胜利滩海地区的勘探始于1967年,应用二维地震勘探技术和构造成藏理论,在该区相继发现了桩西、孤东和老河口等15个油气田,其中新近系油藏占总储量的80%(李丕龙,2003).1990年随着三维地震技术的逐步推广应用和成藏认识的深入,勘探目标逐步由构造油藏转变为岩性油藏,勘探区域则由披覆构造带向斜坡带和洼陷带延伸,发现了一系列新近系岩性油藏,年均增加石油地质储量2000×104 t.该区河流相储层描述技术发展与地质认识、技术发展和硬件环境密切相关,经历了探索、发展、完善、油气检测四个阶段,技术水平逐年提高.
1 河道砂体描述探索阶段20世纪90年代, 随着计算技术的发展, 胜利滩海地区逐步实施了三维地震勘探.但计算机硬件和软件水平较低,地震解释主要通过手工完成.当时的三维地震水平切片是依据目的层绘制的 (张明振和李伟,2003),主要用于研究地层的走向、倾向、断层等构造特征.在研究老河口油田浅层构造时,一个偶然的机会,研究人员在1240~1260 ms水平切片上发现了呈“人”字形的特殊岩性体反射,结合地震剖面的强能量、短轴状反射特征,综合分析可能是河道砂体 (图 1).地质研究表明该区馆上段是河流相沉积,录井和测井资料进一步证实为曲流河相 (张春生等,2000;于建国等,2003).油藏位于桩106鼻状构造,储层是河流相砂岩.根据曲流河相沉积特点,砂岩体具有形成独立岩性圈闭的特点,如果纵向沟通油源就可以形成岩性油藏,油气的富集成藏就不局限构造圈闭内,可以在聚油背景的任意部位都可以独立成藏.为保证成功率,首先在贴近桩106鼻状构造带的河道部署井位,钻探证实了该河道砂体岩性的存在,继续沿河道钻探均获成功,使该区的勘探由构造油藏模式进入岩性油藏模式,扩大了勘探空间.
这一阶段的研究从地质、地球物理基础入手,探求机理,研究形成以砂体识别为核心的储层描述技术系列.砂岩的地震反射具有相位突变、强振幅特征,随厚度变化还具有频变特征,由此可识别并描述砂体.
2.1 基本地质特征该区新近纪沉积期处于盆地的拗陷期,由盆缘到汇水中心,沉积相由辫状河逐步变为曲流河、沼泽、浅湖;纵向上,由下至上也具有类似的相序特点,地层的碎屑颗粒具有下粗上细的正韵率特征.韵率层上段的泥岩是良好的盖层;下段的砂岩具有良好的连通性,在没有构造圈闭的斜坡带可以成为油气空间运移的通道;中段的砂泥岩互层可以形成自封闭的岩性圈闭,是油气成藏的主要层段,也是储层描述的首要目标.
中段的砂泥岩互层以曲流河沉积为主,砂岩的沉积微相类型为边滩、河床,泥岩的沉积微相类型为漫滩、牛轭湖 (于建国等,2003;赵丽平等,2008).曲流河的河道不固定,经常改变,具有阶段性和突发性,形成了多种沉积微相类型交叠分布的特点.沉积的这一特点造就了河道横向上相互切割,纵向被不同期次的漫滩相泥岩分隔,呈现出“泥包砂”的结构特点,形成了良好的岩性圈闭条件.形成的油藏受控于岩性边界,具有独立的油水系统.通常单个油藏规模小,但数量多、分布广,具有叠合连片分布的特点.
2.2 岩石物理特征新近系地层埋深较浅,成岩性差,泥岩固结度低,砂岩疏松.受此影响,井径一般变化较大,测井的声波、密度资料与地层特征不符.统计结果规律性差,没有明确结果.油基泥浆测井明确了砂岩的层速度和密度均小于泥岩,奠定了研究的基础.研究中还发现目的层被泥浆浸泡时间短的测井声波、密度资料也能较好地反映岩石物理特征.统计中将泥浆浸泡时间、井径变化作为参数,可有效分析统计结果的精度.由统计研究,该区砂岩平均密度2.2(103 kg/m3)、层速度2300(m/s),泥岩平均密度2.4(103 kg/m3)、层速度2600(m/s).由此,砂岩顶面具有负极性、强能量、低瞬时频率特征.
