0 前言
玛湖凹陷斜坡区(简称玛西斜坡区)勘探始于20世纪80年代,几口探井在侏罗系见油气显示,但未获得工业油流。近年来,伴随着斜坡区三叠系百口泉组整体突破,A12井在侏罗系八道湾组2 436~2 440 m获得高产油气流,拉开了玛西斜坡区侏罗系及其它中浅层勘探的序幕。玛西斜坡区侏罗系具有埋藏浅、储层物性好、油质轻的特点,符合高效勘探的要求;但是该层系存在含油砂体厚度薄、横向变化快,煤层厚度大、分布广的问题,给储层预测工作带来极大难度。
前人对薄储层的预测从地震反射特征、叠前叠后地震反演以及地质建模等方面做了大量的研究工作[1,2,3,4,5],在一定条件下能够达到预测薄砂体的目的,但对煤层发育条件下的薄储层预测仍有待探索。煤层的发育对下部地层的地震响应产生屏蔽作用,使得薄砂层地震反射极弱,对其进行预测识别变得极为困难。针对这个问题,秦雪霏等[6]、佘刚等[7]采用多子波分解与重构方法将原始地震数据分解为多个不同频率的子波数据体,将反映储层频率成分段的子波进行融合重构,一定程度上剔除了煤层干扰。乔中林[8]利用钻井资料拟合煤层厚度与振幅属性的关系,采用子波分解和波形分解方法消除煤层对地震资料的影响。刘英辉等[9]利用稳定煤层建立含煤地层高频层序格架,在此格架约束下,利用地震沉积学的地层切片技术对砂体沉积特征进行定性分析。刘俊州等[10]采用地质约束非线性反演方法,反演出煤层的地震响应并将其去除;在此基础上,采用井控多道反褶积方法提高地震资料分辨率,为薄储层预测提供地震信息。总体来说,上述方法均通过对地震资料进行预处理以消除煤层的影响,再进行储层预测。文中探索一种基于现有地震资料,利用多种曲线构建拟声波开展薄储层预测的方法。
1 区域地质概况
图1
自石炭纪以来,玛湖凹陷经历了晚海西、印支、燕山、喜山等多旋回的构造运动,形成了现今复合叠加的构造格局。三叠纪及以前,构造运动强烈,形成大量深层断裂、褶皱,以及区域性不整合;三叠纪之后构造趋于稳定,以河流相、湖相沉积为主,三叠世晚期发育宽阔的湖湘沉积。三叠纪末期,盆地发生整体抬升,与上覆侏罗系之间形成区域性不整合[12,13]。进入侏罗纪,构造运动减弱,盆地基底以振荡升降为特征,整体具有盆大水浅、物源多、坡度缓的特点。自扎伊尔山—哈拉阿拉特山向凹陷内部主要为山前冲积扇—辫状河三角洲—湖泊沉积体系[14]。八道湾组沉积时期,地势较平坦,水体时深时浅,但平均水深较晚三叠世浅很多;此时期湖盆广阔、气候温湿,以辫状河三角洲平原 (沼泽) 沉积为主[15,16],形成了砂泥岩互层夹煤层的岩性组合。至三工河组沉积时期,湖盆整体下降,以滨、浅湖和河流三角洲沉积体系为主;侏罗纪晚期湖盆局限、气候干旱,发育河流相杂色沉积物。
玛西斜坡区处于山前断裂带与玛湖凹陷的过渡带,沉积类型多样,既有大量的边缘碎屑沉积,又有湖相泥岩沉积。通过沉积演化结合岩心分析,自三叠纪以来,玛西斜坡区从下至上由辫状河三角洲平原向前缘演变,随着水体逐渐加深,过渡为滨浅湖亚相,具多个下粗上细的正旋回沉积。这种沉积相带的交互变更,在斜坡区形成多套砂泥岩互层的储盖组合。目前发现的油藏主要分布在八道湾组,其单层含油砂体厚度为2~12 m;平均孔隙度为13.5%,渗透率平均为3.7 mD;储层孔隙类型主要以剩余粒间孔为主,其次为粒内溶孔,储层类型为低孔、低渗储集层;油藏顶部通常被煤层所覆盖。根据岩性和电性特征,八道湾组下部岩性主要为灰色致密砂砾岩、中-细砂岩,夹煤层,电性特征表现为块状和指状中高阻;中部岩性以灰色、深灰色厚层状泥岩夹薄层粉细砂岩、泥质粉砂岩和煤层,电性特征表现为指状中高阻;上部主要为灰色中细砂岩夹薄层泥岩,顶部覆盖泥岩夹煤层,电性特征为指状中阻。
2 拟声波反演技术预测薄砂体分布
玛西斜坡区侏罗系发育多套煤层,其中八道湾组的煤层分布范围广,厚度大,最大厚度达到20 m。煤层的发育在地震上形成一组强反射界面,对下部地层的地震反射产生屏蔽作用,造成砂泥层的波阻抗无明显差异。据侏罗系八道湾组岩石物理参数的统计分析结果,不同岩性的速度、密度、波阻抗等响应特征见表1。
表1 不同岩性的岩石物理参数与部分测井响应特征统计
Table 1
| 岩 性 | 中 子 | 密度 /(g·cm-3) | 时差 /(μs·ft-1) | 纵波速度 /(m·s-1) | 纵波阻抗 /(g·cm-3·m·s-1) |
|---|---|---|---|---|---|
| 煤 层 | 0.30~0.64 | 1.36~2.32 | 90~125 | 2400~3300 | 3200~7600 |
| 泥 岩 | 0.27~0.51 | 1.67~2.63 | 75~88 | 3500~4100 | 5800~10800 |
