我国东部老油田总体进入“双高”(高采出程度、高含水)开发阶段^[1-2]。老油田挖潜的中心任务是提高原油采收率, 关键是预测剩余油相对富集区^[3], 其核心是深化地震油藏描述。由于我国东部老油田储集层多为陆相碎屑岩沉积, 储层纵横向非均质性强, 加上开采时间长、开采过程复杂, 地震油藏描述面临巨大挑战^[4], 主要表现为4方面:①目标尺度更小, 精度要求更高。经过多轮精细油藏描述和长期开发, 井间距越来越小, 目标尺度越来越小, 如要求识别1m以上厚度的砂体、断距3m左右的断层、3m左右的微幅度构造, 以及准确识别砂体边界和泥岩隔层, 提高物性预测精度等; ②资料时间跨度大, 如大庆长垣最早采集的测井资料与地震资料采集时间相差近40年, 井震资料匹配困难; ③井网密, 测井资料多, 地震油藏描述的时效性低, 影响了地震技术在开发阶段的应用; ④资料种类丰富, 多学科资料融合需求强烈, 但目前缺乏一体化工作模式、流程和相应的技术与软件平台。

要解决这些难题, 必须转变地震油藏描述的思路。首先是从可分辨到可辨识的转变, 前者属于时间域范畴, 无论地震资料具有多高分辨率, 都无法在常规地面地震剖面上识别1m的薄层, 后者强调在反演结果上可辨识, 同样分辨率的地震资料在不同弹性参数反演剖面上可辨识程度不同, 这为识别薄储集层提供了可能; 其次是从确定性到统计性的转变, 由于目标尺度小, 不确定性强, 利用统计性方法可以评估这种不确定性; 再次是从时间分辨率到空间分辨率的转变, 目的是充分发挥地震资料在地面上采集、具有较高横向分辨率的优势, 以横向分辨率弥补纵向分辨率的不足; 最后是从测井约束地震到地震约束测井的转变, 其目的是充分发挥老油田井网密、测井资料丰富的优势, 实现(测)井(地)震(油)藏(模拟)多学科一体化。

实际上, 不同学科的资料都是油藏特征在不同侧面的反映, 具有不同的特点, 可以相互印证, 相互补充。例如测井资料具有纵向分辨率高的优势, 而地震资料具有横向连续分布的优势, 因此, 井震结合可以最大程度发挥地震和测井资料的优势, 这个理念在油藏静态描述中得到普遍认可与广泛采用。同样, 生产动态资料蕴含了丰富的油藏静态和动态信息, 与地震资料结合, 可以更好地进行油藏静态描述和动态分析。在地震与油藏模拟融合上, HUANG等^[5]最早将时移地震技术与油藏数模相结合, 提出了利用时移地震数据约束历史拟合, 以提高历史拟合的精度。随后, 又提出利用生产动态数据约束时移地震资料分析^[6], 最终形成了从地震到油藏, 再回到地震的技术流程, 为地震与油藏融合提供了一种有效途径^[7]。当前, 从地震到油藏, 井震藏结合已成为油藏地球物理技术发展的一个重要趋势。

喇嘛甸油田位于大庆长垣背斜的最北端, 面积约100km², 是东部老油田的典型代表。该油田发现于1960年, 其后勘探开发历程非常复杂, 大致经历了1960—1966年的勘探阶段、1967—1972年的评价阶段、1973—1975年的开发阶段和1976年至今的开发调整阶段。在开发调整阶段又经历了开发层系调整、全面转抽稳产、注采系统调整、二次加密调整、聚合物驱接替稳产等时期, 现已进入“双高”阶段。油田经历了基础井网、一次加密、二次加密、三次加密和四次加密, 目前平均井网密度高达100口/km²。喇嘛甸油田是一个短轴背斜气顶油藏, 具有统一的油气界面和油水界面, 自下而上发育有高台子、葡萄花、萨尔图 3套油层、8个油层组、37个砂岩组、97个小砂层, 油层总厚度约390m。研究工区位于该油田北部的北北区二块789行列二次开发试验区内, 面积4km², 约400口井。研究目的层为萨尔图油层, 属于盆地北部沉积体系的大型叶状三角洲相沉积, 厚度约100m, 上部萨一组是一套灰黑色泥岩与薄层粉砂岩、细砂岩的岩性组合; 下部萨二组、萨三组为姚家组上部沉积地层, 是一套灰绿、紫红色块状泥岩与中厚层砂岩交互出现的岩性组合。萨尔图油层又分3个油层组、10个砂岩组、19个小砂层, 重点研究层段是萨Ⅱ油层组, 可分为12个小砂层。

虽然喇叭甸油田开展了多次油藏描述研究, 但仍然不能满足现阶段开发的需求, 主要表现在以下几个方面。一是构造解释的精度有待提高, 目前钻井打到的断点组合率只有89.2%, 希望搞清断层组合和断层要素, 进一步提高断距3m以上小断层的识别精度, 同时提高构造成图精度, 以满足剩余油水平井挖潜的需要。二是薄砂体识别和砂体边界圈定, 包括大面积分布河道砂体边界与单一河道识别问题、窄小河道砂体边界预测、河间薄层砂预测和河道砂体内夹层识别与表征。三是剩余油相对富集区预测。为此, 在2007年开展了104.31km²三维三分量地震资料采集, 观测系统为16L8S168R斜交, 20m×20m面元, 14×8次覆盖, 采样率1ms。本文以此地震资料为基础, 从测井、地震和油藏模拟三方面开展系统研究, 实现了从地震到油藏, 再回到地震的技术思路, 通过井震融合和震藏融合实现了井震藏一体化, 充分发挥了多学科资料各自的优势, 提高了油藏建模和数模的精度, 进而提高了剩余油分布预测的精度, 为老油田挖潜提供了技术支持和实践经验。

1 老油田井震藏一体化理念与技术路线

井震融合是地震油藏描述的关键环节, 可以实现两个目的, 一是充分利用井点资料, 如测井和井筒地震资料等, 二是保证测井与地震的一致性。井震一致性是地震岩石物理研究的内容之一, 在勘探阶段由于测井与地震几乎同时采集, 不存在时间一致性问题, 但是在开发阶段地震与测井的采集时间差异非常大, 如大庆长垣油田二者相差近40年, 这40年间储层发生了很大变化, 因此地震资料与测井资料不匹配, 存在时间一致性匹配问题, 这需要将地震岩石物理技术推广到开发后期, 解决随时间变化的地震岩石物理分析问题, 称之为动态地震岩石物理分析技术。其目的是解决阻碍开发后期井震融合存在的时间、空间和井震不一致性问题, 为实现井震融合奠定岩石物理基础。井震融合的另一个基础是井控保幅高分辨地震资料处理, 其目的是充分发挥井筒地震资料的优势, 不但为地震资料高分辨率处理提供处理参数和约束, 而且也为保幅处理质控提供依据, 为实现井震融合奠定地震资料基础。此外, 为了能够更好地利用地震油藏描述结果, 井点处地震储层预测结果必须与测井解释成果一致, 包括构造、储层和含油气性等。同时, 也为了充分发挥开发阶段井网密的优势, 井控地震资料解释方法成为开发阶段地震油藏描述技术的必然选择, 如井控精细构造解释, 井震联合储层研究等。井控精细构造解释包括井控小断层解释、井控层位追踪和井控构造成图技术, 其目的是提高构造解释精度, 实现构造解释的井震一致性。地震反演是储层定量研究的关键技术之一, 大部分地震反演都是通过正演的方法来实现, 即建立初始波阻抗模型, 然后修改模型使模型的合成记录与实际地震记录逼近, 达到一定精度后的模型就是反演结果。可见这些技术逼近的目标是地震资料, 在很多情况下, 储层厚度预测结果与井点差异较大。因此, 开发阶段地震储层预测要尽可能使井点处预测结果与测井解释成果符合, 或从井点已知信息出发结合地震资料进行外推。就地震反演而言, 随机反演可能是开发阶段最适合的反演方法, 它既可以提高薄储层预测的精度, 又可实现储层预测的井震一致性。可见, 井控是老油田地震资料处理和地震油藏描述的突出特征, 动态地震岩石物理分析和井控保幅高分辨地震资料处理是井震融合的基础；井控精细构造解释和井震联合储层研究, 特别是随机地震反演, 是井震融合的关键手段。

