海上二次三维双方位地震资料联合成像*

朱 明 何 敏 张振波 刘 铮 方中于 刘金朋

(1. 中海石油(中国)有限公司深圳分公司 广东深圳 518000； 2.中海油能源发展工程技术物探技术研究所 广东湛江 524057)

海上二次三维双方位地震资料联合成像*

朱 明1何 敏1张振波1刘 铮1方中于2刘金朋2

(1. 中海石油(中国)有限公司深圳分公司 广东深圳 518000； 2.中海油能源发展工程技术物探技术研究所 广东湛江 524057)

朱明,何敏,张振波，等.海上二次三维双方位地震资料联合成像[J].中国海上油气，2016,28(6)：15-20.

Zhu Ming,He Min,Zhang Zhenbo,et al.Combined imaging of offshore second two-azimuth 3D seismic data [J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(6):15-20.

三维地震是海上油气勘探的重要手段，随着采集技术的进步和成本的降低，二次三维地震采集逐步得到应用，特别是在油气高勘探成熟区。针对南海东部海域同一区域不同年份采集的三维地震资料，分析了不同方位地震资料各向异性参数的差异，形成了针对性的速度建模思路，提高了速度建模的精度，采用双方位各向异性速度场进行叠前深度偏移联合成像，实现了新旧三维地震数据的融合成像，地震资料的品质得到了明显改善，信噪比更高，成像效果更好。尤其是在断层阴影区，双方位融合成像结果的同相轴更加连续、稳定，能够提高构造图解释的可靠性，对落实位于断层上升盘、受断层影响较大的圈闭有较大帮助，可以有效降低受断层影响圈闭的勘探风险，为该地区同类型圈闭勘探提供了新思路。

海上；二次三维；双方位；各向异性；联合成像；断层阴影区

随着地震勘探技术的发展，海上高勘探成熟区已经基本实现三维地震采集全覆盖，但随着勘探难度的增加，早期采集的三维地震资料已不能满足日益复杂的勘探目标评价需求，二次三维地震采集势在必行，如何最大限度地使用新旧采集的三维地震资料，一直是国内外学者努力的方向。不同采集方向采集到的三维地震资料具有不同的方位信息，数据成像具有明显差异，因此，二次新三维地震资料采集方向应与旧三维地震资料采集方向垂直，最大限度地采集到双方位地震资料，以改善复杂区域照明，提高信噪比，进而改善成像效果。双方位地震资料联合成像的难点在于不同方位地震资料各向异性参数的求取[1]， Tsvankin、Xie等[2-3]针对宽方位及多方位地震资料的方位各向异性开展了一系列研究，黄跃、 贾福宗 等[4-5]针对陆地宽方位地震资料开展了方位速度分析和各向异性校正研究，而目前有关海上双方位三维地震资料联合成像的研究较少。本文针对南海东部海域同一区域不同年份采集的三维地震资料，分析了不同方位地震资料各向异性参数的差异，形成了针对性的速度建模思路，提高了速度建模的精度，采用双方位各向异性速度场进行叠前深度偏移联合成像，实现了新旧三维地震数据的融合成像，提高了双方位融合成像构造图解释的可靠性，从而降低了该区域受断层影响圈闭的勘探风险，为该地区同类型圈闭勘探提供了新思路。

1 单方位数据差异性分析

从相干体切片上看，南海东部海域目标区普遍存在NWW向陡倾角断层，两次三维地震的采集方位近似正交(图1)，其中A方位为1996年采集的近似平行于工区主要断层的走向(方位角为60°/300°)，B方位为2014年采集的近似垂直于工区主要断层的走向(方位角为30°/210°)。受断层走向和地层产状影响，A、B两个方位采集到的信息有一定的不同(图2)，A方位采集的地震数据在断层附近可以接收到更多相对可靠的地层反射信息(蓝色箭头)， B方位采集的地震数据可以接收到更为丰富的绕射波信息(紫色箭头)。

图1 目标区相干体切片及采集方向示意图

图2 目标区2个方位叠加剖面对比

Grechka等[6-7]研究表明，断裂性地层中NMO 速度在不同方位上通常是椭圆，其中平行于断层走向方向的速度相对较快，而垂直于断层走向方向的速度相对较慢。实际资料中，选取多个位置的2个方位的偏移道集进行速度分析发现，该目标区A方位数据的速度相对B方位数据的速度普遍偏高。如图3所示，采用统一的各向同性速度模型偏移后的道集中，2 268 ms处A方位采集的均方根速度为2 812 m/s，而B方位采集的均方根速度为2 657 m/s，二者之间的差异可达155 m/s。综合分析认为，A方位与主要断层的走向近似平行，近似为快波传播方位；B方位与主要断层的走向近似垂直，近似为慢波传播方位。由此可见，该目标区实际资料分析结果与有关理论研究成果认识是一致的。

