塔中Ⅲ區碳酸鹽巖儲層去泥質反演及泥質充填判別

華曉琴 史樂 梁濤

摘 ?要：塔里木盆地塔中Ⅲ區奧陶系碳酸鹽巖儲層是近年來勘探重點區域，良里塔格組儲層內沉積泥質灰巖條帶，以及一間房組洞穴頂部存在的沉積泥質條帶，給儲層預測帶來了較大難度。為提高儲層預測精度，分析奧陶系良里塔格組和一間房組儲層內泥質展布規律，建立沉積泥質灰巖條帶背景縱波阻抗體，完成了無井約束疊后地質統計學反演。研究結果表明，無井反演儲層預測縱向發育位置、儲層級別和已鉆井吻合較好。利用疊前同時反演得到縱橫波速比，通過縱波阻抗與縱橫波速比交會圖分析法，劃分了一間房組優質儲層、泥質充填儲層、基質灰巖分布區間，對洞穴型儲層泥質充填、疊前流體預測反演進行探索，確保儲層預測的可靠性。

關鍵詞：碳酸鹽巖;測井;疊前反演;地質統計學反演;儲層預測

塔中Ⅲ區位于塔里木盆地塔中I號坡折帶西端內帶，構造較平緩，有利于油氣大面積成藏。奧陶系良里塔格組、一間房組和鷹山組為油氣富集有利層位，橫向上多類型、多套儲集體連片發育，縱向上不同層段儲層疊置發育，具多層系含油特征。作為塔里木盆地油氣勘探的主戰場之一，塔中地區近年來加快了油氣鉆探進程，為提高鉆井成功率，對儲層的預測和識別提出了更高要求。地震反演預測是儲層預測的重要技術手段，地震反演技術方法較多，針對碳酸鹽巖儲層目前應用較廣的為疊后波阻抗反演[1]。

地震反演技術在國內外類似地質條件區塊已開展大量工作，取得了良好效果。朱超等針對碳酸鹽巖儲層預測的復雜性，基于古地貌控相、相控儲層、儲層控藏的地質認識，采用分頻非線性反演方法，實現對復雜地質體的準確預測和描述[2]。任麗丹等針對塔里木盆地順南地區儲層埋藏深、地震資料信噪比低的問題，利用AVO同步反演技術，提高碳酸鹽巖儲層預測精度[3]。王保才等采用疊前彈性參數反演技術在順南地區開展碳酸鹽巖儲層預測，提高縱向上儲層預測精度[4]。張磊等利用地質統計學反演對輪古油田碳酸鹽巖儲層進行預測，較好地解決了該區儲層預測難的問題[5]。

塔中Ⅲ區奧陶系良里塔格組沉積泥質灰巖條帶廣泛分布，一間房組洞穴頂部常見泥質充填，在地震上儲層與泥質響應難以區分。鑒于奧陶系地質條件復雜，受沉積泥質灰巖影響，在常規反演剖面上，良里塔格組儲層難以識別，一間房組儲層頂部難以刻畫，而水平井鉆探又對一類儲層縱向發育位置及二類儲層識別提出了迫切要求。因此，在借鑒相關研究經驗的基礎上，針對奧陶系儲層實際地質特征，以巖石物理研究為基礎、充分利用地質、地震、測井等資料，開展儲層預測與流體分布預測，解決了以往儲層泥質條帶對儲層預測的干擾，利用地質統計學反演和疊前同時反演，識別了洞穴型儲層充填特征，有效提高儲層預測精度。

1 ?泥質特征分析

奧陶系良里塔格組底部發育一套沉積泥質灰巖，一間房-鷹山組泥質洞穴儲層較發育。據泥質充填程度的不同，分為未完全充填泥洞和完全充填泥洞。目前高自然伽馬的泥質發育層段多在生產層段內，有些高自然伽馬的充填程度低的泥質洞穴儲層試油為見油氣。