传统上, 地震油藏描述、油藏建模和油藏数模的关系是接力式的, 即油藏建模使用地震油藏描述的结果, 油藏数模利用粗化后的油藏建模结果, 由于粗化使得从油藏数模无法回到地质建模, 更无法回到地震, 如图 1a, 限制了地震资料在油藏工程中发挥作用。实际上地震资料是面上采集的唯一资料, 可以降低井间描述模糊性。为此, 首先不粗化油藏模型, 这样油藏模型与地质模型等价, 通过历史拟合更新油藏模型就是更新地质模型, 实现从数模到建模的闭合循环；其次通过动态地震岩石物理和正演模拟技术实现从建模到地震资料解释, 甚至是地震资料处理的闭合循环, 最终形成从地震到油藏, 再回到地震的闭合循环, 从而充分发挥地震的作用, 如图 1b。在此基础上, 通过地震约束建模和地震约束数模, 充分发挥地震资料在油藏建模和数模中的作用, 提高油藏建模和数模的精度, 最终提高剩余油分布预测的精度。因此, 油藏工程阶段要突出地震约束, 通过地震约束建模和数模实现地震油藏一体化, 其基础是不粗化。

地震测井融合和地震油藏一体化实现了地质、钻井、测井、地震和油藏等多学科一体化, 形成了老油田井震藏一体化技术体系, 构建了面向老油田开发的剩余油分布预测技术流程, 如图 2所示。其关键技术包括动态地震岩石物理分析、井控保幅高分辨率地震资料处理、井控精细构造解释、井震联合储层研究(随机地震反演)、地震约束油藏建模和地震约束油藏数模技术等。

2 井震藏一体化技术体系 2.1 动态地震岩石物理分析技术

动态是相对于静态而言的, 静态是指物理性质只随空间位置变化, 不随时间变化, 勘探阶段油藏没有发生变化, 因此勘探阶段地震岩石物理分析可以认为是静态的, 开发阶段则不同, 由于长期开发, 储层岩性、孔隙结构和孔隙中的流体都随时间变化而变化。因此, 动态地震岩石物理分析更关注时间变化对储层弹性性质的影响, 以及由此造成的井震匹配问题。

2.1.1 老油田井震匹配问题与技术对策

开发阶段地震与测井资料匹配问题更加突出, 主要原因包括3个方面:①测井响应空间不一致性, 这是因为老油田测井时间跨度大, 采集队伍、仪器设备和采集参数不尽相同。②地震与测井资料不一致性, 首先是频散效应引起地震速度与测井声波速度的差异; 其次是常规测井处理获得的体积模型与地震岩石物理中使用的体积模型有差异, 前者通常由不同岩性(如砂岩和泥岩)和有效孔隙度构成, 后者需要各种矿物含量(石英和粘土)和总孔隙度进行岩石物理建模; 还有常规测井资料处理和解释可能是单井逐井进行, 不同井或不同井段采用的处理和解释参数也不尽相同, 而地震岩石物理分析要求工区内所有井采用统一的模型和模型参数。③地震和测井资料只与采集时油藏属性相匹配, 不同时期采集会影响井震匹配效果, 造成时间不一致性。所有这些因素都会影响井震匹配的效果, 阻碍地震和测井资料的融合。针对以上存在的问题, 提出了一套相对系统的井震一致性处理流程和方法, 主要包括空间一致性处理、井震一致性处理和时间一致性处理。

2.1.2 空间一致性处理

空间一致性校正, 也称测井标准化, 其目的是使研究区内所有同类测井数据具有统一的刻度、相同的测井响应和相同的解释模型, 实现工区内所有井的空间一致性。直方图法是最常见的测井标准化方法。其基本思路是利用关键井标准层经环境影响校正后的测井数据(如密度、声波时差等)作直方图, 并与工区内其它井相应标准层的测井数据直方图进行对比。若两者重合较好, 说明该井的测井数据正确, 不用进行校正; 若重合不好, 说明该井的测井数据可能存在刻度偏差, 必须进行校正, 峰值的差值即为校正量, 这就是单峰校正法。单峰校正通常只单独考虑泥岩标准层一个峰值的多井吻合程度, 这样做虽然能实现一定程度的多井标准化, 但是在实际操作过程中往往会因为只考虑砂岩峰值或者只考虑泥岩标准层峰值而顾此失彼, 出现较大的误差。为此提出并实现了双峰校正法, 它既考虑了标准层泥岩峰值的影响又兼顾了砂岩的峰值, 从而提高了多井一致性标准化的效果^[8]。

2.1.3 井震一致性处理

井震一致性校正主要解决常规测井资料处理与解释中体积模型与地震岩石物理建模中体积模型不一致性和频散造成的速度不一致性问题。通常, 地震岩石物理分析在测井解释与评价基础上开展工作, 测井评价与地震岩石物理分析是两个独立、互不影响的工作流程。但地震岩石物理建模通常会发现测井解释环节存在的问题, 而测井解释结果的改善又会提高岩石物理分析的精度。因此, 为更好地开展地震岩石物理分析工作, 建立了测井评价-地震岩石物理分析一体化流程(图 3)。该流程将测井评价与岩石物理分析有机结合, 使测井评价与地震岩石物理分析互为验证并作为质量控制的手段, 实现测井地层评价和地震岩石物理的真正同步。而且, 通过该流程获得的岩石体积参数可以直接用于地震岩石物理建模, 实现了井震体积模型的一致性。频散效应的校正必须依赖井筒地震资料, 特别是VSP资料, 由于VSP资料频带与地面地震频带接近, 所以可以联合VSP得到的速度与声波测井资料求取地震速度建立频散校正模型, 然后利用该校正模型对声波测井速度进行校正, 校正后声波测井资料制作的合成记录与地震剖面匹配效果得到了改善^[8]。

2.1.4 时间一致性处理

东部老油田测井资料通常时间跨度达到数十年, 由于长期水驱造成的储层孔隙度、泥质含量和饱和度等变化会造成波阻抗的变化, 因此, 早期测井资料对应的合成地震记录与近几年采集的三维地震实际记录存在较大差异, 如图 4a。由图 4a可见合成记录与实际记录在泥岩段(目的层上部)匹配很好, 但在储层段差异较大, 因此, 可以判断这种差异不是由于地震资料处理造成的, 而是由于测井资料与地震资料采集时间差异造成, 必须进行校正。但是, 由于开发时间长, 过程复杂, 其引起的地下储层岩性、孔隙微观结构、孔隙流体特征变化机理很难用数学和物理模型表达, 所以, 目前只能利用检查井岩心分析数据, 以及不同时期采集的相距很近的井组内同一储层测井响应数据, 建立测井响应随时间变化模型, 进而校正由于时间差异造成的测井响应差异。图 4b为校正后合成记录与实际记录的对比, 它们之间的匹配程度大大提高。当然, 最理想的方法应该是从地震岩石物理出发模拟分析油藏开发过程引起的测井响应特征变化, 以此为基础提出校正方法。

