储层反演（共8篇）
储层反演 篇1
火山岩油气储层是一个复杂而特殊的储集层类型, 这方面的研究仍是一个新的领域[1～6], 深入开展火山岩储层的研究, 对油气勘探开发以及对油气储层地质学的发展均具有重要的意义。
三塘湖盆地广泛分布着各种类型的火山岩, 在这些火山岩中已发现了一些油气储层, 这是非常有开发前景的地区。本次研究以马朗凹陷条湖组火山岩储层为主。由于马朗凹陷条湖组地质构造复杂, 并且火山岩岩性岩相变化大。因此本次研究希望通过岩性-电性敏感性分析, 进行敏感曲线重构拟声波反演, 在反演体内进行储层雕刻来解决这一问题。
1 岩-电敏感性分析
通过对研究区条湖组多口井进行岩性-电性交会分析, 认为常规声波阻抗不能有效识别火山岩储层。而电阻率曲线可以较好的区分火山岩储层, 火山岩储层表现为低速度 (DT大于220μs/m) 、中高电阻率 (RD在20～120Ω.m) 的特征。本次研究以反映火山岩储层较为敏感的深侧向曲线 (RD) , 重构拟声波曲线, 通过拟声波阻抗反演结合声波阻抗反演, 预测火山岩有效储层的分布。
2 曲线重构反演
本次研究使用的储层反演方法是测井约束稀疏脉冲反演。稀疏脉冲反演方法根据初始模型、地震数据、测井数据、子波等参数, 采用CSSI反演方法, 对三维工区进行全局寻优快速算法, 即可得到最佳的绝对波阻抗模型。它的反演结果较忠实于地震资料, 能反映储层的横向变化。反演过程包括4个关键环节:一是测井资料处理, 首先对AC、RD、DEN等曲线进行环境校正, 使校正后的曲线更加真实反映地下地层的实际情况;二是曲线重构, 本次研究采用均值为零的曲线重构方法, 要求重构后的拟声波曲线既能反映岩性变化, 又要保证原有的时深关系;三是合成记录标定, 通过提取过井地震剖面的子波, 反演井旁的波阻抗, 在进行一系列时移和相位校正后, 确定反演子波;四是初始模型建立, 为尽可能的使初始模型符合研究区地质特征, 本次反演采用层位削蚀关系建立地质模型。
3 储层反演结果雕刻
利用上述子波与模型进行稀疏脉冲反演, 并反复分析反演结果, 不断调整稀疏约束参数, 最终得到声波、电阻率拟声波反演体。
结合井震标定和声波、电阻率拟声波反演结果分析, 上电阻率反演阻抗值在10000-11000之间并且声波反演阻抗值在9000-11000之间为有利储层区域。利用这个门槛值, 对俩个反演体进行交会处理, 去除非储层的阻抗值, 只保留有力储层阻抗值, 最后雕刻出有利储层特征体 (图1) 。
从雕刻出的特征体上看 (图1) , 预测的有利储层横向尖灭清晰, 纵向看, 有利储层主要发育在条湖组上段, 并且储层特征与钻井揭示储层段对应关系较好, 预测结果显示条湖组火山岩储层连续性差, 单层厚度较小。可见用多个参数反演体交会有效的屏蔽了非储层部分, 突出了储层的空间展布特征。
4 储层平面特征预测
图2为预测的条湖组火山岩有利储层厚度平面图, 从图上看主体区块储层较为发育, 整体连续性较差。储层预测最厚区域厚度为60～80m, 主要位于马209井及其西南区域, 还有马14、湖209、湖210井的条带上, 这一条带上储层厚度大, 主要是因为在该区域条湖组地层厚度大, 预测储层纵向分布较多, 向东地层厚度变小, 预测储层纵向范围小。通过与钻井结果对比, 预测储层厚度与实际钻井揭示储层厚度基本符合, 为我们进一步勘探提供有力依据。
5 结论和认识
(1) 在测井响应上, 火山岩储层整体上具有低自然伽玛、低声波时差、中高电阻率特征, 从玄武岩与安山岩到火山角砾岩, 到凝灰岩, 声波时差逐步增大, 电阻率逐步变小。
(2) 、对工区反映火山岩储层较为敏感的深侧向曲线 (RD) , 构建具有声波量纲的拟声波曲线, 电阻率拟声波与原声波反演结果对比分辨率有了一定程度的提高。对声波、电阻率拟声波反演结果进行交会处理, 去除非储层阻抗部分, 有效突出了有利储层的空间展布特征, 为储层研究提供了科学依据, 具有一定的实用性。
参考文献
[1]李昌年.火山岩微量元素岩石学.中国地质大学出版社, 1992
[2]刘若新, 主编.中国新生代火山岩年代与地球化学.地质出版社, 1992
[3]陆志刚, 等.中国东南大陆火山地质及矿产.地质出版社, 1997
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[5]王德滋, 等.火成岩岩石学.地质出版社, 1982
[6]邱家骧, 等.火山岩.地质出版社, 1991
储层反演 篇2
井约束地震反演技术具有很好的垂向分辨能力,在储层横向变化不大时反演效果很好,但如果储层的横向变化十分复杂,反演技术的局限性就非常突出,要获得好的`反演效果很困难.基于薄层反射调谐原理的频谱成像技术不依赖于井资料,只与地震资料的品质有关,对于储层边界、非均质及厚度的成像,分辨率尤其是横向分辨率要高于传统的宽带地震分辨率.中国东部H区块S构造带,主要目标地层厚度变化大,构造复杂,目标储层主要由砂岩、砾岩、凝灰质砾岩和火山碎屑岩组成,非均质性强.综合应用反演技术和频谱成像技术对其含油气储层的分布范围进行了预测,预测结果与验证井吻合很好.
