融合地質建模與地震反演技術提高儲層預測精度的新方法及其應用——以潿洲11－1N油田為例

方小宇 姜 平 歐振能 李茂文 楊朝強 王瑞麗

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司）

潿洲11－1N油田斷層多，屬于構造＋巖性控制油藏。該油田范圍內儲層橫向變化比較復雜，儲層連通性差，總體表現(xiàn)為平面非均質、層間非均質、層內非均質性強的特征。分析認為，該油田注水效果不理想，影響其開發(fā)效果的最主要的地質因素是儲層非均質性。本區(qū)曾開展過常規(guī)地震反演工作，但儲層預測效果不理想。為了更精確、有效地預測儲層，更好地解決油田生產(chǎn)中遇到的地質問題，筆者從融合地質建模技術和地震反演技術出發(fā)，提出了一套新的儲層預測方法。

1 新方法的思路與流程

基于模型反演的方法是油田開發(fā)階段常用的地震儲層預測方法［1－3］，其優(yōu)點是反演結果的分辨率較高，缺點是初始模型對反演結果起控制作用，因此如何構建合理的地質模型是關鍵［2－5］，精確合理的初始地質模型是準確預測儲層的先決條件。然而，在復雜巖性和復雜構造建模時，利用目前的主流反演軟件（如Jason、Strata等）很難建立精確的初始地質模型。

運用地質建模技術的目的是準確建立符合研究區(qū)層序地層特征、斷裂體系、地質認識的三維地質模型，筆者結合地質建模技術，總結出了一套融合建模技術和反演技術提高儲層預測精度的新方法，其具體思路為：從井資料出發(fā)，在井震標定、地震解釋及地震屬性分析的基礎上，利用Petrel軟件精確建立符合沉積層序場特征與斷層產(chǎn)狀的構造模型；在此基礎上，根據(jù)初步的地質認識和詳細的地質統(tǒng)計學特征，運用Petrel軟件利用各單井的縱波阻抗數(shù)據(jù)建立波阻抗屬性模型；將所建立的基于網(wǎng)格體系的波阻抗屬性模型按照地震的測網(wǎng)分布和采樣率，轉換為Segy格式的三維波阻抗數(shù)據(jù)體，再在反演軟件里根據(jù)這一數(shù)據(jù)體來約束進行地震反演。

融合地質建模與地震反演技術提高儲層預測精度的方法流程如圖1所示。

圖1 融合地質建模與地震反演技術提高儲層預測精度的方法流程

2 新方法在潿洲11－1N油田的應用

潿洲11－1N油田儲層主要集中在流一段，主要為中深湖—扇三角洲—濱淺湖相砂泥巖不等厚互層沉積［6－7］。根據(jù)地震層位追蹤與對比結果、沉積旋回、巖性組合特征以及油水分布特征，將流一段自上而下劃分為4個油組，即L1Ⅰ、L1Ⅱ、L1Ⅲ和L1Ⅳ油組；根據(jù)儲層和油水分布特征進一步將L1Ⅱ、L1Ⅳ油組分別細分為2個亞油組，即L1Ⅱ上、L1Ⅱ下、L1Ⅳ上、L1Ⅳ下油組。

在對測井曲線進行環(huán)境校正和歸一化的基礎上，得到潿洲11－1N油田每口井的縱波阻抗曲線；然后，根據(jù)地球物理解釋成果和地質認識，利用Petrel建模軟件精確建立地層接觸關系（圖2）。在此基礎上，進一步進行屬性（波阻抗）模型的建立。

圖2 潿洲11－1N油田流一段地層接觸關系

以L1Ⅱ上油組為例。根據(jù)地質認識，該地區(qū)沉積相帶主要為扇三角洲前緣（圖3），砂體為北西—南東向展布；根據(jù)地質知識庫設定砂體大致的長寬比，并按照沉積相認識設置一定的趨勢面來約束建立符合地質初步認識、精確反映構造的波阻抗初始模型（圖4），從而對地震反演實行從源頭上的約束和控制。

