吳俊剛，吳 奎，孫書濱，劉明玲，張中巧

(中海石油(中國）有限公司天津分公司，天津塘沽 300452）

地震資料極性判別技術(shù)在儲層預(yù)測中的應(yīng)用

吳俊剛，吳 奎，孫書濱，劉明玲，張中巧

(中海石油(中國）有限公司天津分公司，天津塘沽 300452）

在儲層地震屬性預(yù)測技術(shù)研究方面，過去人們關(guān)注的焦點主要集中于地震關(guān)鍵面時窗選取、地震屬性選擇和地震屬性優(yōu)化及融合等方面，很少注意到地震資料極性對儲層預(yù)測效果的影響。實際應(yīng)用表明，地震資料的極性判斷錯誤，可能導(dǎo)致儲層地震屬性預(yù)測失敗。針對這些問題，文章在論述如何判別地震極性的基礎(chǔ)上，利用地震屬性技術(shù)對渤海海域某構(gòu)造儲層的橫向展布進行預(yù)測，取得了較好的效果。

地震資料極性;地震屬性;儲層預(yù)測

1 問題的提出

在海上地震數(shù)據(jù)采集過程中，主要是應(yīng)用壓敏檢波器對地震信號進行接收，所以在海上地震資料采集得到的初始地震資料一般為負極性。那么地震資料的極性在處理過程中是否會改變呢?一般情況下，正常處理不會改變記錄的原始地震資料極性，只是改變原始信號的振幅、頻率和相位特性，但在實際工作中，處理過程中某些環(huán)節(jié)可能會對地震資料極性造成影響，致使處理后的地震資料的極性發(fā)生改變。圖1為渤海地區(qū)同一套地震資料兩次處理結(jié)果，兩次處理過程中均未刻意改變地震資料的極性，但得到地震剖面的極性卻是完全相反，如東二下段底面在兩套地震資料上分別對應(yīng)波峰和波谷位置，表明地震資料在處理過程中發(fā)生了極性的改變。

圖1 兩次處理地震資料剖面(左圖為1997年采集處理，右圖為2007年連片拼接處理）Fig.1 Seismic profile process in different years(Left:Acquisition and process in 1997;Right:Process in 2007）

2 地震資料極性判別的意義

在油氣田以構(gòu)造為主勘探階段，人們只關(guān)注構(gòu)造地質(zhì)層位的井震標定，很少看重解釋層位是波峰還是波谷。但隨著油氣勘探的深入和隱蔽油氣藏勘探階段的到來，特別是地震屬性在儲層預(yù)測方面的廣泛應(yīng)用，儲層的精細井震標定工作顯得尤為重要。在很長一段時間里，渤海海域的地震資料一直認識不清，工作中往往利用正、負極性子波分別制作合成地震記錄，選擇與井旁地震道對比度高的合成地震記錄進行儲層的井震標定工作，給儲層的預(yù)測帶來風(fēng)險。圖2為渤海某油田儲層預(yù)測振幅地震屬性圖，A井在1 500 m處鉆遇氣層，為刻畫該套儲層橫向展布特征和落實儲量規(guī)模，利用地震屬性對該套儲層進行研究。由于新生界與中生界在地震剖面上表現(xiàn)為單軸的反射特征，根據(jù)地震資料極性的“單雙軌”判別法，判別該套地震資料為正極性，采用正極性子波制作合成地震記錄對儲層進行井震標定，儲層頂面對應(yīng)反射同相軸的波谷位置，提取最小振幅地震屬性可準確刻畫A井1 500 m處鉆遇的儲層邊界，落實儲量規(guī)模。如果采用負極性子波制作合成地震記錄進行儲層井震標定，儲層頂面則對應(yīng)波峰位置，提取最大振幅地震屬性則無法刻畫A井鉆遇的儲層邊界，地震屬性刻畫儲層橫向展布特征失敗，給后續(xù)的井位部署帶來風(fēng)險。該例表明利用地震屬性研究儲層工作時，地震資料極性的判別應(yīng)給予足夠的重視。

此外，地震資料極性的判別對低幅度構(gòu)造的判別［1］和工區(qū)范圍內(nèi)地震資料極性一致性判別都具有實際意義。

圖2 儲層地震屬性圖Fig.2 Seismic attributes of reservoir

3 地震資料極性的判別方法

地震資料在處理過程中，往往需要對地震資料進行零相位化處理，這是因為零相位子波的旁瓣比最小相位子波小，能量主要集中在較小的時間范圍內(nèi)，所以零相位子波具有更高的分辨率，且零相位子波在同相軸計時、明確鑒別反射極性方面也更加優(yōu)越［2］。但是，一般來說，地下返回的信號是混合相位的，加之處理過程中對相位有所改變以及對子波的壓縮程度不同等原因，最終得到的剖面可能是混合相位的［3］，這個問題可以從地震資料中提取子波，觀察子波的形態(tài)來確定子波的相位。對于混合相位地震資料的判別，由于混合相位和零相位地震剖面在地震反射界面上具有大體相同的表現(xiàn)形式，只是旁瓣的能量較強，可以利用零相位子波地震資料極性的判別方法，但工作中應(yīng)使用視極性的概念。

