双河油田薄层岩性油藏地震波形相控预测技术及应用

熊 健，马 荣，杨卫琪

（1.中国石化河南油田分公司勘探开发研究院，河南 郑州 450000；2.河南省提高石油采收率重点实验室，河南 郑州 450000）

泌阳凹陷是一个小型陆相断陷盆地，油气富集，成藏条件优越，目前已发现的油藏类型以断鼻、断块类复杂构造油藏和断层-岩性、岩性油藏为主。随着钻探的不断深入，增储的主要方向逐渐转向厚度薄、横向变化快、非均质性强的岩性油气藏，面对的储层越来越复杂，对预测精度的要求越来越高，预测难度也越来越大。因此，有效的储层预测方法和高精度圈闭识别是岩性油藏高效增储的关键。

1 研究区地质概况

双河油田位于泌阳凹陷西南部，整体构造为自西北向东南倾伏的宽缓鼻状构造。构造轴向为东南—西北向，构造隆起幅度由东南向西北逐渐减弱，至双河—井楼结合部呈现为向西北抬起的单斜。

储层属近物源陡坡型水下扇三角洲沉积，核桃园组核三段主要含油储层自下而上受古地貌的影响，发育水侵条件下的退覆式沉积。随着沉积范围不断缩小，砂体外缘不断向东南方向退缩，砂体尖灭线由西北向东南迁移。每期次砂体自东南向西北方向展布，并逐步减薄至尖灭，与鼻状构造配置，具备形成岩性圈闭条件。目前已发现的油藏主要在近尖灭带富集，为典型的“退积式”岩性油藏成藏模式。双河地区油气富集，成藏条件优越，油藏展布与储层分布情况密切相关，具有“丰度高、油层多、产量高”等特点，是增储的重要区带。

2 岩性油藏识别的难点及对策

前期针对研究区薄储层预测，开展了基于精细岩石物理分析的地层体切片和地震多属性储层预测技术的研究及应用，虽然可以大致刻画整体的砂体分布，但尚未得到较为理想的精细砂体展布和钻探效果。总体而言，尚未形成配套的岩性圈闭识别方法，面临的理论和技术难题主要有以下3个方面：

（1）地震资料主频在25～35 Hz 之间，垂向可分辨的储层厚度在20 m 左右，而研究区薄砂体厚度多在1～5 m，地震和地质尺度存在较大差异，地震对薄储层的预测能力不明确；

（2）储层厚度薄，横向变化快，且砂泥岩频繁互层，地层体切片、地震多属性对储层的识别精度不高，储层预测方法有待攻关；

（3）含油气检测缺乏有效手段，圈闭的含油气性存在不确定性，影响圈闭的评价与优选。

针对上述问题和技术难题，本文将地质模式与地震资料解释技术相结合，充分发挥地震资料横向高分辨和测井资料垂向高分辨率优势，探索并总结了一套“逐级控制、逐步逼近”的薄储层预测方法：

步骤一：在岩石物理分析的基础上，通过砂泥岩地震正演数值模拟，开展地震资料对薄储层的可预测性评价；

步骤二：创新了一种基于90°相移地震数据的井震尺度差异共振分析技术，定量确定波形聚类时窗，使提取的属性能够反映一个完整的沉积体，实现对砂体宏观展布规律的有效预测；

步骤三：在平滑半径、有效样本数和最佳截止频率等影响反演效果的关键参数实验及优选的基础上，开展相控波形指示井震联合反演，挖掘相似地震波形对应的测井曲线中蕴含的同类沉积信息，精细刻画砂体的尖灭点和岩性圈闭特征；

步骤四：探索应用基于多子波的频谱分析和频谱衰减技术，结合区带油气成藏规律，预测圈闭的含油气性，提高钻探成功率。

3 薄储层预测技术

3.1 薄储层地震资料可预测性评价

3.1.1 地震薄储层的定义

地球物理技术是以弹性波理论为基础，主要研究地震波的动力学和运动学特征，通过建立动力学特征与其所反映的地层岩性关系可进行储层研究。不同的岩性分界面上地震波组特征是有差别的，岩石弹性参数是地震反射特征分析的基础，不同厚度地层地震反射波形态也截然不同［1］。

开展地震资料储层识别，通常对储层薄厚进行定义，储层厚度ΔH小于波长的八分之一（λ/8）时为薄储层［1］。研究区层速度v约3 000 m/s，地震主频f约为30 Hz，则厚度小于12.5 m的储层即为薄储层。

双河地区水动能变化大，高频率的水进水退使储层厚度薄且相变快，通过对储层厚度统计分析，含油砂体厚度一般小于10 m，甚至超过75%的储层厚度小于5 m，因此，研究区是典型的薄储层发育区。

