专题埕北低凸起东部斜坡带岩性油气藏识别技术及应用文档格式.docx
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性判识问题。
最终经综合评价优选井位。
该地区的勘探实践表明,技术实用有效,具有推广价值。
关键词:
埕北低凸起东斜坡岩性油气藏识别技术
TheIdentifyingtechnologyandapplicationoflithologichydrocarbonreservoirinChengbeiunder-upswelleasternslope
121GaoxilongShipitongYangpengfei
(1.OffshorePetroleumDevelopmentCo.,ShengliOilFieldLtd.Co.;
2.ChinauniversityofPetroleum,Dongying)
Abstract:
Chengbeiunder-upswelleasternslopeisonepartoftheslopewhichistheeastofChengbeilow-bulgeestendedtoBozhongsag,thetypesofoilandgasaccumulationarethemainoflithologichydrocarbonreservoir,burialdeeper,individualsandbodythinner,andthediffenencebetweensandstoneandmudstone’svelocityissmaller,Onseismiccrosssection,thereflectionofsandbodyisnotobvious,andisdifficulttoidentifyandtrace.Inviewoftheabove-mentioneddifficulties,weprobepositively,andslowlygeneratedtoaimedtechniqualseries,whichutilizethetheoryofcontinentalfacies&
lacussequencestratigraphytoestablishregionalsequenceformationskeleton.Inuseofmacroscopicandmicroscopicanalysis,webegantostudylithosomicsystemandreservoir.Weuseprolific-parameterstosolvetheproblemsofthethinnersandbodyandhardtodistinguishbetweensandandmudstone.Electricresistivityinversion,attributeanalysisandcoefficientofabsorptioncanresolvetheproblemofidentificationofsandoiliness.Intheend,wegothroughcomprehensiveevaluationtochoosethebestwelllocation.Theprospectionpracticedemonstratesthatthistechnologyisvalid,andhasthespreadvalue.
Keywords:
Chengbeiunder-upswelleasternslopeLithologichydrocarbonreservoir
Identifyingtechnology
1引言
埕北低凸起东斜坡位于渤海湾盆地南部的浅海海域,区域构造上属于埕宁隆起带埕北低
凸起的东南部,为埕北低凸起东部向渤中凹陷延伸的斜坡部分。
该区下第三系东营组和沙一
段应为下步勘探的主要对象。
尤其是东营组在构造坡折带之下的沟谷内发育了大量的低位域
砂体。
胜海8等井均钻遇了该类储层。
证实该区是油气运聚的有利方向,勘探前景十分广阔。
但目前仍有以下问题有待解决。
(1)、河道砂体在地震剖面上的反射不明显,难以识别追踪。
尽管目前该块的三维地震资料信噪比较高,可以解决该区构造研究问题,但对小断层,尤其是岩性解释具有多解性,常规地震处理手段满足不了对岩性油藏及小幅度构造研究的要求,难以进行精细的油藏描述。
