刘俊州，孙赞东，刘正涛，孙永洋，董宁，夏红敏

（1．中国石化石油勘探开发研究院，北京100083；2．中国石油大学（北京）地质地球物理综合研究中心，北京102249）

技术方法

叠前同时反演在碳酸盐岩储层流体识别中的应用
——以塔河油田6区和7区为例

刘俊州1，孙赞东2，刘正涛2，孙永洋2，董宁1，夏红敏1

（1．中国石化石油勘探开发研究院，北京100083；2．中国石油大学（北京）地质地球物理综合研究中心，北京102249）

塔河油田6区和7区奥陶系次生碳酸盐岩溶蚀孔洞储层极其发育。无论溶蚀孔洞储层内部包含流体与否，纵波阻抗都表现为低阻抗特征，所以叠后反演得到的单一纵波阻抗并不能有效识别流体。叠前同时反演能够获得除纵波信息外的横波信息，纵横波信息联合更有利于对流体进行区分。将叠前同时反演应用到塔河油田6区和7区，得到纵波阻抗、横波阻抗及纵横波速度比（vp/vs）等弹性参数，经过岩石物理分析，最终选取纵波阻抗和vp/vs交会可划分出含油储层和含水储层，从而得到该区流体分布特征。预测结果与实际钻井信息吻合度达到72.7%，反演可靠性较强。

碳酸盐岩；溶蚀孔洞；流体识别；叠前同时反演；纵横波速度比

0　引言

叠后反演经历了近30年的发展，已成为一门比较成熟的技术。然而叠后反演是在叠加资料的基础上进行的，叠加隐藏了振幅随偏移距变化（AVO）的重要信息，并可能会导致振幅解释的许多假象。为了获取潜在的AVO效应，Connolly［1］提出了弹性阻抗概念。随后，Whitcombe等［2］对弹性阻抗进行了扩展，并应用于流体与岩性预测。近年来，随着能够获取弹性参数的叠前同时反演商业软件在石油勘探领域的迅速推广和使用，叠前同时反演在油气预测中的作用日益重要。在国内，叠前同时反演被广泛应用于储层和流体预测，并取得了较好的效果［3-5］。

叠后反演只能得到纵波阻抗信息，而叠前同时反演利用不同偏移距道集的地震资料，能得到纵、横波阻抗，密度，纵横波速度比（vp/vs）等多种弹性参数，降低了单纯利用纵波阻抗信息进行储层预测的多解性［6］，并提供了更多、更敏感的储层物性和流体性质的有效信息，从而提高了反演结果的可靠性。

塔河油田奥陶系非均质性次生碳酸盐岩溶洞是主要储集空间，而裂缝提供的储集空间有限，主要起渗滤作用。缝洞中的充填物约占全部缝洞空间的30%［7］，充填部位孔隙度极低，渗透性能极差，一般不具备流体特征。前人［8-10］主要针对非均质性储层进行研究，但随着勘探开发的深入，传统的储层预测已不能满足要求，进一步对储层流体进行识别就显得尤为重要。叠后反演得到的单一波阻抗剖面能识别地震剖面上较为明显的“串珠状”反射［11］，但不能对溶洞内流体充填情况进行判别。笔者从岩石物理研究出发，在叠前道集修饰性处理的基础上，利用叠前同时反演对塔河油田6区和7区奥陶系碳酸盐岩溶洞储层流体进行预测，所得结果与钻井数据吻合度达72.7%。

1　研究区概况

塔河油田位于塔里木盆地北部沙雅隆起中段南翼阿克库勒凸起中南端，西邻哈拉哈塘凹陷，东邻草湖凹陷，南接满加尔坳陷和顺托果勒隆起，北接雅克拉断凸起，总面积约750 km2［12］［图1（a）］。早奥陶世末的加里东中期运动使塔河地区形成一个向北抬升、向南倾没的阿克库勒鼻凸。海西早期地层整体大幅度抬升，剥蚀严重，可溶灰岩大面积出露，岩溶作用强烈，大型洞穴特别发育，多套洞穴储层叠置连片分布。洞穴发育纵向上分布在海西早期不整合面以下约250 m（约80 ms）的范围内。通过对塔河油田奥陶系600余口井钻遇溶洞情况统计表明，未充填大中型洞穴频率为44.9%，充填洞穴频率为29.6%［13］。

