三维区卡拉沙依组砂泥岩段地震反演储层识别

许璟，蒲仁海

(1.延长石油(集团)有限责任公司，陕西 西安 710075；2.大陆动力学国家重点实验室 西北大学，陕西 西安 710069）

引言

研究区位于塔里木盆地塔中地区卡塔克隆起西倾末端的卡1区块内，北与阿瓦提坳陷、西与巴楚隆起相临，东与塔中Ⅰ号断裂带、南与塔中Ⅱ号断裂带相临（图 1）。塔中地区处于环满加尔、阿瓦提及塘古巴斯复式油气系统交汇叠合部位，是塔里木盆地油气富集区，目前发现程度较低，具有巨大的勘探潜力。卡1区块是中石化在塔中地区新登记的重点勘探区块之一[1]。盆地石炭系含油气砂岩储层段主要分布于卡拉沙依组砂泥岩段，近年来有多口井在该储层段中已获工业油气流或见到较好的油气显示[2]。从各井钻遇的储层来看，卡1区块卡拉沙依组砂泥岩段砂、泥岩相互叠置，砂岩平面变化较快，储层非均质

图1 塔中地区卡1三维区位置

性较强,有利于形成岩性油气藏，但目前还未作为一个单独的开发层系进行开发，因此研究储层砂体的的空间展布规律是解决该段油藏勘探开发问题的关键。

前期对塔里木盆地台盆区卡拉沙依组砂泥岩段的沉积环境及古盐度的研究工作表明，该段储层在塔中地区发育陆相的三角洲—河流相沉积[3-4]。在前期工作的基础上，利用测井约束地震反演技术对该段在塔中卡1三维区的储层砂体平面展布进行详细的刻画，为勘探开发井位部署提供重要的依据。

1 研究区进行测井约束地震反演的可行性分析

通过研究区三维地震资料频谱的统计结果可知，目的层主频为30～35Hz。受地震频带宽度的限制，采用普通地震资料直接进行反演，如利用振幅等属性来识别储层，其分辨率和精度均不适合油田薄砂层的勘探开发。而测井约束三维地震反演技术是以地震精细解释层位为依据，利用测井中所得的声波时差、密度、自然伽玛等参数作为反演地震数据体的约束条件，采用模型优选迭代扰动算法，从井点出发内插外推，形成初始波阻抗模型，再不断修改地质模型，使由模型正演得到的合成地震数据与实际地震数据相吻合，进而得到最终的反演结果[5-7]。因此测井约束地震反演可将测井垂向上的高分辨率与地震在横向上的连续性相结合。根据Stephens等[8]的研究，用测井约束的地震反演可识别1/3调谐厚度的薄层，这意味着利用测井约束的地震反演可大大提高对薄层砂体的预测精度。

卡拉沙依组自下而上可划分为：泥岩段、砂泥岩段及含灰岩段，其中砂泥岩段为主要储层段。研究区卡拉沙依组砂泥岩段主要发育灰色、褐色中—粗砂岩，细砂岩夹泥岩，个别井（中16、中1井）地处火山口附近，还发育火山岩（图2）。

图2 卡1三维区卡拉沙依组砂泥岩段连井地层剖面

波阻抗是岩层波速与密度的乘积，从研究区6口钻井的测井曲线上看（图2），砂、泥岩的声波时差值集中在 250～340μ s/m，声波时差测井曲线不能有效地区分砂、泥岩；但砂泥岩与火山岩声波时差差异较大，火山岩的声波时差值明显变小[9]，一般为160～240μ s/m，可与砂泥岩区分。因此在研究区，波阻抗反演较难对砂、泥岩进行有效的判别，但可明显的识别出火山岩。而自然伽马反映了岩层的放射性强度，其主要取决于岩层的泥质含量。从钻井的自然伽马测井曲线上看，砂体与泥岩的自然伽马差异较大，砂岩的自然伽马为相对低值，可明显与泥岩区分。