(2)、由于东营组及沙一段的单层砂体厚度大多数较薄,而且砂泥岩速度差别较小,利用波阻抗反演只能分辨出砂泥速度差相对较大,厚度较厚的砂体,但对于分辨相对较薄的砂体以及砂泥速度差别较小的砂体,波阻抗反演还有困难,因此如何提高识别反演砂体的分辨率,以便准确区分砂体之间的界限,对各砂体进行精确的描述是目前急需解决的问题。
针对上述难点,我们积极探索,逐渐在实践中形成了针对性的技术系列,即运用陆相湖泊层序地层学理论,建立区域层序地层格架。
利用多参数岩性反演技术解决砂体薄,砂泥岩难以区分的问题。
利用电阻率反演、属性分析和吸收系数探索解决砂体的含油性判识问题。
2三维地震资料构造解释
作为地震构造解释的基础工作之一,层位标定是连接地震反射波与地质分层的桥梁,是构造解释的基础。
目前的人机联作解释工作站都提供了完备的层位标定软件模块,因此,进行层位标定工作是必要的。
综合利用测井资料,我们对工区内的胜海8井、胜海10井、埕北8井等共15口探井制作了合成地震记录,并进行多频档合成地震记录的制作,在此基础上进行了精细标定。
在标定的同时,通过时间切片和相干数据体与地震剖面的联合解释,初步确定了该研究工区的断层格局,并对主要断层进行了闭合解释,确定了该研究工区的断裂系统。
断层解释完成后,主要利用地震剖面,在合成地震记录标定的基础上,并结合钻井地质分层对全区进行了地震层位的精细解释。
首先从已知井出发,在过井的纵、横剖面及连井的任意线剖面上,进行地震波组的对比追踪,追踪时从连续性好、特征明显的波组向四周延伸解释。
根据构造解释结果,埕北低凸起东斜坡所在的潜山披覆构造具有双重结构特征,深层为前第三系潜山构造,浅层为在潜山背景上发育起来的披覆构造单元,东营组晚
期全部披覆在潜山上。
其沉积构造受断层和古地形的控制和影响。
3层序地层研究和精细地层对比划分
3.1高分辨率层序地层学
层序地层学是一门相对新兴的地层学分支学科,是在本世纪70年代末Vail等提出的地震地层学的基础之上发展起来的。
它在沉积地质学、石油地质学及地球物理学之间架起了桥梁,是划分、对比和分析沉积岩的一种方法,其对于区域较大或地层较厚的沉积区进行盆地分析等研究有重要指导和帮助。
1985年Galloway提出利用最大洪泛面划分级别更小的层序,从而产生了高分辨率层序地层学,提供了一种更为精确的地层时代对比、沉积相分析和生储盖分布预测的年代地层格架。
埕北低凸起东斜坡地区东营组在构造上为一个单斜构造。
区内断层数量较少,且没有区域性的大断层分布。
从沉积特征上来说,整个东营组即可以划分成一个一级层序。
在东营组内部又划分出两个二级层序。
即层序?
和层序?
。
在埕北低凸起东斜坡地区,由于受构造,地形及其它因素的影响,体系域的发育是很不完全的。
不发育低位体系域。
仅发育湖侵体系域,高位体系域及湖退体系域。
层序?
内部发育高水位体系域及湖退体系域。
内部湖侵体系域发育,并出现了湖侵体系域单一的现象。
准层序组是具有清晰叠加模式的一组有成因联系的准层序序列一个准层序组内部通常由一个到多个准层序构成。
根据沉积速率与新增空间速率之比,可以将准层序组中的准层序叠加模式分为三种:
进积式、退积式和加积式。
在埕北低凸起东斜坡地区,这三种类型的准层序组都有发育。
3.2储集层地层划分对比
在对沉积相、沉积体系和储集提类型、特征及分布研究基础上,利用层序地层学建立本区下第三系高分辨率层序地层格架,并以此为基础进行研究区储集层段精细划分对比。
即在等时性的精细沉积单元基础上,结合油田开发通常的砂层对比划分方案,在埕岛油田已建立的地层划分意见的基础上,应用测井及三维地震资料对完钻的14口井进行详细研究,得到埕岛油田东斜坡地区东营组地层对比划分结果,建立本区储集层段的精细砂组对比格架。
根据层序地层格架及沉积旋回特征,将东斜坡东营组划分为10个砂层组,按沉积时间单元进一步划分为56小层。
4沉积相和储集体研究
埕北低凸起东斜坡地区,为一简单的单斜构造,内部缺少大规模的区域性断层,而且该区在下第三系沉积期间,没有明显的大规模构造升降作用。
因此地层沉积模式以及层序地层的形成,受构造因素的影响较小。
而下第三系沉积期东斜坡地区湖平面升降明显,相对湖平面变化和沉积物供给决定了沉积盆地的几何形态,他们相互作用的结果导致湖侵体系域、高水位体系域、湖退体系域等的产生、发展和变化。
通过对研究区9口取芯井(CBG4、SH801、SH8、CB8、CBG403、CB32、CB321、CB803、CB802)岩芯观察与描述,本区储层的沉积构造较为发育。
主要有:
粒序层理、块状层理、平行层理、交错层理、波状层理、透镜状层理、重力变形构造、冲刷面、泥岩撕裂屑、泥砾等。
