吸收系数方法技术的基本原理探讨

李朋武，陈轶林，张新桂，舒 赢

(1.成都理工大学 能源学院，四川 成都 611059；2.中国石化西南油气田分公司工程技术研究院，四川 成都 611000；3.中国石油川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院，四川 成都 611000)

吸收系数方法技术的基本原理探讨

李朋武1，陈轶林2，张新桂1，舒 赢3

(1.成都理工大学 能源学院，四川 成都 611059；2.中国石化西南油气田分公司工程技术研究院，四川 成都 611000；3.中国石油川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院，四川 成都 611000)

吸收系数方法技术在油气藏的发现中发挥着重要的作用，形成了一套对于不同属性的储层，采用不同方法的吸收系数技术，并结合具体的石油地质情况，研究波的传播规律，有着宽广的前景。本文通过对由简单到复杂的地质介质吸收模型的建立，进一步阐释吸收系数提取方法，并且提出吸收系数提取存在的问题，为吸收系数方法技术在油气藏勘探领域得到更为广泛的运用。

吸收系数；地震波；介质

1 理论模型的建立

岩层是非完全弹性的介质，出于这个原因，当波在岩层中传播时，地震波的弹性能量不可逆转地转化成为热能并消耗掉，相应地地震波振幅会产生衰减，这主要取决于岩层的吸收作用，不同岩性介质对波有不同的吸收程度，当地层介质吸收越强时，地震波的高频成份也就衰减得越快，子波形态相应地变化也就越大。因此，吸收系数的变化，可以反映地层岩性的变化，从而预测油气储层的位置、范围、有效的厚度。现讨论三种由简单到复杂的地质介质吸收模型。

1.1 均匀介质的吸收

据弹性介质粘滞理论，均匀的非完全弹性介质所有吸收作用，会使地震波的振幅能量随着波传播的距离的增大呈现出指数的衰减。

即A=A0·e-αr

(1)

式子中：A0为地震波起始振幅；

A为地震波传播到r处的振幅；

α为介质吸收系数。

吸收系数与介质的性质和地震波的频率有关系，据弹性粘滞理论可知，吸收系数与其频率的一次方成正比，即α=α0·f。α0是一个与频率无关，而仅仅与介质的飞弹性有关的系数，f为波的传播频率。

则式子(1)变为A=A0e-α0fr

(2)

因为 ，r=ν·t,ν为波的传播速度，t为波的传播时间；

所以A=A0·e-α0fvt

(3)

再令β0=ν·α0，β0称为介质的衰减系数；

则式子(3)为A=A0·e-β0ft

(4)

其中Dα是由于岩层的吸收作用而引起的波振幅的衰减因子，简称为吸收因子。

从式子(4)可知在其它条件相同的情况下，高频成分更容易被吸收，高频振动比低频振动衰减的快。

1.2 层状介质的吸收

假如地下有n层水平层状介质，地震波从震源S出发，相继经过各层介质如图1所示。

图1 n层水平层状介质传播模型

设第i层的吸收系数为αi，速度为νi，传播时将为ti，则地震波通过第i层的吸收因子为e-βiti(βi=νi·αi第i层衰减系数)则当地震波相继通过n层介质时，整个岩层的吸收因子为

(6)

1.3 连续介质的吸收

如果地下介质为连续介质，其吸收系数为α(Z)，速度为ν(Z)，地震波震源出发通过连续介质，我们可以把整个连续性的介质当做若干个薄层组成，每一薄层均为各项同性的介质，如图所示。

设地震波通过的深度为z，厚度为dz，吸收因子为e-β(z)dt，(其中β(Z)=ν(Z)·d(Z)为z深度的衰减系数)，所以整个连续性介质的吸收因子为

2 吸收系数提取方法

在进行吸收系数提取反演之前，我们已经将野外采集的原始数据进行了相应的处理，消除了每炮之间的子波差异，反射层位由于存在不水平的或者不近似水平，作了偏移处理，这样为叠后数据的处理做好了良好的铺垫，同时提高了地震记录的分辨率。在此情况下做吸收的系数的反演。因为叠前数据处理较好，因此得到的吸收系数数据近似等于真吸收系数，为此将处理得到的视吸收系数作为有效吸收系数来做储层的预测分析与解释。为了分析提取的吸收系数，在处理过程中，采用了两种不同的分频方法。即带通滤波法求得的吸收滤波因子分频和广义S变换法分频求取的广义S变换窗函数得到的吸收系数剖面，做比较分析，现将此流程展示如下：