波阻抗地震反演是相对成熟的地震反演技术，应用较为广泛[10-11]。而在波阻抗和其他参数反演中，作为主因子之一的自然伽马反演数据体对储层的预测和砂体形态的识别具有良好的效果[12]。在测井约束地震反演中，地震道是由不同权重因子的速度、密度及自然伽马测井主分量的非线性拟合而得，反演出的自然伽马数据体不是简单的井间线性内插，而相当于从振幅道中反推出一个自然伽马主分量，因此可信度较高[13]。

综上所述，在本次反演思路制丁上，将测井约束三维地震波阻抗和自然伽马反演两者结合，可有效区分研究区目的层段非储层泥岩及局部发育的火山岩，对砂岩储层进行有效识别。反演过程在Jason软件中完成。

2 测井约束地震反演的主要流程

2.1 测井曲线归一化处理

由于测井时采用的仪器类型及测井时间等因素的影响，往往会产生误差[14-15]，应对不同钻井测得的声波时差、自然伽马测井曲线进行标准化处理。由于石炭系小海子组灰岩段在整个研究区内有稳定的沉积，致密纯灰岩段的声波时差、自然伽马的最小值基本一致并且稳定，故以此作为标准对测井曲线进行归一化处理。选用直方图法，对研究区6口井的灰岩标志层分别作声波时差、自然伽马曲线的直方图，统计最小值，结果显示这6口井的纯灰岩标志层声波时差最小值平均为164.4μs/m，自然伽马值最小值平均为17.1API。然后对这6口井声波时差、自然伽马测井曲线进行偏移校正，将曲线输出，作为反演测井曲线的输入。

2.2 子波提取与合成记录制作

卡1三维区地震资料目的层主频为30Hz，地震原始的纯波带资料为正极性，因此制做合成记录时，提取的应是正极性子波（接近零相位的子波）。且每口井的子波不能有太大差异，最后反演时参考的是每口井的平均子波。因此通过对比分析波组关系及相关性，在研究区层位标定过程中首先采用主频为30Hz的零相位子波，最终区内6口钻井完成层位标定的子波形态相似，有效频带较宽，在有效频带内相位接近0°，表明子波估算准确。

在制作合成记录过程中，为了准确卡取标志层，井旁道与合成道的对比分别在目的层的基础上向上、向下延伸。根据每口井提取的子波与声波测井数据分别制作合成记录，调节时深关系曲线,通过交互迭代，直到合成地震记录与井旁实际地震资料达到最佳匹配。

2.3 初始波阻抗模型的建立

基于精细标定并追踪好的地震层位及该区沉积模式建立的地层格架模型，利用区内所有井的声波时差、密度测井曲线约束井点处的波阻抗变化，建立接近地层情况的初始波阻抗模型。通过对多种Jason内插方法进行实验,由于研究区内钻井较少，因此选择“局部加权法”来建立初始波阻抗模型。

2.4 测井约束反演

Jason软件中可用于自然伽玛反演的有测井反演（InverMod）和地质统计模拟（StatMod）2个反演模块。而地质统计模拟需要大量的钻井，否则没有统计效应。根据研究区内有6口钻井及井位分布情况，选择测井反演模块（InverMod）较为合理。通过主因子分析、模型估算及正、反演迭代等，得到与实际地质体最接近的地质模型，获得了研究区目的层的波阻抗和自然伽马数据体，为后续储层识别提供了重要的属性信息。

3 反演结果分析

根据砂岩储层识别结果，选择波阻抗、自然伽玛进行反演。由于反演过程中加入了测井高频信息，反演剖面分辨率明显增高。为了利用该反演结果计算出砂岩含量与砂岩厚度，首先统计分析卡 1三维区卡拉沙依组砂泥岩段的声波时差和自然伽马等测井数据与砂岩含量的关系。第一步用目的层的自然伽马比值大致计算泥质含量，其值为[16]：

式中：GR为自然伽马值，API；GRmin为自然伽马最小值，API；GRmax为自然伽马最大值，API；β为自然伽马相对值；Vsh为泥质含量。

然后对研究区6口钻井，以声波时差（AC）、自然伽马（GR）和泥质含量（Vsh）作X、Y、Z轴三元交会图（图3）。图中显示声波时差很难区分砂泥岩。根据交会图可确定研究区目的层泥质含量（Vsh）小于20%的砂岩储层分布区的自然伽马上限值大多在75 API左右。