對于零相位地震剖面極性的判別方法主要有:

合成記錄法:該方法主要利用人工合成地震記錄制作過程中，地震子波極性是已知的，分別作出正、負極性的合成地震記錄，并與井旁地震道進行對比來確定地震資料的極性。圖3為渤海某井合成地震記錄與井旁地震道波組對比關(guān)系，井旁地震道上有兩強軸，均表現(xiàn)為“兩谷夾一峰”的地震特征，而正極性剖面也顯示該特征，判別該套地震資料為正極性。

圖3 合成地震記錄Fig.3 Synthetic seismogram

但合成記錄法是間接的地震資料極性判別方法，不能單憑一口井的合成記錄來判別地震資料的極性，應(yīng)統(tǒng)計工區(qū)內(nèi)多口井的合成記錄的子波極性，通過大多數(shù)井來判別地震資料極性。該方法的缺點是判斷結(jié)果的準確性受到工區(qū)內(nèi)鉆井多少的限制，在鉆井較少的區(qū)域應(yīng)用時應(yīng)予以慎重。

“單雙軌”判別法:一個正反射系數(shù)(如基巖面、火成巖層頂面等）對應(yīng)波峰，在地震剖面上呈一個“單軌”反射，或負反射系數(shù)界面(如油頁巖或氣層頂面）對應(yīng)波谷，在地震剖面呈“雙軌狀”反射，那么此剖面是正極性剖面。反之，如果一個正反射系數(shù)界面對應(yīng)波谷，在地震剖面上呈“雙軌狀”反射，或負反射系數(shù)界面對應(yīng)波峰，則該剖面為負極性剖面。圖4為渤海某油田的一口鉆井，該井在井深2 230 m處鉆遇厚達120 m的古生界的地層，其上覆地層為新生界東營組，通過本井VSP資料標定表明，古生界頂界面是一正反射系數(shù)界面，在地震反射特征上為一“單軌”反射特征，由此可以判定此反射界面為正極性。

圖4 正極性地震剖面Fig.4 Positive polarity seismic profile

另外，在海域的深海勘探區(qū)，由于地震波在海水傳播時間較長，地震剖面上可以清楚的辨別海水與海底的波阻抗界面，通過這個顯著界面也可以判斷地震資料的極性。圖5為南海東部某海域地震剖面，地震剖面顯示海水與海底界面表現(xiàn)為“單軌”反射特征，表明該套資料為正極性。

圖5 正極性地震剖面Fig.5 Positive polarity seismic profile

圖6為不同巖性的正極性地震資料模式圖，對于零相位地震剖面，根據(jù)“單雙軌”地震極性判別法表明，在正極性地震剖面上，海底面、鹽巖、碳酸鹽、火山巖和基底的頂界面為“單軌”反射，而油頁巖和含氣砂巖則為“雙軌”反射特征。在負極性地震資料上則反之。

圖6 不同巖性的正極性地震資料模式圖(據(jù)Alistair Brown修改）Fig.6 Different lithology responses on positive polarity seismic profile

此外，還可以利用VSP資料對比法、正演模型法等［4］來判斷地震資料的極性，但在實際工作中人工合成地震記錄法和單雙軌判別法較為實用。需要說明的是從井旁地震道提取子波只能改善合成記錄與實際記錄的相似程度，有利于儲層的準確標定，并不能用于判斷地震資料的實際記錄極性狀態(tài)。

4 地震極性判別技術(shù)在儲層預(yù)測中的應(yīng)用

通過對地震極性判別技術(shù)的應(yīng)用，在渤海海域某構(gòu)造的儲層邊界刻畫的實際工作中取得成效。該構(gòu)造目前共鉆探6口井，其中A井在東二段的2 050 m處鉆遇25 m厚的油氣層，在相鄰兩千米處的B井卻為大套泥巖，無任何油氣顯示(圖7）。經(jīng)研究表明，該構(gòu)造東二段縱向上共發(fā)育兩期濁積體，A井區(qū)發(fā)育一、二兩期，而B井區(qū)只發(fā)育一期濁積體。為刻畫二期含油氣濁積體發(fā)育邊界，落實儲量規(guī)模，對二期濁積體的橫向展布進行了地震屬性研究。

