三維區卡拉沙依組砂泥巖段地震反演儲層識別

許璟，蒲仁海

(1.延長石油(集團)有限責任公司，陜西 西安 710075；2.大陸動力學國家重點實驗室 西北大學，陜西 西安 710069）

引言

研究區位于塔里木盆地塔中地區卡塔克隆起西傾末端的卡1區塊內，北與阿瓦提坳陷、西與巴楚隆起相臨，東與塔中Ⅰ號斷裂帶、南與塔中Ⅱ號斷裂帶相臨（圖 1）。塔中地區處于環滿加爾、阿瓦提及塘古巴斯復式油氣系統交匯疊合部位，是塔里木盆地油氣富集區，目前發現程度較低，具有巨大的勘探潛力。卡1區塊是中石化在塔中地區新登記的重點勘探區塊之一[1]。盆地石炭系含油氣砂巖儲層段主要分布于卡拉沙依組砂泥巖段，近年來有多口井在該儲層段中已獲工業油氣流或見到較好的油氣顯示[2]。從各井鉆遇的儲層來看，卡1區塊卡拉沙依組砂泥巖段砂、泥巖相互疊置，砂巖平面變化較快，儲層非均質

圖1 塔中地區卡1三維區位置

性較強,有利于形成巖性油氣藏，但目前還未作為一個單獨的開發層系進行開發，因此研究儲層砂體的的空間展布規律是解決該段油藏勘探開發問題的關鍵。

前期對塔里木盆地臺盆區卡拉沙依組砂泥巖段的沉積環境及古鹽度的研究工作表明，該段儲層在塔中地區發育陸相的三角洲—河流相沉積[3-4]。在前期工作的基礎上，利用測井約束地震反演技術對該段在塔中卡1三維區的儲層砂體平面展布進行詳細的刻畫，為勘探開發井位部署提供重要的依據。

1 研究區進行測井約束地震反演的可行性分析

通過研究區三維地震資料頻譜的統計結果可知，目的層主頻為30～35Hz。受地震頻帶寬度的限制，采用普通地震資料直接進行反演，如利用振幅等屬性來識別儲層，其分辨率和精度均不適合油田薄砂層的勘探開發。而測井約束三維地震反演技術是以地震精細解釋層位為依據，利用測井中所得的聲波時差、密度、自然伽瑪等參數作為反演地震數據體的約束條件，采用模型優選迭代擾動算法，從井點出發內插外推，形成初始波阻抗模型，再不斷修改地質模型，使由模型正演得到的合成地震數據與實際地震數據相吻合，進而得到最終的反演結果[5-7]。因此測井約束地震反演可將測井垂向上的高分辨率與地震在橫向上的連續性相結合。根據Stephens等[8]的研究，用測井約束的地震反演可識別1/3調諧厚度的薄層，這意味著利用測井約束的地震反演可大大提高對薄層砂體的預測精度。

卡拉沙依組自下而上可劃分為：泥巖段、砂泥巖段及含灰巖段，其中砂泥巖段為主要儲層段。研究區卡拉沙依組砂泥巖段主要發育灰色、褐色中—粗砂巖，細砂巖夾泥巖，個別井（中16、中1井）地處火山口附近，還發育火山巖（圖2）。

圖2 卡1三維區卡拉沙依組砂泥巖段連井地層剖面

波阻抗是巖層波速與密度的乘積，從研究區6口鉆井的測井曲線上看（圖2），砂、泥巖的聲波時差值集中在 250～340μ s/m，聲波時差測井曲線不能有效地區分砂、泥巖；但砂泥巖與火山巖聲波時差差異較大，火山巖的聲波時差值明顯變小[9]，一般為160～240μ s/m，可與砂泥巖區分。因此在研究區，波阻抗反演較難對砂、泥巖進行有效的判別，但可明顯的識別出火山巖。而自然伽馬反映了巖層的放射性強度，其主要取決于巖層的泥質含量。從鉆井的自然伽馬測井曲線上看，砂體與泥巖的自然伽馬差異較大，砂巖的自然伽馬為相對低值，可明顯與泥巖區分。

