高速灰岩屏蔽层下伏储层预测技术组合研究与应用

刘志斌 解吉高 薛 冬 肖 曦 王 迪 牛 聪 焦振华 刘 方

(中海油研究总院有限责任公司 北京 100028)

1 北海DG油田储层预测面临的挑战

北海盆地为克拉通内裂谷盆地，毗邻挪威海，西北以设得兰群岛为界，南至伦敦布班特隆起，东面以波罗的地盾为界，而中北海隆起和林克-宾芬隆起又将整个北海区域划分为南北海盆地和北北海盆地。北海盆地油气资源分布最大的特点是“北油南气”，超过90%以上石油分布在北北海盆地，而北北海盆地主要含油气构造单元包括维京地堑、中央地堑、霍达台地和莫里-福斯地堑等[1-2]。DG油田位于北海盆地北部的莫里-福斯湾地堑区，该地堑区已发现的油气藏以岩性、构造以及复合圈闭为主，其中上侏罗统和下白垩统的浅海相陆坡砂岩为质量最好的储层[3]。

DG油田区从下往上发育三叠系、侏罗系、白垩系、古近系和新近系。其中，侏罗系底界面称作BUJ界面，白垩系与侏罗系之间的不整合界面称作BCU界面，白垩系与古近系的分界面，即高速灰岩底界面称为Plenus界面，而高速灰岩顶界面称为Ekofisk界面。DG油田的主力储层位于BCU界面以上的Punt组和BCU界面以下的Burns组中(图1)。但主力储层单层厚度薄、非均质性强，储层与围岩地震响应特征差异小，砂体空间展布规律不清，这是该油田区钻井成功率不高，勘探开发成效低下的首要地质原因[4]。

图1 过DG油田的地震叠合速度剖面Fig .1 Full stack seismic profile overlying by velocity through DG oilfield

同时，DG油田由于在浅层古近系广泛发育近千米厚的高速灰岩层(图1)，使地震波不能以临界角入射到高速灰岩层以下的地层，形成了地震勘探中的屏蔽效应[5]，导致高速灰岩屏蔽层下伏地层只能在近偏移距接收到弱反射地震信号，中远偏移距采集的是折射、多次和转换波复合波(图2)。该油田区岩石物理特征分析表明，仅叠前地震属性才能有效识别储层[6]，反演地层叠前属性需要叠前地震道集高质量的中远角度反射波信号，而实际道集中远角度反射波信号却被干扰和屏蔽。近年来，该油田区开展了多轮攻关研究与实践，但效果最好的叠前共反射点道集上最大反射角度也仅为25°(图2)，在此条件下开展储层预测道集可用角度过小，基础资料条件难以满足叠前反演条件[7-8]，导致储层预测可靠程度不高，钻了大批失利井。同时，当前资料条件下预测的主力储层有利区域已完全上钻，该油田面临后备资源接替严重不足，资源枯竭问题日渐明显的困境[9-10]。

针对北海DG油田高速灰岩屏蔽层下伏储层预测面临的主要难点与挑战[11]，笔者在大量试验和实践的基础上，总结出了一套利用波动方程正演分析技术判别高速灰岩顶界面地震反射波临界角大小、利用地震多次波压制技术提高共反射点道集的中远角度道集质量、利用叠前反演泊松阻抗属性技术预测高速灰岩屏蔽层下伏储层空间展布的处理解释一体化技术组合。这套技术组合在北海DG油田高速灰岩屏蔽层下伏储层预测中取得了良好的勘探效果，新发现了后备资源接替区。

图2 DG油田叠前深度偏移共反射点道集叠合角度显示Fig .2 CRP gather after pre-stack depth migration overlying by incidence angle in DG oilfield

2 高速灰岩屏蔽层下伏储层预测技术组合

2.1 利用波动方程正演分析技术判别反射波临界角

致力于解决DG油田高速灰岩屏蔽层下伏储层成像与预测的难题，必须要回答高速灰岩顶面地震反射波临界角到底多大这个关键问题。首先用测井速度对地震层速度进行标定和校正，得到校正后的层速度[12-13]；然后在全油田区搜索灰岩顶面即Ekofisk界面上、下地层层速度比的最小值在A处(图3)，为0.555(在A点处，Ekofisk界面以上层速度为2 500 m/s，界面以下层速度为4 500 m/s，海平面到灰岩顶面垂直距离为1 250 m)。根据斯奈尔定律，可理论计算出区内最小临界角约为34°，其对应的最小偏移距为1 700 m。