2.3 砂体识别描述方法 2.3.1 水平切片地震水平切片识别河道砂体后,佘德平等 (2000)进一步发展了地震相干水平切片.指出地质体在围岩不变的条件下具有相同的地震反射特征,相干处理后可以突出地质体的边界.利用相干处理的地震数据体切水平切片可以更准确地识别河道砂体.这一技术仅适应于地层平坦、断层不发育区,对于地层倾角大和断层发育区,地层和断层特征掩盖了砂体特征,无法识别河道砂体.引入了层拉平技术,将上覆地层拉平后,再切水平切片识别河道砂体,解决了这一问题.
2.3.2 三维立体显示三维立体显示是将目的层段的三维数据体输入内存,通过低能量切除实现透视功能,从而将所描述的地质体在三维空间内显示出来.利用软件的解释功能,可对河道砂体快速识别追踪.该技术受地层倾斜和断层影响较小,可更有效地识别和追踪目标地质体.
2.3.3 分频扫描地震分频扫描技术是采用地震信号离散频率识别地质体 (赵爽等,2006;卢异等,2010).不同厚度的地质体具有不同的谐振频率,地质体厚度由大到小对应的谐振频率由低到高.对三维地震数据体进行分频处理,形成多个单频的数据体.对同一目的层在不同频率的数据体内沿层切片,就可得到不同谐振频率的地质体.较低谐振频率的数据切片反映的是地质体较厚的部分,较高谐振频率的数据切片反映的是地质体较薄的部分,只有将所有频率的切片所反映的地质体边界叠合在一起才能真实反映地质体本身,这一操作是非常难实现的.通常利用低频信息观察主河道形态、高频信息观察细、窄、薄的河道砂识别分支河道和边缘亚相 (图 2).
上述技术的共同特点是图像的动态浏览,成果图为浏览过程中的图片,只是找到了砂体的存在,具体位置需要通过在地震剖面上追踪来刻画.在砂体描述中存在的主要问题是:①受岩石厚度和组合的影响,储层的地震反射特征变化较大,容易产生误判、漏判.②河流相砂体数量多,特征描述难以统一.
3 河道砂体描述完善阶段前述方法先识别再追踪描述砂体,识别信息应用不够全面,影响判识的准确性,描述环节多,不能保证都准确,影响描述精度.能否采取层序控制,提取属性刻画砂体的空间展布?河流沉积虽然空间变化较大,但沉积微相分布有序,利用地震参数识别沉积微相是可行的,依据沉积微相就可以描述砂体的分布.
3.1 层序等时追踪河流相沉积多变,受地层厚度和岩性突变影响,地震相位容易产生干涉穿时、突变等现象.地震相位干涉穿时因地震波调谐作用形成,在地震频率偏低时,干涉特征尤为明显.采用拓频、分频等方法提高地震资料主频,可有效压制地层间的干涉效应.对于地震相位突变,采用测井地层对比与地震层序追踪结合,实现地质约束层序等时追踪.
3.2 短时窗属性提取地震属性的提取一般采用离散傅立叶变换方法实现 (夏义平等,2012).离散傅立叶变换方法必须满足一定的样点数且提取时窗固定,也就是在采样间隔固定的条件下,属性提取时窗要足够大才能满足算法的需要.张固澜等人 (2011)提出的S变换是目前最有效的频谱分析方法,能够生成准确的时间—频率图,可以满足薄储层的地震属性提取.在该区的上第三系河流相沉积地层的单层厚度较小,地震波会出现地层的顶底、层间干涉,地震反射相位不是单一地质体顶 (底) 面的反射,而是地质体干涉效应的综合体现.因此,提取地震属性参数的时窗要包含一个地震反射相位,否则就会割裂波形特征,造成属性信息失真.
3.3 相控储层识别河道不稳定时沉积的砂岩厚度变化快,与漫滩沉积的泥岩形成的岩石组合不固定,由此,其地震反射特征也不固定.特别是砂岩厚度小于调谐厚度时,形成地质体的纵向不可分辨性,从而造成常规手段无法识别.而相控储层描述方法则利用横向可分辨性 (陈清华等,2004;张恒和孙海龙,2010),实现砂体的空间识别.虽然砂岩厚度小于调谐厚度不能分辨,但砂岩体的横向的长度远大于地震波长,在横向上具有可分辨性,可应用其复合效应识别砂体.
图 3为相控储层判识图,确切地说应该是目的层段的地震相图,图中红色的为河道、蓝色-绿色为河漫滩、黄色部分多次改道的不稳定河道.对于红色的河道,应用单砂体描述的方法可以轻松判识和描述;对于蓝色的河漫滩,前述砂体描述的方法没有描述;对于黄色的河道,是前述砂体描述方法难以判识和描述的,也是误判、漏判的主要对象.