2.2 井控保幅高分辨率地震资料处理技术 2.2.1 老油田地震地质条件与处理难点分析 2.2.1.1 地震地质条件

与勘探阶段不同, 老油田多处于人口密集区附近, 经过长期勘探开发, 地震地质条件复杂, 因此老油田地震资料采集和处理都比勘探阶段要复杂得多, 其特点主要表现在以下几个方面。首先是地表建筑物众多, 地下管网密布, 工农关系复杂, 造成观测系统不规则和采集参数不一致性严重。其次是老油田不仅存在自然环境的干扰因素, 还存在人文干扰因素, 因此噪声类型多且复杂。再次是东部老油田虽然地势平坦, 高程相差不大, 但是由于盆地第四纪沉积非常不均匀, 低降速带横向变化较大, 速度变化剧烈, 造成近地表结构复杂。最后是在油田开发过程中, 近地表结构受到不同程度的改造和破坏, 激发条件差, 横向一致性差。

2.2.1.2 地震资料处理要求与处理难点分析

老油田地震研究的核心是剩余油分布预测, 这对地震资料处理提出更高要求, 不仅要求处理结果能够保持几何学特征, 还要保持动力学特征, 即要相对保幅处理。由于开发阶段面临的地质目标尺度进一步减小, 对地震资料的信噪比和分辨率的要求也更高, 因此, 高信噪比、高保真和高分辨率是老油田地震资料处理的总体要求。

老油田地震资料处理难点主要包括以下几个方面。一是近地表结构调查和静校正问题; 二是保幅去噪问题; 三是横向一致性问题; 四是相对保幅问题; 五是高分辨率处理问题; 六是一体化质控问题。

2.2.2 地震资料处理理念与关键技术

保幅、高分辨率和一致性是老油田地震资料处理的核心目标, 井控地震资料处理为实现这个目标提供了保障。井控地震资料处理的宗旨是利用井中观测的各种数据, 对地面地震资料处理参数进行更为客观地标定, 并对处理结果进行质控, 以达到优化处理参数、提高资料分辨率和振幅相对保持, 最终实现井震更加匹配的目的, 为井震融合奠定地震资料基础。主要技术包括井控子波提取与反褶积、井控Q值估算与Q补偿、井控零相位化处理和井控速度建模等^[8]。

2.2.2.1 保幅处理关键技术

保幅一般指相对振幅保持, 保幅处理的关键技术主要包括组合静校正、保幅去噪、振幅和子波一致性处理、叠前数据规则化、井控速度建模和道集优化处理技术等。

组合静校正的基本思路是:先应用表层模型静校正技术解决超出一个排列长度的长波长问题, 解决大于地震子波视周期一半的剩余静校正量问题; 再应用折射波静校正技术解决一个排列长度内的中短波长问题; 最后, 利用剩余静校正和分频剩余静校正技术解决小于1/2视周期的剩余静校正量问题。组合静校正技术结合了多种静校正方法的优势, 使用表层数据库模型静校正的低频分量和初至折射波法静校正的高频分量进行组合, 既保证叠加成像质量, 又确保成像构造的正确性。

保幅去噪需要对各类干扰源产生的噪声类型、噪声分布的频带范围、噪声能量强弱及噪声在不同域的表现形式进行分析, 针对不同噪声和干扰波采用不同压制手段, 进行多域分类逐级去噪。根据不同噪声的特点, 形成了六分法去噪, 即分区、分类、分时、分频、分域、分步的去噪思路和方法, 以解决老油田区特殊噪声问题, 保护有效信息及其波组特征不受损害, 提高资料的信噪比。为尽可能多地保留有效信号, 利用去噪与振幅补偿、反褶积和速度分析的循环迭代逐级去噪。

一致性处理包括振幅一致性和子波一致性处理, 其目的是在地震资料处理中最大程度地消除近地表因素引起的反射能量与子波的空间差异, 关键技术是地表一致性处理。振幅一致性处理包括三维空变速度场球面扩散补偿和基于模型的一致性振幅补偿; 子波一致性处理主要通过炮检域分步反褶积等技术来实现。球面扩散补偿是针对受球面扩散影响造成的纵向上的能量差异进行补偿, 使其保持仅与地下反射界面的反射系数有关的振幅值。开发阶段要求地震振幅能够精细地表征地下储层的变化, 必须进行三维空变速度场球面扩散补偿。地表一致性振幅补偿的目的主要是为了消除由于地表激发、接收条件的不一致性引起的地震波振幅的变化。以地表一致性方式对共炮点、共检波点、共偏移距道集的振幅进行补偿, 有效地消除各炮、道之间的非正常能量差异, 使振幅达到相对均衡、保真的目的。在近地表和大地吸收衰减得到较好的补偿后, 时间域和频率域的振幅差异基本被消除。但是振幅差异的消除和补偿并不能消除激发子波差异。其原因是, 激发子波的形态除了受制于频带宽度外, 还受到相位和虚反射差异影响。相位和虚反射的空间变化主要来自近地表风化层厚度和潜水面变化的影响, 野外施工表明, 实际激发的子波随空间变化剧烈。近地表虚反射引起的波形差异需要通过反褶积处理加以解决。反褶积处理在提高分辨率的同时, 可以解决由于近地表条件变化导致的激发子波在空间上的不一致性问题。炮点和检波点产生的虚反射存在周期差异, 单一的地表一致性反褶积无法提供合适的参数来消除在炮点和检波点上产生的虚反射, 因此需要考虑在炮域和检波点域分两步进行地表一致性反褶积。

受野外采集障碍和采集成本的影响, 原始三维地震数据在炮检距、方位角和覆盖次数的分布上会出现不均匀。覆盖次数分布的不规则会引起叠前时间偏移剖面上的振幅出现条带状分布, 同时有可能破坏叠前偏移道集上的AVO特征。因此, 开展叠前地震数据规则化处理是保幅叠前时间偏移的前提条件。对非均匀观测系统进行规则化的方法有很多, 生产应用较为广泛的有基于面元的借道法和补偿法。借道方法通过从相邻面元中借道来弥补面元中的缺道, 增加覆盖次数, 该方法只适合于频率和倾角均较低的情况, 否则会出现空间假频。加权补偿法包括基于能量的补偿和基于覆盖次数的补偿。基于能量的补偿方法在叠后纯波数据体上求取比例因子, 并将求取的比例因子应用到CMP数据上, 从而实现叠前时间偏移的纯波数据体在能量上的一致性。基于覆盖次数的补偿方法根据面元中覆盖次数的分布情况, 求取比例因子, 然后对同一CMP道集应用统一的比例因子。由于覆盖次数易于准确统计, 我们采用基于覆盖次数的补偿方法, 在对覆盖次数进行补偿以后, 还要对每一个炮检距组内的能量进行均衡, 即分炮检距能量补偿, 从而进一步减小数据不规则性引起的叠前时间偏移道集上的振幅异常。具体做法是, 对每个炮检距组中的所有道进行振幅统计, 为每个炮检距组求出一个统一的补偿因子, 然后将该因子应用到对应炮检距组的所有道上, 从而实现保持AVO特性的振幅补偿的目的。

常规叠前时间偏移都是通过速度扫描的方式得到最终偏移速度场, 未充分考虑层速度分布形态和变化规律, 构造复杂时很难得到精确的偏移归位效果。为此, 提出井控速度建模, 即利用测井速度和零偏VSP速度, 对偏移速度场进行约束与修正, 使之更加符合地层变化规律, 更加合理, 从而改善最终偏移成像效果。道集优化包括道集拉平、信噪比提高、角道集生成、部分叠加设计、有效炮检距优选技术等。