作 者：冯凯 查朝阳 钟德盈 Feng Kai Zha Zhaoyang Zhong Deying 作者单位：冯凯,Feng Kai(成都理工大学,四川,成都,610059)
查朝阳,钟德盈,Zha Zhaoyang,Zhong Deying(北京艾普斯特能源技术有限公司,北京,100085)
薄砂岩储层的地震反演预测研究 篇3
一、基本原理与方法
对于薄砂岩类储层, 将储层特征反演与拟声波反演进行有效结合, 可以有效的提高储层的预测精度。图1为反演流程图, 其主要思想是通过储层特征反演得到反演数据体, 由于反演数据体能够很好地刻画储层的分布范围, 因此可以在反演数据体上直接解释储层的顶底界面, 以解释成果为约束, 进行基于模型的拟声波建模与反演, 提高了拟声波反演的精度, 其反演结果较好的反应了储层物性横向特征变化规律。
储层特征反演主要采用统计分析方法, 建立能够表征储层特征如速度、密度、孔隙度、岩性百分含量的测井曲线与地震属性之间的非线性关系[4], 然后反演得到全工区的岩石物性特征, 进而得到反演数据体, 在反演数据体上直接对储层进行解释, 得到储层的空间展布范围, 在此基础上进行拟声波反演。统计分析方法是将测井曲线与井旁地震属性按分层进行拟合, 根据拟合的相关性, 选择一个最佳的拟合公式。进行储层特征反演时, 仍然考虑了构造框架、沉积模式的约束等。
拟声波反演能够有效的分辨薄砂岩储集层, 这是由于其使用对储集层较为敏感的测井曲线构建新的具有声波量纲的曲线, 该曲线融合了对储层较为敏感的测井曲线的高频信息与声波曲线的低频信息[5]。
二、应用实例
研究区域位于新疆塔里木盆地中央隆起带北坡, 2011年WELL1井对柯坪塔格组下段加砂压裂获得油流, 实现了塔中北坡志留系柯坪塔格组下段油气勘探的突破, 初步展示了顺托果勒低隆志留系良好的勘探前景。但随后针对该储层的多口钻井无良好油气显示, 分析其原因是储层埋藏深度大 (5000m-6000m) , 砂体厚度较小 (单层砂体2m-3m) , 横向物性变化快, 直接利用声波曲线地震反演不能准确预测储集层。因此使用图1中的反演流程, 将储层特征反演与拟声波阻抗反演相结合, 来提高优质砂体储集层的预测精度。
1.储层特征反演
(1) 曲线标准化处理
通过井曲线的分析研究, 决定采用GR曲线作为源曲线, 由于不同年代不同单位及不同仪器采集的测井数据, 同一曲线其基线值存在着漂移, 因此首先对GR曲线做了标准化处理, 主要是以测试结果较好的WELL7井GR曲线作为标准, 对其它井进行标准化处理。
(2) 精细井震标定
主要针对研究区7口的直导眼井进行精细标定, 利用已做过环境校正和标准化处理的声波曲线和密度曲线进行合成地震记录标定。通过对声波和密度曲线环境校正和标准化处理后合成地震记录与实际地震资料吻合度较高。
(3) 储层特征反演
以标准化后的GR曲线作为源曲线, 以声波、密度曲线标定的结果为基准时深关系, 在已解释成果的约束下, 基于统计分析方法进行储层特征反演。从反演结果的连井剖面 (图2) 来看, 反演剖面与已钻井钻遇储集层厚度趋势上吻合较好, 基本上反映了储集层空间展布形态。因此可以认定在研究区利用GR曲线作为储层特征反演可行, 能够比较准确刻画储集体边界。
在反演结果剖面上, 用自动和交互结合的方式, 直接解释各类岩性地质体, 其中T64为泥岩顶, T65为储集体的顶, 粉红色层位为解释的储集体顶底界面。
2.拟声波反演
(1) 拟声波合成及预处理
利用反映地层岩性变化比较敏感的GR曲线, 构建具有声波量纲的新曲线, 结合声波的低频模型, 合成拟声波曲线, 使它既能反映地层速度和波阻抗的变化, 又能反映岩性的细微差异。拟声波曲线合成方法主要通过地质统计学方法得到, 其通过源曲线和目标曲线之间统计分析, 实现拟声波的合成。
(2) 拟声波交汇分析与标定
通过拟声波曲线计算拟声波阻抗, 并与GR曲线进行交会分析, 图3a是声波阻抗与GR的交汇图, 图3b是拟声波阻抗与GR的交汇图, 对比分析, 可以看到图3a中波阻抗不能够很好的将泥岩和砂岩分开。图3b中砂泥岩与拟声波阻抗对应关系都比较明确, 能够很好的区分砂岩与泥岩, 因而拟声波阻抗中砂泥岩对应的波阻抗值是能够区分开的, 整体上, 砂岩对应拟声波阻抗值大于11500g/cm3·m/s。这也给利用拟声波阻抗反演方法及相关参数的选取奠定了基础。
拟声波标定主要是在声波精细标定的基础上, 在不改变原有的时深关系的前提下, 以拟声波替代声波曲线进行拟声波合成记录的制作, 通过对子波频率、相位等的不断调整, 保证在原有的时深关系不变的条件下, 拟声波合成地震记录与地震资料在目的层段的相关系数最大, 达到合成记录与地震数据的最佳吻合。
(3) 拟声波反演及结果分析
在上述研究的基础上, 在属性体解释成果约束下基于分形插值算法进行拟声波反演, 从拟声波反演与属性特征反演的连井剖面对比图 (图4) 可以看到, 在属性特征反演数据体解释结果约束下, 拟声波反演得到的储层砂体的波阻抗剖面与已钻井对应关系良好, 较好的反映了储集层横向物性变化规律, 与拟声波反演相比, 属性特征反演对储集层物性的横向变化不敏感。因此只有通过储层特征反演与拟声波反演相结合才能有效全面的预测薄砂岩储集层。
结论
(1) 针对薄砂岩储层预测存在的问题和难题, 设计了以属性参数反演与拟声波反演相结合的反演预测流程, 提高优质砂体储层预测精度, 深化了储层认识, 为该区落实有利勘探目标提供了有效技术支持。
(2) 储层特征反演体能够较好的描述储层空间展布, 在属性体上解释结果约束下, 拟声波阻抗能够比较好的反映储层的好坏, 在一定程度上解决了薄砂岩储集层展布与物性变化规律的预测。
参考文献
[1]王延光.储层地震反演方法以及应用中的关键问题与对策[J].石油物探, 2002, 41 (3) :299-303.