| 储层砂岩 | 0.19~0.42 | 1.58~2.46 | 71~77 | 3900~4300 | 7200~10500 |
| 致密砂岩 | 0.16~0.33 | 2.45~2.62 | 59~68 | 4500~5200 | 11000~13600 |
储层砂岩密度为1.58~2.46 g/cm3,纵波速度为3 900~4 300 m/s,与泥岩的密度和纵波速度差别不大;储层砂岩纵波阻抗分布在7 200~10 500 g·cm-3·m·s-1,在泥岩纵波阻抗数值范围内,常规波阻抗基本不能区分砂泥岩;而煤层的密度、速度和纵波阻抗值低于砂泥岩类,致密砂岩的密度、速度和纵波阻抗高于其它岩类,在这类岩性组合条件下,常规波阻抗反演完全不能达到预期效果。
此外,煤层在测井响应上具有低密度、极高时差的特征,造成常规的声波曲线、密度曲线和伽马曲线等对砂泥岩地层岩性变化的响应特征均不明显(图2)。如果仅用某一种曲线进行波阻抗反演,不能准确地反映地层岩性的变化,使得反演结果与实际情况不吻合。因此,需要构建拟声波的波阻抗反演技术进行薄砂岩储层反演预测。
图2
首先确定对岩性变化比较敏感的测井曲线。通过曲线特征分析,M612井的密度曲线和中子曲线对砂泥岩变化都有一定响应。相比较而言,储层砂岩的密度略低于泥岩,高于煤层密度;储层砂岩的中子数值最小,与泥岩略有差别,但与煤层高中子特征相比,如果仅利用中子曲线构建拟声波,仍旧难以区分岩性变化。因此,利用密度和中子曲线共同构建的新曲线,削弱煤层的影响。
具体步骤如下:
1)对校正之后的密度曲线和中子曲线做归一化处理。将井眼质量好且测井资料全的井作为标准井,大套泥岩段作为标准层,将其他井的数值漂移到同一数值。
2)进行数学运算,将两条曲线合成一条能够区分出砂泥岩的曲线R:R=CNL×5+DEN,R曲线能够较好地区分砂泥岩,且去除煤层异常值的影响。
3)利用声波时差与R曲线进行交汇,得到拟合公式,二者线性相关,相关系数为0.76:
利用该公式拟合新的时差曲线Pseudo_AC,把拟合曲线的数值转换到常规的声波时差数值范围。
新曲线在保留了原始曲线变化趋势的基础上,利用上式重构声波时差。重构的声波时差与原始声波时差趋势、数量级一致,保持了地层的速度变化趋势,反映了岩性信息。该曲线对应砂岩层段的拟声波值为低值,这与砂岩对应的声波值相吻合;并且在2 430~2 438 m薄砂岩层段(油层),砂泥岩变化的幅度差十分明显。与原始声波曲线相比,新曲线(Pseudo AC)基本消除煤层产生的影响,清晰地反映了砂泥岩的变化。
图3
图3
原始声波曲线(a)与拟声波曲线(b)地震合成记录对比
Fig.3
Comparison of synthetic seismogram by original sonic(a) and Pseudo sonic(b)
3 效果分析
图4是原始声波曲线与拟声波曲线反演结果对比:
图4
图4
原始声波曲线反演剖面(a)与拟声波曲线反演剖面(b)对比
Fig.4
Comparison of original sonic inversion section(a) and Pseudo sonic inversion section(b)
1) 在原始声波曲线的反演剖面(图4a)中,A12井与M612井的砂体发育层段在反演剖面上特征不明显,砂体边界不清晰(虚线圈出部分);而其上部 2 300 ms以上,实线圈出部分在井上标定为泥岩夹煤层,反演结果却表现出砂体的特征。因此,原始声波曲线的反演结果不能反映储层的真实情况,反演效果不理想。
2) 从拟声波反演剖面(图4b)来看,泥岩夹煤层段所产生的高阻特征在反演剖面上基本被消除,而且A12井与M612井下部的砂体形态完整、边界清晰(虚线圈出部分);同时检验井B井在两个砂体之间并未钻遇砂层,与实际情况更为吻合;周边其它井钻遇的4~10 m薄砂层在预测结果均有响应。由此可见,新构建的拟声波曲线能够满足薄储层预测的需要,提高反演结果的可靠性。
4 结论
1) 通过沉积演化分析,玛湖凹陷在侏罗纪时期湖盆宽缓、基底振荡、气候温湿的沉积背景,在斜坡区形成多套砂泥岩薄互层组合夹煤层的岩性组合,是寻找岩性油气藏的有利场所。
2) 煤层对下部地层地震响应产生屏蔽作用,造成薄砂层地震反射极弱、预测难度大,通过测井曲线对岩性变化敏感性分析,选用密度和中子曲线构建拟声波曲线,削弱煤层影响,突出砂泥岩变化的幅度差。
3) 利用拟声波曲线开展井约束的地震反演,结果表明:拟声波反演预测能够实现对薄砂体的精细刻画,提高有效储层反演预测的可靠性,对相似地质条件下的储层预测有借鉴作用。
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