钻机的确定
目前胜利油田仅钻井院有一台25型小钻机, 由于井口装置不配套, 25型小钻机只能实施最大51/2i n油层套管的井。为了降低钻井投资, 加快小砂体挖潜步伐, 对常规32钻机实施7in套管完井和25钻机实施51/2in套管完井的钻井费用进行对比。
3.1 常规32型钻机实施51/2in套管比7in套管单井节约20.76万元
如果采用常规的32钻机, 7in套管与51/2i n套管井的钻前劳务费、泥浆劳务费、管具劳务费、固井劳务费、其它技术服务费合计相差2.46万元/口;钻井工程中主材费用相差13.71万元/口, 燃料费相差0.78万元/口, 钻前准备相差1.13万元/口, 合计钻井工程费相差16.22万元/口。
采用32钻机实施, 7in套管与51/2i n套管每米进尺成本相差143元/米, 每口井按1450米进尺计算, 钻井费用相差20.76万元。
3.2 25型小钻机实施51/2in套管比32型钻机实施7in套管单井节约55.53万元
如果采用25钻机, 32钻机实施7in套管井与25钻机实施51/2i n套管井的钻前劳务费、泥浆劳务费、管具劳务费、固井劳务费、其它技术服务费合计相差12.86万元/口;钻井工程中主材费用相差15.71万元/口, 燃料费相差4.6万元/口, 钻前准备相差4.07万元/口, 合计钻井工程费用相差33万元。
3 2钻机实施7 i n套管与2 5钻机实施51/2i n套管, 每米进尺成本相差383元/米, 每口井按1450米进尺计算, 钻井费用相差55.53万元。如果从压减费用的角度考虑, 小砂体可采用25型钻机进行51/2i n油层套管打井试验。
4 孤东小砂体钻井实施意见
(1) 为了降低百万吨产能投资, 压减钻井费用, 部分储量小的小砂体井可采用25型钻机进行51/2i n油层套管打井试验。考虑到目前仅一台25型小钻机, 从建井周期的角度考虑, 不易集中实施。
(2) 对于砂体面积大、储量大, 能够形成注采对应关系的井, 尽量采用7in油层套管完井, 使其具备后期的侧钻基础, 延长油井的生产寿命。
摘要：孤东油田为河流相沉积的大型整装油田, 经过20年的开发, 主力油层普遍进入高含水, 而非主力层的小砂体在增油效果上发挥越来越大的潜力, 所以对小砂体的钻采就越来越多, 因此有必要对孤东油田小砂体钻井实施方案进行必要的研究。通过本文的研究, 确定了孤东小砂体新井油层套管和小砂体新井钻机的类型, 从而加快推进了对小砂体的钻采步伐, 进而促进了对小砂体的后续高效开发。
复合砂体 篇7
1 基于地震时间变量的岩性解释量板
纵波阻抗、泊松比是较常用的砂、泥岩解释参数, 在目的层薄、埋深跨度不大时, 可采用其直方图版进行岩性解释。
1.1 单参数-时间函数量板
YL、CZ地区戴一段砂岩为相对高阻抗、低泊松比特征, 泥岩为低阻抗、高泊松比特征, 局层段发育高阻抗泥岩。由于目的层埋深跨度较大, 随着埋深增大, 砂、泥岩的波阻抗门槛值呈增大趋势、泊松比门槛值呈减小趋势, 进行岩性解释时必须考虑埋深的影响。储层预测是在地震时间域实现的, 因此引入了地震时间变量, 建立单参数 (纵波阻抗或泊松比) -时间函数量板进行砂、泥岩解释。
1.2 多参数-时间函数量板
在单一参数对岩性不敏感的地区, 可采用岩性敏感参数 (泊松比) 与物性敏感参数 (纵波阻抗) 的交会图进行岩性解释。YL、CZ地区戴一段地层埋深跨度大, 考虑到埋深影响, 在纵波阻抗-泊松比交会图版基础上, 首先确定不同地震时间段的砂、泥岩门槛值, 然后通过通过插值法建立基于多参数和时间变量的岩性解释量板。
2 基于多元参数的孔隙度解释量板
从地震预测可行性考虑, 纵波阻抗常用来表征砂岩孔隙度, 但纵波阻抗还受粘土含量、流体等因素影响。一方面, 在较高地层压力下, 砂岩中粘土含量增加, 速度、阻抗会系统降低, 这种现象曾被Tosay和Nur (1982) 、Kowallis (1984) 、Han等 (1986) 报道过[2]。Wyllie方程式 (1956) 或Raymer (1980) 的统计方程式均忽略了粘土含量对纵波速度的影响, 目前常用的纵波阻抗-孔隙度经验关系也存在这一缺陷。另一方面, 岩石饱和流体时, 纵波阻抗降低, 研究区戴一段油层、水层的纵波阻抗介于泥岩与致密干层、高速泥岩之间。
笔者在大量取心、测井资料基础上, 研究了粘土含量、流体对纵波阻抗-孔隙度关系式的影响, 引入泊松比建立了基于双参数的孔隙度解释量板。该量板以泊松比为纵坐标, 表征岩性、粘土含量、流体特征;以纵波阻抗为横坐标, 表征岩性、孔隙度特征。
总体看, 纵波阻抗对孔隙度依然起主导作用, 但考虑粘土含量、流体造成的纵波衰减效应后, 能更精确的求取孔隙度。纯砂岩区的纵波阻抗-孔隙度关系主要受流体影响 (影响幅度较小) , 当纵波阻抗不变时, 泊松比越小 (含油性越好) , 孔隙度越小 (考虑了流体对纵波的衰减效应) 。砂、泥岩叠置区的纵波阻抗-孔隙度关系受粘土含量影响较大 (这一区间的部分样点并非实测、为岩石物理正演成果) , 纵波阻抗不变时, 泊松比越大 (粘土含量越高) , 孔隙度越小 (考虑了粘土对纵波的衰减效应) 。
3 有效砂体预测
YL、CZ地区戴一段最厚达1000m, 因此结合沉积旋回和地震响应特征, 纵向上分8个层段建立了岩性、孔隙度解释量板。来自北部的三角洲物源与来自南部的扇三角洲物源体系在研究区中部交汇、尖灭, 砂体空间叠置频繁, 单层厚度1~15m, 反演剖面上无法识别薄砂层。在地震反演基础上, 引入时间变量进行岩性划分, 解决了不同层段、不同埋深纵波阻抗基质差异大的问题;基于多参数进行孔隙度解释, 则提高了地震对有效砂体的纵向分辨能力, 能直观反映厚约10m薄砂体的空间物性变化。在此基础上, 发现了Y38、Y42等受河道砂体和断层共同控制的复合型油藏, 取得了良好的经济效益。
4 结束语
通过地震反演进行储层预测时, 岩石物理分析至关重要, 常用的储层预测方法往往忽略了埋深对岩石物理特征的影响, 常用的孔隙度预测方法忽略了粘土含量、流体对纵波的衰减效应。综合考虑岩矿、物性、流体、埋深与岩石物理参数的关系, 提高岩石物理解释精度, 可以更充分的利用地震资料空间变化信息, 提高薄砂体预测精度。
参考文献
[1]Fred J.Hilterman.孙夕平等译.地震振幅解释[M].北京:石油工业出版社, 2006.12:60-63Fred J.Hilterman.Seismic Amplitude Interpretation[M].Beijing:Petroleum Industry Press, 2006.12:60-63