约束稀疏脉冲反演在GX气田开发中的应用研究

甘鹏志，王元君，叶　艳

(成都理工大学 a.管理科学学院；b.地球物理学院；c.油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610059)



约束稀疏脉冲反演在GX气田开发中的应用研究

甘鹏志a，王元君b,c，叶艳b

(成都理工大学 a.管理科学学院；b.地球物理学院；c.油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610059)

摘要：GX气田北部地区构造、断层特征较为复杂，地质建模较困难，而约束稀疏脉冲反演是一种基于地震道的反演方法，它是在波阻趋势的约束下，用最少的反射系数脉冲达到合成记录与地震道的最佳匹配。该方法对初始模型依赖性较小，中高频部分不受初始模型的影响，其反演结果能忠于实际地震资料，分辨率与地震资料接近，保真度高。以GX气田为例，通过约束稀疏脉冲反演技术对GX气田开展储层预测，其反演结果与实测井曲线吻合较好，能客观反映地质体在横向上的变化特征，该方法适用于储层横向变化快和非均质性较强的少井区块。

关键词：复杂区块；约束稀疏脉冲反演；波阻抗；横向预测

随着油气勘探开发的不断深入，地震反演成为了储层预测(尤其是隐蔽油气藏预测)中的重要手段，其中约束稀疏脉冲反演和随机反演等方法得到了广泛的应用。约束稀疏脉冲反演其前提条件是储层与围岩存在波阻抗差异，与地震振幅方法相比，以波阻抗为基础进行的油藏参数估计(如孔隙度、砂岩厚度等)得到的结果更为可靠[1]。尽管约束稀疏脉冲反演分辨率相对较低，不太适用于薄储层和隐蔽油气藏的储层预测，也不能直接预测储层的含油气性，但是由于其对初始模型依赖较小、横向上可靠性较好、算法稳定，该方法目前仍然是储层预测中的不可或缺的技术手段[2-7]。

GX气田位于四川盆地东北部，是该地区比较有代表性的背斜圈闭构造之一。上三叠统须家河组储层为该区块主要勘探层系。须家河组储层由碎屑砂岩组成，孔隙发育程度低。砂岩储层普遍发育，构造整体含气，但储层非均质性依然较强，横向分布厚薄不均，纵向分布规律性较差，砂岩与泥岩常组成以砂岩为主的不等厚韵律层。须家河组主要为煤系烃源层，这些烃源层厚度大、有机质丰度高、类型好、热演化程度高，是研究区丰富油气资源的物质基础。此次研究的目的层为须二段(T3x2)，其岩性以深灰色泥岩、灰黑色含碳泥岩为主，夹灰色细砂岩和黑色煤线，横向上沉积厚度变化较大，具有自南向北、自西向东沉积厚度呈逐渐减薄趋势。在前期浅层陆相均钻遇良好油气显示，揭示了其陆相具有一定勘探潜力。但储层非均质性较强，横向分布厚薄不均、变化较快，薄砂层及单砂体展布仍然不清楚，横向预测差。而基于模型的反演方法对初始模型要求很高，不适用于复杂区块。因此，依托约束稀疏脉冲反演对该地区进行储层横向定量预测，为地震地质解释提供更为有效的工具。

1方法原理

约束稀疏脉冲反演是目前应用最为广泛的波阻抗反演方法[8-12]。该方法在假设反射系数是呈稀疏分布的基础上，根据实际地震数据构建一个宽带的模型，这个模型的采样点是在实际采样点的基础上抽稀得到的。同时为了对一些具有地球物理和地质含义的解进行有效的限制，使用区域的或井的信息对模型进行约束，而后对每一个地震道依次增加脉冲，同时反射系数也被依次改变，直至合成地震道与实际地震记录之间的误差较为匹配，则得到了最终的反演阻抗数据体。具体的稀疏脉冲波阻抗反演的过程大致可以分为3步[13]：

(1)需要由最大似然反褶积计算得到反射系数，该序列具有稀疏特性。此步需假设强反射界面反射和高斯背景下的小反射叠加组合得到地层反射系数，进而推算出最小目标函数J：

(1)

其中r2，n2分别为反射系数和噪声的均方值，是两个无量纲值；r(k)，n(k)分别表示采样点k的反射系数和噪声；m是反射层数；L是总的采样点数；ε是给定的反射系数的似然值。

(2)将第1步得到的反射系数通过最大似然反演求取宽带波阻抗：

(2)