波阻抗地震反演是相對成熟的地震反演技術，應用較為廣泛[10-11]。而在波阻抗和其他參數反演中，作為主因子之一的自然伽馬反演數據體對儲層的預測和砂體形態的識別具有良好的效果[12]。在測井約束地震反演中，地震道是由不同權重因子的速度、密度及自然伽馬測井主分量的非線性擬合而得，反演出的自然伽馬數據體不是簡單的井間線性內插，而相當于從振幅道中反推出一個自然伽馬主分量，因此可信度較高[13]。

綜上所述，在本次反演思路制丁上，將測井約束三維地震波阻抗和自然伽馬反演兩者結合，可有效區分研究區目的層段非儲層泥巖及局部發育的火山巖，對砂巖儲層進行有效識別。反演過程在Jason軟件中完成。

2 測井約束地震反演的主要流程

2.1 測井曲線歸一化處理

由于測井時采用的儀器類型及測井時間等因素的影響，往往會產生誤差[14-15]，應對不同鉆井測得的聲波時差、自然伽馬測井曲線進行標準化處理。由于石炭系小海子組灰巖段在整個研究區內有穩定的沉積，致密純灰巖段的聲波時差、自然伽馬的最小值基本一致并且穩定，故以此作為標準對測井曲線進行歸一化處理。選用直方圖法，對研究區6口井的灰巖標志層分別作聲波時差、自然伽馬曲線的直方圖，統計最小值，結果顯示這6口井的純灰巖標志層聲波時差最小值平均為164.4μs/m，自然伽馬值最小值平均為17.1API。然后對這6口井聲波時差、自然伽馬測井曲線進行偏移校正，將曲線輸出，作為反演測井曲線的輸入。

2.2 子波提取與合成記錄制作

卡1三維區地震資料目的層主頻為30Hz，地震原始的純波帶資料為正極性，因此制做合成記錄時，提取的應是正極性子波（接近零相位的子波）。且每口井的子波不能有太大差異，最后反演時參考的是每口井的平均子波。因此通過對比分析波組關系及相關性，在研究區層位標定過程中首先采用主頻為30Hz的零相位子波，最終區內6口鉆井完成層位標定的子波形態相似，有效頻帶較寬，在有效頻帶內相位接近0°，表明子波估算準確。

在制作合成記錄過程中，為了準確卡取標志層，井旁道與合成道的對比分別在目的層的基礎上向上、向下延伸。根據每口井提取的子波與聲波測井數據分別制作合成記錄，調節時深關系曲線,通過交互迭代，直到合成地震記錄與井旁實際地震資料達到最佳匹配。

2.3 初始波阻抗模型的建立

基于精細標定并追蹤好的地震層位及該區沉積模式建立的地層格架模型，利用區內所有井的聲波時差、密度測井曲線約束井點處的波阻抗變化，建立接近地層情況的初始波阻抗模型。通過對多種Jason內插方法進行實驗,由于研究區內鉆井較少，因此選擇“局部加權法”來建立初始波阻抗模型。

2.4 測井約束反演

Jason軟件中可用于自然伽瑪反演的有測井反演（InverMod）和地質統計模擬（StatMod）2個反演模塊。而地質統計模擬需要大量的鉆井，否則沒有統計效應。根據研究區內有6口鉆井及井位分布情況，選擇測井反演模塊（InverMod）較為合理。通過主因子分析、模型估算及正、反演迭代等，得到與實際地質體最接近的地質模型，獲得了研究區目的層的波阻抗和自然伽馬數據體，為后續儲層識別提供了重要的屬性信息。

3 反演結果分析

根據砂巖儲層識別結果，選擇波阻抗、自然伽瑪進行反演。由于反演過程中加入了測井高頻信息，反演剖面分辨率明顯增高。為了利用該反演結果計算出砂巖含量與砂巖厚度，首先統計分析卡 1三維區卡拉沙依組砂泥巖段的聲波時差和自然伽馬等測井數據與砂巖含量的關系。第一步用目的層的自然伽馬比值大致計算泥質含量，其值為[16]：

