中生界波阻抗疊置砂泥巖的孔隙度預測
——以北黃海盆地X區塊為例

萬曉明，王嘹亮，劉金萍，簡曉玲，柴祎（國土資源部a.海底礦產資源重點實驗室；b.廣州海洋地質調查局，廣州510075）

中生界波阻抗疊置砂泥巖的孔隙度預測
——以北黃海盆地X區塊為例

萬曉明，王嘹亮，劉金萍，簡曉玲，柴祎
（國土資源部a.海底礦產資源重點實驗室；b.廣州海洋地質調查局，廣州510075）

北黃海盆地X區塊中生界目的層具有埋深大、儲集層致密、縱橫向變化快的特點。根據測井資料統計分析，中生界目的層砂泥巖縱波速度接近，縱波阻抗分布范圍疊置，利用常規波阻抗反演方法難以有效區分砂泥巖，更無法準確預測砂巖儲集層的孔隙度。為解決砂泥巖波阻抗疊置區孔隙度的預測問題，探索性地采用了以下方法：①利用巖性敏感曲線重構聲波時差曲線，并進行反演；②通過曲線重構反演的方法區分砂泥巖，再利用砂巖骨架約束原始波阻抗反演數據，得到砂巖原始真實的波阻抗值，進而根據原始波阻抗與孔隙度的關系式將砂巖波阻抗轉化為孔隙度。該方法在研究區取得了較好的應用效果。

北黃海盆地；波阻抗疊置；曲線重構；孔隙度；波阻抗反演

目前預測孔隙度的方法主要是基于測井和地震資料，可分為2大類：一是直接依靠地震資料進行孔隙度預測的方法，如層速度及剩余層速度求取、地震多屬性預測，地震屬性與儲集層孔隙度關系等[1-2]；二是結合鉆井和測井資料聯合地震反演的預測方法，依據測井數據在地震反演中的作用，反演方法可細分為無井反演、測井約束反演、地質統計學反演等[3]。北黃海盆地X區塊儲集層致密，地震屬性與孔隙度間無良好的巖石物性對應關系，依靠地震資料難以直接求取砂巖儲集層的孔隙度。此外，在勘探開發初期，區內鉆井和測井資料有限。本文借助測井約束反演，以波阻抗為基礎進行孔隙度等儲集層參數預測。實例研究證明，此種方法參數估算比地震振幅等屬性求取方法更為準確可靠[4]。

1　研究區概況

X區塊位于北黃海盆地東部凹陷，其目的層為下白堊統和上侏羅統儲集層，沉積環境為三角洲—湖泊沉積體系，三角洲平原、沖積扇、近岸水下扇等為其主要儲集相帶。上述儲集層具有3大特征：①北黃海盆地東部凹陷面積較小，沉積物搬運距離有限，因而儲集層巖性較為混雜，發育有砂礫巖、粗砂巖、細砂巖、粉砂巖等多種巖性，儲集層縱向和橫向非均質性強；②受機械壓實作用和后期成巖作用改造的影響，儲集層較為致密，物性普遍較差，孔隙度一般在3%~10%，屬于低孔特低滲型儲集層；③目的層埋藏較深，砂泥巖縱波速度接近，波阻抗疊置[5-6]。

2　預測方法與流程

針對北黃海盆地X區塊下白堊統和上侏羅統儲集層的特征，重構聲波時差巖性特征曲線，以有效解決砂泥巖波阻抗疊置問題，利用曲線重構反演的方法預測全區砂泥巖[7]。通過砂巖原始波阻抗與孔隙度的關系估算其孔隙度，從而解決砂泥巖波阻抗疊置區的孔隙度預測問題，其具體流程如下（圖1）。

圖1　孔隙度預測技術流程

3　波阻抗疊置區砂巖預測

3.1巖性敏感曲線重構

針對研究區砂泥巖波阻抗疊置區常規反演方法難以有效預測儲集層的問題，采用了巖性特征曲線重構反演方法。該技術綜合了有利于目標儲集層預測的相關信息，通過重構擬合以獲得一條更能突出儲集層、更具辨識度的特征曲線[8-9]。

結合研究區的測井、錄井資料，分別對自然電位、自然伽馬、電阻率以及聲波時差曲線對巖性識別的敏感性進行分析。研究表明，泥巖自然伽馬通常大于100 API，砂巖自然伽馬為45~70 API，礫巖自然伽馬略低于砂巖。泥巖電阻率為8~30Ω·m，深、淺側向電阻率基本重合，砂巖電阻率為25~200Ω·m，深、淺側向電阻率有幅度差，礫巖電阻率一般高于相同物性的砂巖（圖2）。分析認為自然伽馬、電阻率和自然電位3種曲線對研究區巖性具有良好的識別度。此外，研究區目的層巖性主要以砂泥巖為主，部分井段鉆遇了極少的灰巖與火成巖，對砂泥巖識別的影響較小。