地震资料分频处理的方法分为叠前和叠后分频处理方法两大类，主要是针对不同频段的地震资料分别处理从而改善噪音衰减保真度，提高数据处理的精度使用的方法是叠前分频处理。叠后分频处理则主要用于提高地震资料分辨率，同时分频后可在不同的频段分析道的变化来提高地震资料识别地质体能力。不同方法的分频处理提高了波对于对薄层的分辨能力。目前地震资料分频处理的方法多种多样，不同的方法处理的尺度不一，使用的环境也不一样，而改进的短时傅氏变换窗函数的唯一性限制了分辨率，有局限性，这种分频技术不能用波信号在各个时刻的不同变化来调整窗函数。然而小波函数具有良好的局部化特征，随着而今对已地震资料的分辨率的要求较高，广义S变换在S变换基础上，将原始频段分得更为细致。本文利用带通滤波分频和广义S变换分频技术对叠后资料进行处理，并以此分别计算吸收系数，求得吸收系数剖面。使用叠前和叠后地震资料处理方法，建立了分频处理的技术流程。

图2 S变换分频处理效果图

先将理论合成信号通过短时傅里叶变化，短时傅里叶变化，连续小波变换，S变换，广义S变换分频处理的效果如图2。由上图可知原始理论地震道合成信号，进过分频变换之后频率分得更叫细，精确度更高。更加有利于时频分析。

3 吸收系数提取存在的问题

总结起来吸收系数的提取存在以下的问题：

(1)使用常规的方法来提取吸收系数需要对叠前数据处理下工夫来消除多次波，薄层效应的影响。同时在提取地震波振幅的过程中应该使用平均法来减少由于地震波波动剧烈导致的振幅跳跃剧烈的影响。

(2)同时对于叠后数据分频应该尽量使用分辨率较高的方法。比如说像小波变换，广义S 变换。这样分频的精度高，便于分析，结果精度更高，对于寻找目的层位更加有利。

(3)对于叠前数据处理不够完善的情况下，应该对于提取的吸收系数区分视吸收系数和伪吸收系数，并通过这两个吸收系数求得真吸收系数。

4 结论

(1)对由简单到复杂的地质介质吸收模型的建立，说明吸收系数的变化，可以反映地层岩性的变化，从而预测油气储层的位置、范围、有效的厚度。

(2)本文利用带通滤波分频和广义S变换分频技术对叠后资料进行处理，并以此分别计算吸收系数，求得吸收系数剖面。使用叠前和叠后地震资料处理方法，建立了分频处理的技术流程。

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(本文文献格式：李朋武，陈轶林，张新桂，等.吸收系数方法技术的基本原理探讨[J].山东化工,2017,46(15):120-121,123.)

The Discussion on the Basic Principles of the Seismic Wave Attenuation Parameter Extraction Method

LiPengwu1,ChenYilin2,ZhangXingui1,ShuYing3

(1.College of Energy Resources,Chengdu University of Technology,Chengdu 610059,China;2.Engineering Technology Research Institute,SINOPEC Southwest Branch,Chengdu 611000,China;3.Geology Exploratory Development Research Institute,CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co.,Ltd.,Chengdu 611000,China)

The Seismic Wave Attenuation Parameter Extraction Method plays an important role in the oil and gas reservoirs found,forming a series of methods for different reservoirs with different properties adopted with different technology,and combined with the specific petroleum geological conditions to research wave propagation,having broad prospects. Based on the established by the geological medium simple to complex absorption model,extraction method to further explain the absorption coefficient,and puts forward the existing problems of the Seismic Wave Attenuation Parameter Extraction Method,in order to get the more extensive use of the Seismic Wave Attenuation Parameter Extraction Method of technology in the field of oil and gas exploration.

the absorption coefficient; seismic waves; media

2017-05-25

李朋武(1993—)，男，四川蓬安人，在读硕士研究生，研究方向：油气藏地质学与成藏动力学。

P618.13

A

1008-021X(2017)15-0120-02