基于吸收和速度頻散的孔隙彈性介質流體識別研究

王永生 （中石油青海油田分公司勘探事業(yè)部，甘肅 敦煌736202）

蔡涵鵬 （中國石油川慶鉆探工程有限公司地球物理勘探公司，四川 成都610213

成都理工大學油氣藏地質及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川 成都610059）

何佳 （中石油青海油田分公司鉆采工藝研究院，甘肅 敦煌736202）

朱波 （中石油青海油田分公司勘探事業(yè)部，甘肅 敦煌736202）

劉維俊 （中石油青海油田分公司采油二廠，青海 茫崖816500）

程濤 （中石油青海油田分公司鉆采工藝研究院，甘肅 敦煌736202）

王文卓 （中石油青海油田分公司勘探開發(fā)研究院，甘肅 敦煌736202）

1 基本理論

當縱波在孔隙介質中傳播時，巖石的部分孔隙收縮，而部分孔隙擴張。如果巖石孔隙飽含流體，則壓縮部分的孔隙壓力要比擴張部分的孔隙壓力大。當孔隙彼此連通時，高孔壓孔隙中的流體將向低孔壓孔隙中流動。如果流體是黏滯性的，那么孔隙中流體的相對流動將促使地震波能量衰減，即地震波能量被吸收，同時出現(xiàn)速度頻散。

2 模型分析

為了分析頻散對反射系數(shù)和相位角影響的特征，根據(jù)上覆巖層和下伏儲層砂巖波阻抗差異大小可以將油氣勘探中遇到的砂巖儲層分為3類：①下伏儲層砂巖波阻抗大于上覆頁巖波阻抗，該類儲層用于描述固結良好的砂巖儲層；②下伏砂巖儲層波阻抗與上覆頁巖波阻抗接近，用于描述中等壓實和固結的砂巖儲層；③下伏砂巖儲層波阻抗小于上覆頁巖波阻抗，該類儲層代表未固結或者固結差的砂巖儲層。對于每一個試驗模型，儲層由相同巖石骨架的薄層構成，且飽含鹽水層和飽含氣層交替排列。盡管層狀模型可能不符合實際情況，但是層狀模型較好地描述了與White周期層狀非飽和狀態(tài)模型[1]有密切聯(lián)系的吸收。

砂巖顆粒的體積模量為38GPa，密度為2.65g/cm3。根據(jù)3類砂巖儲層的特征，設計3個對應模型，其3類砂巖儲層巖石骨架和孔隙流體的物性參數(shù)見表1[2]。表1中，Kdry和Gdry為干燥巖石的體積模量和剪切模量； 為孔隙度；K為滲透率；cm為曲度參數(shù)；a為孔隙尺度因子；K、ρ、η分別為孔隙流體的體積模量、密度和黏滯系數(shù)；下標g和w代表孔隙中流體成分為氣和水。由于假設上覆頁巖無吸收和頻散，因此上覆頁巖參數(shù)相對簡單，其參數(shù)見表2。表2中，vp和vs分別為縱波速度和橫波速度。

表1 巖石骨架及孔隙流體的物性參數(shù)

當飽含氣層厚度d1和飽含水層厚度d2均等于1m時，利用Biot理論模型預測多孔彈性介質吸收和頻散的運動方程[3～7]可計算獲得孔隙介質的相速度和品質因子倒數(shù) （1/Q）隨頻率變化的曲線（如圖1、2）。圖1、2表明，模型3未固結砂巖具有最強的速度頻散和吸收，其次是中等壓實程度的砂巖 （模型2），模型1砂巖的速度頻散和吸收最弱。頻率影響相速度和吸收的頻段主要集中在低頻段。3類模型砂巖的相速度均表現(xiàn)為隨著頻率的增加而增加，頻率越低相速度的變化越大，高頻段相速度隨頻率變化緩慢，逐漸趨于一個極大值。3類模型砂巖均表現(xiàn)為低頻對吸收影響較大，并在某個低頻處出現(xiàn)最強吸收 （圖2中箭頭標記處），但隨著頻率逐漸增加，吸收逐漸減弱且趨于穩(wěn)定。