自然電位、自然伽馬、電阻率等曲線雖然能直接反映地層的巖性，但與地震反射沒有直接對應關系。為此，需分析此類曲線與聲波時差曲線的相關性，建立二者的關系。多井曲線相關系數統計結果顯示，不同井自然伽馬、電阻率和自然電位與聲波時差相關性較好（表1）。故以此為基礎利用測井技術信息加權法，將電阻率、自然電位、自然伽馬測井數值按給定的加權法對聲波時差曲線進行重構處理[7]。經過反復試驗對比，確定擬合公式為

圖2　W1井測井巖性與電性剖面

表1　研究區電阻率、自然電位、自然伽馬與聲波時差曲線相關系數統計

式中Δt——重構后的聲波時差，μs/m；

Rt——電阻率，Ω·m；

Gr——自然伽馬，API；

SP——自然電位，mV.

圖3為研究區3口井曲線重構前后的砂泥巖縱波阻抗分布直方圖。重構后縱波阻抗曲線砂泥巖疊置區大幅減小，較之原始縱波阻抗有效提高了巖性辨識度，因而利用重構曲線進行測井約束稀疏脈沖波阻抗反演，相當于在反演中加入了巖性信息的控制，這與測井約束反演的根本宗旨是一致的[10]，所獲結果能夠真實地反映研究區砂泥巖分布。與此同時，從重構后縱波阻抗曲線直方圖可以確定重構后的砂巖識別門檻值應為1.05×107kg/m3·m/s.

3.2基于曲線重構的波阻抗反演預測

曲線重構反演是在初始層位標定獲得時深關系的基礎上，應用重構獲取的擬聲波曲線，保持時深關系不變，調整子波等有關參數，建立低頻模型，最終實現反演預測[5，11]。在該過程中，重構曲線對建立合理的波阻抗初始約束模型至關重要。結合X區塊下白堊統和上侏羅統地質特征，以此為約束實現重構曲線數據的內插和外推。該技術所建立的波阻抗初始模型與實際地質規律相符，反演結果應與實際地質認識吻合程度高[12]。

圖3　砂泥巖縱波阻抗分布直方圖

過W1井和W2井波阻抗重構反演剖面（圖4）中，縱波阻抗大于1.05×107kg/m3·m/s的層段為砂巖層，反演結果與自然伽馬測井指示的砂巖層段高度吻合。W 1井左側斜坡帶上砂體尖滅點清楚，薄層特征明顯。W 1井揭示上侏羅統上段（S2界面與S3界面之間）為一套厚度較大、純度較高的泥巖層，反演結果上該套泥巖縱波阻抗極低。W 2井于上侏羅統上段鉆遇一套火成巖，位于S2界面與S3界面之間高波阻抗層段的頂部，其縱波阻抗高達1.65×107kg/m3·m/s.其下部為一套砂泥巖互層，為中高波阻抗特征。反演結果顯示，研究區W1井以西斜坡帶砂體發育連續。W2井所處的構造隆起帶由于受構造、剝蝕、火成巖侵入影響，其砂體雜亂，發育規模較小。整體上，反演結果與鉆井所揭示的地質認識吻合，且與地震反射特征具有良好一致性。

圖4　過W1井與W2井波阻抗重構反演剖面

4　孔隙度預測

4.1孔隙度與縱波阻抗的關系

鉆井揭示下白堊統多套儲集層發育次生孔隙，如W1井下白堊統2 413—2 426m，2 445—2 469m，2 544—2 588m，2 618—2 656m等儲集層段。而上侏羅統次生孔隙發育相對較差。因此，針對研究區儲集層的特征以及下白堊統與上侏羅統的差異，圖5將縱波阻抗與孔隙度進行分段交會，并以分層段擬合的方式，求取了下白堊統與上侏羅統儲集層縱波阻抗與孔隙度的關系式。

值得注意的是重構聲波時差曲線主要是為了突出巖性信息，提高巖性識別度，實際上在一定程度上改變了地層真實的速度與波阻抗特征。研究區孔隙度數據是基于原始真實的三孔隙度曲線（中子、聲波時差、密度）計算所得，若將重構聲波時差獲取的波阻抗與孔隙度交會分析，其關系固然失真，且交會分析結果表明重構的波阻抗與孔隙度相關性相對較差。因此，采取原始波阻抗與孔隙度交會分析，以獲得目的層儲集層縱波阻抗與孔隙度的關系。下白堊統縱波阻抗與孔隙度相關系數為0.926，關系式擬合誤差為0.011 7；上侏羅統相關系數為0.849，關系式擬合誤差為0.015 3.下白堊統、上侏羅統擬合公式分別為

式中?K，?J——分別為下白堊統、上侏羅統孔隙度，%；

Ip——縱波阻抗，kg/m3·m/s.