3.1.2 薄储层地震分辨率探讨

分辨率是指区分相邻两个地质体的基本能力，通常在讨论地震数据对储层的分辨能力时，多强调垂向分辨率，而非横向分辨率。Rayleigh、Ricker等学者经研究提出的以瑞利准则为代表的地震分辨率标准，将垂向分辨率定义为波长的四分之一（λ/4）［2］，阐述了利用地震波的属性来表征薄层厚度的极限，但难以解决地震资料对厚度小于或远小于λ/4 的薄层和小型非规则体的识别能力的问题。

针对探测厚度小于或远小于λ/4 的薄层和小型非规则体的检测，地球物理学家通过大量的研究工作，提出了多种观点。唐文榜等研究了可检测厚度为λ/40～λ/20 的薄煤层；凌云研究组和李庆忠研究了利用地层切片和地震属性等突破λ/4 分辨率，并在特定条件下实现了对厚度约为λ/16 砂岩储层的识别［2］。

由于使用了“分辨薄层”这一标准，模糊了分辨率原有的“分辨薄层厚度”的实质，混淆了利用反射波“检测薄层厚度”和“检测薄层”这两个不同级次的概念，亦将“分辨薄层厚度”和“识别薄层反射”两个不同的概念混为一谈，并用分辨薄层厚度的准则来评估薄层能否被识别或检测出来是不准确的［2］。

薄层厚度可分辨与薄层可检测是两个不同的概念。薄层的地震可检测性分辨率的基本思想是，如果薄层反射波的属性可以从背景反射的属性中区分出来，这样的薄层就可识别，即该薄层是可以检测的。其中，用以检测薄层的反射波属性，可以是振幅、波形、速度（波阻抗）等，所谓背景是指在薄层反射出现时段的反射与噪声属性之和［2］。

研究表明，总厚度小于地震分辨率极限λ/4 的砂泥岩薄互层沉积单元，尽管总体表现为一个地震同相轴，但一定尺度内砂体的总厚度、岩性结构、岩性、物性、含油气性的变化均可引起地震同相轴振幅、频率、相位和波形的变化，即可形成区别于背景的特征，从而能够被刻画出来。因此，薄层能够形成有别于背景信息的地震响应特征是地震可检测性分辨率的基础。

3.1.3 可检测性分辨率正演模拟验证

双河地区三维地震资料主频约30 Hz，一个地震同相轴代表厚度约为25 m的地层，而储层单砂体厚度普遍在1～5 m，所以薄层在地震上无法垂向分辨；但岩性、物性、流体、岩性结构等储层参数的变化会导致波形的样式发生变化［3］，从而被检测或识别出来。

为了验证地震资料对薄层的可检测性，建立了一套与核三段地球物理参数相同的二维地质模型，模型参数如表1，二维地质模型如图1a，在一套5 m厚的稳定泥岩上发育1～5 m 厚的三个间断砂体，两组砂岩之间泥岩一般间隔5～9 m，砂岩的密度是2.39 g/cm3，地震波在砂岩中的速度是3 300 m/s，泥岩的密度是2.16 g/cm3，地震波在泥岩中的速度是2 500 m/s。在激发方式为自激自收，采样间隔1 ms，道间距12.5 m 的条件下，该模型与35 Hz、30 Hz、25 Hz 的Ricker（雷克子波）进行正演模拟得到的地震道如图1b、图1c、图1d，可以看出地震主频越低，薄储层地震调谐效应越明显，地震对薄储层的垂向分辨难度越大；且砂泥岩间隔越小，地震与储层的对应关系越差。从与研究区地震资料主频相当的30 Hz 正演模拟结果来看，在有薄砂岩存在时，地震波形的样式发生改变，多出半个波组，且砂岩厚度越大，增加的波组越宽。因此，虽然薄层利用地震资料无法直接分辨，但会由于其规模、组合和流体的变化对波形特征产生影响，即波形的变化反映了储层的变化，因此，可应用波形聚类或将波形的变化加入地震反演的权重，来有效识别单层砂体［4］。

表1 二维地震正演模拟参数

图1 砂泥岩薄互层二维地质模型及地震响应特征

3.2 基于90°相移数据波形聚类储层预测

3.2.1 基本原理

根据前文所述，由于地层的岩性、物性、结构等储层参数变化都反应在地震响应的变化上，换而言之，地震波形反映了沉积环境和岩性组合的空间变化，代表了储层垂向岩性组合的调谐样式，其横向变化反映了储层空间的相变特征。因此，依据地震资料波形的差异可以宏观反映储层的空间变异性。

