有色反演技術在海外A油田評價中的應用

胡 濱

（中海油研究總院有限責任公司，北京 100028）

常規地震資料主要反映地層界面的起伏變化，經過反演可以把界面型的地震資料轉換成巖層型的波阻抗資料。最早出現的道積分和遞歸反演等方法分辨率低，滿足不了精細勘探的需求。隨后發展出了稀疏脈沖反演[1-2]、分頻波阻抗反演[3]、地震特征反演[4]、地質統計反演[5-7]、譜反演[8]與隨機模擬反演[9]等技術，這些反演技術針對特定的基礎資料條件和地質問題，均具有一定技術優勢，但也均存在一定的缺陷[10]。

近年來，在有色濾波技術的基礎上發展起來一種新的反演技術——有色反演，該方法克服了上述技術的缺陷，取得了較好的應用效果[11]。

1 有色反演技術

1.1 基本原理與技術流程

有色反演是一種頻率域測井約束波阻抗反演技術，其核心是設置一個合適的算子，使地震頻譜和井的波阻抗頻譜相匹配，然后通過褶積完成反演，其過程無需子波提取，從井震標定到反演均快捷方便，但也存在相應的問題[12]：①地震記錄有限的頻帶寬度和高頻噪音會對反演精度產生一定影響；②實際地震子波是形狀復雜、具有時空變化性質的動態子波，對子波的相位特性及時空變化情況所作的假設，必然導致反演結果具有一定誤差。

有色反演基本技術流程如下：①對井的波阻抗作譜分析（圖1a中的黑線），并擬合井能量譜曲線（圖1a和圖2a中的綠線）；②對地震波阻抗作譜分析（圖1b中的黑線），并擬合地震能量譜曲線（圖1b和圖2a中的藍線）；③在頻率域設置匹配算子使地震譜和井的波阻抗譜匹配，圖2a和圖2b中紅線為匹配算子在頻率域和時間域的形態；④施加匹配算子到地震數據，然后轉換回時間域。理論上，這個過程需要90°相位轉換，可合并到算子里完成。

1.2 關鍵因素與參數含義

匹配算子是影響有色反演結果好壞的關鍵因素。決定匹配算子在頻率域或時間域的形態參數有低通頻率、高通頻率和匹配算子能量截取值。低通頻率決定匹配算子頻率域低頻段的形態，原則上低頻端的尖峰不宜過高，否則低頻成分過重，會降低反演結果的分辨率；高通頻率決定著匹配算子頻率域高頻端的形態，鑒于一般地震資料的高頻信噪比較低，因此不宜將頻率設置過高，否則將降低反演結果的信噪比；匹配算子能量截取值決定匹配算子時間域的形態，應根據實際地震資料的頻譜，適當切掉部分噪聲干擾[11]。

圖1 頻譜分析和擬合曲線

圖2 匹配算子頻率域和時間域形態

1.3 技術特點與適用范圍

有色反演技術與常見的稀疏脈沖反演技術在原理本質上有所不同[12]。稀疏脈沖反演首先對地質體進行建模，然后經過反復迭代修正模型參數至誤差在可接受范圍，其過程中存在人工干預較多[13]，受子波[14]、邊界井[1]和地震主頻影響較大[11]等缺陷。有色反演技術與地震數據處理更為相似，受人為干擾小、地質現象客觀、計算速度快，只需引入一個匹配算子即可完成測井與地震數據的連接，避免了稀疏脈沖反演過程中過度模型化。有色反演雖然受地震帶寬限制，但在給定帶寬范圍內可獲得最佳縱向分辨率[12]，并且不損失地震橫向分辨率。

2 應用實例

2.1 油田概況

海外A油田位于尼日爾三角洲盆地重力滑動-逆沖-底辟構造帶，為一個受控于邊界斷層的斷背斜構造，整體為深海泥巖的沉積背景并發育深水濁積體，2016年之前鉆探兩口井，均獲得較好的油氣發現。A-1井鉆遇3套油層（圖3a），厚度分別為5.7，15.1，6.4 m，具有低伽馬、低密度和高電阻率的測井響應特征。A-2井揭示油層1砂體相變為泥巖，鉆遇的油層2砂體的孔滲物性好，與A-1井相似，但均為水層，表明該油田儲層橫向變化大，油藏關系復雜。

受重力誘導下的逆沖和泥拱雙重作用，油田斷裂體系異常復雜，導致深水沉積體被切割嚴重，識別和橫向追蹤解釋困難，影響油層展布范圍的確定和油田儲量規模的判斷，嚴重制約了后續勘探部署決策，因此，亟需尋找對策，快速評價。

圖3 A-1井巖石物理分析

2.2 基礎數據

A油田被三維地震工區覆蓋，資料已進行了零相位化處理，波組特征較清晰但主頻較低，約25 Hz，有效頻寬為8～60 Hz，縱向分辨率約10 m。已鉆兩口井均鉆穿目的層，有GR（伽馬）、DT（聲波）、RHOB（密度）和RT（電阻率）等測井曲線并已進行了標準化處理。