另外可见丰富的炭化植物屑、生物扰动构造,反映陆源及短时水体变浅含氧条件。
根据沉积特点,结合地震、测井,及单井相分析,埕北低凸起东斜坡东营组纵向上可识别出三种沉积体系:
东营组下段滨浅湖—半深湖相水下扇沉积体系,东营组中部扇三角洲沉积体系,东营组上部河流相沉积体系。
沙河街组主要为半深湖—半深湖沉积体系(图1)。
图1埕北低凸起东斜坡地层格架和沉积相分布图
Fig.1DistributinggraphofframeworkofstratumandsedimentaryfaciesinChengbei
under-upswelleasternslope
5测井约束反演的储层预测
5.1难点分析及技术对策
根据对该区声波曲线砂泥岩速度关系的研究,该区的砂泥岩速度非常接近,利用常规的波阻抗反演无法有效识别砂岩。
如何利用现有的测井和地震资料来反演识别该区的储层,是储层预测的难点。
因此,我们考虑利用对砂泥岩分辨率较高的自然电位曲线改善参加反演的声波时差曲线,以达到识别砂体的目的。
通过对声波时差曲线与自然电位曲线之间的统计关系,建立声波和自然电位之间的换算关系,运用自然电位曲线完成声波时差曲线的重构。
关系式如下:
AC=304.703,270.156*SP-13589.1*Sp2
5.2子波估算
子波估算是地震反演中的关键问题之一,因为反演结果对子波的变化非常敏感,子波的微小变化,都可能引起反演结果的较大改变。
正确的子波估算是获得高精度反演结果的前提。
在初标定的基础上,我们结合子波提取进行了进一步的精细标定,以改善目标层段井旁地震道与合成地震记录的匹配关系。
首先根据各井的标定成果采用多地震道统计自相关的方法提取子波,然后用提取的子波制作合成地震记录,进行进一步的标定,使井旁地震道和合成地震记录的匹配关系得到进一步的改善。
这一步工作重复进行,直到标定成果和子波满意为止。
经过反复的调整,得到了比较好的标定成果,各井的井旁地震道与合成地震记录的相关系数进一步提高。
图2最终子波估算结果与输入子波对比图
Fig.2Collationmapofultimateestimatingwaveletandinputwavelet
经过几轮的估算,最终得到了一个正极性、50Hz以下基本为常相位、主频在15,35Hz的子波,与井旁地震道的频率范围较为吻合。
从最终的标定成果可以看出,本区的地震剖面为负极性剖面,高速层的顶界对应地震反射同相轴的波谷,全区的时深关系比较一致。
最终得到的优化子波为正极性子波,主频为20Hz,在有效频带内为常相位。
5.3三维地质建模
我们运用的反演系统是一套基于模型的反演系统,为了减少反演结果的多解性,需要建立尽可能接近实际地质情况的波阻抗约束模型。
建立波阻抗模型的过程实际上就是在精确可靠的标定和层位解释的基础上把地震信息与测井波阻抗信息结合起来的过程。
本反演软件以地质建模而见长,能够充分考虑地下的沉积特征,将多种构造和沉积特征融入到模型中,得到高精度的地质模型。
我们运用的反演软件在地质建模上的一个特点就是能够充分考虑断层组合、向上超覆、向下超覆等地质模式的影响,能够构建出更符合沉积规律的地质模型。
通过对正演模型并结合钻井标定的对比研究,发现本地区东营5砂组,东营6砂组的地震波组特征基本为一大套能量较弱的反射;
在大套弱反射中夹杂一些契状砂体的沉积。
东营1,4砂组和东营7,10砂组的地震波组特征为多个反射能量较强的同相轴。
在这些地层中,主要以透镜体砂体超覆尖灭的砂体和超覆尖灭的砂体的沉积反射。
同时与层位解释一样,在反演软件里对断层面的解释也是要求十分严格的,在空间上必须严格闭合,如果断层不是全区分布的,还要建立断层趋势面对断层的空间展布进行控制。
我们在层位解释的基础上,对大小不一的断层进行了精细解释,并建立了对应的断层趋势面,为下一步建模提供了保证。
在解释层位、断层及正演模型的控制作用下,在目标层段建立了符合地质沉积规律的地质框架,然后根据标定好的阻抗曲线,优化内插建立阻抗模型,获得集地震、地质、测井信息为一体,含有丰富低频信息和高频信息的全频带的初始地质波阻抗模型,同时模型的时间切片显示,全区的波阻抗分布较为均匀,与地质规律较为吻合。
5.4稀疏约束脉冲反演处理
约束稀疏脉冲反演是建立在一个趋势约束的脉冲反演算法上,其基本出发点是:
地下的强反射系数界面不是连续分布而是稀疏分布的。
具体做法是从地震道中根据稀疏的原则抽取反射系数,与子波褶积后生成合成地震记录,利用合成地震记录与原始地震道的残差修改反射系数,得到新的更密一些的反射系数序列,再做合成记录,在迭代过程中,用测井声阻抗或速度谱拟合的阻抗趋势线和在趋势线两边定义的两条约束线作为约束,来控制阻抗的变化范围,减少反演的多解性,最终得到相对波阻抗。