[2]宁松华.利用高分辨率地震反演研究薄砂岩储层[J].石油天然气学报, 2006, 28 (2) :60-62.
储层反演 篇4
关键词：五3东区,冲积扇,约束稀疏脉冲反演,地质统计学反演,沉积模式,储盖特征
五3东区位于五区西北部,克-百断裂带下盘,研究的目的层段为二叠系上乌尔禾组。上乌尔禾组油藏,从区域构造上讲,属于准噶尔盆地西北缘克-乌断阶带下盘单斜带,靠近克-乌断裂。该区东北翼紧邻克百断裂带,西南部发育有中拐凸起,西北面为山体,东南部向盆地腹部的玛湖凹陷方向呈单斜延伸。从局部构造上讲,检101井西断裂横穿整个五3东区,将其分割为上盘、下盘两部分。
研究区上下盘主要发育冲积扇扇根、扇中亚相。扇根亚相主要包括主河道、主槽、槽滩、漫洪带微相;扇中亚相主要包括主河道、辫流线、辫流砂岛、漫流带微相[1]。表1为研究区亚相、微相的划分及在区内的分布情况,其中主河道微相是研究区储集性能较好的储集微相,岩性一般以砾岩和砂砾岩为主,沉积物颗粒大,磨圆好,物性和含油性好,单层厚度不大,厚度较大的主河道一般是由多期河道叠置形成的[2]。成岩作用时期,粒间泥质收缩,形成“砾缘缝”,是该区最主要的油气储集空间类型。纵向上,研究区P3w段自上而下可划分为P3w2段和P3w1段,跟区域上对比缺失P3w2段上部及P3w3段全部地层。其中P3w1段物性相对较好,为油层主体分布区段。P3w1段自上而下又可以进一步分为P3w11、P3w12、P3w13三个砂层组。其中,P3w12段砂层组整体保存较好,厚度较大,为主力油层。
随着油气田勘探和开发的不断深入,对该区砂砾岩扇体的地质认识逐渐加深[3]。本文以五3东区上乌尔禾组为研究对象,分别进行井震资料分析、岩石物理特征分析、约束稀疏脉冲反演、地质统计学反演等研究。在已知储层特征、构造认识、沉积规律、岩心资料的基础上,结合储层反演结果,对研究区目的层段砂体的沉积模式以及油藏的储盖特征进行分析研究,取得了较好的效果。
1 研究思路
1.1 测井曲线的标准化处理
对于五3东井区的测井数据选取上乌尔禾组P3w11段上部泥岩作为标志层。它具有厚度大,分布广,岩性稳定的特征。选取目标井标志层段的AC、DEN、CNL、GR、SP、RT测井数据做直方图。通过对测井曲线直方图的对比,得出各曲线的总体趋势曲线,并找出各条曲线都与总趋势符合的一口井作为标准井,在五3东区选取的标准井是白251井,图1为白251井标志层段各测井曲线值分布直方图。采用直方图法进行测井曲线标准化,通过直方图可以确定各测井曲线值的分布频率及峰值,将峰值作为标志层的特征峰值,再通过单井与标准井标志层的峰值对比,得出AC、DEN、CNL、GR、SP、RT曲线的校正量,从而得到测井标准化后的单井。
1.2 层位标定及子波提取
层位标定作为地震反演过程中极为重要的一个步骤,它是联系地震信息和测井信息的桥梁,是构造解释和储层反演的基础。子波提取是层位标定的关键,同时层位标定结果的好坏又直接影响着子波提取的结果。因此,子波提取与层位标定是相互制约、相互迭代的过程[4]。本次研究共精细制作了69口井的合成地震记录,提取单井子波69个,其中,储层反演所用子波为69口井统一提取的平均子波。图2为57058井的精细标定结果,可以看出合成地震记录与井旁地震道能较好的对应。图3是工区内69口井的子波、平均子波以及相应的振幅谱和相位谱。其中蓝线代表平均子波[5]。可以看出平均子波的主频大概在30 Hz左右,子波形态的较为稳定,满足储层反演的要求。
1.3 岩石物理特征分析
在测井资料精细处理的基础上,针对目的层段进行了小层对比控制下的岩石物理特征分析[6]。检查各参数对岩性的识别能力,通过各参数与岩性的交会图分析,找出对岩性变化敏感的测井曲线。由密度曲线和声波时差曲线即可得到单井的波阻抗曲线值,然后根据岩心照片划分的不同岩性及储层类型,找到其在单井中的对应深度,截取相应深度地层层段的波阻抗值、电阻率值,并进行交会分析,即可得到该区有利储层的敏感属性范围。
图4为不同储层与非储层波阻抗和电阻率的交会图,可以看出,波阻抗和电阻率属性对储层较为敏感,对于储层与非储层有较好的区分能力。具体有利储层敏感性参数特征如表2所示,这为接下来的储层反演奠定了基础,满足了精细预测的条件。
1.4 约束稀疏脉冲反演
约束稀疏脉冲反演是地质统计学反演的基础,其本质是井震联合反演,测井资料中丰富的高频信息以及完整的低频信息补充了地震有限带宽的不足,得到了高分辨率的地层波阻抗信息[7,8]。反演结果忠实于地震数据,能大体上反映出储层的分布特征,但是纵向分辨率偏低,很难清楚地反映出砂体的叠置关系。其具体步骤可分为:①测井、地震数据可行性分析;②井震标定与子波提取;③建立低频模型;④反演参数设置得到波阻抗反演体[9]。
1.5 地质统计学反演
地质统计学反演目前在油气勘探和储层预测领域中扮演着较为关键的角色。该方法是一种将随机模拟思想与地震反演相结合的反演方法[10—12]。它以地震反演为初始模型从井点出发,井间以地震数据做约束,用随机模拟算法实现储层预测,其结合了地震数据横向分布广的优势以及测井数据的纵向分辨率高的特点,使储层预测结果与实际情况更加吻合[13—15]。在整个地质统计学反演过程中,较核心的技术在于变差函数的求取,其数学表达式为
式(1)中r为变差函数,E为数学期望,Z(xi)和Z(xj)表示空间区域中任两个位置的观测值。
实际应用时,估计变差函数表达式为下式。