2.2.2.2 高分辨率处理关键技术

高分辨率处理技术包括井控零相位化处理、井控反褶积技术和井控反Q补偿等技术^[8]。现有子波零相位化方法一般假设子波为常相位, 这一条件实际很难满足。VSP上行波场经几何扩散补偿和零相位反褶积处理后得到的走廊叠加道是零相位的, 并且已知极性, 是标定地面地震反射的重要资料之一。我们以走廊叠加道为标准, 对地面地震数据进行零相位化处理, 这不但提高了地面地震资料的分辨率, 也使井震匹配程度得到改善。井控反褶积利用井中提取的反射系数和井旁地震道直接求取双边反子波, 再用求取的双边反子波与地震记录褶积。与先求取子波再求取反子波进行反褶积的方法相比, 直接求取反子波进行反褶积抗噪能力更强, 并且双边反子波比单边反子波反褶积后分辨率更高。如果直接使用反射系数进行计算, 由于测井曲线和地震数据频谱差别很大, 造成求解得到的反子波不稳定。地层吸收衰减是影响地震分辨率的主要因素, 吸收衰减补偿即反Q补偿是提高地震分辨率的有效手段, 做好反Q补偿的关键是求取准确的Q场。一种比较实用的做法是, 针对目的层对工区中的井采用统一频率的子波做AVO模型正演, 然后对井点实际的共反射点(CRP)道集进行Q补偿扫描, 选择一个产生的AVO响应特征与模型道非常接近的Q值; 然后对多个井点求取的Q值进行插值处理获得空变Q场, 再对所有道集进行补偿处理。这种补偿方法在目的层埋深变化较大的地区应用效果较好。

2.2.3 地震资料处理质量控制

处理质控包括两个方面, 一是常规质控, 是指以点、线、面方式对每一步处理过程、处理参数和处理结果进行监控, 按照处理流程, 主要包括预处理、静校正、球面补偿、叠前去噪、地表一致性振幅补偿、反褶积、速度分析、剩余静校正、叠前数据规则化、叠前时间偏移、道集优化处理等。质控内容包括基础资料可靠性分析, 处理参数优化和处理结果的对比分析, 目的是优化处理流程和参数, 保障资料处理质量。二是保幅处理质量控制, 通常包括垂向振幅保持、水平方向振幅保持和偏移距方向的振幅保持, 其重点是偏移距方向的振幅保持, 即保持反射振幅随偏移距变化的关系, 即AVO关系。传统AVO振幅保持质控方法利用的是通过叠前合成记录与实际记录AVO曲线的对比进行质控, 因此是结果的质控、井点的质控和定性的质控。为了实现更全面、更定量的质控, 提出了基于AVO属性的质控方法(技术流程见图 5), 即提取每步处理前后的AVO属性, 比较处理前后AVO属性的变化情况, 以此判断该处理步骤是否保持了AVO属性。比较的方法有很多, 最简单的有两种, 一是将处理前后属性体进行交会, 如果都落在45°线附近, 表明AVO保持较好, 否则较差。另一种方法是将处理前后得到的AVO属性体进行点对点互相关, 得到最大互相关系数及其对应的时差平面分布图, 互相关系数越大, 时差越小, AVO保幅性越高, 反之, 越差。需要指出的是, 这种质控方法不适用于偏移处理, 原因是偏移处理造成数据空间位置的移动, 因此偏移处理只能使用合成记录进行质控, 这样, 两种质控方法联合使用就可以实现全过程质控、面的质控和定量质控, 为AVO分析和叠前地震反演奠定了数据基础。

2.3 井控精细构造解释技术

老油田经过长期勘探开发, 大的构造特征已经非常清楚, 主要技术需求是小断层和微幅度构造识别, 以及提高构造成图精度, 因为它们对开发方案调整、完善注采关系、提高水驱开发效果具有重要意义, 是油田开发阶段构造研究的重点。其技术对策就是充分利用已有的钻井资料, 开展井控精细构造解释, 包括井控断层解释、井控层位追踪和井控构造成图^[8]。

2.3.1 井控断层解释

井震联合小断层解释是老油田开发中后期地震资料解释的必然趋势^[9], 通过井点引导、断层增强处理、井震结合、开发动态检验等手段提高小断层解释的可靠性和精度^[10], 其流程如图 6所示。该技术在研究区应用中见到明显的效果, 如图 7, 主要体现在3个方面:一是与以前解释的断层都是北西向不同, 井震联合解释后发现了北东向断层, 如过断点5和断点6的断层, 该断层通过干扰试井法得到验证, 是封闭的断层。二是断层之间的关系发生变化, 如井震联合解释前认为断点1和断点2是一条断层, 断点3和断点4是另外一条断层, 井震联合解释后, 认为断点1及断点3和断点4是一条断层, 断点2是另外一条断层, 两条断层相交于断点3附近。三是低级序断层变化更大, 增加了11条, 延长了3条, 重新组合了10个断点。可见, 即使在近100口/km²的密井网条件下, 单纯依靠井数据依然无法完全控制钻井断点组合、井间断层分布以及钻遇断层的平面延伸长度等。因此, 井震联合小断层解释在开发后期依然非常必要且有效^[10]。

实践证明, 蚂蚁体可以提高小断层识别的能力, 图 8a是原始资料蚂蚁体切片, 图中黄色数据为钻井资料解释的断距, 可见, 尽管有些区域断层成像不够清晰, 但工区内3m以上的五级断层都有指示, 表明这一属性能够更加敏感地反映地震信号在横向上的微弱变化, 因此非常适合于开发阶段小断层解释。值得注意的是, 蚂蚁算法也带有先天的多解性, 识别出的所有不连续边界并非都是断层的响应, 但断层在蚂蚁体上都有反映。提高地震资料的空间分辨率是改善小断层地震识别精度的重要途径之一。基于图像反褶积^[11]可以提高地震资料横向分辨率, 而小波变换可以增强地震有效频带内高频成分的响应, 从而提高地震资料的纵向分辨能力^[12-14], 二者结合可以提高地震资料的空间分辨率。图 8b为纵横向分辨率增强处理后蚂蚁体切片, 对比图 8a可见, 绝大多数五级断层的成像都变得更加清晰, 其平面延伸及断层的交割关系也更加明确, 结合分辨率增强处理后的断层剖面解释, 可以更清晰地识别研究区的断裂体系。对比钻井断距可见, 经过分辨率增强处理的蚂蚁体切片可以识别研究区2m以上的五级断层(图 8b)。必须指出的是, 分辨率增强处理在加强高频信号响应的同时也放大了高频噪声, 因此必须依靠钻井断点数据对其进行标定和检验。

2.3.2 井控层位解释

在薄互层中, 井震标定与层位解释中3～5ms的误差都可能使不同的沉积单元错误地关联起来, 产生“窜层”现象, 因此, 在老油田地震油藏描述中, 不但要求地震解释层位遵循地震同相轴横向变化特征, 还要求地震解释层位与时间域已知井钻井分层完全匹配, 这种理想的解释结果很难通过常规地震层位追踪来实现, 因此需要采用井控层位追踪的解释方法。井控层位追踪方法主要步骤为:首先在井震标定后, 利用地震资料进行精细层位解释, 主要采用自动追踪技术进行层位解释, 最大限度地保持地震横向的变化细节, 在低信噪比区域采用手动追踪, 并对不连续和不合理的地方进行修改；其次, 进行地震层位与地质分层的匹配校正。具体做法是利用已知井的时深关系, 将地质分层由深度域转换到时间域, 求取已知井点地质分层和解释地震层位的误差, 分别从地质分层、时深关系和地震层位解释3方面分析误差的可能性, 不断迭代修改地质分层、时深关系和地震层位, 最终得到同时在时间和深度域都与钻井分层一致的地震层位, 为井控构造成图奠定基础。

