基于擴展彈性阻抗巖石物理分析技術在北康盆地含油氣性檢測中的應用

駱帥兵, 張 莉, 趙裕輝, 鄧 煒, 雷振宇, 帥慶偉

(1.自然資源部海底礦產資源重點實驗室，廣州海洋地質調查局，廣州 510075；2.英得賽斯科技(北京)有限公司，北京 100000)

0 引言

目前國外油氣公司在北康盆地已有數口鉆井，且發現油氣田。根據前人對該盆地的油氣資源評價可知，北康盆地具有很好的油氣地質條件[1-5]，初步估算該盆地油氣資源潛力巨大。

海上油氣勘探具有高成本、高風險性，因此，精準預測儲層及含油氣層具有重要的勘探開發實際意義。然而，利用地震資料來開展優質儲層預測及含油氣性檢測是一項綜合性強、與實際資料聯系緊密的工作[6-7]，隨著地震反演技術的發展，加入巖石物性參數進行儲層預測與含流體檢測成為油氣勘探中儲層品質及含油氣性判別的主要研究方向。對此，前人做了各方面大量研究，Zoeppritz提出了反射系數公式，在此基礎上國內、外眾多學者提出了其簡化式[8-9]；Fatti[10-14]提出了利用縱橫波阻抗表示的縱波反射系數方程，該方程廣泛運用于油氣勘探階段；Russell[15-19]基于Gassmann模型提出了反映孔隙流體類型的指示因子，并推導了基于該指示因子的反射系數方程；Zong等[12-14]基于縱波反射系數顯示方程，實施了界面兩側縱橫波速度、密度等六參數非線性直接反演；印興耀等[6-7,20]提出了基于流體彈性阻抗方程的孔隙流體參數疊前反演方法；印興耀等[6-7]提出利用Connolly彈性阻抗方程從三個角度反演結果中提取縱、橫波速度和密度參數的方法，并得到縱、橫波阻抗、拉梅常數、泊松比等巖性參數，從而對地下儲層的分布情況以及含油性做出預測[6-7,10-11,13,15-17,20]。在實際油氣勘探過程中，前人的研究主要基于測井以及巖石物理進行反演預測，而對于無測井資料的情況，一般采用高精度速度層析獲取低頻模型，由于速度精度有限，難以達到高精度含油氣性預測的要求，或是考慮了不同巖性以及流體的影響，構建了虛擬井，虛擬井與實際觀測數據吻合良好，可用于AVO反演。但現有的地震反演方法，對最大地震數據入射角以及測井數據完備性具有較高要求，因此，筆者采用不同于前人無井反演的研究思路，根據研究區內地震數據與測井資料均較為匱乏的情況，提出了針對南海南部北康海域的儲層預測與流體檢測方法。

鑒于常規方法針對性不足，儲層預測與流體識別精度不高的問題，提出利用彈性參數重構的方法，引入彈性參數旋轉角，構建了新的儲層與流體指示因子，指示因子對測井以及地震數據的依賴度較低，測井資料分析表明本文構建的指示因子，可以較好地區分有利儲層與含油氣層。結合地震反演開展南海北康海域儲層預測與含油氣性檢測，實際數據反演檢測結果與鉆井結果吻合，表明提出的方法具有一定的實用性。該方法首次在北康盆地應用，有望對以后南海南部油氣預測起到一定的幫助。

1 區域地質概況

圖1 研究區位置圖Fig.1 Location of study area

北康盆地位于南海南部的南沙地塊上，屬于南沙中部海域，北以斷裂帶、低隆起以及3 000 m等厚線與南薇西、南薇東盆地相隔，西南以廷賈斷裂與曾母盆地相鄰，東部以南沙海槽西北緣斷裂為界[21-24]。盆地總面積約63 000 km2，主體位于1 000 m水深范圍內(圖1)，盆地基底為前新生代變質巖及酸性-基性火成巖，沉積了始新統以來的所有地層，最大沉積厚度超過12 000 m，是南沙中部海域具有良好油氣潛力的新生代沉積盆地[22]。盆地形成至今，隨南沙地塊經歷了從華南陸緣裂離、漂移以及與曾母地塊拼接的過程，其中形成的T3界面為早中新世和中中新世的分界，是全區特征最為明顯的不整合界面，響應于南沙運動，為南沙地塊與婆羅洲地塊碰撞作用的結果[25-27]。T3界面之下晚漸新世-早中新世時，盆地整體處于淺海-半深海的環境，由于婆羅洲提供充足的沉積物源以及受海平面升降影響，盆地內發育多套縱向疊置的三角洲-深水扇砂巖儲層，儲層厚度大，分布范圍廣，部分受海水沖刷作用，具有較高的孔滲性。該時期所發育的砂巖儲層是盆地油氣勘探的主要目的層[22,25-27]。