(3)由于稀疏脉冲反演使用的是原始地震数据，因此其反演结果同样缺失的低频信息。如果通过趋势和约束等，只能补充一部分极低频，不能补充得到全频带的阻抗体。那么我们通常所采用的方法是利用测井曲线的低频信息对其进行补偿。即对反演中所用的测井数据进行内插，然后用滤波器将测井曲线的高频成分滤掉，保留其低频信息，最后合并反演结果和滤波后的结果，这样我们就可以获得一个补充了低频信息的全频带的绝对波阻抗数据体。

2实现步骤

2.1测井曲线标准化

测井数据用于对反映油藏特征的地震数据体进行标定，高质量的测井资料是定量化油藏描述的基本条件。一般我们所应用的测井曲线通常质量很差、多井之间缺乏一致性或者数据缺失。因此，在反演之前需要对将要参与反演的井标准化处理，以得到高一致性、相对完整的测井数据。

(3)

图1为标准化前后的声波时差频率累计直方图。图中每种颜色分别代表不同的井。对比可知，标准化前(图1a)，其分布规律不规则，并且特征尖峰也不明显；而标准化后(图1b)，其变化仍然保持在了一定的范围之内，各口井都符合整个变化趋势。标准化后的测井值更在一定程度上消除了测井资料因非地质因素而产生的误差。可以利用标准化后的直方图读取频率最大值，作为控制井点标准层取值，从而保证了取的声波值的频数占主体。

图1　多井标准化前后声波时差频率累计直方图(a为标准化前，b为标准化后)

2.2储层特征及反演可行性分析

研究区地震资料为2ms采样，波组特征较为清楚；对目的层段进行地震频谱分析，地震资料主频为25Hz左右，频带在8～60Hz之间。地震波在地层中的传播速度是地层岩性、物性的主要标志。根据实际钻井资料分析可知，砂岩速度在5 000m/s左右，泥岩速度在4 200m/s左右，二者差值为800m/s。对工区内6口完成了标准化处理的井进行纵波阻抗直方图统计，黄色为砂岩波阻抗直方图统计结果，绿色为泥岩波阻抗直方图统计结果(图2)，从图中可知，虽然砂、泥岩波阻抗有所叠置、差异较小，但岩性出现频率的峰值对应的阻抗差异还是比较大。这就为该区的储层预测提供了地质基础。图3为多井波阻抗与GR曲线交会图，横轴为阻抗，纵轴为GR，颜色代表含气性，图3中可以看出，红颜色气层主要表现为低GR和相对低阻抗特征。因此，可根据速度的纵横向变化，利用波阻抗反演对该区进行空间研究，表征储层的非均质性。

图3　多井纵波阻抗与GR交会图

2.3井震标定及子波提取

井震标定及子波提取两者相互迭代，以得到最佳组合，可为反演提供准确的时深关系。井震标定的实质是调整时深关系，将时间域的地震信息与深度域的测井信息准确无缝地对应起来。工区A井须二底部泥岩测井曲线上明显表现为“两高两低”特征，即：高GR，高AC测值、低DEN、低电阻率，GR极高、速度极低，泥页岩单层厚度大。图4为该井的合成地震记录。通过钻井精细标定，具有典型强波谷振幅、低阻抗特征。通过原始地震记录与合成地震记录对比可以看出，二者波组特征吻合较好，各波组能量的强弱关系也较一致。子波提取是反演最关键的步骤，在每口井都完成了精细的合成记录标定和子波提取后，要提取一个多井综合子波用于反演。图5中显示了较好的子波的形态以及稳定的振幅谱与相位谱。

图4　A井的地震合成记录

图5　多井综合子波(蓝色)

2.4低频初始模型构建

低频初始模型能够反映出沉积体的地质特征。先根据沉积体的沉积规律，在精细解释的大层位之间，内插得到小层，从而建立一个地质框架结构，并在其控制下，优选一种的插值方法，对井阻抗曲线进行内插和外推，得到一个低频模型。该模型能够补充稀疏脉冲反演结果中缺失的低频部分，将其和反演结果合并可以得到能反应实际地层层间阻抗变化的绝对阻抗体。由于工区内的井较少，本次选用反距离平方法的插值方法。图6为A、B井连井的初始低频模型剖面，给出了反演的低频趋势，与实际地质地震剖面吻合，符合地质沉积规律。