以上仅为根据斯奈尔定律理论计算的临界角及临界角所对应的偏移距。为了验证理论计算结果的可靠性，还需精确模拟地震波传播特性，对地质模型进行波场正演，模拟地震波在地下介质中的传播规律[14-15]，以明确地震波在向下传播过程中遇到高速屏蔽层时的整个地震波场特征。本文中具体采用弹性波波动方程有限差分法对地质模型进行正演模拟，以反映地质体结构和地震波场特征[16-17]；结果显示原共反射点道集上最大反射角度仅为25°，即认为高速灰岩顶面地震反射波临界角最大为25°。再综合水深条件、海底地形和利用多井测井校正地震层速度，并用测井校正后的地震层速度作为地质模型，用弹性波动方程正演模拟地震记录(图4)，从正演模拟结果发现灰岩顶面临界角最小为34°；若基于真实测井井速度地质模型，用弹性波波动方程正演模拟地震记录(图5)，其正演模拟灰岩顶面临界角为35°。由于DG油田区灰岩顶面构造相对平缓，界面两侧速度比值变化不大，因此取临界角的最小值，即最保守的34°作为该油田区灰岩顶面临界角。

图3 DG油田校正后的过井地震层速度剖面Fig .3 Seismic interval velocity profile across well after correction in DG oilfield

图4 地震层速度模型波动方程正演模拟记录Fig .4 Wave equation forward modeling profile using seismic interval velocity

图5 井速度模型波动方程正演模拟记录Fig .5 Wave equation forward modeling profile using velocity model from well log data

2.2 利用多次波压制技术提高中远角度道集质量

原处理效果最好的叠前共反射点道集的最大反射角度仅为25°，本文称其为窄反射角度道集(图2)。窄反射角道集可用角度过小以至于难以满足叠前反演基本条件，导致储层预测可靠程度低。而通过波动方程正演重新认识到DG油田区内灰岩顶面地震反射波临界角最小可达34°，表明共反射点角度道集在25°～34°存在地震一次反射波，只要将当前窄反射角道集中的倾斜多次干扰波进行压制，中远角度尤其是25°～34°的一次反射波就能得到一定程度的恢复。

2.2.1Radon变换压制中远角度道集噪音

首先采取滤波类的多次波衰减方法对窄角度共反射点道集中远角度的倾斜多次干扰波进行有效压制，其中高精度Radon变换是滤波类压制多次波的主要方法。Radon变换压制多次波的原理是先将含有多次波干扰的数据通过数学变换到τ-q域，实现一次波与多次波的分离；再对τ-q域数据进行滤波后反变换到x-t域，从而实现对多次波的衰减。

对DG油田区窄角度共反射点道集运用高精度Radon变换压制多次波前后效果见图6，处理后的道集中未校平的多次干扰波得到了有效压制，从而使共反射点道集中远角度有效反射波信息得到了大幅提升。在高精度Radon变换压制多次波处理基础上，再对道集进行精细速度分析、道集同相轴校平等地震组合处理压制共反射点道集剩余噪音，并将偏移距域道集转换为角度域道集，且最终只保留临界角34°范围以内的反射波信息，如图7所示。从图7可以看出，地震组合处理技术有效恢复了共反射点道集中远角度尤其25°～34°的地震反射波有效信息，使得共反射点道集有效反射波角度从25°至少拓展到了34°，改进后的宽反射角共反射点道集为叠前地震反演和储层描述提供了更宽角度的道集基础数据。

2.2.2AVO正演确保重处理道集的保真度

利用AVO正演模型与实际地震资料对比，可评价和判断地震资料处理过程的相对保幅性。首先根据测井曲线数据换算出的地层速度及目的层埋深和炮检距计算出射角、入射角，再根据Zoeppritz方程计算反射系数，与地震子波褶积得到井点处的AVO或AVA道集，将此合成道集与处理后地震道集中各反射波振幅变化关系进行比较，即可评价和验证处理方法对叠前道集的保幅性。