圖1 相速度隨頻率變化的曲線

圖2 1/Q隨頻率變化的曲線

表2 上覆頁巖物性參數(shù)

計算獲得的縱波法向入射反射系數(shù)的振幅絕對值和相位角隨頻率變化曲線見圖3、4所示。模型1中，儲層砂巖具有壓實程度高、孔隙度和滲透率低的特點，巖石的頻散和吸收相對于中等壓實和未壓實砂巖的頻散和吸收小。在零頻率時，砂巖波阻抗值高于上覆蓋層波阻抗值，而相速度隨著頻率逐漸增加而增加，使得波阻抗差異隨著頻率增加而增加，因此反射系數(shù)振幅隨著頻率增加而增加。頻率從1Hz至100Hz，反射系數(shù)振幅增加約0.008。由于頻散微弱，致使相位角隨頻率變化相應微弱，且在所有的頻率上均為較小的正值。

圖3 反射系數(shù)振幅絕對值隨頻率變化的曲線

圖4 相位角隨頻率變化的曲線

對于模型2，砂巖具有中等壓實、中等孔隙度和較好滲透率的特征，其巖石的吸收和速度頻散比模型1中的大。頻率從1Hz至100Hz，相速度增加約145m/s。在零頻率時，砂巖波阻抗略低于上覆巖層波阻抗。由于速度頻散，相速度隨著頻率增加而增加，致使砂巖波阻抗隨頻率的增加而逐漸增加。因此從低頻到高頻相位發(fā)生反轉，從負轉向正 （圖4中箭頭標記處）。

對于模型3，在零頻率時，砂巖波阻抗比上覆巖層的波阻抗小很多，相速度頻散強，頻率從1Hz至100Hz，相速度增加約210m/s。隨著頻率的增加相速度增加，致使砂巖的波阻抗與上覆泥巖波阻抗差異減小，因此反射系數(shù)振幅減少。頻率從1Hz至100Hz，反射系數(shù)振幅絕對值減少約0.08；所有與頻率相關的相位角均為較小的負值。

厚度d1＝d2交替組成的儲層模型相當于儲層含水飽和度為50%的情況。為了分析不同飽和狀態(tài)時介質的吸收對反射系數(shù)和相位角影響的效果，可以利用飽含氣和飽含水層厚度的不同來定性地分析吸收對反射系數(shù)和相位角影響的效果[23]。當d1＝0.5m，d2＝1m時，計算獲得的3類儲層相速度、1/Q、反射系數(shù)振幅絕對值和相位角隨頻率的變化曲線如圖5所示。當d1＝1.5m，d2＝0.8m時，計算獲得的3類儲層相速度、吸收、法向反射系數(shù)振幅絕對值和相位角隨頻率變化的曲線如圖6所示。圖5、6表明，d1和d2差異（即含水飽和度的不同）對3個模型的相速度、1/Q和反射系數(shù)振幅絕對值隨頻率變化趨勢的影響較小，僅在各個參數(shù)趨于穩(wěn)定的頻率發(fā)生變化，隨著含水飽和度的增加頻率趨于穩(wěn)定增大，但在低頻段對各個參數(shù)的變化率影響較大；d1和d2的變化對模型1和模型3的相位角影響不大，而對模型2的相位角有較大影響，即對于模型2代表的儲層類型，由于含水飽和度的不同，可能導致在地震波的有效頻帶內，觀察不到相位的反轉。

圖5 相速度、1/Q、反射系數(shù)振幅絕對值和相位角隨頻率變化的曲線 （d1＝0.5m，d2＝1m）

圖6 相速度、1/Q、反射系數(shù)振幅絕對值和相位角隨頻率變化的曲線 （d1＝1.5m，d2＝0.8m）

由于3個模型中水的黏滯系數(shù)均是氣的黏滯系數(shù)的100倍以上，致使d2增加時（含水飽和度增加），相速度、1/Q和反射系數(shù)振幅絕對值隨頻率變化的變化率增加，即儲層孔隙中包含黏滯系數(shù)越大的流體，其相速度、1/Q和反射系數(shù)振幅絕對值在低頻段形成的異常越強。模型2中，飽含流體的黏滯系數(shù)越大，發(fā)生相位反轉的頻率向低頻段移動，即在地震波有效頻帶內，相位發(fā)生反轉的可能性越大。