式(2)中r为变差函数,h为滞后距,Z为观测值,N(h)表示距离为h的样本点个数。
图5为变差函数参数示意图,其中,横坐标代表随机变量的统计距离h;纵坐标代表任一统计距离h的变差值。变差函数曲线随h的增加呈上升趋势后逐渐平缓,拐点处的变差值为基台值,反映了某随机变量在工区内的总的变差[16]。基台值所对应的横坐标为变程,代表着研究对象中某个区域变量的变化程度,变程越小,区域变量空间分布的相关尺度越小,随机性越强,变化速度越快;反之亦然[17]。在变差函数求取的过程中,井数据和常规约束稀疏脉冲反演分别决定了垂向、水平变差函数的求取,所以约束稀疏脉冲反演是地质统计学反演的基础。
2 反演结果分析
2.1 砂体沉积模式分析
根据上述理论与资料分析,对研究区进行地质统计学反演研究,明确反演结果和储层的相互对应关系,并进行分析研究。对地质统计学反演结果进行了高切处理,使砂体的整体展布趋势更加清晰。图6为顺物源、垂直物源方向的地质统计学反演剖面以及研究区P3w12段沉积平面图(底图)。图中,暖色部分(黄红色)表示储层,冷色部分(蓝绿色)表示非储层,黑色曲线为波阻抗曲线,与反演结果基本对应。顺物源方向,检101井西断裂控制着亚相的边界,将研究区上下盘分成扇根、扇中两种亚相。扇根砂体整体发育,主河道、主槽控砂,物性好,连通性好,整体含油,砂体呈块状分布;扇中砂体物性稍差,主河道、辫流线控砂且砂体间多充填致密岩层,连通性差,砂体呈层状分布[图6(a)]。纵向上砂体多期叠置,整体退积特征明显。垂直物源方向,砂体呈透镜状[图6(b)],横向连续性差,主河道砂体储层发育较好。
通过对反演结果砂体展布特征的分析,结合研究区沉积特征,得到研究区冲积扇砂体沉积模式图(图7),如图所示,主河道出口处可形成冲积扇内部结构中的“单砂体”,单砂体常具有岩性、物性相对稳定的特征。横向上,扇根主河道单砂体局部富集;纵向上,砂体退积特征明显。
2.2 储盖特征分析
图8为储盖特征综合分析图。结合反演剖面、白255井综合柱状图以及相关岩心资料综合分析各小层段的储盖特征。综合分析得:P3w2段发育灰褐色、灰绿色泥岩、泥质粉砂岩与砂质泥岩的互层,岩石致密,厚度大,分布稳定,阻抗值较低,在反演剖面上显示为蓝色,是整个准噶尔盆地西北缘地区重要的区域盖层。P3w11段发育厚层灰褐色、灰绿色砂砾岩与中厚层泥质砂岩互层,粒间充填凝灰质,整体阻抗值偏高,普遍大于11 400 g/cc,在反演剖面上显示为大面积的黑色,岩性致密,储层不发育,可作为下伏储层的区域盖层。P3w12段主要发育块状灰褐色砂砾岩,电阻率曲线微齿块状,反演结果显示为红黄色,储层普遍发育。P3w13段主要发育块状褐灰色砂砾岩,组成了正旋回的底部,电阻率曲线呈块状高阻,同上覆P3w12段相似,储层发育良好。目的层整体表现为正旋回结构,下部主河道、主槽、辫流线微相发育,岩性多数块状砂砾岩,砾径较大,颜色浅,电阻率呈块状高阻。向上岩性变细,主要发育辫流线、漫流沙岛沉积,岩性主要发育褐灰色、浅灰色砂砾岩与泥质砂岩不等厚互层,细粒砂岩明显增多,电阻率明显降低。纵向上从底到顶整体上变现为正旋回结构,下部储层发育,上部致密层可作区域盖层。
图9为过检乌8、金龙8井的反演剖面及相应的岩心照片,如图所示,目的层底部普遍发育主河道砂砾岩储层,顶部凝灰质充填的致密砂砾岩或泥岩可以作为下伏储层的岩性遮挡,对主河道为主的“砾缘缝”型储层中的油气进行封堵,形成油气藏。图10(a)为P3w12段波阻抗平面图,可以看出砂体呈扇状分布,冲积扇特征明显,主河道内储层发育。图10(b)为P3w11段波阻抗平面图,可以看出由凝灰质充填的致密砂砾岩构成的区域盖层[图10(b)中黑色虚线内]广泛分布于检101井西断裂下盘。
3 结论
(1)研究区上乌尔禾组沉积相类型为冲积扇沉积,检101井西断裂将工区分为上、下两盘。上盘主要发育扇根亚相,下盘主要发育扇中亚相。上盘扇根区域主河道、主槽控制的砂体相对发育,砂体间连通性好,整体含油,呈块状分布;下盘扇中区域主河道、辫流线控制的砂体与致密层互层,砂体呈层状分布。
(2)该区域砂体平面上呈扇状展布,冲积扇特征明显,上盘储层较下盘明显发育,储层平面分带性明显。纵向上砂体具有明显的退积式叠置状特征,单个砂体之上覆盖细粒岩石,显正旋回结构具有明显的分层性。
(3)冲积扇砂体由单砂体复合而成,单砂体是储层结构的基本单元,发育范围有限,扇根主河道砂体局部富集。研究区发育多条主河道,主河道发育“砾缘缝”储层,全区分布,储集性能优越。
(4)研究区P3w段垂向上可分为3个砂层组,其中下部物性好,为有利储层,上部凝灰质充填的致密层,可作为下伏有利储层的区域盖层。
储层反演 篇5
关键词：储层预测,地质统计学反演,垂向分辨率,变差函数
0 引言
储层预测一直是油气田开发的重点,尤其是在油气田开发后期,为了更好地完成产量任务,如何更加精细地刻画储层空间展布规律变得尤为重要。常规储层预测方法主要有约束稀疏脉冲反演与储层随机建模方法,但是约束稀疏脉冲反演精度受限于地震资料频带宽度,对于油气田开发后期,稀疏脉冲反演垂向分辨率往往无法满足储层预测要求,而储层随机建模方法在油气田开发后期不均匀开采井网下存在局限,同时缺少地震数据约束。常规储层预测方法精度已经很难满足油气田开发后期储层预测的要求,所以论文尝试结合测井资料、地震数据及已有地质认识,运动地质统计学反演技术指导储层预测。地质统计学是研究空间、时间现象以及研究空间关系来模拟未知区域变量的统计科学分支,1992年由Bortoli首先提出,经由Hass、Dubrulu和Rothman等推广与发展,在90年代由于受计算机计算速度制约,并没有得到广泛应用,但是随着计算机技术的迅速发展,地质统计学越来越受到人们的重视,地质统计学反演运用统计学的方法,在波阻抗反演的基础上,结合随机模拟算法,模拟地下储层空间发育规律。本文以大庆油田长垣背斜北部过渡带萨尔图油层三角洲前缘亚相的储层为目的层,首次运用地质统计学反演技术,验证地质统计学反演在油气田开发后期储层预测中的效果[1,2,3,4,5,6,7,8]。