图6 DG油田Radon变换压制多次波前后共反射点道集对比Fig .6 Comparison between CRP gathers before and after Radon de-multiples in DG oilfield

图7 DG油田原窄反射角道集和重处理后宽反射角叠前道集对比Fig .7 Comparison between gathers before and after data processing in DG oilfield

对DG油田区地震资料进行重处理获得了更宽反射角度的共反射点道集，进一步根据测井数据提供的井筒中的岩石物理参数计算井位置处的各反射层的AVA曲线，并以此作为标准来判别DG油田区地震资料重处理宽角度数据的可靠性。为了对DG油田整个探区的保幅处理结果有一个比较客观的判断，同时对比了多口井主要目的层的正演AVA曲线与井点处实际地震宽反射角度道集AVA曲线。图8为原窄反射角道集、重处理宽反射角道集、正演模拟AVO道集地震响应特征对比，图9为提取井中储层顶面振幅随入射角角度变化的AVA曲线。由图9可知，正演AVO模拟数据振幅与改进后实际数据振幅随角度在临界角范围内的趋势一致，因此认为改进后的道集质量可靠，具有良好的保真性，可用于后续叠前地震反演。

图8 DG油田过井道集地震响应特征对比Fig .8 Seismic response characteristics comparison of gathers crossing the well in DG oilfield

图9 DG油田提取井中储层顶面地震振幅随 反射波入射角度变化Fig .9 Amplitude variation versus incidence angle of reflection wave at the top of reservoir extracted from well in DG oilfield

2.3 利用泊松阻抗属性技术预测高速灰岩屏蔽层下伏储层空间展布

尽管DG油田目前已经实施开发，但钻井成功率一直不高，统计发现钻前储层预测成功率不高是开发成效低下的主要原因。该油田区岩石物理统计分析表明，纵波阻抗等叠后属性完全不能识别储层，需要纵波阻抗和横波阻抗或者其他叠前属性联合才能有效识别储层，若直接应用叠前地震反演属性还会出现这些属性随着地层埋深的增加而存在明显的压实背景趋势，因此利用这些属性识别不同深度段储层的门槛值会随地层埋深变化而改变。而泊松阻抗同时蕴含了叠前反演的密度和泊松比这两种重要的属性信息，它可以消除和避免直接应用叠前地震反演属性的不足，实现将储层从围岩中更有效地分离，达到更有效地识别储层的目的[18]。

2.3.1泊松阻抗概念

Quakenbush等[19]于2006年率先提出了泊松阻抗的概念，指出通过对纵、横波阻抗交会图选择一个旋转轴，可以达到最佳区分任意两种流体类型的目的。他们将旋转后的参数定义为泊松阻抗，其表达式为

PI=AI-CSI

(1)

式(1)中：PI为泊松阻抗，g·cm-3·m·s-1；AI为纵波阻抗，g·cm-3·m·s-1；SI为横波阻抗，g·cm-3·m·s-1；C为旋转达到最优的控制参数。

2.3.2泊松阻抗求取

对DG油田已钻15口探井的测井纵、横波阻抗进行交会分析(图10)，发现砂岩储层与围岩的纵波阻抗和横波阻抗都重叠，即用单一纵波阻抗或横波阻抗均不能从围岩中识别储层。如果沿着图10中的泥岩趋势背景拟合一条泥岩趋势线(该泥岩趋势线的斜率是1.39)，再沿这条泥岩趋势线进行适当角度的坐标旋转，直到储层与围岩在新的坐标系中能完全分开为止，旋转后的坐标轴即为泊松阻抗。DG油田区泊松阻抗低于1 800 g·cm-3·m·s-1这一门槛值的为砂岩储层，其余则为围岩(图11)；而且不同层段的储层门槛值不再随地层埋深增加而变化，泊松阻抗曲线与泥质含量曲线相似(图12)。

图10坐标系中的泥岩趋势线的斜率1.39就是使旋转达到最优的控制参数，即式(1)中的C=1.39，由此推测出DG油田区的泊松阻抗解析式为

图10 DG油田岩石纵波阻抗与横波阻抗交会Fig .10 Crossplot of P impedance and S impedance in DG oilfield