由于孔隙中流體的相對流動才能促使地震波能量衰減，導致速度頻散。Michael等[8]利用巖石物理試驗證實了，甚至在地震頻帶內，低的流體流動可能產生強烈的速度頻散?？刂屏黧w流動特征的參數(shù)主要是巖石的滲透率和孔隙中流體的黏滯性。Michael等[8]利用巖石物理試驗證實了流體的黏滯系數(shù)隨著溫度的上升急劇降低，呈指數(shù)降低的趨勢。相對于巖石的滲透率對流體流動的影響，流體的黏滯性對流體的影響較小。根據(jù)Biot理論模型運動方程[3～7]和Trapeznikova建立的縱波法向入射到兩種吸收介質之間界面的反射系數(shù)和相位角的公式[9]及表1的參數(shù)，筆者探討了巖石滲透率的變化對相速度、1/Q、反射系數(shù)振幅和相位角隨頻率的影響。圖7（a）、（b）和 （c）分別為3個模型的各個參數(shù)隨滲透率變化時，以頻率為變量的特征曲線 （箭頭指示了滲透率增大的方向）。圖7表明，隨著巖石滲透率減小，即孔隙內流體的流動能力降低，孔隙內壓力達到平衡所需的時間增加，致使發(fā)生頻散和高吸收的頻率更低，可能超出地震波的有效頻帶。因此巖石的滲透率控制著速度頻散和強吸收是否在地震波的有效頻帶內發(fā)生，其分析結果與Michael等[8]利用巖石物理試驗獲得結果是一致的。

圖7 滲透率對各個參數(shù)的影響

3 儲層流體識別準則和步驟

根據(jù)縱波法向入射時，反射系數(shù)振幅和相位角隨頻率變化的特征，可以將振幅和相位角隨頻率變化曲線劃分為3類：低頻暗點消失儲層 （模型1），相位可能反轉儲層 （模型2），低頻亮點儲層 （模型3）。

3.1 識別準則

根據(jù)吸收和速度頻散引起的3類儲層頂部反射系數(shù)振幅和相位角的變化規(guī)律，建立基于自激自收地震數(shù)據(jù)識別3類儲層流體的識別準則。為了避免大的濾波作用、擴散作用、儲層上覆地層吸收等因素對激發(fā)地震子波影響的非一致性，假設到達儲層頂部反射界面的子波特征相對穩(wěn)定。在地震頻帶范圍內，3類儲層流體識別準則如表3。

