地震反演技術在榆樹林油田樹123區塊儲層預測中的應用

姜紅梅（榆樹林公司地質研究所，黑龍江　163000）

地震反演技術在榆樹林油田樹123區塊儲層預測中的應用

姜紅梅（榆樹林公司地質研究所，黑龍江163000）

針對研究區面積較大、構造復雜、儲層橫向變化大等特點，以井震結合、精細構造解釋為基礎，利用地質、鉆井、測井等信息，開展疊后地震反演儲層預測研究，對研究區的儲層空間展布特征進行了精細、準確的描述，為區塊的進一步開發提供依據。

關健詞：地震反演；精細解釋；儲層預測

1　工區概況

樹123區塊位于三肇凹陷徐家圍子向斜東翼斜坡，為東高西低的被斷層復雜化的平緩單斜構造［1-4］。研究區南北長13.8km，東西寬7.9km，面積109km2，區內共有鉆井358口，其中探井21口，采油井236口，注水井84口，報廢井17口。主要目的層位是下白堊統的泉三、四段的扶余、楊大城子油層。沉積環境為河流-三角洲沉積，其物源為東北物源影響下的物源交匯區，南部局部井區發育東南物源［5-7］（圖1）。

圖1　123區塊構造位置圖

2　精細地震解釋與構造特征研究

2.1地震地質層位標定

本次研究對比解釋的構造層位主要是扶、楊油層組，通過對全區358口井合成記錄的標定，它們與地質層位的對應關系如下：FⅡ1、FⅢ1為較弱振幅，為一套復波反射，與FⅠ1地震反射相差

1-2個相位的波峰反射；FⅢ1與FⅠ1相差2-3個相位；YⅡ1為與YⅠ1相差2-3個相位的波峰反射，為一套連續性較好的中強振幅反射，標定為波峰反射零相位位置；YⅢ1為與Q21相差一個相位，為一套中

強振幅的波峰反射零相位（如圖2）。

圖2　樹22井層位標定地震剖面示意圖

2.2斷層精細解釋

針對工區面積較大、目標層主要位于（T2～T22）坳陷層斷層系、構造變化復雜等特點，采用先對斷穿T2大型生長斷裂進行斷層格架搭建，然后再逐級分類的解釋方法，針對斷層的特點采用不同的解釋方法。其核心在于利用多種手段［8-10］，提高斷層解釋的精度和效率。通過對比本次解釋與原解釋結果，各個層的斷層及斷裂特征都有一定的變化：這是由于（1）斷層斷裂特征識別的多解性，（2）采用先進的斷層識別方法提升了全區斷裂特征重新界定的準確性，以Y1層為例，斷層的重新認識如下（見表1、圖3）：

表1　YⅠ油層組斷層變化統計表

圖3　YI油層組斷層新認識結果對比表

2.3構造成圖

基于高精度的地震解釋結果，以井上真正的構造深度為限制，完成目的層油層組頂底構造反射層共7張構造圖（見圖4）。

從各目的層構造圖的成圖結果，可以看出該區頂底目的層構造特征較為相似，構造特點表現為“北高南低，東高西低”的構造格局，中部為構造最低位置。全區整體斷層發育，斷裂特征繼承性較好，其中大型斷層主要以南北向發育，小型斷層以東西向為主，其中扶楊油層構造繼承性好，整體受南北走向斷裂切割形成多個獨立斷塊、斷圈。

3　地震反演預測研究

3.1測井曲線標準化

測井曲線標準化主要包括以下幾個方面：

圖4　榆樹林油田個油層組頂面構造圖

圖5　各井聲波時差曲線比較圖

圖6　聲波時差曲線標準化前后頻率直方圖

（1）測井曲線的編輯和環境校正，其目的是消除測量值因井眼擴張、泥漿以及井眼幾何形狀等因素所產生的誤差。

（2）測井曲線歸一化，歸一化后，較好地消除了各井之間聲波曲線值的差異，有利于各井之間對比、建立儲層電性標準（見圖5、圖6）；

（3）測井曲線的基線漂移校正，本文完成了的SP曲線基線漂移校正，為統一標準、準確識別砂巖奠定基礎（圖7）；

（4）對研究區電阻率曲線開展均一化處理，保證各井直接曲線的橫向可對比性（圖8）。

圖7　SP曲線校正前后對比

圖8　電阻率曲線均一化校正前后對比圖

3.2地震反演子波優選及低頻模型建立

在選擇地震反演方法之前，要了解研究區各目的層的實際情況，并以此為基礎結合軟件優勢模塊進行地震子波的優選，完成全區參與反演井位的時深標定，同時建立了參與反演的低頻模型，確保反演結果與地質層位一一對應（圖9）。