聚类分析以相似性为基础，在一个聚类中的模式之间比不在同一聚类中的模式之间具有更多的相似性。通过波形聚类分析，自动地将地震波形沿某一层位聚类成具有代表性的类别，生成波形类别图，最终的类别由一个与振幅无关但依赖于波形形状相似性的度量来确定，每个类别代表数据中的一个典型波形，即相同的沉积环境和岩性组合。

波形聚类所针对的研究对象是地震波形，由于地震波形中包含了地震频率、相位、振幅等丰富的信息，因此波形聚类的结果往往能够抽取出比单一的地震属性更加丰富而复杂的地质信息。根据波形聚类平面图，结合已知井的地层信息进行标定分析，往往可以比较客观有效地确定目标储层的展布特征。

3.2.2 关键步骤

波形聚类关键因素是时窗和分类的数量，分类数量一般不超过沉积微相的种类数量。地震波形是具有一定厚度的地层信息的综合反映，聚类分析对时窗有严格的要求，要刻画一个完整的沉积结构需要满足波形纵向变化的视周期变化，即所包含的地震波形的纵向变化必须满足沉积体的一个完整单元。如若选取的时窗过大，多个沉积体同时出现在分析时窗内，则难以描述所提取的属性所代表的沉积体的含义。如若选取的时窗过小，则无法保证波形所代表的信息的完整性，所提取的信息不真实。在实际工作中，通常简单选取1/2～3/2 个周期为计算时窗，造成波形聚类结果多解性强。本文探索了一种基于90°相移地震数据的尺度差异共振分析定量确定时窗的方法，有效提高储层预测针对性和有效性。具体步骤如下：

（1）在提取原始地震资料相位谱的基础上，通过相移优化处理，使地震资料的相位达到零度，再对零相位地震资料进行-90°相位旋转，得到-90°相位的地震资料，建立地震反射波组与沉积地层波阻抗之间直接的对应关系。

（2）根据地震资料的主频，对测井曲线进行滤波粗化处理，然后在相带趋势和平面距离的双重约束下，采用井曲线曼哈顿距离相对于井间平面距离的梯度分析法，在目标层附近优选差异共振的测井曲线层段。

曼哈顿距离是相似性/差异性的有效统计度量。曼哈顿距离使用两个等长的波形和N个时间样本，并求出所有样本对应样本差的绝对值。因此，曼哈顿距离由以下公式得出：

式中，M是不同井的测井曲线的曼哈顿距离，A和B是两口井的测井曲线，N是深度窗口内测井曲线层段中的垂深采样数，i是遍历垂深采样点的自然数。

以目的层中心垂深为基准深度，通过在基准深度附近设置深度窗口的垂向宽度值、上下偏移量深度值，构建一系列的深度窗口；然后在每个深度窗口内，采用上面的曼哈顿距离公式，可以计算出每两口井的测井曲线之间的曼哈顿距离和储层厚度差异绝对值。将每口井曼哈顿距离和储层厚度差异绝对值散点拟合，计算曼哈顿距离随井间储层厚度差异的变化斜率（或称为变化梯度）。当测井曲线曼哈顿距离随储层厚度差异的变化梯度较大时，说明深度窗口内的测井曲线差异信息与储层差异信息发生的共振较为强烈，该深度时窗内测井数据差异最能反映储层变化。

（3）在基于90°相移地震数据合成记录标定的基础上，将深度时窗“标定”到地震时间域，结合与地震解释层位相对关系，确定出反映储层变化的敏感地震层位与时窗。

（4）根据解释的地震层位，使用优选出的时间窗口，在90°相移地震数据上提取波形聚类属性，结合已知井样点的储层信息，综合预测储层的分布。

3.2.3 应用实例

图2 双河地区小层波形聚类属性平面图

3.3 相控波形指示反演

3.3.1 技术原理

相控波形指示反演是一种基于地震波形优选样本的地质统计学方法［4］。它改进了马尔科夫链蒙特卡洛随机模拟（MCMC）算法，在样本优选中参考了地震波形，进一步挖掘相似波形对应的测井曲线中蕴含的共性结构信息（图3），有效地提高了地震参与统计的精度。其基本思想是将储层空间结构的变异性用波形横向变化来表征，即将地震波形的薄层调谐特征作为判别、优化反射系数结构的控制条件，模拟砂体的纵向结构，有效地结合了地震的横向高分辨率和井的纵向高分辨率，真正意义上实现了井震联合反演。波形指示反演算法样本优选的核心是参照波形相似性和空间距离两个因素，在保证地震波形相似度的前提下按照分布距离对样本进行排序，优选与预测点相控特征类似的井作为初始模型，对高频成分进行全局最优估计，并保证最终反演的储层空间展布与原始地震的高度相关性，从而使反演结果更好的体现沉积特征，实现对地震波形和储层展布横向变化规律的双重认识。