表3 3類儲層流體識別準則

3.2 識別步驟

基于吸收和速度頻散特征的儲層流體識別的主要步驟為：

1）利用研究區(qū)內鉆井和測井資料分析儲層類型。

2）利用測井或者巖石物理測試評價儲層的滲透率。

3）地震資料相對振幅保持處理，盡可能保持地震波信號的頻寬和頻譜中的低頻信息成分。

4）根據(jù)合成記錄標定儲層在地震剖面上的位置，追蹤相應層位，并提取儲層頂部反射界面的地震子波。

5）利用瞬時譜分解技術提取儲層頂部反射層位處與角頻率相關的瞬時振幅譜和瞬時相位譜。

6）利用子波振幅譜對提取的瞬時振幅譜進行加權處理，獲得反射系數(shù)瞬時振幅譜。

7）利用識別準則分析加權處理后的瞬時振幅譜或瞬時相位譜，或者兩者結合確定儲層流體的橫向展布。

4 實例分析

為了檢驗利用吸收和速度頻散特征識別儲層流體的有效性，利用上述流體識別準則及識別步驟對塔河油田S區(qū)塊的三維地震數(shù)據(jù)進行了處理和分析。地震數(shù)據(jù)的采樣率為2ms，主頻率約35Hz。圖8是從三維數(shù)據(jù)體中抽取的過THN1井的垂直地震剖面，圖8中標注了T64的位置，T64為中三疊統(tǒng)阿克庫勒組三段 （T2a3）對應的地震反射波組，黑色曲線為THN1井的合成記錄。儲層位于T64的下方 （箭頭指示段），即T64層位為上覆泥巖與下伏含氣砂巖的反射界面。圖9為THN1鉆井的測井曲線圖，曲線包括自然電位（Usp）、密度（ρ）、縱波速度（vp）和計算的縱波阻抗（Zp）。該井中含油氣砂巖段儲層厚度約11m，波阻抗約為679kg/（s·cm2）。上覆泥巖層厚度約為45m，波阻抗約為810kg/（s·cm2）。根據(jù)波阻抗差異，該地區(qū)的儲層屬于前述的第3類儲層。根據(jù)測井和巖心薄片統(tǒng)計分析，該儲層的滲透率約為0.35mD。

圖8 過THN1井的垂直地震剖面

圖9 THN1井測井曲線

測井分析表明，該地區(qū)縱波阻抗能較好地區(qū)分砂巖和泥巖，圖10是沿T64層提取的縱波阻抗切片，相變明顯 （黑色實線所示），有利相帶內砂巖分布范圍廣，但其流體分布特征雜亂，難以直接識別和解釋，而從利用上述原理生成的反射系數(shù)瞬時振幅譜數(shù)據(jù)體抽取的12Hz和8Hz沿T64層的單頻切片中（圖11），THN1井鉆遇的含氣砂體在沿T64層的反射系數(shù)低頻瞬時振幅切片中表現(xiàn)為強能量 （圖11中虛線框內），且8Hz切片中的能量強于12Hz切片中的能量，與第3類儲層流體判別準則相符，即反射系數(shù)振幅隨頻率的增大而減小。而在8Hz和12Hz切片中能量中西北方向上的大片高能量區(qū)位于相變線以外的區(qū)域，利用沉積相分析可以判斷該高異常區(qū)可能不是油氣的因素造成的?？梢娫诜瓷湎禂?shù)低頻瞬時振幅單頻切片中目的層的流體特征突出地展現(xiàn)出來了，清晰地展布了砂巖體中含氣分布范圍，其分布形態(tài)完整、邊緣清楚、橫向非均質性亦清晰可見，但這些特征信息在原始切片和波阻抗切片中并不明顯。圖11中虛線框內展布的氣藏已被多口鉆井的地質資料所證實，并已確定是一個高產氣藏。

圖10 沿T64層縱波阻抗切片

圖11 沿T64層反射系數(shù)瞬時振幅譜單頻切片

5 結 語

White的周期層狀非飽和模型理論和Biot孔隙彈性理論表明，當縱波從非頻散介質法向入射至頻散介質時，反射系數(shù)振幅和相位角會隨頻率發(fā)生規(guī)律性的變化。根據(jù)反射系數(shù)振幅和相位角隨頻率的變化特征，可以將含流體儲層分為3類。儲層頂部反射系數(shù)振幅和相位角隨頻率變化特征表明，在某種程度上，利用疊后地震數(shù)據(jù)識別流體是可行的，可以作為儲層中流體識別的一個依據(jù)，并證實地震資料處理中，合理地保留較低頻率成分信息的重要性。實例分析表明，巖性、儲層和地震資料處理技術應用的不合理均可導致反射系數(shù)低頻強異常，因此在一定的條件下，利用儲層頂界面反射系數(shù)的異常特征識別儲層中的流體時，應與沉積相、地震相、阻抗反演等技術相結合，多項技術研究結果相互印證，降低其多解性。此外，基于周期層狀非飽和模型理論計算反射系數(shù)振幅和相位角隨頻率的變化時，考慮了薄層、薄互層流體對其的影響，因此為薄層或者薄互層儲層流體識別提供了新的理論參考，具有重要的實際應用價值。

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