图12 DG油田M1井纵波阻抗、纵横波速度比、泊松阻抗、泥质含量、含水饱和度Fig .12 P impedance,Vp/Vs,Poisson impedance,shale volume and water saturation in Well M1，DG oifield

PI=AI-1.39SI

(2)

最后将叠前弹性参数反演得到的纵波阻抗和横波阻抗代入式(2)，从而求取整个工区范围地层泊松阻抗体属性。

3 实际应用效果

3.1 宽、窄反射角资料储层预测对比

分别对原窄反射角地震资料和重处理的宽反射角地震资料进行叠前泊松阻抗属性反演，连井剖面对比表明，宽反射角地震资料叠前反演泊松阻抗在空间连续性、岩性预测及与已钻储层厚度匹配程度上都更高(图13)；同时，部分过井原窄反射角资料叠前反演泊松阻抗漏判了重要储层信息，而宽反射角地震资料叠前反演泊松阻抗异常与已钻储层一致(图14)。

3.2 潜力新区发现

原窄反射角地震资料反演预测DG油田储层在平面上主要分布在M1井窄长条区域内(图15a)，但M1井区已处于开发期，基本无可上钻的后备目标，油田面临资源枯竭危险。采用宽反射角地震资料对整个DG油田区进行了叠前泊松阻抗反演，重新预测了油田主力储层Punt组地层砂体空间展布范围，储层主要分布于M1区、B区和C区(图15b)。宽窄反射角地震资料储层预测平面分布差异主要集中在图15b中的B区和C区，且B区和C区目前无任何钻井钻遇，因此认为B区和C区就是该油田勘探潜力新区。在图15b中沿M1区、A区和B区提取剖面(图16)，可以得到M1井在Punt组地层钻遇35米油砂岩，B潜力区地震响应特征和叠前反演泊松阻抗属性异常与M1井区相似。

图13 DG油田原窄反射角资料与重处理宽反射角资料反演泊松阻抗连井剖面对比Fig .13 Comparison of connecting-well profile of Poisson impedance using original narrow reflection angle gather and new processed wide reflection angle gather in DG oilfield

图14 DG油田原窄反射角资料与重处理宽反射角资料反演泊松阻抗过井剖面对比Fig .14 Comparison of through-well profile of Poisson impedance using original narrow reflection angle gather and new processed wide reflection angle gather in DG oilfield

提取DG油田过M1井和B潜力区的重处理宽反射角叠前道集如图17所示，对比发现，之所以能发现B区为该油田下一步勘探潜力区，最主要原因是B区属于典型的弱二类AVO区域，而原窄反射角叠前道集最大反射角度只有25°，而且在0～25°内叠前道集AVO特征不明显。当AVO叠前道集有效反射角从最大25°提高到34°后，原先在0～25°范围内AVO特征变化不明显的储层在反射角范围增大到0～34°后被重新识别出。

图15 DG油田原窄反射角资料与重处理宽反射角资料反演泊松阻抗平面分布对比Fig .15 Comparison of plane distribution of Poisson impedance using original narrow reflection angle gather and new processed wide reflection angle gather in DG oilfield

图16 DG油田过M1井、A和B潜力区泊松阻抗特征和地震响应特征剖面Fig .16 Poisson impedance and seismic profiles crossing Well M1,A and B potential areas in DG oilfield

图17 DG油田M1井和B潜力区宽反射角叠前道集反射特征Fig .17 Seismic reflection characteristics of profiles crossing Well M1 and B potential area in DG oilfield

4 结论

1) 提出了北海DG油田高速灰岩屏蔽层下伏储层成像和预测的处理反演一体化解决方法，即通过井和地震层速度的一维二维波动方程正演模型确定DG油田储层上覆灰岩顶面的临界角，并制定原窄反射角中远角度倾斜干扰波压制处理方案，大幅度提高原共反射点道集中远角度反射波成像质量；同时统计分析储层敏感岩石物理参数，认识到泊松阻抗属性是DG油田区最敏感的储层指示器。

2) 运用新处理宽反射角地震资料和原窄反射角地震资料进行叠前反演泊松阻抗对比，新发现了原先用窄反射角资料漏判的储层，指明了北海DG油田区下一步勘探潜力方向，对其他地区高速块体下伏储层预测具有一定的参考意义。