2.5约束稀疏脉冲反演

寻找一个合适的λ值是约束稀疏脉冲反演中很重要的一步。λ值的大小反映了合成地震道与实际地震道的匹配程度。若λ值低，则反演剖面展现的细节少、分辨率低，同时合成地震道与实际地震道二者的残差大。但若是过分强调二者的匹配程度、残差小，将λ的值取得过大，反而会使反演剖面中有噪声加入。在实际应用中，λ值通过合成地震记录与井旁地震道的吻合程度确定。通过反复试验，本次研究区块取λ=32。

在工区内4口井的约束下得到全频带的绝对波阻抗数据体，反演结果如图7。红黄色表示波阻抗高值，反映的是砂岩的变化；蓝绿色表示低波阻抗值，反映的是泥岩。通过与井曲线对比发现，反演结果与测井解释吻合较好。同时波阻抗剖面较好地展示了岩性横向上的变化特征，横向分辨率较高，纵向成层性较好。说明反演结果能基本反映储层的变化规律。

3成果检验

约束稀疏脉冲反演是将低频模型与稀疏脉冲反演结果二者合并，而低频模型是通过井阻抗插值后的得到，能对反演结果中的低频成分进行补充。因此反演结果的分辨率在低频背景上有了很大提高。从图7中可以看到，砂体纵向变化较大，砂岩的横向分布与实际钻遇砂体也基本吻合，说明反演横向预测是可靠的。纵向上砂体分布较为清楚，可以追踪。图8为未参加约束的两口井的连井波阻抗剖面图，从图中可以看出，波阻抗剖面客观反映了横向上的变化，反演结果与未参加约束的两口井曲线基本吻合。说明反演结果还是比较准确的。反演剖面分辨率与地震剖面一致，分辨率大致在20～30m，但通常砂体和储层厚度在五到十米，在剖面上可以看到2套均表现为低波阻抗的含气砂体，由于受分辨率限制，在剖面上表现为一套。因此约束稀疏脉冲反演对薄层预测能力不足，薄层在其反演剖面上分辨不出。

图7　GX地区波阻抗剖面

图8　C、D井连井波阻抗剖面

4结论

通过约束稀疏脉冲反演在GX地区的应用，可得出以下结论：约束稀疏脉冲反演由于对初始模型依赖较小，适合用于地质建模比较困难的复杂断块区。其反演结果忠于地震实际资料，分辨率与地震资料接近，能客观反映地质体在横向上的变化。但当地震资料品质较差时，该方法难以分辨薄层，更适用于对大套的砂岩的预测，在储层横向变化快和井较少的区块应用效果较好。可以在此基础上做地质统计学反演，用于储层的精细描述和薄层的有效识别。

参考文献：

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Application Research of Constrained Sparse Spike Inversion in GX Gas Field

GAN Peng-zhia, WANG Yuan-junb,c, YE Yanb

(a.College of Management Science,Chengdu University of Technology,Chengdu 610059, China; b.College of Geophysics,Chengdu University of Technology,Chengdu 610059,China; c.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation,Chengdu University of Technology,Chengdu 610059,China)

Abstract:The structure and fault characteristics of northern area of GX gas field are relatively complicated,and geological modeling is difficult.The constrained sparse spike inversion is an inversion method based on seismic traces.Constrained by the trend of wave impedance,it achieves optimum match between synthetic record and seismic traces with the least reflection coefficient pulse.This method has less dependence upon the initial model,and the intermediate and high frequency part of seismic data is not influenced by the initial model.The inversion result can be loyal to the actual seismic data and its resolution is close to seismic data,as well as high fidelity.Taking GX gas field as an example,the reservoir prediction of this field is carried out by using constrained sparse spike inversion.The inversion results coincide well with the real logging curves,and can objectively reflect the variation characteristics of the geological body in the horizontal direction.This method is suitable for the sparsely drilled areas where lateral variation of reservoir is large and strong heterogeneity.

Key words:complex blocks;constrained sparse spike inversion;wave impedance;lateral prediction

doi:10.3969/j.issn.1009-4210.2016.03.015

收稿日期：2016-01-05；改回日期：2016-03-25

基金项目：国家自然科学基金项目(41204091)；四川省科技厅科技支撑计划项目(2011GZ0244)

作者简介：甘鹏志(1973—)，男，从事地震资料处理与解释工作。E-mail：2207462457@qq.com 通信作者：王元君(1964—)，男，教授，博士，从事地震资料处理与解释、储层预测研究以及石油地质综合研究。E-mail：wyj@cdut.edu.cn

中图分类号：P631.4

文献标志码：A

文章编号：1009-4210-(2016)03-107-07