1 地质统计学反演基本原理
地质统计学反演结合测井资料、地质认识与地震数据,以低频模型为初始模型,在约束稀疏脉冲反演的基础上,了解储层发育情况,求取横向变差函数;然后根据测井资料,分析不同岩性波阻抗的概率密度函数与垂向变差函数;最后,从井点出发,以地震数据为硬约束,通过马尔科夫链蒙特卡洛模拟产生井间波阻抗,再将波阻抗转换为反射系数,并与约束稀疏脉冲反演得到的子波进行褶积产生合成地震道,通过非线性最优化求解的方法反复迭代计算,直到合成地震道与原始地震数据匹配良好,得到最终反演体。该方法受地质模型约束,符合输入数据的地质统计学特征,兼顾测井与地震的分辨率,可用于储层预测[9,10,11,12]。地质统计学反演基本流程如图1所示,除了测井资料与地震数据品质外,层位标定子波提取、低频模型建立、变差函数求取对地质统计学反演效果影响也很大,需要谨慎对待。
2 地质统计学反演主要过程
2.1 层位标定提取子波
层位标定是联系地震数据、测井信息和地质认识的纽带。通过层位标定将目的层的测井深度信息,与地震时间域信息联系在一起。子波提取是反演最重要的步骤,需要反复调试求取与原始地震数据最吻合的子波。为了减少不同批次井网子波形态不一样带来的影响,一般在求取多井子波后,求取平均子波作为最终参与反演的子波。层位标定的精确程度是用相关系数衡量的,即用所得的地震合成记录与原始地震数据对比,为了得到更好的反演效果,相关系数一般需要达到0.8。最终参与反演的子波形态如图2所示,子波形态较好,主峰处于零相位,相位角也相对稳定,满足反演需求。
2.2 低频模型建立
低频模型建立是利用测井资料进行井间插值得到的,反距离加权,井点处权重为“1”,距离越远,权重因子越小,根据权重进行内插,插值遵循地震解释层位空间展布趋势。通过井数据建立的低频模型,补充地震反演低频部分,给出地震反演低频趋势,与地震反演得到的结果合并,得到真实地层的绝对波阻抗体。低频模型的建立为反演提供了计算路径,限制反演运算中的随机性,将已有地质认识加载进反演计算过程中,增加反演结果可靠性。
2.3 约束稀疏脉冲反演
约束稀疏脉冲反演是地质统计学反演的基础。约束稀疏脉冲反演实质是将测井信息以低频形式补充进地震数据,拓宽地震数据频带宽度,得到高分辨率储层波阻抗信息。约束稀疏脉冲反演通过产生一个合适的λ,λ反映了波阻抗与子波褶积产生的合成地震道与真实地震数据的匹配程度,通过调整残差,迭代计算直到残差最小,得到最终的反演体。约束稀疏脉冲反演对储层物性有一定的指导,但是由于其精度依赖于地震数据主频,垂向分辨率较低,在油气田开发后期,对储层预测工作指导意义不大。
2.4 地质统计学反演参数分析
地质统计学反演参数主要是概率密度函数与变差函数。概率密度函数是表征某一属性在空间的概率分布情况的函数,在地质统计学中,主要表示特定岩性对应的弹性参数概率分布情况,一般需要对数据进行正态变换,常用的正态变化函数有高斯、对数高斯等。通过概率密度函数分析,了解砂泥岩波阻抗数据概率分布情况,控制反演过程中不同岩性波阻抗模拟情况。
变差函数是地质统计学反演的核心参数,是描述某一属性的空间展布特征随距离的变化,根据前人研究,所得变差函数为:
式中,r(h)为变差函数值;h为ui、ui+h两点之间的距离,也称滞后距;z(ui)为ui点处的观测值;2N(h)为距离为h的两点数据对数。
以滞后距为横坐标,变差函数值为纵坐标,可以得到变差函数曲线如图3所示。图3中a为变程,是变差函数值r达到稳定后的滞后距,反映数据在空间上的最大相关距离;C0为块金值,也称块金方差,表示变量的随机性;C为拱高,表示区域性数据结构性强弱;C0+C为基台值,表示区域化变量的最大变化幅度。当基台值C0+C一定时,块金值C0越大,说明数据随机性越强;拱高C越大,说明数据结构性越大。常用的变差函数主要有指数型和高斯型,其中指数型适用于突变型数据,适合变化快的沉积环境;高斯型适用于连续性数据,适合渐变稳定的沉积环境[13,14,15]。
在实际反演过程中,需要结合实际地质情况与数据情况分析变差函数。通常,垂向变程通过测井资料获得;横向变程由约束稀疏脉冲反演得到,同时也需要考虑实际研究区储层砂岩发育情况。
2.5 地质统计学反演
在稀疏脉冲反演的基础上,分析地质统计学反演参数,通过马尔科夫链蒙特卡洛模拟算法,随机提取波阻抗值,转化成反射系数,运用反射系数与约束稀疏脉冲反演得到的子波褶积,生成新的地震道,比较新的地震道与原始地震道之间的差别,通过非线性最优化求解的方法反复迭代计算,直到两者匹配效果最好,得到多个随机路径的等概率的岩性概率体。为了减少反演计算的随机性,往往将所得等概率的岩性概率体求均方根,得到最终岩性概率体。通过设置砂泥岩门限值,得到最终岩性体。
3 反演实例分析