图3 地震波形指示反演流程

与传统的地质统计学反演相比，相控波形指示反演在统计样本时同时参照“波形相似性”和“空间距离”两个因素，在保证样本波形特征一致的基础上再按照空间距离对样本排序，具有精度高、反演结果随机性小的特点，且更好地体现了“相控”的思想，使反演结果从完全随机走向了逐步确定。该方法实现平面相控，有效预测了有利相带；同时垂向上在高频段加入波形指示，提高了薄储层预测的可靠性，适用于横向变化快且非均质性强的1～5 m 薄储层的高精度预测。

3.3.2 参数优化

波形指示反演的核心步骤是波形特征指示模拟，其主要涉及的参数包括平滑半径、有效样本数和最佳截止频率等影响反演效果的关键参数［5］。

3.3.2.1 平滑半径

该参数大小主要由研究区地质特征所决定，单砂体规模越大，平滑半径越大，反演体的横向连通性越好，反演体越平滑，反之亦然。研究区发育扇三角洲前缘水下分流河道砂体，单个河道较窄，横向连续性较差，因此，平滑半径不宜太大，通过多次对比将平滑半径设定为1。

3.3.2.2 有效样本数

该参数主要表征地震波形空间变化对储层的影响程度。通常，样本数较大时表明储层变化较小，沉积环境较为稳定，非均质性较弱，反演结果连续性较强；同样，在横向变化快，非均质性强的地区，可适当减少样本数［6］。双河地区横向变化快，通过对样本数和地震相关性分析（图4），相关性随着样本数的增加而增加，当样本数达到8后，相关性增加缓慢。因此，有效样本数为8时，地震波形的相似性最高，反演质量趋于稳定，此时的样本数即最佳样本数，表征储层空间的横向不连续性最强。

图4 双河地区地震波形指示反演最佳样本数拟合

3.3.2.3 最佳截止频率

相控波形指示反演结果具有“低频确定、高频随机”的特点，低频主要受地震相的影响，高频则主要受井样本的影响［7］。最佳截止频率主要控制波形指示反演结果的分辨率和随机性，如果要提高反演的确定性，则该参数不宜设置太高;反之，如需提高反演分辨率，能够接受随机的结果，则可以设置较高的截止频率［7］。通过不同截止频率参数实验（图5），随着频带的不断拓宽，反演纵向分辨率越高，横向连续性越差。当截止频率达到200～250 Hz时，地震反演分辨率较高，与已钻井砂体对应关系较好，且尖灭特征清晰，结果满足对薄储层的垂向分辨，且横向连续性较好；当大于250 Hz 后，反演横向连续性逐步变差，表明随机频率成分增加，反演随机性增大。结合相关指数曲线分析（图6），随着频带的不断拓宽，相关指数曲线不断下降，当截止频率达到200 Hz 时，多数井的相关指数曲线基本趋于水平；当频带宽度超过200 Hz 时，反演结果提高垂向分辨率能力有限，且随机性和反演结果的不确定性增强。因此，最佳截止频率为200 Hz时，既能保证反演的确定性，又能保证反演的纵向分辨率。

图5 不同截止频率地震波形指示反演效果对比

图6 双河地区地震波形指示反演最佳截止频率相关指数分析

3.3.3 反演效果

通过对研究区参与反演的30 余口井进行岩石物理交汇分析，核三段砂岩的纵波阻抗整体上高于泥岩，据此设定反演门槛值，红黄色为波阻抗值大，表征大于门槛值的砂岩；蓝色为波阻抗值小，反映小于门槛值的泥岩。结合优选的关键反演参数，对研究区开展高精度相控波形指示反演。

从顺物源方向B27井—B57井—14-12井—B46井连井地震剖面（图7a）可以看出，小层地震反射同相轴由B27 井向B46 井方向振幅逐渐减弱，地震波形特征变化明显，与前文波形聚类属性预测展布规律一致，但具体尖灭点的刻画存在多解性。通过相控波形指示反演（图7b），纵向砂岩与泥岩互层特征与已钻井自然电位曲线对应关系较好，表明反演结果垂向分辨率较高。

图7 B27井—B57井—14-12井—B46井连井地震剖面与波形指示反演剖面对比

图8 双河地区小层油藏平面分布

为了验证反演结果的准确性，选取14-12 等均匀分布的12 口后验井进行质控。通过实钻与反演预测储层发育情况对比，3～5 m 薄砂层厚度符合率达到78%，说明该反演结果可靠，兼具描述性与预测性。