良里塔格組底部泥質灰巖條帶、一間房-鷹山組充填泥洞以及地層水高含鈾等多種因素，使工區內自然伽馬測井在良里塔格及一間房組呈高伽馬異常。因此，通過高伽馬成因分析，分析對應的測井響應特征，消除含鈾地層水的影響，識別沉積泥質與充填泥質的發育特征，探索泥質完全充填洞穴與泥質半充填洞穴在測井及地球物理上的差異，指導含泥質灰巖背景阻抗的建立，提高儲層反演精度。

1.1 ?泥質層段測井響應特征

高質量的測井資料是定量化油藏描述的基本條件，在和地震資料進行聯合應用之前，必須對測井資料進行質量控制，以提供一致性高、相對完整的測井數據集[6]。在此基礎之上，以測井曲線建立的體積模型作為油藏描述的特征參數，結合巖石彈性參數，對油藏特征進行解釋。

1.1.1 ?沉積成因泥質灰巖測井響應

高GR測井響應對應的沉積泥質灰巖條帶主要分布于良里塔格組，尤其良三段底部沉積泥質灰巖，全區發育穩定，最大厚度15 m。伽馬曲線呈鐘形，表現為反旋回沉積特點，聲波時差47～70 μs/ft，密度多大于2.55 g/cm3，波阻抗約為14 500～ ? ? ? ? ? 17 200 g/cm3?m/s，成像測井呈水平層狀特征。

1.1.2 ?充填泥質測井響應

一間房組頂高GR測井響應對應于洞穴型、孔洞型儲層的充填泥質，厚度約為5～10 m。據成像、測井曲線特征等資料，分析泥質的充填程度，將該套泥質充填孔洞劃分為全充填和半充填。

一間房組泥質充填程度高層段 ?伽馬值為15～100 API，曲線多呈指狀或刺刀狀，無旋回特征，聲波時差為50～70 μs/ft，密度多大于2.55 g/cm3，波阻抗為12 500～16 600 g/cm3?m/s，成像測井呈堆積特征、頂底呈明顯不整合接觸。

一間房組泥質充填程度低層段 ?伽馬值為40～130 API，聲波時差為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，與成像測井相比呈顏色較深的暗斑狀。與充填程度高層段相比，低充填層段伽馬值略小，但其速度與密度均偏低，波阻抗具有明顯的差異，說明伽馬不能直接反映洞穴的泥質充填程度。

對研究區測井資料統計分析，得到沉積泥、全充填泥及部分充填泥層段測井曲線特征（表1）。總之，沉積泥質和充填程度不同泥洞，其電性、物性和彈性特征等均表現出較大差異。沉積泥質和全充填泥洞，兩者常規測井響應特征差異較小，但FMI全井眼電成像上，沉積泥質呈水平或低角度層狀，具明顯的旋回沉積，而全充填泥洞表現為快速堆積特征，頂底呈明顯不整合接觸，無明顯旋回。未完全充填泥洞在常規測井響應特征上表現為異于前兩者的特征，密度明顯降低、聲波時差變大、中子變大，深淺電阻率具明顯分異，井徑普遍擴徑，FMI電成像上表現為顏色較深的暗色斑塊狀。

1.2 ?泥質層段地震響應特征

良里塔格沉積泥質條帶地球物理響應特征，泥質含量小于20%，厚度小于15 m，對應的地震反射較弱，常湮沒于背景反射，總體呈較弱腹波反射特征。一間房組泥質充填程度高層段，對應的地震反射特征接近沉積泥質地震反射特征，對應的地震反射弱，常湮沒于背景反射。一間房組泥質充填程度低層段，地震剖面通常表現為強反射特征[2]。

通過去除泥質條帶和泥質半充填阻抗，去除沉積泥質條帶后，同相軸變為弱反射，表明半充填泥質層段在地震上有明顯儲層響應特征。當一間房沉積泥質條帶與良里塔格組部分充填層段都存在時，地震剖面上為強振幅反射，洞頂位于波谷到波峰零相位，當去除沉積泥質條帶后，洞頂對應位置及地震反射特征無變化;當去除部分充填洞穴后，呈弱反射特征。

2 ?“相控”疊后地質統計學反演

為建立適合本區地質特點的儲層預測方法，先采取疊后反演實現儲層的準確預測，消除儲層內泥質灰巖條帶的影響，再利用疊前反演判別儲層內泥質充填特征，用于預測儲層內部泥質充填特征，提高儲層預測可靠性。