2.3 技術應用

通過巖石物理統計分析，砂巖與泥巖的孔隙度界線為14%，泥質含量界線為40%，油層與水層的含水飽和度界線為70%（圖3b），目的層段砂巖和泥巖的縱波阻抗值存在嚴重混疊現象（藍色樣點為泥巖，紅黃色樣點為砂巖），故無法直接利用縱波阻抗區分砂泥巖（例如圖3a中油層2之下存在低縱波阻抗的泥巖）。而油層和水層的縱波阻抗具有明顯的區別（圖3a）：油層的縱波阻抗較圍巖顯著偏低，幅度為400～1 000 g/cm3·m/s；油組3之下水層段則表現出較圍巖高縱波阻抗特征，幅度為500～1 000 g/cm3·m/s。故利用相對縱波阻抗直接識別和預測油層，而不做儲層預測。

提取井旁道子波，并開展精細的井震標定（圖4）可以看出，合成地震記錄與井旁道的波組關系對應較好，振幅強弱關系略有差異。根據前面介紹的技術流程，計算兩口井縱波阻抗能量譜（圖1a中黑線）并擬合平滑曲線（圖1a中綠線），可見這兩口井的頻譜符合藍譜的特征，即更高的頻率對應于更大的振幅[12]，擬合曲線遵從指數定律。地震的能量譜和擬合平滑曲線見圖1b。考慮到地震數據的有效帶寬為8～60 Hz，將低通頻率和高通頻率設定在8 Hz和60 Hz附近進行參數試驗，選擇目的層段2 400～3 000 ms作為反演時窗，選擇99%作為匹配算子能量截取值，最終設置的匹配算子形態見圖2。

2.4 應用效果

依據油層相對低的波組抗值域特征進行定量標定（圖3a），將波阻抗相對小于-400 g/cm3·m/s的層段顯示為紅黃色（圖5），其縱橫向展布范圍和特征清晰。試驗表明，低通頻率的選擇對反演結果的分辨率影響較大。低通頻率為5 Hz的反演剖面（圖5a）的有效頻寬為5～60 Hz，中值頻率約32 Hz，峰值頻率為8 Hz，低頻成分較重，油層2相對低的波阻抗范圍確定出的油層頂底面比實鉆的油層頂底范圍略大。低通頻率為10 Hz的反演剖面（圖5b）的有效頻寬為5～80 Hz，中值頻率約42 Hz，12～40 Hz范圍內能量較平衡，油層2的相對低縱波阻抗范圍確定出的油層頂底面與實鉆井吻合程度較高。因此，選擇低通頻率為10 Hz的反演結果開展油層解釋工作。

圖4 A-1井井震標定

圖5 不同低通頻率下的有色反演結果

依據解釋層位提取油層2的有色反演平面圖（圖6）可見，反演結果與區域沉積研究結果一致，應用效果較好。油層2所在的沉積體為北東向物源的水道-朵葉復合體，平面分布范圍較廣，A-1井位于朵葉主體，A-2井遠離該沉積體（圖6）。油田西部發育一條北東-南西向水道（圖6中粉線所示，水道以泥質充填為主，反演平面圖中呈相對高波阻抗特征），將油田分隔為東西兩塊。A油田發育的一系列北西-南東向斷層（圖6中黑線所示），可進一步將油田分隔成多個斷塊。A油田整個東塊預測的含油范圍東邊界初步確定為相對縱波阻抗約為-400 g/cm3·m/s的位置（圖6中淺藍色線所示）。

為了證實油層解釋和預測范圍的可靠性，進一步落實東塊儲量，為油田開發做準備，于2017年在油田東南部靠近東邊界位置部署了A-3井并實施鉆探（圖6）。鉆井揭示油層2的凈厚度為9.3 m，較A-1井有所減薄（圖6中A-3井位置的相對縱波阻抗值高于A-1井，油層減薄符合預期），但仍然未鉆遇水層，說明該油田雖然被斷層切割成多個斷塊，但其整體含油，預測的含油范圍準確可靠。

圖6 過油層2的有色反演平面圖

3 結論

（1）有色反演技術無需初始模型，受人為干擾小、計算速度快，尤其適合在無井或少井的地區開展反演工作。海外勘探項目評價中常遇鉆井少、研究時間短等問題，特別有利于發揮有色反演技術的優勢，適合推廣應用。

（2）海外A油田的實際應用表明，反演結果在遵循實際地震資料的同時，具有更高的縱向分辨率。通過相對波阻抗的定量標定，主力油層顯示清晰，與實鉆井油層頂底的分層吻合程度較高，并且油層的縱橫向展布范圍和特征清晰，易于識別和解釋。油層解釋結果得到2017年新鉆井的證實。

（3）地震頻帶寬度和高頻噪音會對反演精度產生一定影響。此外，不考慮子波的相位與時空變化所作的假設，會導致反演結果存在一定誤差。