4 含油气检测

当储层岩石孔隙中含有油气时，地震波沿地层向下传播，油气与地震波之间产生低频共振，导致高频成分衰减的速度高于低频成分衰减的速度，在含油气段会表现出低频共振能量增强与高频吸收能量减弱的明显特征［8］。因此，地震波的频谱特征和频谱衰减程度分析是预测储层含油气性的重要手段之一。

每个地震道是由不同主频和振幅的子波组成，应用多子波地震道分解技术将不同主频和振幅的子波的频谱通过函数变换直接求出，因此，基于多子波的频谱计算不需要做傅里叶变换，而是直接将时窗内的子波频谱叠加，快速而准确。相较于基于傅里叶变换、小波变换等常用频谱计算方式，基于多子波技术的频谱分析是直接叠加一定时窗内包含的每个雷克子波的频谱，避免了由于抽样定理而可能产生的混叠现象和有限长度函数不可避免的振荡现象［9］，减小计算的频谱误差。

频谱和频谱衰减计算的时窗选择是否合理是油气检测可靠的关键。频谱分析的时窗要包括目的层的地震反射，但不能过大，尽量不要包括邻近储层，尤其是含油气储层。同时为了计算的稳定性，可以适当放大时窗，通常选取1/2～3/2个周期为计算时窗。根据双河地区地震资料情况，结合频谱特征与已钻油、水井吻合度试验，确定目的层上、下各10 ms为合理计算时窗。

地震波在通过含油气储层的时候，一般会在某一固定频率出现共振现象，在这一频率的能量加强，而不含油气的储层或地层则不会。从小层连井频谱剖面图可以看出（图9a），在14-12 井因储层含油，频谱在10～30 Hz 范围内出现能量相对集中的现象，而B57 井、B46 井不含油储层的频谱表现为能量“发散”。

图9 B27井—B57井—14-12井—B46井小层频谱分析和频谱衰减剖面

基于多子波的频谱衰减是将目的层之上的一定时窗内的频谱与目的层之下的一定时窗内的频谱在归一化之后的差值。通过对E2h3Ⅸ（2）小层连井频谱衰减分析（图9b），14-12 井处低频部分出现负值（红色显示），这表明高频部分衰减明显，低频能量相对高频能量放大，在经过归一化之后，其低频部分就放大到未经衰减的频谱，指示储层含有油气。如果不含油气，则低频部分为正值（蓝色显示）。与频谱分析相比，频谱衰减更为直观和有效，综合两种方法，准确刻画了该小层油藏展布范围（图9）。

5 应用效果分析

应用储层预测和含油气检测成果，在双河油田周缘落实岩性圈闭5 个，圈闭面积6.28 km2，预计新增可动用储量298 ×104t。目前已部署滚动井和油藏评价井7 口，完钻的D11-1、B50-1、B30-2 等3 口井均钻遇多套油层，其厚度1～5 m，储层钻遇符合率达82%，油层钻遇率71%。其中，D11-1井钻遇油层5 层5.7 m，试油日产油8.5 t；B50-1 井钻遇油层3 层3.5 m，投产初期日产油6.7 t；B30-2 井钻遇油层3 层4.6 m，试油日产油22.2 t。目前，根据该技术刻画油藏的展布特征，在B50-1、D11-1 井区部署开发井8口，新建产能0.99×104t，有效支撑了双河油田开发建产。

6 结论

（1）双河地区储层具有厚度薄、结构复杂的特点，通过正演模拟，受地震分辨率的限制，薄砂岩层无法实现地震垂向厚度分辨，但波形的样式会受岩性、物性、地层结构等因素变化的影响，这为利用波形聚类和相控波形指示反演技术来检测薄层提供理论依据。

（2）波形聚类和波形指示反演等储层预测技术，充分利用了地震相和沉积相控约束的思想，其结果较单一的地震属性具有更加丰富、复杂的地质信息，有效提高了地震对不同厚度、物性和岩性结构的储层识别精度。

（3）优选适合研究区地质特征的时窗、平滑半径、有效样本数和最佳截止频率等储层预测参数，是决定岩性油藏识别技术适应性和预测结果可靠性的关键。

（4）通过“波形聚类定展布、相控反演定边界、频谱分析定油气”，逐级控制、逐步逼近地实现了对1～5 m 薄储层岩性油藏的精细预测，同时提高了储层纵向预测性和横向分辨率，降低了多解性，为扇三角洲前缘薄储层预测提供了一种新的有效方法，指导了双河油田周缘高效增储和挖潜增效。