图3 卡1三维区卡拉沙依组砂泥岩段钻井AC/GR/Vsh交汇图

最后根据上述分析所得的判别砂岩储层的标准，即自然伽马值小于或等于 75 API，提取自然伽马反演数据体对应目的层的百分含量，可作为砂岩储层的百分含量。砂岩储层百分含量与该目的层段厚度的乘积即是该段的砂岩储层厚度，其中该目的层段的厚度约为小层时间厚度（单位为ms）的1/2与砂层速度的乘积，经统计研究区内砂层速度平均为3700m/s。在此基础上，根据测井、录井等资料，经过人工统计区内钻井的砂岩百分含量和厚度（表1）作为校正控制点，即可得出目的层的砂岩厚度平面图（图 4），图中钻井号旁数字为人工统计的该钻井砂岩厚度值（单位为m）。

表1 人工统计卡1三维区钻井砂岩厚度

图4 自然伽马反演卡拉沙依组砂泥岩段砂岩厚度

图5 卡拉沙依组砂泥岩段波阻抗反演

由于目的层在研究区局部地区出现火山岩（如中1、中16井）（图2），而火山岩的自然伽马值较低，与砂岩较难分开，而高速火山岩与低速砂泥岩的波阻抗差异很大。因此可在自然伽马反演结果的基础上，综合波阻抗反演结果，剔除掉反映火山岩的高波阻抗区，从而才能较准确的反应砂岩储层的展布情况。卡1三维区对波阻抗数据体提地震属性时经标准化的相对波阻抗的反演平面图（图5）显示，中1、中16井及其周边地区波阻抗值明显偏大，与钻井资料相吻合，因此从该图上可把呈亮蓝色的高波阻抗火山岩识别出来，进而在自然伽马反演计算的砂岩厚度平面图上分离出火山岩。

结合自然伽马与波阻抗反演结果可以看出（图4）：①该段砂岩在研究区的东南部较为发育，可见物源主要来自东南方；②盆地台盆区该段的沉积环境研究结果表明塔中地区发育三角洲—河流相沉积[3-4]，在研究区砂体呈朵叶状分布，可能为来自东南的三角洲朵体，三角洲朵体由多个分流河道组成，向北西方砂体厚度明显减少，这与该段在盆地台盆区东南部代表的冲积扇—河流相区域沉积环境相符合[3-4]；③由于该段地层较厚，砂体发育区内砂岩累加厚度较大，多在50m以上，因此图4中显示的分流河道应为多期河道叠加而成；④反演结果与井点一致性较好（表1，图4），如在分流河道上有钻遇的塔中46井，其砂岩百分含量约为47%，砂岩累计厚度达70m，单砂层厚度不均，而向北有钻遇的中12井、中17井、中11井砂岩百分含量、砂岩累加厚度逐渐变小，与反演结果基本吻合。

4 结论

（1）在塔中地区卡 1三维地震工区，对于局部发育火山岩的卡拉沙依组砂泥岩段，利用测井约束三维地震波阻抗与自然伽马反演相结合的方法，能有效区分出非储层泥岩及区内火山岩，可对砂岩储层的厚度及展布情况进行有效预测。

（2）基于反演结果所计算出的砂岩厚度横向变化明显，与井点统计砂厚吻合较好。研究区的东南部砂体较为发育，可能为来自东南方的三角洲朵体，砂体呈朵叶状分布，三角洲朵体由多个分流河道组成，分流河道应为多期河道叠加而成，砂体厚度向西北方明显变薄，显示其物源可能来自东南方向。

（3）卡拉沙依组砂泥岩段在塔河油田油气显示十分普遍，综合利用测井约束地震波阻抗与自然伽马反演进行储层识别的方法与结果对在塔中地区寻找中大型油气藏具有重要的参考意义。

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