2.1 ?沉積泥質巖性背景阻抗體構建

良里塔格組碳酸鹽巖臺地泥質灰巖廣泛發育，而一間房組儲層頂部往往被泥質半充填或全充填，沉積泥質灰巖條帶與泥質充填的儲層頂部的縱波阻抗相互疊置，不具明顯差異，因此從常規地質統計學反演上無法區分沉積泥質灰巖條帶與儲層頂部。在水平井鉆進過程中，當鉆遇泥質灰巖層段，很難從隨鉆曲線或常規反演剖面上區分是否鉆遇儲層頂部;其次消除沉積泥質地震響應，預測真正儲層頂部，規避泥質灰巖條帶，也是水平井地質及工程設計所急需解決的難題[3]。

由于地震響應是泥質灰巖（含泥質）與儲層的疊合響應，可通過沉積相約束建立沉積泥質灰巖背景阻抗，然后利用地質統計學反演將與背景阻抗相耦合的儲層阻抗求出，得到去除沉積泥質灰巖橫向變化影響的縱波阻抗體。

2.2 ?巖性劃分、巖性比例和信噪比

巖性劃分是地質統計學的一個重要部分，因為地質統計學反演中幾乎所有的參數都需分巖性進行分析。一間房和鷹山組為碳酸鹽巖地層，石灰巖儲集空間發育大量裂縫并伴生溶蝕孔洞。通過對地質條件和測井曲線特征的綜合分析，確定地質統計學反演的巖性劃分標準如下：Ⅰ類儲層：PORT>0.05;Ⅱ類儲層：0.045>PORT>0.02;非儲層：PORT<0.02，PORT為總孔隙度。

地質統計學反演的這幾個參數要考慮到實際的地質情況和客觀資料評價，在認識的基礎上進行多重組合測試，選擇一組最合理的組合作為最終反演的參數（表2）[7]。

2.3 ?地質統計學反演

泥質背景曲線構建之后，需要將充填泥質層段阻抗替代為基質巖性阻抗，完成了沉積泥質背景曲線構建。對巖石物理建模正演、沉積泥質特征曲線構建，沉積泥質背景阻抗體的建立、確定性反演質控、地質統計學反演參數優選，進行去除泥質的地質統計學反演，并得到了高分辨率的反演結果。與常規的地質統計學反演結果相比，去除泥質的地質統計學反演消除了沉積泥質灰巖條帶影響，預測儲層與真實儲層相吻合，精度更高，更加接近地下實際情況（圖1）。

2.4 ?反演吻合性分析

利用工程異常、試油試采資料、測井解釋成果分別統計41口鉆井不同儲層類型鉆遇長度與對應的反演預測儲層長度，對反演儲層吻合率進行分析。反演剖面上預測洞穴型儲層有28口井，裂縫-孔洞型儲層有27口，其中純Ⅱ類（不含Ⅰ類儲層）有9口井，發生漏失的井有13口;洞穴型儲層反演預測吻合率約為92%，裂縫-孔洞型儲層反演預測吻合率約為80%。

“相控”疊后統計學反演解決了良里塔格沉積泥質對儲層的影響，反演的一間房儲層頂發育位置與實鉆水平井吻合（圖2）。總體來說，反演結果中所顯示出的儲層比井上的相應厚度稍大些，主要是測井與地震的分辨率不同造成的，依據電阻率、自然伽馬等測井曲線，能將小于0.5 m的儲層解釋出來，而通過前面正演分析，波阻抗反演體對Ⅰ類儲層識別精度約為5 m，Ⅱ類儲層識別精度約為10 m，很難與測井儲層厚度對應。

3 ?疊前同時反演

基于部分疊加數據的疊前同時反演是目前疊前反演的主要方法，通過輸入3個不同角度疊加地質數據和對應子波，給出不同數據（縱波阻抗、橫波阻抗和密度）的縱向變化趨勢及橫向約束范圍，最后利用反演得到的縱橫波阻抗速度比等來對儲層內泥質充填進行判別[8]。