大庆长垣上的第三采油厂是大庆油田稳产的中坚力量。研究以第三采油厂辖区内的长垣背斜北部过渡带萨尔图油层为目的层,运用地质统计学反演方法,精确预测储层砂体发育情况。萨尔图油层主要是三角洲前缘亚相,相变快,砂体发育较薄,非均质性强,属于二类油藏,是大庆油田公司下步挖潜的重点。在研究区内,萨尔图油层共分3个油层组,33个沉积时间单元,厚约105 m,在地震剖面上显示约70 ms。研究区共有484口井,整个研究区共有5套井网,井距参差不齐,研究区南部平均井距为130m,北部井距较大,平均井距达到200 m。研究区地震数据品质较好,主频为43 Hz,垂向分辨率为8.7m(以λ/4计算),原始采样率为1 ms,没有出现截频和切轴的现象,地震数据品质较高,达到了地震反演的要求,但是研究区平均砂岩厚度约3.2 m,储层较薄,少数开发井砂岩发育厚度达到6 m。
综上所述,在研究区运用约束稀疏脉冲方法和储层随机建模很难有效地预测研究区储层发育情况,因此,此次研究运用地质统计学反演方法对储层进行预测。地质统计学反演剖面如图4所示,色标表示砂岩概率,颜色越深表示砂岩发育确定性越高,从剖面上可以直观看出储层岩性分布情况,砂泥岩横向变化与井数据基本一致,通过盲井B4-7-P72与B4-70-B260的检验,盲井上岩性数据与反演剖面上数据只有细微变化,说明地质统计学反演预测结果是可靠的。对全区共计45口盲井进行统计,厚度4~5 m的储层反演符合率达到95%,厚3~4 m的储层反演符合率达到90%,充分证明地质统计学反演储层预测结果符合实际地下储层发育情况。同时可以观测到两口盲井虽然与邻井井距不同,但是反演剖面砂泥岩横向发育情况与井上信息依然匹配较好,井距稀疏程度对反演结果影响不大。
4 结论
(1)油气田开发后期,常规稀疏脉冲反演技术和随机建模技术受限于地震频带宽度和不同井距的影响,很难精确刻画储层砂体发育情况,需要借助于地质统计学反演技术。
(2)地质统计学反演结合已有地质认识,以地震数据为硬约束,借助测井资料提高反演结果垂向分辨率,反演结果能够较为准确预测厚度5 m以下薄层砂体空间展布规律。
储层反演 篇6
约束稀疏脉冲反演方法原理 :叠后反演的基础是褶积模型, 即地震数据可以看作地震子波与反射系数的褶积[2]。通过压缩子波的反褶积处理, 将地震数据转换为近似的反射系数序列, 然后再由反射系数序列得到波阻抗剖面。
2 技术方法的应用
(1) 测井资料标准化处理由于测井资料是在不同的时间和条件下利用不同的仪器进行测量的, 存在随机误差和系统误差。为了减少或消除这些误差, 必须对测井资料进行标准化处理[3]。
(2) 子波的提取首先对地震资料进行频谱分析 :地震资料的主频为30Hz, 频带范围为 (15 ~45Hz) , 设计雷克子波主频为30Hz, 进行层位初步标定。若标定不符时, 需要重新修改时深关系和提取子波, 用新的子波制作合成记录, 重新修正井的时深关系[4]。
本次反演, 对工区的彭水地区X1井进行了子波提取。子波的长度要适宜 (100ms左右) , 波形要稳定, 有效频带内相位稳定, 一个好的子波应该是波形稳定, 能量主要集中在子波的主瓣上, 旁瓣能量小并且迅速衰减。
(3) 合成记录的标定本次研究中在landmark制作合成记录的基础上, 在jason中又对所选的井进行了精细的合成记录制作, 为反演子波的提取和反演中井的约束提供条件。
本区地震反射特征 :TS1l :相当于下志留系龙马溪组页岩段底面的反射, 与奥陶系临湘组地层存在波阻抗差异, 地震反射表现为强振幅, 低频, 较连续, 全区可对比追踪。
(4) 反演成果分析通过合成记录的标定, 井点之间与约束稀疏脉冲反演结果吻合较好[5], 因此, 认为波阻抗反演能识别含气页岩的展布特征。
从反演结果上可以看出, 彭水地区志留系波阻抗特征 :两套中低波阻抗夹一套相对高波阻抗, 可分为3段 :第一段 :深度为2136 ~2160m, 厚度24m, 波阻抗特征为中低波阻抗, 波阻抗平均值为10714g/cm3·m/s, 岩性为含气硅质页岩 ;第二段 :深度为2097 ~2136m, 厚度39m, 波阻抗特征为相对高阻抗, 波阻抗平均值为11647g/cm3·m/s, 岩性为含粉砂页岩、页岩 ;第三段 :深度为2057 ~2097m, 厚度40m, 波阻抗特征为低波阻抗, 波阻抗平均值为10848g/cm3·m/s, 岩性为灰黑色页岩。
(5) 含气页岩厚度预测首先做波阻抗属性敏感性分析, 通过交会分析得到含气页岩波阻抗截止值, 含气页岩的波阻抗值在9717 ~11295g/cm3·m/s之间, 通过functionmod中的well calculation, 进行岩性定义。
然后通过functionmod模块中的horizon calculation, 进行时间 厚度的计 算。Thickness=sum ( (imp>9717 andimp<11295) ?0.002:0) , 整个表达式的意思是储层的时间厚度= 当波阻抗体中某一样本点值在最大波阻抗值与最小波阻抗值范围时, 将样本点的值设为阻抗体的采样间隔0.002s ( 采样间隔需与地震采样间隔一致) , 其余为0, 然后在给定的层位区间内逐点累积求和 ;得到时间厚度后与速度谱进行计算得到厚度图, 从厚度预测图来看, 含气页岩厚度在20 ~30m, 向斜的西南部厚度较大, 大于25m是下步勘探的有利目标区 ( 图1) 。
3 结语
(1) 由于叠后反演的好坏, 直接由地震资料和测井资料决定, 因此对地震资料的信噪比要求较高, 另外还要对测井资料进行环境校正和标准化处理。
