基于波幅定量化的潜山储层有效性评价

张 国 强

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

潜山油气藏作为陆相断陷盆地隐蔽油气藏的重要组成，近年来已成为中国东部盆地深化勘探和增加储量的重要领域。渤海湾盆地多个区块的潜山地层均获得良好油气显示，表明潜山储层勘探潜力巨大。与碎屑岩储层相比，潜山储层中广泛存在由构造运动、地下水溶蚀等自然作用形成的孔、洞、缝空间，可作为油气的良好储集空间及运移通道。但由于潜山储层具有非均质性强、储集空间结构复杂等特点，因此难以准确刻画潜山储层的有效性[1-4]。目前主要在常规资料评价[5-7]的基础上，依靠核磁共振[8-10]、微电阻率扫描成像[11]、超声波井壁成像及阵列声波[12-14]解释、评价潜山储层的有效性。

上述测井技术在储层有效性精细评价方面展现了较好应用效果，同时也存在不足之处。以微电阻率扫描成像技术为例：当有效裂缝发育时，由于泥浆侵入引起储集空间导电性质变化，裂缝在电成像图像上呈暗色正弦线特征(图1a)；
当裂缝空间被泥质等低阻介质充填或层理发育时，电成像图像也呈暗色正弦线特征(图1b)。此外，由于影响裂缝有效性的因素较多，如裂缝密度、裂缝倾角等，虽然能依据电成像资料准确描述裂缝产状，但难以准确评价潜山储层的有效性。因此有必要深入挖掘现有测井资料的应用价值，提升评价潜山储层有效性的精度。

图1 灰岩裂缝发育段电成像图(a)与辉绿岩层理发育段电成像图(b)

当声波在地层中传播，遇到渗透性地层时，波形幅度(波幅)将会降低，因此可根据波幅衰减辨识储层。岩石介质内部的非弹性及内损耗会造成声波能量衰减，引起波幅降低；
储层岩性的多样性也会造成波幅的较大变化。上述因素对波幅的影响可能不亚于储层物性，因此目前主要利用波幅变化评价固井质量[15]。

2.1 基于波幅的储层有效性定性评价

因为潜山地层的成岩矿物大多属于刚性岩石，岩石基质骨架较致密，所以岩石介质变化引起的波幅变化可以忽略不计。波幅变化主要反映地层孔洞及裂缝的发育程度，因此应用波幅变化可定性评价储层有效性。目前主要应用首波幅度最大值法

Amax=(|x(t)|)maxt∈[Tst，Ten]

(1)

及均方根法

(2)

对比、分析首波幅度最大值法与均方根法的计算结果发现，后者更稳定且能代表波形能量。多口井数据计算结果表明，波幅资料能够快速、定性识别储层发育段，为后续勘探作业决策提供有力依据。以BZ19-X-X井为例，依据常规资料难以判断有效储层发育位置，故对该井数据使用均方根法进行波幅处理。结果(图2)表明：4095～4135 m井段横波及斯通利波波幅呈明显降低，表明该段储层有效性较好；
4070～4093 m井段横波波幅较4095～4135 m井段高，斯通利波波幅也明显升高，表明该段储层有效性较差。通过分析发现，该井的波幅资料特征与气测录井以及核磁、成像等资料的一致性较好(图3)，其中4095～4135 m井段的气测抬升比4070～4093 m井段明显，核磁总孔隙度、可动孔隙度更高，且成像资料显示裂缝及溶蚀更发育，进一步证实了利用波幅资料快速定性识别储层发育段的可行性。

图2 BZ19-X-X井潜山段波幅处理成果

图3 BZ19-X-X井潜山段气测录井(左)、核磁共振(中)及电成像(右)测井处理成果

2.2 波幅定量化计算

仪器之间普遍存在差异(如换能器性能差异)，即使在相同的地层条件下，不同仪器接收的声波能量存在差异。同时，井况、井径、岩性、储层类型等都会对波幅产生影响[15]，波幅的绝对值不完全反映储层特征，即使同层位、同岩性、测井表征一致的致密层，在不同井的波幅计算结果也存在较大差异[16]。由于缺乏归一化处理方法，阵列声波波幅计算结果无法在多井之间对比、应用。

为此，本文首次提出利用波幅比值法定量计算波幅，即在同井、同岩性条件下，通过储层段与致密段的波幅计算值的比值RA消除仪器差异、井况、岩性等对波幅计算结果的影响，以更好地突出储层有效性对波幅变化的贡献

(3)

式中：Ai，E为有效储层段第i个声波接收器波幅计算值；
Ai，T为致密层段第i个声波接收器波幅计算值；
N为声波接收器个数。波幅比值法计算结果定量表征了波幅降低的相对程度(图4)，不仅定量评价了单井的储层有效性，而且可定量对比多井之间储层的有效性差异，如1760～1766 m、1745～1747 m层段斯通利波的RA分别为0.01、0.20，表明前者的储层有效性比后者更好。