2.3.3 井控构造成图

传统构造成图方法可以分为两大类, 一类是利用时深关系和地震解释的等T₀图获得深度构造图, 时深关系多采用多项式拟合结果或井资料建立空变速度场等, 前者方法简单实用, 但是在井点处钻井深度和构造图深度存在一定误差, 且横向速度变化越大误差越大, 构造成图精度低; 后者能够保证井点处钻井深度域构造深度吻合, 但井间没有趋势约束, 速度横向变化剧烈, 甚至产生畸变。第二类是当井网密度足够大时, 可以利用已知井点的分层深度数据直接绘制构造图, 这样做保证了井点构造成图准确性, 但井间没有充分利用地震层位揭示的构造信息。为了克服以上问题, 提出了井控构造成图法, 它充分利用老油田井网密度大的优势, 采用将井点构造信息和井间地震构造信息有机结合的地震层位约束克里金内插法。其原理是以时间域地震层位为外部漂移变量, 对构造成图进行层面趋势约束, 利用已知井对应分层的深度值进行插值。从而避开了速度建模过程, 构造图既忠实于井点深度数据, 井间又符合地震层位的横向变化趋势^[15]。利用该方法在断层附近发现了一批以前没有发现的1～2m微幅度构造, 如图 9b中的红色圆圈所示, 图 9b是图 9a局部放大图, 图 9c是过该微幅度构造的剖面图。

2.4 井震联合储层研究技术

地震反演技术消除了子波的影响, 某一深度点储层物理性质只与对应时间点反演结果有关, 实现了一一对应的关系, 而且反演结果物理意义明确、分辨率高, 是开发阶段井震联合储层研究的关键技术之一。根据不同的准则, 地震反演可以分为叠后和叠前反演, 也可以分为确定性反演和随机反演。

2.4.1 确定性反演与随机反演

确定性反演假定波阻抗在空间上是一个确定值, 通常以褶积模型为基础, 利用最小化准则进行求解, 得到平滑(块状)的波阻抗估计值。由于地震资料是带限的, 确定性反演最大的局限性是其反演结果既缺乏低频, 也缺乏高频成分, 低频成分通常用叠前时间/深度偏移速度谱资料或测井声波低频来弥补, 高频则主要通过测井资料来补充。约束稀疏脉冲反演^[16]和基于模型反演^[17]是两种最常用的地震确定性反演方法。随机地震反演假设波阻抗在空间上是一个随机变量, 可以用概率分布来表示, 这个概率分布任意一次采样就是一次反演实现。随机地震反演将地震资料、测井资料和地质统计学信息融合为地下波阻抗的后验概率分布, 利用马尔科夫链蒙特卡洛(MCMC)方法对这个后验概率分布进行采样, 通过综合分析多个采样结果研究后验概率分布的性质^[18]。与确定性反演方法着重于获得这个分布中可能性最大的模型不同, 随机反演则研究整个概率分布的性质, 是确定性反演的补充, 确定性地震反演是所有可能的非唯一随机实现的平均^[19-20]。与确定性反演方法相比, 随机反演具有如下优势:首先, 它综合利用了测井信息和地质统计学信息, 而且反演过程没有像确定性反演那样进行局部平滑处理, 可以从地震资料中提取更多的细节, 反演结果分辨率更高; 其次, 随机反演从井点出发, 反演结果与井吻合程度更高; 再次, 综合分析多个实现可以对反演结果的不确定性作出定量评估; 最后, 最新随机反演方法建立在贝叶斯公式的基础上, 可以方便地融合多尺度的不同学科信息。

2.4.2 确定性反演与随机反演结果比较

图 10对比了3种方法反演波阻抗连井剖面, 井点处插入的测井曲线是自然电位(SP)曲线, 砂岩在SP上表现为负异常, 在波阻抗上表现为低值(红色和黄色范围)。图 10a为约束稀疏脉冲反演结果, 可以看出反演结果横向变化自然, 大的变化特征和井基本一致, 但纵向上分辨率低, 单砂体和钻井结果符合不好, 不能满足油田生产需求。图 10b为基于模型反演结果剖面, 其纵向时间采样率为0.25ms, 明显看出纵向分辨率大幅提高, 薄层砂岩的边界比较清楚, 和钻井解释的砂岩基本符合。原因是初始波阻抗模型中包含了超出地震频带的高频测井信息, 并一直保留到反演结果中。这种高频信息与薄层相对应, 由于薄层通常分布规模小, 横向相变快, 因此, 必须有足够的井才能确保内插的可靠性。所以, 基于模型反演需要一定数量的测井资料, 比较适合于评价与生产阶段地震油藏描述。图 10c为随机反演连井波阻抗剖面, 对比图 10b和图 10c可见, 厚砂体分布几乎完全一致, 但薄砂体的可辨识性在随机反演剖面上得到提高, 砂体横向连续性更加合理, 而且井旁反演结果与测井砂体匹配程度更高, 最适合生产阶段油藏描述。

为了分析井网密度对反演精度的影响, 基于模型反演和随机反演各自进行了3次, 然后利用盲井检验评价反演效果。为确保3次反演结果的可对比性, 除了使用不同数量的井外, 其他反演参数各自相同。3次反演使用的井数分别是42, 118和291口, 对应的井距大约是400, 200和100m。考虑到不同厚度砂体横向分布稳定性有所差异, 反演预测精度也有所不同, 因此, 利用盲井统计砂体预测符合率时按砂体厚度分成3组:大于4m的砂体、2~4m砂体和小于2m砂体, 不同井距和不同厚度砂体预测符合率如表 1所示。由表 1可以得到如下几个结论:①无论是确定性反演, 还是随机反演, 砂体厚度越大, 井距越小, 反演识别砂体的精度越高。②随机反演识别砂体精度整体上高于确定性反演, 而且井网越密, 砂体越薄, 随机反演效果越佳。4m以上砂体二者精度相当, 2~4m砂体随机反演精度略高, 小于2m砂体, 随机反演精度大幅提高。③4m以上砂体, 确定性反演和随机反演在小于400m井距条件下都可以准确识别, 2~4m砂体, 确定性反演和随机反演需要200m以内井距才能有效识别(符合率大于75%); 2m以下砂体只能利用随机反演才能有效预测, 而且井距需小于100m(符合率大于86%)。可见, 当井网密度足够大时, 采用随机地震反演能够比较准确预测2m以下薄储层。

图 11是不同反演方法以及实际测井解释结果内插得到的单砂体厚度分布对比图。图 11a和图 11c分别为确定性反演和随机反演结果, 图 11b是实际测井解释厚度内插结果, 图中红色实心圆圈大小表示井点处测井解释的砂体厚度, 圆圈越大砂体厚度越大。由图 11可见, 在厚砂体分布区(红色和黄色区域), 确定性反演和随机反演结果都与井吻合较好, 砂体边界也十分相似。在砂体厚度较薄的区域(蓝色和紫色区域), 确定性反演预测的厚度误差较大, 有些砂体甚至没有反演出来; 而随机反演除了能较好保持砂岩边界形态, 反演预测的砂岩厚度还和测井解释厚度基本一致, 因此, 它更适合开发后期单砂体描述与油藏地质建模的需求。

2.5 地震约束油藏建模技术

油藏地质建模就是在三维空间内定量表征油藏构造和储层地质特征的一个过程, 内容主要包括构造建模与属性建模。地震是能够提供井间地质信息的有效技术之一, 因此, 为了提高井间油藏建模精度, 地震资料越来越多地参与到油藏建模中^[21-22]。地震约束油藏建模就是将地震资料有机地加入到储层地质建模中, 充分利用地震资料在平面上密集采样和测井资料在纵向上分辨率高的优势, 发挥地质统计学融合多学科资料的能力, 实现高精度地质建模, 最大程度满足老油田挖潜的需求^[23]。地震约束油藏建模的关键作用是利用地震信息井间变化趋势来约束建模过程, 降低因插值和模拟方法带来的井间不确定性, 使模型更忠实于地下实际地质情况。其主要作用体现在两个方面：一是地震解释的断层和构造层面约束提高构造建模的精度, 且为储层属性建模确定可靠的边界; 二是利用地震属性或地震反演结果约束提高属性储层建模的精度。