图1　塔河油田6区和7区位置（a）及奥陶系顶时间构造图（b）Fig.1　Position of district 6-7 in Tahe Oilfiled（a）and time structure map of Ordovician top boundary（b）

6区和7区位于塔河油田西北部，表层奥陶系上统全部被剥蚀，处于凸起高部位的一间房组全部被剥蚀，鹰山组上段部分地层被剥蚀；中下统岩溶古水系特别丰富，有利于形成有效的岩溶储层［14］［图1（b）］。6区和7区储集类型以溶洞为主，裂缝主要起改善和沟通溶洞的作用。大多数钻井都能靠酸化、压裂获得工业油气流，主要原因在于酸化、压裂等措施能够扩张或延伸原天然裂缝而使其有效沟通储层，使本来未钻遇溶洞储层的井能有效沟通溶洞储集体，从而获得较大产能。

2　叠前同时反演

叠前同时反演的基本原理是在多个分角度叠加数据体基础上，利用Zoeppritz方程或其近似方程进行同时反演，生成纵波阻抗、横波阻抗和密度数据体，并由此求取vp/vs等反映地下介质岩性、物性和含油气性的弹性参数［15-16］，从而对岩性和流体类型进行识别。

塔河油田6区和7区岩性为相对单一的纯灰岩，溶蚀作用形成的次生碳酸盐岩溶蚀孔洞与围岩存在明显阻抗差，在地震剖面上呈现“串珠状”反射，能用纵波阻抗识别。然而单一纵波阻抗并不能判别溶洞的流体充填情况，只有通过纵波阻抗、横波阻抗以及其他各种弹性参数之间的联合，才能有效地识别和区分流体。当溶蚀孔洞储层内部被泥质充填时，横波阻抗表现为低值特征，vp/vs变化不明显；当储层内部包含流体时，横波阻抗变化不明显，vp/vs表现为低值特征。这即是运用叠前同时反演获得弹性参数并进行流体识别的客观依据。获得弹性参数的步骤为：首先，通过对CRP道集作修饰性处理，在保证信噪比和反演稳定性的前提下，获得3-13，13-23以及23-33共3个分角度叠加数据体；然后，分别求取这3个分角度叠加数据体的地震子波，并在测井资料约束下反演，从而得到纵波阻抗、横波阻抗、密度、vp/vs等弹性参数。

2.1道集修饰性处理

研究区地表条件复杂，碳酸盐岩储层埋深多达5 000 m以上，非均质性强，地震资料品质低，各类干扰严重，常规处理后的CRP道集信噪比低，主要存在多次波、线性噪音以及低频干扰等问题。在实际情况下，叠前CRP道集的品质对叠前同时反演的影响远大于反演算法及其流程等因素的影响［17］。

为了获得适合叠前同时反演的高品质CRP道集，笔者针对研究区存在的主要问题，对道集进行了一系列的修饰性处理，主要包括去随机噪音，去多次波等处理。修饰性处理后的CRP道集同相轴更清晰，信噪比明显提高（图2）。

图2　修饰性处理前后CRP道集对比Fig.2　Comparison of CRP gathers before and after data conditioning processing