前述储层技术应用于滩海多个油田的勘探,储层预测准确率达到92%,但储层是否含油气成为制约勘探的瓶径问题,叠前、叠后流体识别技术成为提高勘探成功率的重要手段.
4.1 叠后流体识别技术由岩石物理参数统计,该区砂岩的层速度和密度均小于泥岩的.当砂岩储层分别充满水、油、气后,其层速度和密度依次变小.当地震波通过时,其旅行时依次变大,波形依次变宽,瞬时频率依次变小.在盖层泥岩不变的条件下,其反射系数依次变大,振幅值依次变大.由此,可以根据振幅、频率、波形参数判断储层的流体特征.当储层含气时,速度和密度差异大,效果明显;当储层含油时,速度和密度差异小,用振幅、频率和波形参数判识别砂岩含油性存在困难.
地震波在岩石介质中传播时,介质吸收地震波的能量.流体密度、压缩系数的不同影响地震波的速度;黏度和压缩系数的不同影响流体与岩石骨架运动的谐振性,造成地震波的动能转化为热能,形成对地震波的吸收作用 (邓继新等,2006;Zhang, 2008;周水生等,2012).砂体含油对高频成份吸收明显,砂体含水对低频成份吸收明显.
由此,可以综合振幅、频率、波形和吸收系数信息判断储层是否含油.运用图像处理的思路:去掉信息的背景影响,突出差异性,提高可识别性.融合信息的差异性,形成了含油气判识图 (图 4).图中红色和黄色代表含油,绿色和蓝色代表含水或非储层.预测与实钻结果对比,吻合率达89%.该区地层平缓,砂岩厚度变化小,预测吻合率高,但应用于其他地区成功率较低.
研究砂岩饱水、饱油、饱气状态下的纵波速度、横波速度、弹性参数 (拉梅系数、泊松比),得到以下结论:同一岩石在饱水、饱油、饱气状态下,横波速度基本不变;纵波速度、拉美系数和泊松比由大变小.由此,可以求取储层的纵横波速度和弹性参数预测流体特征.通过正演和井旁地震道对比,油层具有低纵横波速度比和低泊松比,分角度叠加的道集剖面振幅随偏移距增大而增大,为增大型AVO特征,因此,可以通过叠前属性反演求取纵横波速度比和泊松比,从而预测储层的流体性质 (慎国强等,2011;赵万金等,2012).
该技术在滩海地区应用取得了一定效果,也发现了一些不适应的问题.例如, 在垦东北部,应用该技术刻画含油气范围.部署的探井8口均达到目的,验证井KD346无储层,KD482为水层,其余井均获工业油气流.该区应用效果好的原因是油气层为单一的“泥包砂”型储层,流体的气油比高,有的油藏甚至有顶气,储层低纵横波速度比和低泊松比特征更加明显,因而可以有效区分储层所含流体的性质.
该技术在埕岛地区应用则遇到了复杂问题.如图 5的泊松比剖面,CB22井在1245~1258 m井段为“泥包砂”型砂岩,电测解释油层13 m,油层与低泊松比区匹配;1302~1307 m井段为“泥包砂”型砂岩,电测解释油层5 m,油层处于低泊松比区,但厚度和中心位置不匹配;1380~1510 m井段为砂泥岩互层,电测解释油层60 m/13层,油层和围岩既可以是低泊松比也可以是高泊松比,没有规律性.分析原因:薄层、互层地震波干涉特征明显,叠前属性反演算法不适于这类储层的流体预测.
胜利滩海地区的河流相储层描述从无到有,从单砂体描述到相控模式下的精细河道空间刻画,进而探索叠前、叠后流体识别方法,形成了相对完善的河流相储层描述技术系列.对于薄互层型储层,该技术系列可以预测储层的平面分布,但叠置关系和深度刻画不准,现有的流体识别技术应用效果不佳.叠前成像道集包含着更多的储层信息,目前多用于叠前AVO和弹性反演,没有充分发挥其优势,因此进一步研究基于叠前成像道集的储层描述方法,将有效提高储层描述的精度.
5.2河流相砂岩具有薄互层特征,不符合叠前弹性反演Zoeppritz方程的单一界面、均匀介质理论假设.将叠前成像道集分角度叠加数据当作某一角度的数据输入反演,也影响了弹性参数反演的精度.因此,研究相应的解决方法将有效提高油气预测的精度.
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