(2) 从优质页岩厚度预测来看, 彭水地区含气页岩厚度在20 ~30m, 向斜的西南部厚度较大, 大于25m, 是下步勘探的有利目标区。彭水地区整体含气, 优质页岩分布稳定, 厚度大, 具有较好的勘探潜力。
摘要：页岩厚度是页岩气的重要指标, 通过前期的勘探结果和美国页岩气的经验, 厚度>20m作为评价指标, 因此厚度预测对页岩气勘探非常重要, 通过彭水地区X1井波阻抗属性的敏感性分析, 说明波阻抗属性能很好的区分含气页岩和泥岩, 本文主要应用约束稀疏脉冲波阻抗反演方法来进行彭水地区含气页岩厚度预测。
关键词：波阻抗反演,页岩气,储层预测,厚度
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储层反演 篇7
本文采用随机地震反演技术对测井资料进行分析,提取测井资料的统计特征对反演过程及反演解进行约束。这种反演技术能很好地将测井垂向上的高分辨率与地震在横向上的连续性结合起来,反演结果与井可以达到最佳吻合。而且反演结果还突破了地震频带宽度的限制,可以获得高分辨率的地层波阻抗资料以及其它岩性参数,使地震对储层的预测精度大大提高。实践表明,这种技术是解决NY凹陷南部断超带隐蔽油气藏砂体展布和落实岩性圈闭的重要手段。
1基本原理
通过对测井资料的分析可以求取概率密度函数,且不受井密度的影响,稳定性较高。通过窗口移动的办法可以求取分段的方差,即波阻抗可能的分布范围。在井资料较多的情况下,可以直接采用分层统计的极值作为空间约束分布。在概率密度函数以及空间分布的约束下,寻找一定的波阻抗序列,使其既满足统计分布规律,又满足地震响应,那么这种波阻抗分布即为反演解(图1)。
在此基础上,采用测井约束随机地震反演的核心算法——“随机爬山法”,对满足测井统计特征的波阻抗序列“点-点”交换,使波阻抗序列快速接近真实地层波阻抗,即:
AI(ti)↔AI(tj)。
如图2所示,交换后的AI序列必须满足空间约束分布,否则这种交换无效,其中ti、tj为随机样点序号。目标函数采用相关系数,即:
max[C( X(t) X0(t) )]。
undefined。
其中X0(t)为观测地震序列,X(t)为模型对应的合成响应,即
X(t)=W(t)R(t)。
如果C(X(t)X0(t))new>C(X(t)X0(t))old,则认为该交换调整有效,否则重新随机选取ti、tj进行调整。当C(X(t) X0(t))达到一定程度“点-点”交换调整已经无法使相关系数继续提高,此时合成地震记录与观测地震记录接近,即:X0(t)≈X(t)。 判断相关系数无法继续提高的条件,采用了接收率的方法,即在Np次扰动过程,记录扰动成功的次数为Ns,那么接收率Ratio=Ns/Np,当Ratio小于一定值认为目标函数不能有效增加[1,2,3]。
此过程既受空间分布的约束(会对具体的概率分布作出一定的修正),同时还最大限度地满足地震响应的随机特性,因此这种交换的方向是更接近真实的概率分布。
2 应用实例
研究区位于NY凹陷南部断超带,为魏岗-北马庄鼻状构造带的西南倾没端,紧邻牛三门次凹及其北延鞍部,构造南部以边界大断裂为界。该区物源主要是来自北部的扇三角洲砂体和南部的小型冲击锥砂体,与构造配置可形成断层岩性圈闭。位于旋回中部的核桃园组(尤其核二、三段)是凹陷的主要含油目的层[4,5]。
2.1 地震资料预处理
在地震反演过程中,地震子波的提取是合成地震记录制作的关键,合成地震记录制作的好坏直接影响反演结果的质量,而子波的提取又受到地震资料品质的制约。研究区断裂系统复杂,地层倾角变化大,地震同相轴连续性较差,地震波形单调。因此有必要对地震资料做一下预处理:(1) 在常规地震剖面上通过精细合成地震记录,搞准研究区的时深关系,此时,合成地震记录等于井旁地震道;(2) 在不改变时深关系的基础上,采用高频子波制作合成地震记录,此时合成地震记录频率比观测地震频率较高;(3) 以高分辨率合成地震记录为目标,寻找滤波算子,将井旁地震道通过滤波算子转换为合成地震道;(4) 将井旁道寻找到的滤波算子用于全区,实现对研究区域高分辨率处理。
通过这种高分辨率处理,一方面,地震剖面的分辨率得到了有效提高;另一方面,在提高分辨率后的地震数据体上重新制作合成地震记录,合成地震记录与实际地震相关性得到了提高。以红7井为例(图3),采用原始地震井旁道提取子波制作的合成地震记录与实际地震相关系数为0.325,而在高分辨率地震剖面上,合成地震与高分辨率地震的相干系数达到0.485,相关系数增加了49%。在地震本身的频率方面,高分辨率处理以前,地震资料的主频为15.625 Hz,主频率范围为(12.955～28.339) Hz,而分辨率预处理之后的地震资料主频增加为23.438 Hz,主频率范围为(17.751～39.212) Hz(图4)。
2.2 储层敏感性分析
通过部分井的速度与自然电位或自然伽马交汇分析,认为本区砂岩与泥岩在阻抗范围内,高阻抗砂岩相对于低阻抗泥岩概率较大,但砂泥岩速度重叠较多,几乎覆盖到整个速度分布范围。即使是自然伽马或自然电位,通过对井资料分析,砂泥岩的重叠同样较多。因此,该区仅通过速度(或自然电位、自然伽马)反演很难将砂泥岩区分开来。但尽管在相同层段无论是速度还是自然电位还是自然伽马,砂泥岩的这些电性特征具有较大的重叠空间,但是这些特征还是具有明显的趋势,即:高速地层为砂岩的概率大于泥岩;低自然电位砂岩的可能性大于泥岩,高电阻率为砂岩的可能性大于泥岩(图5)。