2 理論與方法

2.1 基礎反演算法

不同的巖石具有不同的物理性質，該性質與地震響應有著直接的關系，巖石物理分析是連接地震特征與巖石物性之間的有效橋梁。利用多種測井曲線和彈性參數繪制交會圖量版，可以優選出對優質儲層、含油氣層敏感的彈性參數關系。

通過疊前同步反演[28-31]，獲得縱波阻抗(Zp)、橫波阻抗(Zs)和密度(Den)三維數據體，根據彈性參數之間的相互關系(廣義胡克定律)和巖石物理分析成果，計算出泊松比、剪切模量、指示因子等眾多巖性物性流體敏感彈性參數，形成巖性數據體、流體數據體。

疊前同步反演是從疊前CRP道集中同時反演出縱波阻抗(Zp)、橫波阻抗(Zs)和密度(Den)，是目前應用效果最好的疊前波阻抗反演技術。

Aki-Richards方程可以寫成Fatti方程[10，13-14]的形式：

RPP(θ)=c1RP+c2RS+c3RD

(1)

Δρ=ρ2-ρ1；ΔVP=VP2-VP1；

其中：ρ1、ρ2、VP1、VP2、VS1、VS2分別為上下界面的密度(Den)、縱、橫波速度，該方程存在一個很大的問題，就是這些系數在數量級上是不同的，這導致了在小角度時求解RS和RD不穩定。

由于ZP、ZS和ρ三者之間存在著相關性[8-9,15-19]，因此利用這種關系消除上述問題。在背景為含水巖層的情況下，有如下趨勢關系：

ln(ZS)=ln(ZP)+ln(γ)

(2)

(3)

由上述關系，可以得到更一般的背景趨勢關系：

ln(ZS)=kln(ZP)+kC+ΔLS

(4)

ln(ρ)=mln(ZP)+mC+ΔLD

(5)

這樣Fatti方程可以寫成如下形式：

(6)

該方程比原來的Fatti方程有如下優點：

1)各變量之間不關聯。

2)建立了含水巖層背景下各變量之間的區域巖石物理特征關系。

對變量ΔLS和ΔLD應用預白化處理，來控制反演的噪音水平。在實際處理過程中，不同子波可均衡不同角度部分疊加數據體之間振幅、頻率和相位差異，使反演結果更加準確。

2.2 指示因子構建

Goodway[32]研究得出，一些常用的彈性參數(如體積模量、剪切模量和拉梅常數)的相對變化可以用A與B的組合公式進行估計，從而用于區分巖性或流體。Whitcombe[33]指出不同彈性參數的坐標旋轉可以得到與流體高度相關參數，其對應的屬性能夠很好地擬合拉梅常數、體積模量等巖石彈性參數或者泥質含量、孔隙度等儲層物性參數。Connolly[34]同樣指出，利用縱波阻抗(AI)，橫波阻抗(SI)替代logAI和logGI，也一樣可以擬合不同的彈性參數,且相關性接近為1。

在常規方法僅使用縱橫波阻抗(Zp、Zs)組合的基礎上，我們引入旋轉角度的概念，構建了新的指示因子，其數學表達式為：Y=Zp*cos(θ)+Zs*sin(θ)。

研究發現，新的指示因子隨著θ角度的改變而變化，且在不同的角度上可以與傳統的儲層或彈性參數均有較高的相關性(圖2)。換言之，常規的彈性參數均可以看作縱波阻抗(Zp)和橫波阻抗(Zs)經過坐標旋轉的結果，只是不同的參數所旋轉的角度不同，以致區分巖性、物性或流體的能力也不同。

圖2 縱橫波阻抗與目標曲線相關方法Fig.2 Method of correlation between impedance of P-and S-wave and target curve

圖3 Mulu-1井測井曲線序列和Mulu-1井數字化測井曲線Fig.3 Logging sequence of well Mulu-1 and digital logging of well Mulu-1(a)Mulu-1井測井曲線序列;(b)Mulu-1井數字化測井曲線

圖4 Mulu-1井巖性指示因子-橫波阻抗-泥質含量交會圖巖性指示因子最大相關角Fig.4 Crossplot of lithology indicator-S-wave impedance-mud content in Mulu-1 well and maximum correlation angle of lithology indicator factor(a)Mulu-1井LI-Zs-Vsh交會圖;(b)巖性指示因子最大相關角