2.2横波速度预测

横波速度是叠前同时反演必不可少的参数，但塔河油田6区和7区所有井都不含横波资料。因此在岩石物理分析的基础上，利用相关井曲线进行横波预测显得十分重要。

针对研究区孔隙结构复杂多变，缝洞组合形式多样等特点，笔者最终选择适合多种孔隙形态的DEM-Gassmann岩石物理模型［18-19］进行横波预测。

2.3反演关键环节

2.3.1井震标定与子波提取

井震标定与子波提取作为叠前同时反演的关键环节，主要作用是提取反演子波和获取时深关系。反演子波直接影响褶积的效果，进而影响反演结果的准确性。一般情况下，在保证子波能量能够递减到0的前提下，子波的长度越短越好，研究区选取100 ms作为子波长度。在选择分析时窗时，为减小子波评估中的变化，分析时窗应尽可能长，但为了保持信号的稳定性，分析时窗又应尽可能短。所以一般情况下，选择300～500 ms的分析时窗，且要尽可能地把目的层包含在内。塔河油田6区和7区奥陶系测井曲线长度较短，需要加入奥陶系以上的测井曲线参与提取子波。井震标定过程中，以中角度叠加道集为标准，通过时深标定和子波提取的反复叠代，提取每1口井的近、中、远道子波，分别选取多口井中能量集中，旁瓣较小，相位稳定的近、中、远道子波进行平均，最终得到适合反演的3个分角度道集的子波。

2.3.2低频模型的建立

低频信息的构建是波阻抗反演中极为重要的技术环节，低频信息构建的准确与否，直接影响波阻抗反演结果的准确性［20］。叠前同时反演的低频分量主要来自于初始模型（低频模型）。传统的低频模型是通过标准化后的测井曲线进行内插而得到，但是岩溶作用导致研究区范围内碳酸盐岩非均质性强，钻井放空漏失严重，部分井段测井曲线严重失真。如果使用常规井插值建模，很难得到真实反映地层情况的初始模型。另外，研究区钻遇奥陶系的层段多小于250 m，目标层段时窗小，岩性相对单一。王晓梅等［21］针对类似的碳酸盐岩储层，提出了采用无井约束的单一值建模方法。综合考虑后，笔者最终选择采用单一值约束作为叠前同时反演的低频模型。

3　反演结果分析

笔者依据塔河油田6区和7区的实际地质情况，进行了岩石物理分析，最终优选了纵波阻抗和vp/vs交会来区分流体。依据分析结果，使用反演得到的数据体提取伪井曲线进行交会（图3），并在识别流体的过程中，参考了研究区的实际地质情况以及实际生产情况。

泥质充填井段无法用单一纵波阻抗区分，但横波阻抗对岩性敏感，泥质充填井段多表现为低的纵、横波阻抗，而vp/vs变化不明显。TK734井5 637～5 642 m（距离奥陶系顶62～156 m）测井解释结果为泥质充填，生产层段5 626～5 720 m为未建产（干层）。反演结果为低的纵波阻抗，vp/vs变化不大，不具备流体特征，反演结果与实际情况吻合（图4）。

图5（a）和图5（b）是2口高产井的反演结果与流体识别对比图，粉红色为预测的油分布区域，蓝色为预测的水分布区域。TK716井初期产油127.9 t/d，产水21.5 t/d，累计产油18.3万t，产水0.6万t（数据截止2011年6月），流体预测结果与实际情况吻合。TK745井5 572～5 678 m（距离奥陶系顶51～106 m）生产层段，初期产油158.3 t/d，产水0，累计产油9.72万t，产水0.57万t（数据截止2011年6月），流体预测结果与实际情况吻合。

图3　叠前同时反演纵波阻抗和纵横波速度比交会图Fig.3　Cross-plots of P-wave impedance and vp/vsfrompre-stack simultaneous inversion

图4　过TK734井反演剖面与井数据对比分析Fig.4　Comparison of inversion profile with well log data across TK734 well

图5　反演剖面与流体识别对比Fig.5　Comparison of inversion profile with fluid identification result

TK736井5 670～5 740 m（距离奥陶系顶133～203 m）生产层段，生产情况为未建产（水层）。反演结果显示为低的纵波阻抗和相对高的vp/vs，流体预测结果为水层［图5（c）～5（d）］，与生产情况一致。