5.5反演处理
在做好各项准备工作之后,我们使用约束稀疏脉冲反演模块:
InverTrace模块对工区内的地震资料进行反演处理。
约束稀疏脉冲反演方法在目前的应用过程中取得了大量的值得肯定的效果,得到了各方面的认可,已经成为目前约束反演处理中的主导方法。
约束稀疏脉冲反演建立在一个快速的趋势约束的脉冲算法上,声阻抗趋势由解释层位、断层面和井控制,以获得低频分量估计。
利用前面提取的子波和所有参与反演井得到的低频分量,调整质量控制参数进行约束脉冲反演。
首先,选择若干过井剖面,对目标层段进行了大量、反复的试验,确定了适合目标层段的反演参数,特别是对λ值的估算,经过多次的试验,确定了较为合适的λ值为50。
从图中可以看出,当λ值取50时,相对波阻抗数据体的信噪比、与测井数据的相关系数及反射系数的差都在较为理想的位置趋于稳定;
而波阻抗数据体与地震数据体的误差在一个较低的位置趋于稳定,因而λ值取为50是较为合适的。
然后采用调整适当的叠代次数、叠代函数的级数等反演处理参数,使反演的数据体的精度达到最佳。
经过多次反复的反演处理,得到了研究工区目标层段的相对波阻抗数据。
5.6低频分量的补充
约束稀疏脉冲反演得到的相对波阻抗数据不是全频带的,它缺少地震资料所缺失的低频和高频信息,在软件中,这两者来自由测井曲线内插得到的阻抗体(全频带),将其低通滤波后的结果与反演的结果合并成为一个绝对波阻抗数据。
为了提高反演结果的分辨率,将内插得到的阻抗体的高频部分与绝对波阻抗数据合并,得到全频带的绝对阻抗数据。
约束稀疏脉冲反演得到的波阻抗数据体相对缺乏低频分量,尤其是10Hz以下的低频分量,需要做低频补偿。
将前面生成的含有丰富低频信息的初始波阻抗数据体与其做匹配滤波合并,补偿了其缺乏的频率成分(10Hz以下)。
经过低频补偿的波阻抗剖面由于其低频成分得到有效地加强,剖面的层次感明显高于相对波阻抗剖面,对砂体的识别更为有利。
5.7高频分量的补充
经过对相对波阻抗数据体低频分量的有效补充,所得到的中低频波阻抗反演数据体的质量有所提高,但此时测井资料高频成分还没有得到有效地利用,在大多数情况下,分辨率还不能满足描述储层的需要,这就需要进一步提高数据体的频带宽度,尤其是对其高频分量的补充。
我们经过反复试验,最终将初始波阻抗数据体的55Hz以上频带内的部分信息补充到前面的中低频波阻抗反演数据体中,得到了既包含丰富的地震中频信息,又有较高频率的绝对波阻抗数据体,剖面质量有明显改善,目标层段的特征比较清楚(图3)。
5.8反演效果分析
通过已钻井的自然电位曲线与反演剖面的对比、统计,两者相关性较高,而且由反演剖面可以看出,两者对应关系也较好,已钻井的砂体与反演剖面的平均吻合率在86,左右。
砂岩在反演剖面上的响应较好,纵向分辨率较高,横向变化清楚,在原始地震资料无法有效分辨砂岩的纵向和横向变化的情况下,反演资料有效地提高了其分辨率,并能够有效分辨厚度在5米左右的砂体,能够对砂岩进行清晰的识别和准确的追踪。
同时在反演剖面上,已钻遇的油层的反映效果较好,每口钻井的油层都可以进行横向上的追踪解释,这说明反演的剖面和实际情况吻合较好,充分证实了反演剖面预测砂体的正确性。
由以上分析可知,本次反演处理结果与钻遇井的吻合情况较好、与原始地震资料的相关性较高,而且分辨率相对原始地震资料有了较大的提高,达到了砂岩识别的目的,可以满足储层描述的需要。
图3埕北低凸起东斜坡高频合并波阻抗数据体三维显示图Fig.33Ddisplaymapofhighfrequencyamalgamatingwaveimpedancedatavolume
6砂体追踪及描述
6.1数据体优选
为了更加准确的进行储层描述,在本区应用波阻抗单一技术研究砂体,还存在一定的局限性,因此,充分利用自然电位、自然伽玛及电阻率的测井响应在该区尤为重要,在本次反演中,制作了自然电位、自然伽玛和电阻率反演数据体,与波阻抗数据体共同综合研究该区储集层,通过比较发现:
自然伽马反演剖面、自然电位反演剖面和电阻率反演剖面具有与波阻抗反演相近似的分辨率,四种反演剖面在砂层解释是互补的,但是其他三种反演剖面相对于自然电位确定砂体边界较差。
我们最终选择自然电位剖面进行砂体追踪,有问题时尚可参照井点处各条曲线,使自然电位反演剖面解释结果具有较高的分辨率和较好的精度。
6.2砂体追踪
为了完成本区储层的综合标定,我们做了以下三方面的工作:
?