图4 波幅比定量计算结果

3.1 波幅产能指数计算

目前在测试作业中，主要用比采油指数描述储层产能。比采油指数定义为单位生产压差下每米有效厚度的日产油量[17]。为了减少工程作业对储层产能的影响，多采用裸眼测试潜山储层。在计算比采油指数时，常以整个裸眼段厚度作为储层有效厚度，但由于潜山储层具有极强的非均质性，其储层有效性在纵向上往往不连续，因此应用整个裸眼段厚度计算的比采油指数往往偏小，难以反映地层的真实产能。与常规测井资料相比，利用波幅资料可更准确地计算储层有效厚度，因此本文创新构建波幅产能指数I以提升储层产能评价精度，其计算方法与比采油指数相似，但在计算时应用波幅确定的储层有效厚度作为测试段有效厚度，即

(4)

式中：Y为目的层流体日产量；
ΔP为生产压差；
H为依据斯通利波和横波波幅比确定的储层有效厚度。

3.2 基于波幅比的储层有效性评价图板

波幅变化对裂缝、层理较敏感[18]，当储层裂缝有效性较好或层理发育时，横波波幅明显降低，导致横波波幅比明显减小。渤海潜山储层多呈块状构造，其横波波幅变化主要受裂缝有效性影响。同时，斯通利波波幅变化与储层渗透性具有明显的正相关性，当地层存在孔、洞、裂缝导致渗透性变好时，斯通利波波幅明显降低，导致斯通利波波幅比明显减小。由于渤海潜山均采用裸眼井段全段测试，因此结合常规测井、成像、壁心及录井等资料评价多口测试井的储层有效性。针对剔除扩径、岩性变化等影响因素的测试产层段，将由式(3)得到的横波、斯通利波的波幅比分别作为横、纵坐标，将由式(4)得到的波幅产能指数投影至横、纵坐标构成的平面上，依据产能指数将投影平面划分为高产区、中产区、低产区，建立了潜山储层有效性评价图板(图5)，可定量对比多井之间的储层有效性差异。

图5 基于波幅比的有效性评价图板

研究结果表明，波幅产能指数越高，则横波、斯通利波的波幅比越低，即波幅比可较好地区分储层的不同产能区，从而快速预判储层产能(表1)。

表1 潜山储层产能划分表

4.1 单井储层有效性评价

BZ19-X-A井显示段岩性主要为花岗片麻岩，电成像资料表明该段孔、洞、裂缝均发育，但依据常规资料难以确定有效储层位置及其有效厚度。阵列声波处理结果(图6)表明：该井有效储层段主要集中于3932～3980 m，该层段的横波、斯通利波波幅明显降低，其中主要储层段的横波、斯通利波波幅比分别为0.18～0.36、0.17～0.29，指示该段储层有效性较好；
下部层段3980～3995 m的横波、斯通利波波幅明显抬升，横波、斯通利波波幅比分别为0.33～0.85、0.41～0.76，指示该段储层的有效性相对变差。

图6 BZ19-X-A井潜山段波幅处理成果

通过分析录井、后续测井资料表明，3932～3980 m层段气测异常变化明显、裂缝及溶蚀孔洞十分发育(图7)，通过计算该段的波幅比并投射至储层有效性评价图板(图8)，投点主要落于高产区内；
将3980～3995 m层段波幅比投射至储层有效性评价图板，投点主要落于中、低产区内。

图7 BZ19-X-A井潜山段气测录井(左)及电成像测井处理成果(右)

图8 BZ19-X-A井波幅比计算结果

4.2 多井储层有效性对比与产能分析

BZ19-X-B、BZ19-X-C、BZ19-X-D井均位于渤中凹陷西南部，目的层为太古界潜山储层。根 据常规测井、成像测井及井壁取心资料，计算得到斯通利波波幅、横波波幅、电阻率分异程度(深侧向电阻率/浅侧向电阻率)、电成像裂缝密度与长度及壁心充填缝占比等信息(表2)，表明BZ19-X-B井储层有效性最好，BZ19-X-D井储层有效性最差。依据表2数据可知，BZ19-X-B、BZ19-X-C、BZ19-X-D井的波幅产能指数分别大于0.10、介于0.01～0.10及小于0.01。

随后BZ19-X-B、BZ19-X-C及BZ19-X-D井均进行了DST测试，三口井日产油分别为338.7、11.0及3.1 m3，利用上述测试结果计算分别得到三口井的波幅产能指数分别为0.199、0.012与0.004，与表2的波幅产能指数预测结果较吻合。

表2 BZ19-X-B、BZ19-X-C、BZ19-X-D井潜山储层有效性对比

(1)文中创新应用声波波幅资料，将主要应用于固井质量评价的波幅引入潜山储层有效性评价，拓展了声波资料的应用广度；

(2)针对波幅资料无法定量应用的问题，创建了波幅比值法定量表征波幅，定量评价了单井储层有效性及定量对比了多井之间储层的有效性差异；

(3)构建了波幅产能指数，并结合波幅比建立了潜山储层有效性评价图板，提升了储层有效性评价精度，可快速预判储层产能，应用效果良好。