依据图3的交会分析，通过计算得到研究区范围内流体分布图（图6）。从图6可以看出，相对构造高部位是油气的主要聚集区，在岩溶高区域油水呈带状或片状分布，多数钻井位置处于相对构造高部位而没有直接钻遇溶洞；在构造斜坡部位油水呈点状分布，钻井大多以直接钻遇溶洞为目的；在古水系发育的区域几乎没有油气分布。

图6　奥陶系顶向下0～80 ms预测流体分布（底图为奥陶系顶时间构造图）Fig.6　Predicted fluid distribution of 0～80 ms below Ordovician top boundary

塔河油田6区和7区70%以上油井完井后自然产能低或无自然产能，需要进行储层改造［22］。对于储集体距离井眼较远的油井，酸化、压裂后可获得较好的增产效果，但对储集体距离井筒大于160 m的井，酸化、压裂效果不明显［23］。在对反演结果进行统计的过程中，当溶洞距离井筒小于160 m，并且生产层段裂缝发育时，酸化、压裂时视为溶洞与井筒连通。预测结果与研究区内88口井实际试油及生产情况对比，吻合58口，较吻合12口，不吻合18口，吻合度达到72.7%，预测结果可靠性较强。

4　结论

（1）叠后反演只能得到单一纵波阻抗，无法有效区分储层流体。叠前同时反演能够获得除纵波信息外的横波信息，并由此计算得到多个弹性参数。通过岩石物理分析，优选敏感弹性参数交会能够更有效地进行流体识别。

（2）塔河油田6区和7区岩溶作用主要与古地貌、水动力条件有关，流体主要分布于岩溶相对较高部位，而在古水系发育的岩溶低洼部位，不是油气分布的有利区域。

（3）塔河油田6区和7区储集空间以碳酸盐岩溶洞为主，裂缝主要起到沟通溶洞的作用，所以裂缝发育特征是井位部署的一个重要参考依据。在流体识别的基础上进一步弄清裂缝发育情况有利于提高储层流体预测的准确性。

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（本文编辑：郭言青）

Application of pre-stack simultaneous inversion to fluid identification of carbonate reservoir:A case study from district 6-7 in Tahe Oilfield

LIU Junzhou1，SUN Zandong2，LIU Zhengtao2，SUN Yongyang2，DONG Ning1，XIA Hongmin1
（1.Research Institute of Exploration and Development，Sinopec，Beijing 100083，China；2.Laboratory for Integration of Geology and Geophysics，China University of Petroleum，Beijing 102249，China）

Ordoviciancarbonatedissolvedcavereservoirsarewidelydevelopedinthedistrict 6-7of Tahe Oilfield.The P-waveimpedanceislowwhether or not there are fluids within cave reservoir，so P-impedance acquired frompost-stack inversion is not enough to identify the filled materials effectively.Pre-stack simultaneous inversion can be used to obtain S-wave information except P-wave information outside，and the combination of P-wave and S-wave information is in favor of distinguishing fluid.Pre-stack simultaneous inversion is applied in the district 6-7 of Tahe Oilfield.Multiple elastic parameters are acquired，including P-wave impedance，S-wave impedance and vp/vs.Based on rock physic analysis，cross-plots of P-wave impedance and vp/vs were used to distinguish oil-bearing reservoir and predict the fluid distribution.The fit rate between prediction results and actual drilling data is 72.7%，which indicates the pre-stack simultaneousinversionispractical andreliable.

carbonaterock；dissolvedcave；fluididentification；pre-stacksimultaneousinversion；P-Swavevelocityratio

P631.4

A

1673-8926（2015）01-0102-06

2014-09-23；

2014-10-26

国家“十二五”重大科技专项“不同古地貌单元缝洞储集体定量描述研究”（编号：2011ZX05014-002-001）资助

刘俊州（1975-），男，硕士，高级工程师，主要从事储层预测等方面的研究工作。地址：（100083）北京市海淀区学院路31号。电话：（010）82312740。E-mail：liujz.syky@sinopec.com。