2.5.1 方法与流程

在老油田开发后期, 高密度开发井网和大量的开发动态数据是第一手地质资料, 它们基本反映了构造、储层和油藏的特征, 这些资料在建模中被视为硬数据, 作为主变量, 起主要作用。尽管地震数据覆盖密度要比井资料大, 但地震资料的纵向分辨率相对测井来说较低, 因此, 地震资料只能用来控制井间横向变化趋势, 被视为软数据, 作为协变量, 处于次要地位。地震约束油藏建模流程如图 12, 首先利用井控断层解释结果建立断层模型, 然后利用井控层位追踪得到的地震层位解释结果建立层位模型, 二者结合形成构造模型; 其次, 是利用地震信息约束开展属性建模, 为此需要建立地震信息与储层参数的对应关系, 通常情况下, 由于地震反演结果与对应深度点的储层参数实现了一一对应关系, 而且物理意义更加明确, 因此, 多选择反演结果, 特别是波阻抗反演体作为建模的约束。在储层横向变化比较大的情况下, 为了提高属性建模效果需要相控, 即利用测井解释的沉积相建立沉积相模型, 用于约束属性建模, 即相控属性建模。由图 12可见, 建模过程是一个迭代过程, 如果不满足质控条件可以返回到任何一个环节, 如地震反演、构造建模、井震标定、井控精细构造解释等, 进行修改, 直到达到要求为止, 充分体现了多学科的融合。

2.5.2 关键技术

地震约束油藏建模主要包括时深转换、构造建模和属性建模等技术。时深转换的基础是井震标定, 与井控精细构造解释密切相关, 是测井层位划分与断层和层位解释多次交互的结果, 它确定大套层位的时深对应关系, 通过内插可以建立更加细致的空变速度场, 以此作为时深转换的依据。建模中的时深转换包括构造模型转换和三维地震数据体(反演结果)转换。首先对构造模型进行转换, 然后利用完全相同的速度关系对地震数据体进行转换, 以保证构造模型与三维地震数据体之间有良好的时深对应关系。时深转换完成后, 通过检查时间域模型与深度域模型在构造趋势、地层厚度等方面是否一致, 以及与钻井结果是否吻合进行质量监控。

构造模型反映储层的空间格架, 由断层模型和层面模型组成。构造建模包括:第一, 利用井控断层解释结果建立断层模型。第二, 在断层模型和井控层位解释结果的控制下, 建立各个地层顶底界层面模型。在实际建模中, 层面模型是划分建模单元的基础, 遵循由大到小的原则, 先开展油层组和砂层组构造层面的建模, 再进行小层级别构造层面的建模, 这样就避免内部小层的窜层现象。第三, 以断层及层面模型为基础, 建立一定网格分辨率的三维地层网格体模型, 为后续的储层属性建模及图形可视化奠定基础。目前主流建模软件大多采用一体化的构造建模流程, 即将断层、层面以及地层网格体作为一个整体进行建模。

地震约束相控属性建模的主要内容为:①地震反演体模型建立; ②沉积相模型建立; ③孔隙度模型建立; ④渗透率模型建立; ⑤净毛比模型建立。地震反演体模型建立的具体做法是将目的层段内的三维地震反演数据体转换到深度域, 且时深转换后地震反演体与深度域层位必须匹配, 再经过重新采样就是地震反演属性体。要建立沉积相模型, 首先要对单井进行相识别, 并将解释结果网格化; 其次在测井相和地震属性体的约束下, 利用序贯指示模拟与确定性模拟相结合的方法建立沉积相模型。地震约束相控属性建模就是通过分析各种相的储层参数分布特征, 在沉积相模型的约束下, 运用基于象元的序贯高斯模拟和协同克里金方法建立。例如, 地震约束相控孔隙度建模就是用沉积相模型来约束测井孔隙度内插的空间范围, 即空间上任何一点只用与该点沉积相相同的井数据进行内插, 其他沉积相类型的井不参与该点插值。同时用与测井孔隙最相关的地震属性来约束井间内插, 最佳相关地震属性可以是反演得到的三维孔隙度体数据, 或者通过云变换把地震属性数据体转换成孔隙度数据体。在前面三个模型的基础上, 通过数学关系很容易实现渗透率和净毛比模型的建立。

2.5.3 质控与效果

地震约束建模效果和井间预测精度通过储量核实、已知井对比和井间对比来验证。油气储量计算结果与储层地质模型的各项静态参数有着直接的关系, 储层地质模型中的孔、渗、饱参数以及泥质含量的空间分布决定了油气藏中油气的空间分布, 同样这些参数的空间非均质性和不确定性也给储量计算带来不确定性, 反过来储量拟合程度也对模型的准确性起到验证作用。本次模型储量拟合结果与原地质储量计算结果相对误差低于1%, 因此能够为后续油藏地球物理研究提供相对可靠的地质模型。对比从模型提取的曲线与原始单井解释曲线, 结果表明建模前后数据分布较为一致, 说明模型准确可信。

图 13是地震约束前后建模得到砂体分布对比图, 图 13a是没有地震约束时地质建模得到的某一砂体分布平面图和剖面图(叠合了地震波形), 由图 13a可见, 砂体分布范围与振幅变化边界不一致。图 13b是地震约束建模结果, 此时砂体分布范围与弱振幅边界非常一致, 提高了油藏模型与地震信息的一致性。

2.6 地震约束油藏数值模拟技术

油藏数值模拟通过生产历史拟合, 再现从投产到当前的全部生产过程, 从而可得到油藏目前剩余油饱和度的分布状况, 并根据剩余油分布及生产情况调整开发方案, 进一步预测在不同调整方案下的油气生产情况, 优选最佳开采方案。历史拟合是油藏数值模拟中一项极其重要的工作。因为一个油藏模型被建立起来以后, 它是否完全反映油气藏实际, 并未经过检验。只有将生产历史数据输入模型并运行模拟器, 再将计算的结果与油气藏的实际动态相比, 才能确定模型中采用的油气藏参数是否合适。若计算获得的动态数据与油藏实际动态数据差别大, 就必须不断地调整输入模型的参数, 直到由模拟器计算得到的动态数据与油藏生产的实际动态数据相近到一定程度为止。在传统历史拟合中, 判断参数调整是否合适的标准是单井动态符合率是否提高, 即只以井点处的生产动态资料为约束。但是, 地震资料具备横向连续采集的特性, 可以对井间信息直接定量化描述。研究发现^[24-25], 地震信号与油藏开发过程中的流体变化存在一定关系, 置换不同的流体能够引起不同的声学属性变化^[26], 从而引起地震响应的变化, 因此, 地震资料可以约束油藏数模。1997年, HUANG提出了利用时移地震改善生产历史拟合的方法^[5], 为地震约束油藏数模提供了思路。所谓地震约束油藏数值模拟技术, 就是在历史拟合过程中引入地震信息约束, 减少历史拟合的不确定性, 使油藏模型更加符合地质规律, 从而提高剩余油分布预测的可靠性。

2.6.1 方法与流程

地震资料用于约束油藏数模的关键技术是不粗化, 动态岩石物理分析和地震正演模拟, 不粗化为地震约束油藏数模提供了可能(图 1b), 动态岩石物理分析为将油藏模型转化为地震正演模拟需要的弹性参数模型提供保障, 正演模拟为地震约束提供了条件。地震约束油藏数值模拟可以利用原始地震记录、地震反演结果、两次采集的地震属性差异等单独或联合约束。地震约束油藏数值模拟流程是地震拟合和历史拟合同步进行、相辅相成的过程。首先从全区入手, 分析全区的地震属性拟合与油藏历史拟合情况, 优化整体油藏模型; 然后, 聚焦到局部, 如井组和单井。对于存在差异的区域, 通过修改油藏局部参数, 如渗透率、有效厚度、孔隙度等, 在改善历史拟合的同时, 也使实际地震属性与数模结果对应的地震属性逐步趋于一致, 其流程见图 14。