3.1 ?輸入數據分析

疊前時間偏移道集的目的層段最大偏移距達 5 700 m，增加部分疊加子道集的數量，疊前AVO同時反演的算法穩定性可增強。但矛盾的是，增加疊加子道集的數量，降低了單個部分疊加數據體覆蓋次數，即降低了部分疊加數據體信噪比[9]。

根據實際情況，設計了5個子疊加方案。在原始CRP道集檢查中，發現道集中振幅水平方向不一致，存在斜行向下的噪音，這種非地質響應的數據信息將會對反演結果產生不確定影響，對原始CRP道集進行了Ranna去噪處理，然后進行疊加，各子疊加數據信噪比都得到一定程度的提高，信噪比會有一定程度的上升。最終選用按變偏移距方式用5個子疊加地震數據作為疊前同時反演的輸入，對本工區的疊前彈性屬性進行研究（圖3）。

通過VSP 速度和地震最大偏移距計算出的目的層最大地震入射角接近34°，考慮到遠道的信噪比較低，有效的地震入射角也在34°左右，比較適合于疊前反演工作的開展（表3）。

3.2 洞穴型儲層泥質充填性分析

通過巖石物理分析，隨孔隙度變大和粘土含量增加，彈性阻抗值降低，縱橫波速度比也越來越低，泥質充填洞和基質阻抗與縱橫波速比有明顯界限，縱橫波速比約1.8，縱阻抗約16 000 g/cc?m/s。當縱橫波速比小于1.7，縱波阻抗小于15 000 g/cc?m/s時，該區間主要為洞穴型儲層，非儲層在該區所占比例不超過5%;當縱橫波速比大于1.7小于1.8，縱波阻抗大于15 000 g/cc?m/s小于15 000 g/cc?m/s區間，非儲層在該區所占比例不超過15%;當縱橫波速比大于1.8，縱波阻抗小于16 000 g/cc?m/s時，該區間主要為裂縫-孔洞型儲層;當縱橫波速比大于1.8，縱波阻抗大于16 000 g/cc?m/s時，基質主要集中于該區間。

在縱波阻抗、縱橫波速比與充填程度交會圖上，當縱橫波速比小于1.7，縱波阻抗小于15 000 g/cc?m/s時，由于該區主要為洞穴型儲層，完全充填層段的縱橫波速比都高于1.7，當縱橫波速比大于1.8，縱波阻抗小于16 000 g/cc?m/s時，該區間主要為裂縫～孔洞型儲層，散點集中于縱橫波阻抗1.8～1.9，半充填相較于全充填縱波阻抗較低。當縱波阻抗位于 ? 15 000 g/cc?m/s～16 000 g/cc?m/s時，充填儲層段集中發育該區間。在縱橫波速比、縱波阻抗上，充填與半充填儲層相互疊置。

3.3 ?洞穴型儲層泥質充填性預測應用效果

ZG17-H2是一口鉆遇泥巖的典型井，結合該井的實際生產情況進行檢驗，巖性最大概率剖面上顯示該井全井段為泥質充填，全井段測井解釋無儲層，從而證實了巖性預測的可靠性（圖4）。

TZ45-H1高自然伽馬段解釋為泥質半充填，在巖性最大概率剖面上的泥巖分布與井上實測高自然伽馬曲線比較一致，且儲層位置與井上出油層段較吻合，從而證實了巖性預測的可靠性（圖5）。統計全區實鉆井的塊狀泥巖預測精度，共有 19 口井洞穴型儲層解釋為泥質充填，17口井吻合，吻合率為 89.5%（表4）。

4 ?結語

（1） 嚴格的地震資料質控與精細的巖石物理分析是提高反演精度的保證;以“相控”地質統計學反演為核心的疊前、疊后聯合反演流程適用于工區地質情況，建議在類似地區推廣使用。

（2） 通過分層系、分類型采用不同反演流程可較好解決塔中Ⅲ區儲層內泥質識別與充填特征判別問題，實鉆表明，消除泥質影響后的反演成果有效提高Ⅰ、Ⅱ 類儲層的識別精度。

參考文獻

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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