圖5　研究區縱波阻抗與孔隙度交會圖

4.2預測效果分析與探討

重構反演在一定程度改變了地層真實的速度與波阻抗特征，故不可利用原始縱波阻抗與孔隙度的關系式直接轉換重構反演結果。因此，利用重構反演結果，以1.05×107kg/m3·m/s為門檻值剔除泥巖，將所獲砂巖骨架約束原始縱波阻抗反演結果，從而得到砂巖原始真實的波阻抗數據，最后對其進行孔隙度轉換。

圖7為重構縱波阻抗與原始縱波阻抗反演結果轉換所得的孔隙度剖面。對比分析表明，W1井鉆遇的3套砂層組重構反演預測孔隙度均低于測井解釋孔隙度，而原始縱波阻抗反演預測結果與鉆井孔隙度吻合程度更高。下白堊統儲集層重構反演孔隙度主要為5%~8%，上侏羅統則更低，為3%~6%.下白堊統原始曲線反演預測孔隙度為6%~12%，上侏羅統為4%~8%.重構反演預測結果比原始曲線反演結果整體偏低，其主要原因是重構反演一定程度上增大了砂巖等儲集層的速度、波阻抗等信息。對比鉆井結果，原始曲線反演預測孔隙度與實際鉆井情況更為相符。

孔隙度預測誤差主要有3個方面：一是反演誤差，基礎數據采集處理存在的誤差以及反演過程中引起的誤差均會導致反演最終結果存在誤差；二是縱波阻抗與測井孔隙度關系式擬合誤差；三是測井孔隙度計算誤差，測井孔隙度主要依靠三孔隙度曲線計算獲得，與巖心實測獲得的真實孔隙度仍存在差異。因此，統計對比各井所鉆遇主要砂層組預測平均孔隙度與測井解釋平均孔隙度、巖心實測平均孔隙度（表2），定量分析其誤差范圍，才能客觀評價預測效果。

圖6　研究區重構縱波阻抗與原始縱波阻抗反演孔隙度預測剖面

誤差統計結果顯示，W 1井和W 3井所鉆遇的砂層組孔隙度平均預測絕對誤差均小于1%.W2井的W 2_Sand1砂層組與W 2_Sand3砂層組預測誤差較大，分析認為W2井所處區域地質條件復雜，成巖作用加強。W2_Sand1砂層組之上S1界面為區域不整合面，剝蝕厚度大，W 2_Sand3砂層組頂部有火成巖侵入，以上因素在一定程度上改變了儲集層物性的原有規律，最終導致預測誤差較大。與此同時，與取心井段實測平均孔隙度比較表明，除W2_Sand4和W3_Sand4兩套砂層組絕對誤差達到1.5%左右，其他砂層組誤差仍保持在較小的范圍之內。分析認為W 2_Sand4，W3_Sand4兩套砂層組埋藏相對較深，最大埋深達3 450m以上，且自身孔隙度相對更低，如W 3_Sand4巖心實測孔隙度不足5%，該因素增加了孔隙度預測的難度，從而導致預測誤差較大。整體而言，絕大部分預測誤差均在可控范圍之內，各砂層組預測孔隙度與測井、實測孔隙度變化趨勢一致。

表2　研究區各砂組平均孔隙度預測誤差統計

綜上所述，曲線重構技術是解決砂泥巖波阻抗疊置問題并進行儲集層物性預測的一種有效方法。該方法預測的孔隙度整體上與測井解釋孔隙度及巖心實測孔隙度變化趨勢相同，具有良好的一致性，其預測結果是指示儲集層物性優劣的可靠依據。

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Porosity Prediction ofM esozoic Sandstone and M udstonew ith Overlapped W ave Impedance:A Case Study ofX Block in North Yellow Sea Basin

WANXiaoming,WANG Liaoliang,LIU Jinping,JIANXiaoling,CHAIYi
(Ministry ofLand and Resources,a.Key Laboratory ofMarine MineralResources;b.Guangzhou Marine Geological Survey, Guangzhou,Guangdong 510075,China)

The targetzones ofthe Mesozoic in X block in North Yellow Sea basin are characterized by deep,tightand vertically-horizontal?ly varied reservoirs.According to the statistical analysis of logging data,the velocities ofsandstone and mudstone in the target zones are similar,and the distribution range ofP?wave impedance is overlapped.This paperproposed a set ofapproaches for dealingwith the prob?lem ofprediction ofreservoirporosity in sandstone andmudstonewith overlapped wave impedance:1)using sensitive lithology curve to re?construct interval transit time curve and then take inversion;2)distinguishing the sandstone andmudstone by reconstruction and inversion ofinterval transit time curve,obtaining the originalwave impedance value ofthe sandstone by using sandstonematrix constraining and in?version data;3)based on the relationship between the originalwave impedance and porosity,convert the sandstonewave impedance into po?rosity.The case study showsgood results in application ofthismethod to thisarea.

North Yellow Sea basin;wave impedance overlap;curve reconstruction;porosity;wave impedance inversion

P631.825

A

1001-3873（2015）05-0545-05

10.7657/XJPG20150508

2014-12-05

2015-06-09

國家自然科學基金（41302100）

萬曉明（1984-），男，湖北黃岡人，工程師，碩士，石油物探，（Tel）020-82251833（E-mail）daozhong09@163.com.