2.6.2 关键技术

地震约束油藏数模的关键步骤包括油藏模型与参数确定、生产动态数据准备、油藏模型地震正演、历史拟合与地震拟合分析和模型更新等。

2.6.2.1 油藏模型与参数确定

油藏模型以地质模型为基础进行网格化得到, 研究区油藏模型包括萨Ⅰ, 萨Ⅱ, 萨Ⅲ 3个油层组, 分别划分为28, 105和32个小层, 目的层是萨Ⅱ油组。油藏模型参数主要包括储层孔隙度、绝对渗透率、净毛比、油层岩石和流体性质(密度、粘度、相对渗透率、毛管压力等)随压力和饱和度及组份变化参数、原始状态(压力、饱和度、溶解气油比、挥发油气比)、产量、注水量控制和限制、模拟时间长度、垂向流动的动态曲线和油管模拟参数等。油藏模型使用的相渗曲线是由多个探井相渗实验数据归一化后, 利用束缚水饱和度端点校正, 再将相渗曲线与PVT(压力、体积和温度)曲线进行“光滑”处理得到。

2.6.2.2 生产动态数据准备

研究区内萨Ⅱ油组共有生产井61口, 其中注水井13口, 都是从1974就开始注水, 由于开采历史较长, 生产历史过程中各油水井经历了众多的措施, 包括补孔与封堵改层、压裂与酸化改造、配产与配水调整等, 这些措施无疑都影响到各层的产量组成, 给各井的注采数据劈产(产量劈分)带来了很大困难。研究区注采数据劈产采用的方法是按打开层的地层系数值的比例进行, 并参考油田实际测试数据。也就是说各层注采量和各层地层系数所占比例成正比, 当有实际分层测试数据时以实际测试值进行劈产。油水井的射孔、补孔数据取自油田开发数据库。按射孔深度对照油田单井地质分层数据表进行了层位归位, 归位后按模拟层与地质层的对应关系产生模拟模型的射孔层位。地层系数值取自射孔数据表的渗透率和有效厚度解释值。在射孔数据中有一些薄差层没有解释有效厚度和/或渗透率, 而这些层在实际注采中是作出贡献的。在与技术人员交流后确定, 对于未解释渗透率的层一律赋值9.87×10^-3μm²; 对于未解释有效厚度的层一律按1/3射孔厚度作为有效厚度处理, 有效厚度的最小值取为0.2m。对于有补孔或封堵换层的井, 按新的打开层位计算目标层系的地层系数比例, 按地层系数比例劈产。在开采过程中, 有些油井曾进行过多次油层压裂改造, 且压裂增产效果明显。为了正确劈分压裂井的产量, 需要正确确定压裂层地层系数的变化。为此, 对压裂效果进行评价, 估算地层系数变化, 统计压裂前后6个月的产量变化, 取得产量提高倍数, 按压裂段的地层系数比例, 计算压裂段地层系数提高倍数。

2.6.2.3 油藏模型地震正演模拟

与传统地震正演模拟不同, 在油田开发过程中, 油藏参数随着开发时间变化, 利用动态岩石物理模型可以将油藏动静态参数转换为实时变化的弹性参数, 为叠前和叠后地震正演奠定基础。叠后正演模拟首先由油藏模型生成波阻抗模型, 即利用萨Ⅱ油藏模型中的动静态参数, 如岩性、孔隙度、压力、含水饱和度等, 根据地震岩石物理模型正演纵、横波速度与密度, 进而得到波阻抗模型; 其次由已经建立的时深转换关系完成深度-时间转换, 并计算反射系数序列; 最后利用褶积模型完成合成记录计算。注意, 由于油藏模型的纵向范围通常较小, 如研究区萨Ⅱ油组纵向范围仅有30ms左右, 小于子波长度, 无法开展正演模拟。因此, 除了萨Ⅱ油层组外, 还必须要加上上覆的萨Ⅰ油组和下伏的萨Ⅲ和葡萄花油组共同组成正演模拟层段。将褶积模型换成Zeoppritz方程或其简化形式就可得到叠前合成记录, 也可以通过波动方程正演模拟实现叠前正演模拟。

2.6.2.4 历史拟合与地震拟合分析

生产历史拟合就是反复地修改油藏模型参数(即扰动模型), 让油藏模型计算的结果与实际动态数据逼近的过程。由于地震数据与油藏动态属性关系密切, 也可以作为另一个约束生产历史拟合的参数。这样, 通过扰动数模模型, 改善生产历史拟合的同时, 也使得油藏模型对应的合成地震记录与实际地震记录最佳匹配。因此, 评价拟合效果的目标函数F表达式为:

$F={{W}_{1}}*\Delta H+{{W}_{2}}*\Delta S$

(1)

式中:ΔH为生产历史拟合的误差, 包括产量拟合和压力拟合等; ΔS为合成地震与实际地震属性之间的差异, 通过扰动模型, 使F的值逐步减小直至小于预设门限值; W₁和W₂分别为生产动态数据和地震属性的权值, 且W₁+W₂=1。由此可见, 当W₂=0时, 生产历史拟合是一个不使用地震信息的传统历史拟合过程; W₂=1时, 生产历史拟合是一个不考虑生产数据的地震历史拟合过程; 当W₂≠0时, 生产历史拟合是一个同时进行地震拟合和历史拟合的过程。通常W₂取值与地震资料的保真度有关, 保真度越高, W₂取值越大。

2.6.2.5 油藏模型更新

三维三相黑油模型参数很多, 主要包括厚度、孔隙度、初始压力、PVT(比容控制)参数、相渗曲线、渗透率、表皮系数、边水能量大小、综合压缩系数等。历史拟合过程中模型更新遵循以下几个原则:①不确定参数优先, 拟合前必须先研究所取得的各油层物性参数的可靠性, 尽可能调整不确定性比较大的物性参数, 如不易测定或因资料短缺而借用的参数; 不调或少调整比较可靠的参数。②敏感参数优先, 在历史拟合过程中, 要掌握油层物性参数对目标函数影响的大小, 在条件允许的范围内, 尽可能调整较为敏感的参数。③先全局后局部, 优先调整对全局动态有普遍影响的参数, 如相对渗透率曲线、压缩系数、边水体积等; 其次调整对局部动态有影响的参数, 比如某井附近的渗透率分布等。

从油藏工程角度看, 相渗曲线是全局参数, 对动态资料最敏感, 要优先优化, 而且相渗曲线的特征与区域沉积有关。通常, 来自实验室的原始相渗曲线仅有端点值相对可靠(残余油对应的水相相对渗透率值, 或束缚水饱和度对应的油相相对渗透率值), 因此, 全局参数优化主要集中在相渗曲线上。由于研究区基础数据全面, 油藏情况清楚, 参数可靠性强, 因此不考虑改动对全局动态有普遍影响的基本参数, 如相对渗透率曲线、压缩系数、边水体积等参数。