圖9　地震反演井震時深標定并建立低頻模型示意圖

圖10　波阻抗反演

圖11　測井約束反演

圖12　地質統計學隨機反演

3.3反演方法評價與優選

圖10、圖11和圖12分別為各方法反演后抽取的一條聯井剖面。從剖面圖可以看出，測井約束反演和波阻抗反演反映砂體較好，并且砂巖與井吻合較好，但縱向分辨率比較差，所以利用這兩種方法進行儲層精細刻畫是很難達到要求的。隨機反演是利用地震反演把地震剖面轉化為擬波阻抗剖面進行儲層橫向預測，縱向上達到一定的分辨率，橫向上能夠充分利用地震尋找井間的砂體分布情況，反演結果能體現地震資料所含有的地下信息，保證砂巖預測的真實性［11］。因此，最終選擇以波阻抗反演為背景，開展協模擬隨機反演，最終反演結果提高了縱向上小層識別的能力。

圖13　扶余油層反演剖面

圖14　楊大城子油層反演剖面

圖18　FI砂巖厚度等值線圖

圖19　FII砂巖厚度等值線圖

圖20　FIII砂巖厚度等值線圖

圖21　YI砂巖厚度等值線圖

圖22　YII砂巖厚度等值線圖

圖23　YIII砂巖厚度等值線圖

3.4地震反演結果評價

不同的研究區地質條件不同，在進行反演計算中的各項參數的選取就要做到最大程度與實際相匹配。

通過地質統計學反演方法的效果來看（圖13、圖14、圖15、圖16），反演剖面分辨率較高，砂巖橫向連續性較好，縱向上能夠分辨出2m以上的砂巖，達到了精細刻畫各小層砂體分布狀況的目的。全區共參與反演井351口，吻合好，識別率較高，平均符合率達到87%。

4　砂體厚度預測及效果分析

通過測井約束反演，界面型地震剖面已轉化為巖層型測井剖面，反映地層的速度信息。而不同巖性的地層具有不同的速度，因此反演剖面通過不同的顏色來直觀地展示巖性的變化情況，例如紅色、橘紅色等顏色代表速度高的巖性，一般為火成巖、礫巖、砂礫巖等；黃色、橘黃色等顏色代表速度比較高的巖性，一般為砂巖；而綠色、藍綠色、藍色等顏色則代表速度較低的巖性，一般為泥巖。因此，通過對速度界面的追蹤對比解釋，就可以得到有關巖性在空間上變化情況的圖件。

通過對反演結果的預測分析：扶Ⅰ油層組砂巖分布整體上受地層厚度和構造特征影響，整體上特征不明顯，在井區位置呈“片狀”發育，厚砂體主要分布在研究區西南部井區，其中西部砂體發育較好，有三處大面積“片狀”的發育砂體。與之相對應的是南部砂體，砂體較連片，但是砂體厚度均在10m以下。北部井區砂體砂體厚度分布不均勻。東部砂體分布相對適中，砂體厚度分布均勻，呈條帶狀分布（圖18）。

扶Ⅱ油層組砂巖較扶Ⅰ油層發育較差，最大砂體厚度在22m左右，發育在樹30井南側，全區砂體分布相對不均勻，砂巖厚度較大地區呈東西向條帶狀分布，最大厚度砂體13m左右，各砂體面積相對較大，整體在2～5.5km2左右，主要集中在樹151井和樹301東側附近，在東南部空白區砂巖厚度在1～7m之間，砂巖厚度較西南部低（圖19）。

圖15　FI2小層反演結果切片

圖16　YI2小層反演結果切片

扶Ⅲ油層組砂巖厚度總體上南厚北薄。砂巖主要呈長條狀或片狀分布，砂體分布相對集中，北部井區位置砂體發育差，只局部發育個別“甜點”狀砂體。扶Ⅲ油層組砂體發育最好位置主要集中在樹15井和樹301井附近，砂巖厚度最厚能達到16m左右，并且整體厚度均大于7m（圖20）。

楊Ⅰ油層組砂巖厚度與扶Ⅲ砂巖組分布特征相似，總體上南厚北薄，并且在井區位置砂巖基本不發育，研究區南部砂體整體發育，為整片發育，主要發育兩套大型砂體，其8m以上厚度砂體面積分別為8km2和36km2（圖21）。

楊Ⅱ油層組砂巖厚度特征主要表現為整體厚度較大，全區砂巖厚度基本均在10m以上，研究區南西——北東向砂體最為發育，井區位置砂體呈樹枝狀或網狀，其規模較小，分布不均勻。而位于全區西南——東北方向對角線附近的砂體均較發育，呈片狀或坨狀，砂體規模均較大，并且整體連通關系也明顯較好，在樹123附近砂體表現為全區最大厚度；研究區東南部砂體發育相對較差（圖22）。

楊Ⅲ油層組最大砂巖厚度為23m左右，主要特征表現在中部發育，邊界位置均較差，厚度在10m以上的砂體連通關系較好，砂體分布在研究區整個中心區域，大面積片狀分布，在樹123北部和南部位置砂體表現出厚度最大值（圖23）。

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