式中：GR為自然伽馬值，API；GRmin為自然伽馬最小值，API；GRmax為自然伽馬最大值，API；β為自然伽馬相對值；Vsh為泥質含量。

然后對研究區6口鉆井，以聲波時差（AC）、自然伽馬（GR）和泥質含量（Vsh）作X、Y、Z軸三元交會圖（圖3）。圖中顯示聲波時差很難區分砂泥巖。根據交會圖可確定研究區目的層泥質含量（Vsh）小于20%的砂巖儲層分布區的自然伽馬上限值大多在75 API左右。

圖3 卡1三維區卡拉沙依組砂泥巖段鉆井AC/GR/Vsh交匯圖

最后根據上述分析所得的判別砂巖儲層的標準，即自然伽馬值小于或等于 75 API，提取自然伽馬反演數據體對應目的層的百分含量，可作為砂巖儲層的百分含量。砂巖儲層百分含量與該目的層段厚度的乘積即是該段的砂巖儲層厚度，其中該目的層段的厚度約為小層時間厚度（單位為ms）的1/2與砂層速度的乘積，經統計研究區內砂層速度平均為3700m/s。在此基礎上，根據測井、錄井等資料，經過人工統計區內鉆井的砂巖百分含量和厚度（表1）作為校正控制點，即可得出目的層的砂巖厚度平面圖（圖 4），圖中鉆井號旁數字為人工統計的該鉆井砂巖厚度值（單位為m）。

表1 人工統計卡1三維區鉆井砂巖厚度

圖4 自然伽馬反演卡拉沙依組砂泥巖段砂巖厚度

圖5 卡拉沙依組砂泥巖段波阻抗反演

由于目的層在研究區局部地區出現火山巖（如中1、中16井）（圖2），而火山巖的自然伽馬值較低，與砂巖較難分開，而高速火山巖與低速砂泥巖的波阻抗差異很大。因此可在自然伽馬反演結果的基礎上，綜合波阻抗反演結果，剔除掉反映火山巖的高波阻抗區，從而才能較準確的反應砂巖儲層的展布情況。卡1三維區對波阻抗數據體提地震屬性時經標準化的相對波阻抗的反演平面圖（圖5）顯示，中1、中16井及其周邊地區波阻抗值明顯偏大，與鉆井資料相吻合，因此從該圖上可把呈亮藍色的高波阻抗火山巖識別出來，進而在自然伽馬反演計算的砂巖厚度平面圖上分離出火山巖。

結合自然伽馬與波阻抗反演結果可以看出（圖4）：①該段砂巖在研究區的東南部較為發育，可見物源主要來自東南方；②盆地臺盆區該段的沉積環境研究結果表明塔中地區發育三角洲—河流相沉積[3-4]，在研究區砂體呈朵葉狀分布，可能為來自東南的三角洲朵體，三角洲朵體由多個分流河道組成，向北西方砂體厚度明顯減少，這與該段在盆地臺盆區東南部代表的沖積扇—河流相區域沉積環境相符合[3-4]；③由于該段地層較厚，砂體發育區內砂巖累加厚度較大，多在50m以上，因此圖4中顯示的分流河道應為多期河道疊加而成；④反演結果與井點一致性較好（表1，圖4），如在分流河道上有鉆遇的塔中46井，其砂巖百分含量約為47%，砂巖累計厚度達70m，單砂層厚度不均，而向北有鉆遇的中12井、中17井、中11井砂巖百分含量、砂巖累加厚度逐漸變小，與反演結果基本吻合。

4 結論

（1）在塔中地區卡 1三維地震工區，對于局部發育火山巖的卡拉沙依組砂泥巖段，利用測井約束三維地震波阻抗與自然伽馬反演相結合的方法，能有效區分出非儲層泥巖及區內火山巖，可對砂巖儲層的厚度及展布情況進行有效預測。

（2）基于反演結果所計算出的砂巖厚度橫向變化明顯，與井點統計砂厚吻合較好。研究區的東南部砂體較為發育，可能為來自東南方的三角洲朵體，砂體呈朵葉狀分布，三角洲朵體由多個分流河道組成，分流河道應為多期河道疊加而成，砂體厚度向西北方明顯變薄，顯示其物源可能來自東南方向。

（3）卡拉沙依組砂泥巖段在塔河油田油氣顯示十分普遍，綜合利用測井約束地震波阻抗與自然伽馬反演進行儲層識別的方法與結果對在塔中地區尋找中大型油氣藏具有重要的參考意義。

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