图3 目标区2个方位偏移道集速度谱对比

2 双方位数据联合成像技术流程及优势

将2个方位的资料进行联合成像，需要考虑2个方位的各向异性的情况，Tsvankin[2]和 Xie 等[3]分别提出了用正交速度成像的理论和算法。单方位资料考虑VTI介质各向异性参数估计，主要是Thomsen参数δ和ε的定义[8]，而多方位资料需要同时考虑方位速度差异， Tsvankin[2]和Grechka[7]等提出了方位速度差异及各向异性参数估计。分析认为，双方位各向异性速度模型的建立有2个步骤：①用各向同性速度模型偏移得到的双方位道集配合井资料分别估算2个方位的各向异性参数；②进行方位速度联合层析反演，同时考虑2个方位的各向异性参数进行联合求解，获得适用于2个方位资料的速度模型。实际操作中，本文采用如下流程建立速度模型：①利用各向同性速度模型进行PSDM获得2个方位的方位角道集；②沿层提取2个方位各自的剩余时差曲率；③求取双方位资料的剩余时差；④进行方位速度联合层析反演，同时考虑2个方位的剩余时差进行联合求解；⑤获得适用于2个方位资料的速度模型；⑥用测井信息标定模型，检查井位处层位分层和道集。通过井位标定，2个方位的δ和ε也相应更新，最终形成双方位各向异性速度场。

双方位各向异性速度场与各向同性速度场得到的数据有明显差异。如图4所示，各向同性速度场的偏移道集中，A方位同相轴向上弯曲，B方位同相轴向下弯曲，2个方位上存在明显的时差差异(图4a)；而各向异性速度场的偏移道集中，2个方位的数据都能够拉平，同相轴更聚焦，资料信噪比更高，同相轴更可靠(图4b)。

图5为该目标区深度域沿层提取的剩余曲率切片，可以看出：各向同性速度偏移后， A方位的剩余时差曲率切片上绿色偏重，表示同相轴主要向上弯曲(图5a)，即传播速度快一些；B方位的切片上红色偏重，表示同相轴主要向下弯曲(图5b)，即传播速度慢一些；二者的差异切片可以明显观察到断层附近区域颜色更红，表示此区域2个方位的剩余时差曲率差异更大(图5c)。而各向异性速度偏移后，图5d、e中普遍为黄色，而且二者的差异明显缩小，表明2个方位的数据可以更好地聚焦，有利于数据的融合成像。

图4 目标区不同速度场偏移道集蝶形显示对比

如图6所示，双方位资料在断层上升盘受断层影响的区域较单方位资料有更好的成像效果。一方面，单方位资料在断层上升盘受断层影响的区域信噪比较低，同相轴连续性较差，可靠性也相对较差。另一方面，单方位资料在受断层影响的区域照明并不充分，在断层阴影带部分区域会出现无法成像或成像不准确的情况。正是得益于多方位各向异性速度场，双方位资料能够更好地反映地下真实地质情况，并且2个方位的数据在受断层影响的区域有较好的照明补充，在精细的多方位各向异性速度模型的控制下，断层阴影带有更为准确的成像效果，同相轴较为连续，成像更准确，地层产状更为真实可靠。当然，在远离断层的地层倾角较小的地区，单方位资料的照明已经较为充分，其成像效果与双方位资料相比并没有很大的劣势。

图5 目标区深度偏移沿层切片剩余时差曲率对比

图6 目标区成像剖面对比

3 应用效果

应用实践表明，对于具体的构造圈闭，双方位融合处理技术能够提供更为准确、可信的资料。图7为过该目标区A构造的单方位成像剖面和双方位融合成像剖面的对比，可以看出：单方位成像剖面信噪比普遍较高，但在断层上升盘受断层影响的区域信噪比有明显降低，即所谓的断层阴影区(图7a)。在断层阴影区，单方位成像数据的信噪比较低，同相轴连续性较差，构造解释困难，解释得到的构造图也存在很多的不确定性，对圈闭的落实和后续的井位部署造成了较大困扰。而双方位融合成像剖面整体上信噪比较为一致，断层阴影区双方位成像数据的信噪比并没有明显的降低，且同相轴连续、稳定，解释得到的构造图也相对更为可靠。

图7 目标区过A构造深度偏移剖面对比

图8为目标区A构造单方位成像构造图和双方位融合成像构造图的对比，可以看出：单方位成像构造图(图8a)中，构造主体区域等值线较为稀疏，构造范围外等值线较为密集，显示地层产状出现转折，表明层位解释受到断层阴影带的影响；构造高点区域由于资料信噪比较差、同相轴连续性不好，在接近断层的位置层位解释有明显转折。而双方位融合成像构造图(图8b)中，在构造区域内等值线间隔较为平均，符合区域上沉积相对较为稳定的特点，断层排列方式更符合区域地质特征，雁列式断层的特征更为明显；构造主体位于2条断层的结合部位，构造主要受主断裂控制，构造主体部位西侧受另一断层影响，形成小的单独高点。根据双方位融合成像构造图解释成果，后期在A构造钻探3口井，Well 1井位于构造中心高点位置，Well 2、Well 3井位于构造翼部边缘位置。钻探结果显示，双方位融合成像结果在钻井处的误差均小于5 m，这表明双方位融合成像构造图更符合区域地质情况和钻井情况，可靠性更高。