圖3 潿洲11－1N油田L1Ⅱ上油組沉積相帶分布

圖4 新方法建立的潿洲11－1N油田流一段波阻抗初始模型

對用常規(guī)反演軟件Strata建立的初始波阻抗模型剖面（圖5a）和基于新方法建立的初始波阻抗模型剖面（圖5b）進行了對比，可以看出本文提出的新方法在建立初始模型方面的優(yōu)勢：①構造格架更加清晰，能更準確地反映斷層效應和地層剝蝕、超覆等復雜接觸關系；②可根據(jù)初步的地質認識控制波阻抗初始模型的分布趨勢。

圖5 用Strata反演軟件（a）和基于建模技術（b）建立的潿洲11－1N油田流一段波阻抗初始模型剖面圖對比

用新方法約束地震反演之后，采用Emerge多屬性分析技術預測（如自然伽馬（GR）、孔隙度、泥質含量等），達到了非常高的預測精度，相關系數(shù)達到0.86，各井的預測曲線（綠色虛線）和原始曲線（藍色實線）在預測層段內也非常吻合（圖6）。

本次應用過程中，首先采用新方法建立初始模型，進行儲層反演，預測儲層GR、孔隙度等，然后將預測結果導回Petrel，進行井間屬性建模的趨勢約束。新方法應用所取得的效果主要體現(xiàn)在以下兩方面：

圖6 采用Emerge多屬性分析技術預測的潿洲11－1N油田流一段GR圖

（1）儲層預測精度得到了很大提高

將常規(guī)方法與新方法反演的時間域內孔隙度剖面進行了對比分析（圖7、8，圖中紅色代表孔隙度相對較高的部分，對應為砂巖，白色的為泥巖區(qū)）。從圖7、8可以看出，常規(guī)反演預測的孔隙度剖面中砂體普遍反映得比較粗，砂體邊界不是很清晰；而新方法預測的孔隙度剖面中砂體反映比較細，邊界更清楚。由此可見，采用新方法預測儲層的精度有了很大的提高。

（2）反映的地質特征更加清楚，油田生產(chǎn)中遇到的地質問題得以解決

從新方法預測的孔隙度過井剖面圖（圖8，圖中黑色曲線為GR曲線，紅色區(qū)域為高孔隙砂體）可以看出，高孔隙砂體與低GR對應得非常好，而高GR區(qū)域基本上物性都比較差。從新方法預測的結果來看，潿洲11－1N油田具有砂體疊置、連續(xù)性較差、非均質性較強的特點。

以往實鉆井較少時認為L1Ⅰ油組物源來自東側，而新方法反演預測該油組物源來自西側。A8井等多井鉆后揭示L1Ⅰ油組展布方向為從西側到東側，沉積體系為三角洲平原—水下分流河道—三角洲前緣（圖9），這一鉆探結果與新方法反演預測的砂體展布特征非常吻合。

圖9 潿洲11－1N油田L1Ⅰ油組A8井鉆后沉積相分布

以往認為L1Ⅱ上油組是統(tǒng)一的油水界面，但東側的A12井在主力油組L1Ⅱ上油組界面之上鉆遇含油水層，預示油水界面在更高的地帶，表明L1Ⅱ上油組東西兩側不是統(tǒng)一的油水界面，但對砂體的展布一直沒有清晰的認識和依據(jù)。從新方法反演的低泥質含量體的砂體雕刻圖上（圖10）可以很清楚地看到，東塊和西塊砂體是不連通的，這為東西兩塊油水界面不一致提供了地質依據(jù)。

圖10 潿洲11－1N油田L1Ⅱ上油組砂體雕刻圖

3 結束語

地震反演通常采用井約束反演方法，獲得的初始地質模型很粗糙，極大地影響了地震反演的精度。通常的解決方法只是改變參數(shù)以降低初始模型對反演的影響。本文提出的新方法融合了地質建模和地震反演技術，實現(xiàn)了對地震反演從源頭上的質量控制和地質趨勢約束。與常規(guī)地震反演相比，利用本文提出的新方法能夠獲得質量更好、分辨率更高、更符合地質認識的反演結果，從而更好地解決油田生產(chǎn)中遇到的地質問題。

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