首先，根據(jù)“單雙軌”地震資料極性判別法，對該套地震資料極性進行判別，從圖8可以看出該套地震資料的中生界和新生界波阻抗界面呈“單軌”地震反射特征，即正反射界面對應(yīng)地震剖面的波峰位置，根據(jù)SEG關(guān)于地震資料極性的定義判別該套地震資料為正極性。

圖7 A井、B井連井柱狀圖Fig.7 Connecting-well histogram of well A and B

圖8 正極性地震剖面Fig.8 Positive polarity seismic profile

然后，利用正極性子波制作合成地震記錄對鉆遇儲層進行精細井震標定(圖9），確定2 050 m砂體頂面對應(yīng)地震剖面同相軸的波谷位置，以該軸為關(guān)鍵面向下開15 ms時窗，提取最小振幅地震屬性對儲層的橫向展布特征進行描述。圖10中紅色地震屬性代表振幅低值區(qū)，藍色代表振幅高值區(qū)，A井位于圖中振幅低值區(qū)域，二期濁積體形態(tài)清晰，邊界明顯;而在二期濁積體不發(fā)育的B井區(qū)，則表現(xiàn)為振幅值的高值區(qū)，為湖相泥巖沉積特征。

圖9 A井地震合成記錄Fig.9 Synthetic seismogram of A well

圖10 最小振幅地震屬性圖Fig.10 Min amplitude seismic attributes

如果對該套地震資料極性判別不準確，就會導(dǎo)致二期濁積體儲層預(yù)測失敗。利用負極性子波制作合成地震記錄對鉆遇儲層進行精細井震標定，則儲層頂面對應(yīng)地震剖面同相軸的波峰位置。圖11中紅色地震屬性代表振幅低值區(qū)，藍色代表振幅高值區(qū)。在提取的最大振幅地震屬性圖上，A井和B井都位于振幅高值區(qū)域，A井鉆遇二期濁積體在地震屬性圖上沒有反映，儲層預(yù)測失敗，也會給后續(xù)的井位部署帶來風(fēng)險。

圖11 最大振幅地震屬性圖Fig.11 Max amplitude seismic attributes

通過對地震資料極性的判別，利用振幅類地震屬性準確的對儲層的橫向展布進行研究，與實際鉆探認識吻合，刻畫了二期濁積體邊界范圍，落實了儲量規(guī)模，取得了良好的效果。

5 結(jié)論

在實際地震資料的判別和應(yīng)用過程中，取得以下幾點認識:(1）在儲層地震屬性預(yù)測研究工作中，不應(yīng)只關(guān)注地震屬性提取、選取和優(yōu)化融合等幾個方面，地震資料極性判別方面的工作也應(yīng)給予足夠重視;(2）地震極性在地震處理過程中可能發(fā)生變化，應(yīng)用地震資料前應(yīng)判別地震資料的極性，以免影響后續(xù)的研究工作;(3）通過對地震資料極性的準確判別，利用儲層地震屬性預(yù)測技術(shù)，可取得更好的效果。

［1］王克寧.地震記錄極性和層位標定研究［J］.石油地球物理勘探，1992，27(1）:130－139.

［2］孫家振，李蘭斌.地震地質(zhì)綜合解釋教程［M］.武漢:中國地質(zhì)大學(xué)出版社，2002.

［3］賴仲康.如何判別地震資料的極性做好井約束反演［J］.新疆石油地質(zhì)，1999，20(4）:302－306.

［4］王金鐸，路慎強，于建文，等.地震資料解釋中的極性判別技術(shù)［J］.石油物探，2001，40(2）:77－83.

Application of seismic polarity differentiation in reservoir prediction

WU Jungang，WU Kui，Sun Shubin，Liu Mingling，ZHANG Zhongqiao
(Tianjin Branch of CNOOC Ltd.，Tianjin Tanggu 300452，China）

Current research on seismic attributes of reservoir prediction was most focused on the selection of seismic horizon time window and seismic attributes and optimization of seismic attributes，but paied little attention to the effect of seismic data polarity on reservoir prediction.Actually，making the contrary judgment of seismic data polarity can lead the failure of the reservoir prediction.Aiming at these problems，on the basis of seismic data polarity selection，seismic attribute technology is used to predict lateral distribution of one structure reservoir in Bohai and get good effects.

seismic po1arity;seismic attributes;reservoir prediction

P631.4+43;TE122.2+4

A

10.3969/j.issn.1008－2336.2011.04.015

2011－06－03;改回日期:2011－07－14

吳俊剛，男，1981年生，碩士，助理工程師，主要研究方向為地震資料綜合解釋。E-mail:chwjg@163.com。

1008－2336(2011）04－0015－05