图8 目标区A构造的构造图对比

4 结束语

实践表明，正交采集方式增加了地下信息照明度和空间采样数据，是进行海上二次三维地震勘探的一种经济有效的施工方式。通过在南海东部海域目标区采用多方位各向异性速度场进行叠前深度偏移联合成像，所得到双方位融合成像结果的信噪比更高，成像效果更好。尤其是在断层阴影区，双方位融合成像结果的同相轴更加连续、稳定，能够提高构造图解释的可靠性，对落实位于断层上升盘、受断层影响较大的圈闭有较大帮助，可以有效降低受断层影响圈闭的勘探风险，从而为该地区同类型圈闭勘探提供了新思路。

[1] 刘依谋,印兴耀,张三元,等. 宽方位地震勘探技术新进展[J].石油地球物理勘探,2014,49(3):596-603. Liu Yimou,Yin Xingyao,Zhang Sanyuan,et al. Recent advances in wide-azimuth seismic exploration[J].Oil Geophysical Prospecting,2014,49(3):596-603.

[2] TSVANKIN L.Anisotropic parameters and P-wave velocity for orthorhombic media[J].Geophysics,1997,62(4):1292-1309.

[3] XIE Y,BIRDUS S,SUN J，et al.Prestack depth imaging of multi-azimuth seismic data in the presence of orthorhombic anisotropy[J].ASEG Extended Abstracts,2012(1):1-4.

[4] 黄跃,马昭军,甘其刚,等.基于HTI介质理论的纵波速度分析方法[J].成都理工大学学报(自然科学版),2011,38(4):476-480. Huang Yue,Ma Zhaojun,Gan Qigang,et al.P wave velocity analysis method based on the HTI media theory[J].Journal of Chengdu University of Technology (Science & Technology Edition),2011,38(4):476-480.

[5] 贾福宗,李道善,曹孟起,等.宽方位纵波地震资料HTI各向异性校正方法研究与应用[J].石油物探,2013,52(6):650-658. Jia Fuzong,Li Daoshan,Cao Mengqi,et al.Study and application of HTI anisotropy moveout correction to wide azimuth P-wave seismic data[J].Geophysical Prospecting for Petorleum,2013,52(6):650-658.

[6] GRECHKA V,TSVANKIN L.3-D moveout velocity analysis and parameter estimation for orhorhombic media[J].Geophysics,1999,64(3):820-837.

[7] GRECHKA V,TSVANKIN L.Seismology of azimuthally anisotropic media and seismic fracture characterization[J].Leading Edge,2011,10(3):154-155.

[8] THOMSEN L.Weak elastic anisotropy[J].Geophysics,1986,51(10):1954-1966.

(编辑：冯 娜)

Combined imaging of offshore second two-azimuth 3D seismic data

Zhu Ming1He Min1Zhang Zhenbo1Liu Zheng1Fang Zhongyu2Liu Jinpeng2

(1.ShenzhenBranchofCNOOCLtd.,Shenzhen,Guangdong518000,China;2.CNOOCEnerTech-Drilling&ProductionCo.Development&ProspectingGeophysicalInstitute,Zhanjiang,Guangdong524057,China)

Three-dimensional (3D) seismic is very important for offshore oil and gas exploration. With the improvement of acquisition and cost reduction, second two-azimuth 3D seismic acquisition is gradually applied in offshore blocks, especially in developed oil and gas fields. Based on a multi-azimuth 3D seismic data acquired in different years for the same block in the South China Sea, seismic anisotropic parameters in different azimuths are analyzed, and the targeted velocity model is built with improved accuracy. Prestack depth migration combined imaging is carried out with two-azimuth anisotropic velocity model, which realizes the combined imaging for old and new 3D seismic data. The result of seismic data quality is obviously improved, signal-to-noise ratio is improved and the imaging is more clearly and accurately. Especially in fault shadow zone, two-azimuth result is more stable and consecutive, improving the reliability of structure map, which are helpful for the trap exploration on uplifted side which is strong affected by fault and the signal is not stable. The proposed technology can reduce the exploration risk of the trap stronger affected by fault and provide a new idea for the same type trap exploration.

offshore; second 3D; two-azimuth; anisotropy; combined imaging; fault shadow zone

1673-1506(2016)06-0015-06

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.06.003

朱明,男,高级工程师,1985年毕业于云南大学地球物理专业，获学士学位，长期从事油气勘探开发研究工作。 地址：广东省深圳市南山区后海滨路(深圳湾段)3168号中海油大厦(邮编：518000)。E-mail:zhuming2@cnooc.com.cn。

P631.4

A

2016-03-31 改回日期：2016-05-30

*“十二五”国家科技重大专项“珠江口盆地东部地区隐蔽油气藏勘探技术研究(编号:2011ZX05023-002-002)”部分研究成果。