局部参数是指网格属性参数, 进一步优化局部参数的目的是让模型更好地描述油藏的非均质性。局部模型更新包括油藏地质参数和与流动相关的参数, 由于井点位置的油藏参数有测井数据进行检验, 因此在地震约束油藏数值模拟过程中, 局部参数更新主要体现在井间油藏参数的修改上。研究区油藏模型正演模拟结果分析表明, 岩性变化、断层和油气界面位置对地震响应有较强的影响, 在模型修改过程中要予以重点关注, 实际上, 这些参数在地震约束建模中已初步得到解决。由于渗透率场在模型中是最不确定因素, 因此, 在油藏数模中主要通过修改渗透率来调整流体场, 其次是砂泥比, 在某些情况下对孔隙度作小幅调整。图 15a至图 15d为L7-1617井地震约束前动态生产拟合曲线, 图 15e至图 15h为该井地震约束后的动态生产拟合曲线。可以看出, 地震约束前动态生产拟合曲线中，除了产液量外(图 15d), 产油量、产水量和含水率的拟合数据与实际动态数据差异大。利用地震同相轴连续性约束修改油藏渗透率模型后, L7-1617井产油量、产水量和含水率拟合结果都有不同程度改善。

2.6.3 质控与效果

当权值W₁和W₂确定后, 目标函数F的值由两个参数ΔS和ΔH决定, 即地震拟合误差、生产历史拟合误差决定了油藏数模的质量, 是质控的两个关键环节。

历史拟合的对象主要包括油气储量、单井和全区产液量、含水率、产油量、产水量以及单井和全区的压力等。储量拟合主要调整砂体分布和孔隙度局部值, 研究区储量拟合的误差为1.4%, 达到了储量拟合误差要求。一般地, 利用修改局部渗透率和有效厚度来拟合实测的产液量, 其中地震资料用来指导这些参数修改方向和大小, 如果采用定液求产方式, 是否完成产液量将直接影响拟合结果的质量, 此时产液量误差容忍范围较小。含水率拟合是拟合过程中较为重要的一步, 它的拟合好坏直接关系到油藏饱和度场分布准确与否, 进而影响到剩余油分布的准确度。拟合含水率主要通过优化相渗曲线, 扰动局部渗透率等来实现。产油量和产水量是油藏工程计算的重要参数, 关系到油藏物质平衡计算, 进而影响到剩余油分布的准确度。产油量、产水量主要通过调整注采井网的连通性来拟合, 主要方法之一是扰动局部渗透率, 这可以通过地震同相轴连续性约束来实现。通过全区参数优化和局部参数调整, 全区产油量、产水量、含水率和产液量实现了较好的生产拟合, 如图 16a至图 16d。

3 应用效果分析

将井震藏一体化技术体系应用于大庆长垣喇嘛甸油田试验区。应用效果主要体现在3个方面, 一是通过井控精细构造解释和井震联合储层描述提高了构造和储层描述的精度; 二是通过地震约束油藏建模和数模, 提高了油藏数模的精度, 从而提高了剩余油分布预测的可靠性; 三是在提高构造、储层和剩余油分布预测精度的基础上, 指导补孔方案设计, 提高了挖潜措施的效果。

在构造解释方面, 通过断层增强处理和井控断层解释实现了断距2m以上低级序断层的识别(图 8b); 通过井控层位追踪和井控构造成图实现2m以上低幅度构造识别(图 9b); 井控精细构造解释技术的应用大幅提高了构造成图的精度, 工区内17口没有声波曲线的盲井验证表明, 构造深度绝对和相对误差明显减小(表 2), 平均相对误差小于0.08％, 平均深度误差0.6m, 误差大于1m的井只有3口, 基本满足了水平井开发的需求。在储层预测方面, 通过随机地震反演大幅提高了薄砂体的预测精度, 在100m井网条件下2m以下薄砂体预测符合率达86%(图 10c和表 1)。

在剩余油分布预测方面, 通过地震约束油藏建模和数模提高了历史拟合的精度, 研究区地震约束前历史拟合比较好的井有19口, 不好的井有29口, 符合率39%。地震约束后历史拟合比较好的井有25口, 不好的井有23口, 符合率52%, 提高了13%, 这为剩余油分布预测精度的提高奠定了基础。L8-PS1502井为研究区内新完钻的调整井, 完钻时间与数模结果完成时间相近, 其测井解释的剩余油饱和度基本能代表该点当时地下实际油藏情况。该井萨Ⅱ油层组有效厚度9.8m, 测井解释的低、中水淹层厚度达到6.7m, 占目的层有效厚度的68.4%, 油藏数值模拟结果显示该井目的层剩余油饱和度普遍大于60%, 即未水淹和低中水淹层与油藏数模结果中剩余油饱和度大于60%的层非常吻合(图 17)。可见, 由于地震约束油藏数模提高了历史拟合精度, 从而提高了剩余油分布预测的可靠性。

老油田挖潜主要依据是沉积微相和油藏数模结果, 前者为砂体分布再认识提供依据, 后者为剩余油分布再认识提供指导。当前沉积微相的编制主要利用测井相手工内插而成, 井间缺乏约束, 可靠性低, 为此, 提出了井震结合沉积相带图绘制方法, 即在测井相解释的基础上, 以地震约束建模获得的各沉积单元厚度图为约束确定沉积微相边界, 再以孔隙度分布图为依据落实砂体宽度和连通性, 最终确定沉积微相分布。各小层沉积微相和剩余油分布综合研究表明, 在平面上, 研究区内剩余油相对富集区主要存在4种形式, 一是断层边部注采不完善区; 二是河道边部相变部位剩余油滞留区; 三是河道砂末端及河间砂边部注采不完善区; 四是孤立形砂体区。在纵向上, 厚油层顶部是剩余油相对富集的地方。有了剩余油相对富集区, 结合动静态资料进行综合分析, 就可以有针对性地提出挖潜对策, 编制调整方案和补孔方案, 为老油田挖潜提供指导。我们利用该研究成果指导了研究区内15口井补孔方案编制, 措施实施后, 平均单井产液量74.3t/d, 产油量10.1t/d, 含水率86.4%, 与实施前相比, 平均单井增液量44t/d, 增油量8.9t/d, 含水率下降9.7%, 各井具体结果见表 3。其中有12口井含水率下降大于3.0%, 增油量大于5.0t/d, 与数模结果吻合, 符合率达80%。

4 结论与建议

研究成果表明, 即使在密井网条件下, 地震技术无论在构造解释、储层描述, 还是在剩余油分布预测中都可以发挥很好的作用。要充分发挥地震资料的作用, 就需要按照井震藏一体化的思路, 遵从从地震到油藏, 再回到地震的交互式技术流程, 利用井控地震处理与解释, 以及地震约束建模和数模实现多科学资料融合, 提高动静态油藏描述可靠性, 实现高精度剩余油分布预测。当然, 在实施多学科资料融合的过程还有很多技术有待研究与进一步完善, 如基于地震岩石物理的井震时间一致性处理技术、密井网条件下井震标定、属性分析和地震反演技术、不粗化油藏数模的高效算法以及多学科一体化软件平台建设等。为此, 有必要进一步开展以下研究工作：一是集成成熟技术, 研发井震藏一体化软件平台, 为地震技术向油藏工程领域延伸奠定基础; 二是攻关瓶颈技术, 如密井网井震标定、井地联合储层预测、地震约束沉积微相自动成图等技术, 提高多学科一体化技术的时效性; 三是探索前沿技术, 强化面向开发过程的地震岩石物理基础研究, 如储层孔隙结构和渗流特性地震响应机理研究, 为井震藏一体化技术研究提供数理基础和依据。

致谢: 在研究过程中得到了中国石油天然气股份有限公司勘探开发研究院韩大匡院士的亲切指导, 也得到了中国石油天然气集团公司科技部和勘探与生产分公司、东方地球物理公司油藏地球物理中心、中国石油勘探开发研究院油气田开发研究所、大庆油田公司勘探开发研究院与采油六厂, 以及西方地球物理公司、CGG公司、清华大学、海洋大学和长江大学诸多领导和研究人员的大力支持和帮助, 在此一并表示衷心感谢！