自然电位反演剖面上单井多项资料综合标定。
将已转入时间域的声波时差、自然伽马曲线、电阻率曲线、波阻抗反演曲线及砂层地质分层显示在波阻抗反演剖面的井点处,进行分析解释,确定砂体在反演剖面上的响应特征。
多井连井标定,将上述单井标定确定的砂体,在自然电位反演剖面上进行连井多井
解释对比,达到进一步准确标定的目的。
结合波阻抗反演剖面、自然伽玛反演剖面和电阻率反演剖面对上述所确定的砂体边界进行更加准确的圈定。
用上述方法完成了本区25口井的多个砂层的标定,标定出Ed6,Es砂体共6层76个。
本次研究砂体追踪是在反演数据体上进行的。
在反演剖面上能分辨的砂体,我们尽量追踪单砂体的顶底界面,如果多套单砂体叠合连片,无法单独区分开来,我们就追踪叠合砂体的顶底包络。
在追踪的时候结合连井剖面对能够识别的砂体都进行4×
4的网格解释,分别求取其顶底界面构造,最后根据顶底界面差值求取砂体厚度。
并编制了砂体顶面构造图和厚度图。
7砂体含油气分析
7.1地震属性与含油气的关系
为了进一步分析砂体的含油气性,我们提取了所有6套砂体的波阻抗属性,编制了属性图。
根据波阻抗原理,强波阻抗一般对应砂体岩性较纯、含气性较差的区域;
在同一套储层中,波阻抗低值区往往对应有利含气区,因为储层中含气后可以导致声波传播速度的降低。
由上述砂体描述可知,含油性较好的井基本上都处于所在砂体速度较低的部位。
7.2地震波吸收系数与含油气的关系
地震波吸收系数是一种重要力学属性,它对高孔隙有很强的指示性,孔隙中含气或孔隙本身对高频成分有很大的衰减作用,即表现为高吸收系数,所以通过对地震吸收系数的计算能够预测孔隙及含气发育区。
地震波吸收衰减现象是由岩石基质的固有粘弹性,包括颗粒之间和裂隙表面的内摩擦损耗、孔隙岩石内液体相对流动、局部饱和效应以及几何漫射等引起的。
影响地震波吸收衰减的主要因素有岩石性质、岩石孔隙度和孔隙内流体成分等。
为了应用地震波能量吸收分析技术进行含油气性的预测,本次研究开发运用Matelink软件。
该软件能够利用三维地震数据进行能量吸收分析,计算出吸收系数数据体,包括绝对和相对吸收系数。
相对吸收系数是绝对吸收系数去除背景吸收系数后的结果,突出地震能量吸收异常区,它更能反映地质体的非均质性,因此,储层孔隙预测及流体时主要计算该系数。
在软件开发过程中,对能量吸收分析软件中的参数进行实验,分析处理时窗、滑动时窗、频率等参数对输出结果的影响。
实验表明,时窗参数对分析结果的影响最大。
处理时窗越小,分析的质量越高。
处理时窗的减小会引起地震信号信噪比的降低,使输出的结果不稳定。
因此,应处理好小时窗与信噪比的关系。
滑动时窗参数的大小对分析结果的影响较小,滑动时窗加大,输出结果纵向分辨率降低,为此,可选择较小滑动时窗(不小于地震采样率)。
频率参数对分析结果影响也较大,在有效频带内,频带越宽,分析结果的纵向分辨率越高,可根据频谱分析结果定义该参数。
为了得到较理想的吸收系数数据体,需要进行参数实验,由于不同地区的地震资料品质不同,参数也有差别。
在选取参数时,要结合地质、钻井等资料对输出结果进行分析,使所选参数最适合于研究区。
具体应用过程中,先用三维地震数据(通常选取连井地震剖面)进行参数实验,分析各项参数对输出结果的影响。
对能量吸收分析软件中的参数进行实验,分析处理时窗、滑动时窗、频率等参数对输出结果的影响。
通过多次实验并与实钻井对比,该区较合适的处理时窗为2ms。
所得结果与测井解释的储层厚度吻合较好。
滑动时窗参数的大小对分析结果的影响较小,滑动时窗加大,输出结果纵向分辨率降低,为此,选择较小滑动时窗2.4ms。
频率参数对分析结果影
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