因此采用速度除以自然电位再乘以电阻率的思路来进行结合,即:X=V/SPRT,(其中X代表重构结果,V代表速度,SP代表自然电位,RT代表电阻率。)这样得到一个速度、自然电位与电阻率的重构数据体。在这个数据体中,高值代表有利储层而低值则为泥岩的可能性较大。但由于速度和电阻率的值随着埋深的增加而增大,因此只能在一定的深度时窗范围内,利用上述关系来判断局部相对高值区域为有利储层。这样的重构结果会给反演数据的解释带来一定的麻烦,因此需要对重构数据体进行“极值滤波”处理。
2.3 地震反演解释
以纵向上能分辨的砂层为单位,将已知井点的反演结果与其岩电特性进行统计分析,确定各层段的砂岩门槛值。门槛值的确定采取经验值与区内钻井统计相结合的方式,通过反复调整,使反演出的砂岩值与多数井的砂岩厚度接近,从而更好地将储层识别出来。通过多条过井反演剖面、岩性剖面以及地震剖面对比,本次反演砂体的横向展布与地震相特征、沉积微相展布都有较好的吻合,符合本区地质规律。通过对已知井及后验井的精度分析认为,本次反演精度较高,砂体厚度大于3 m,反演结果可靠;砂岩厚度在(1.5-3) m的精度较高;砂体厚度小于1.5 m的精度较低(图6)。
3 结论
(1) 应用测井约束下随机地震反演技术,充分发挥测井数据垂向分辨率高和地震数据横向分辨率高的优势,在本区应用取得了较好的效果,可以进行直接的岩性圈闭的识别,为开发方案的部署提供较可靠的储层预测结果;
(2) 利用井控高分辨率处理技术,提高了合成地震记录与实际地震资料的相关性,为反演提供了高分辨率基础资料,从而提高了地震反演预测各小层单砂体的精度;
(3) 对于有利砂体埋藏较深,储层物性较差,砂体平面展布异常复杂的情况下,单参数预测可靠性低,需要采用多种物性参数反演结果综合预测,以提高预测结果的可靠性。
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储层反演 篇8
1 主要技术环节
根据该区的实际资料情况及地质特点进行分析, 认为储层测井响应特征分析、拟声波曲线构建、子波提取、地质模型建立是本区反演工作重要的技术环节。
1.1 储层响应特征分析
根据测井资料分析储层参数的地球物理响应特征, 指导储层预测。通过叠后反演进行储层预测, 主要分析储层的声波速度、密度和波阻抗特征。
如上图, 红色表储层, 蓝色表泥岩。阜三段底, 其砂岩和围岩对比, AC值更低, 可应用来识别储层, 但储层与AC仍有一部分重叠的。密度对储层不敏感, 单独识别效果不好。阜三段底时, 砂岩和围岩对比, 阻抗值高。以上表明, 储层波阻抗分布与声波速度相似, 储层相对围岩表现为高波阻抗, 其统计界限为8×106kg/m2.s。
1.2 拟声波曲线重构
EPS将声波中的低频信息与反映地层岩性变化比较敏感的测井曲线高频信息融合到一起, 调制成拟声波曲线, 包含高低频信息, 信息量丰富, 有利于后续的反演工作。研究中利用伽玛曲线重构拟声波曲线, 实现波阻抗反演, 提高分辨率。
1.3 子波提取及合成地震记录标定
合成记录标定能将地震资料和测井资料结合起来, 提高可靠性, 是地震反演的关键环节。制作合成地震记录, 采用35Hz雷克子波。将地震主要层位阜三段底面T32与井对齐, 再根据时深关系, 利用从井旁地震道数据中提取出的子波, 对波形振幅时间等再调整;确保时深曲线平滑, 阜三段内的合成地震记录和井旁地震道对应良好, 相邻子波间有良好相关性, 相关系数达0.543。
1.4建立初始模型
建立波阻抗模型, 把测井信息和地震界面相结合。首先根据合成地震记录, 精细解释层位和断层, 主要刻画海北次凹阜三段底界面T32;结合工区内的韩2、韩3井等, 过井剖面, 分析区域的沉积体系, 建立起地层构造模型并形成合理的初始波阻抗模型。
2反演效果分析
从反演数据体出发, 结合地质及钻井测井资料, 利用软件进行岩性体解释技术, 对研究区储层进行综合解释描述。由过韩2井的Line630反演剖面上看, 反演砂体与井实钻情况基本吻合。
在砂泥岩互层的三角洲以及湖泊相沉积环境中, 砂岩一般表现为高阻抗值, 泥岩的阻抗值一般较低。从图3-2上可以看出, 高阻抗值分布区域基本位于海北次凹的西北部, 在深凹附近分布最高阻抗值, 砂体较为发育。
海北次凹阜三段砂体全区分布较为广泛, 主要分布于深凹西北部。由西北向东南逐渐变薄。北部以北凌大断层为边界, 南部临近斜坡带处砂体上倾尖灭。在近深凹部位砂体较厚, 预测砂体最厚处达32m。因此砂体发育的有利区, 是位于海北次凹的西北部临近深凹区域。
3 结语
反演手段在储层预测和岩性圈闭目标优选中能发挥重要作用, 对沉积相的研究也起到了一定的指导, 是石油勘探开发方面实用性很强的综合配套技术。在海北次凹采用的约束稀疏脉冲反演提高了该区储层预测的纵向分辨率, 加强了对薄互层砂体的识别能力, 提高了储层预测的可靠性, 落实了有利的岩性圈闭, 获得了较好的地质效果, 为该区隐蔽油气藏的勘探做了有意义的探索。
摘要：采用EPS地震反演软件, 结合地质、钻井、测井和地震等综合资料进行地震反演, 对海北次凹阜三段进行储层预测。反映出该地区的砂体展布情况, 并得出砂体厚度分布。反演结果和测井数据吻合度较高, 对隐蔽油气藏的发现有重要指导意义。
关键词：地震反演,海北次凹,阜三段,储层预测
参考文献
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