由以上方法通過計算不同的角度與目標相關線的最大相關角，由此相關角可以得到巖性指示因子，利用自然伽瑪或者泥質含量計算出的最大相關角度，可以較好區分砂泥巖巖性。利用流體替換對儲層進行巖石物理分析，確定流體指示因子在研究區內的敏感彈性參數，為識別儲層的流體性質提供理論基礎。

3 實際數據應用

通過收集國外公開發表的文獻資料，在研究區內存在Mulu-1井和Talang-1井，Mulu-1井儲層品質一般，僅具有少量氣顯[35]；Talang-1井儲層品質較好，且發現油氣。首先以Mulu-1井為應用模型，分析指示因子在研究區內是否能起到評價儲層巖性及流體性質的作用，而后在Talang-1井處進行實際應用驗證。

3.1 Mulu-1井處的應用模型分析

通過Mulu-1井的測井數據，可以得到橫波速度、密度、泥質含量和孔隙度(圖3)。經過巖石物理分析認為，該井位處的泥巖具有低速、低密、低電阻率的特征，砂巖具有高速、較高密度、高電阻率的測井響應特征。

根據Mulu-1井測井資料，編制巖性指示因子-橫波阻抗-泥質含量交會圖(圖4)，圖版以泥質含量為色標，紅、黃色為砂巖。由圖4可以看出巖性指示因子是指示巖性的有效參數，砂巖的巖性指示因子為低值，泥巖為高值。

根據巖石物理分析結果，巖性指示因子對砂泥巖巖性敏感，砂巖越純，指示因子數值越低。根據性指示因子剖面，可以直接將地震剖面轉化為巖性剖面，直觀地反映砂泥巖(圖5)。

圖5 過Mulu-1井的地震測線巖性指示因子(LI)剖面Fig.5 Lithological indicator factor (LI) profile of seismic line passing through well Mulu-1

圖6 Mulu-1井流體指示因子-縱橫波速度比-含水飽各度交會圖和流體指示因子最大相關角Fig.6 Crossplot of fluid indicator-P- and S-wave velocity ratio-water saturation in Mulu-1 well and maximum correlation angle of fluid indicator factor(a)Mulu-1井流體指示因子-縱橫波速度比-含水飽各度交會圖;(b)流體指示因子最大相關角

圖7 Mulu-1井流體指示因子-拉梅系數-含水飽各度交會圖和流體指示因子最大相關角Fig.7 Crossplot of fluid indicator-lame coefficient-water saturation in Mulu-1 well and maximum correlation angle of fluid indicator factor(a)Mulu-1井流體指示因子-拉梅系數-含水飽各度交會圖;(b)流體指示因子最大相關角

圖8 過Mulu-1井的地震測線流體指示因子(FI)剖面Fig.8 Fluid indicator (FI) profile of seismic line passing through well Mulu-1

圖9 過Talang-1井的地震測線巖性指示因子(LI)剖面和流體指示因子(FI)剖面Fig.9 Lithological indicator factor (LI) profile and fluid indicator (FI) profile of seismic line passing through well Talang-1(a)過Talang-1井的地震測線巖性指示因子(LI)剖面;(b)流體指示因子(FI)剖面

將Mulu-1井的測井數據進行流體替換后，可得出不同彈性參數(縱橫波速度比和拉梅系數)與流體指示因子之間的關系(圖6、圖7)，流體指示因子是識別儲層所含流體性質的最敏感參數，縱橫波速比(Vp/Vs)次之，拉梅常數(λ)不敏感。當旋轉角度為302° 時，流體指示因子檢測流體能力最強，相關度達0.62。

通過Mulu-1井的流體指示因子剖面可以看出，在T3層位附近的含水飽和度曲線與反演結果吻合較好(圖8)。說明在研究區內流體指示因子具有較好的實際應用價值。

3.2 Talang-1井處的實際應用驗證

圖9為Talang-1井處的巖性指示因子及流體指示因子剖面。由圖9可以看出，巖性指示因子剖面與鉆井結果吻合度較高，能夠較好分辨砂泥巖層，通過流體指示因子剖面可以直觀地反應儲層的含油氣異常，且與實際測井結果吻合。

4 結論

1)通過旋轉彈性參數，重構了巖性指示因子與含油氣性指示因子，較常規參數有更高的敏感性，可以有效區分北康海域優質儲層與含油氣層。

2)利用去相關性后的Fatti公式進行反演，獲取了巖性指示因子與含油氣性指示因子，實際資料應用表明，利用測井數據得出的指示因子，能夠較好地反應研究區內儲層品質與含油氣性，且在Talang-1井處得到的反演結果與鉆井結果吻合。

3)本方法適用于地震數據以及測井資料匱乏的區域，且提出的技術流程與方法可以有效地識別儲層與含油氣層，在南海南部油氣勘探開發上具有一定的工業生產價值。