有色反演技术在海外A油田评价中的应用

胡 滨

（中海油研究总院有限责任公司，北京 100028）

常规地震资料主要反映地层界面的起伏变化，经过反演可以把界面型的地震资料转换成岩层型的波阻抗资料。最早出现的道积分和递归反演等方法分辨率低，满足不了精细勘探的需求。随后发展出了稀疏脉冲反演[1-2]、分频波阻抗反演[3]、地震特征反演[4]、地质统计反演[5-7]、谱反演[8]与随机模拟反演[9]等技术，这些反演技术针对特定的基础资料条件和地质问题，均具有一定技术优势，但也均存在一定的缺陷[10]。

近年来，在有色滤波技术的基础上发展起来一种新的反演技术——有色反演，该方法克服了上述技术的缺陷，取得了较好的应用效果[11]。

1 有色反演技术

1.1 基本原理与技术流程

有色反演是一种频率域测井约束波阻抗反演技术，其核心是设置一个合适的算子，使地震频谱和井的波阻抗频谱相匹配，然后通过褶积完成反演，其过程无需子波提取，从井震标定到反演均快捷方便，但也存在相应的问题[12]：①地震记录有限的频带宽度和高频噪音会对反演精度产生一定影响；②实际地震子波是形状复杂、具有时空变化性质的动态子波，对子波的相位特性及时空变化情况所作的假设，必然导致反演结果具有一定误差。

有色反演基本技术流程如下：①对井的波阻抗作谱分析（图1a中的黑线），并拟合井能量谱曲线（图1a和图2a中的绿线）；②对地震波阻抗作谱分析（图1b中的黑线），并拟合地震能量谱曲线（图1b和图2a中的蓝线）；③在频率域设置匹配算子使地震谱和井的波阻抗谱匹配，图2a和图2b中红线为匹配算子在频率域和时间域的形态；④施加匹配算子到地震数据，然后转换回时间域。理论上，这个过程需要90°相位转换，可合并到算子里完成。

1.2 关键因素与参数含义

匹配算子是影响有色反演结果好坏的关键因素。决定匹配算子在频率域或时间域的形态参数有低通频率、高通频率和匹配算子能量截取值。低通频率决定匹配算子频率域低频段的形态，原则上低频端的尖峰不宜过高，否则低频成分过重，会降低反演结果的分辨率；高通频率决定着匹配算子频率域高频端的形态，鉴于一般地震资料的高频信噪比较低，因此不宜将频率设置过高，否则将降低反演结果的信噪比；匹配算子能量截取值决定匹配算子时间域的形态，应根据实际地震资料的频谱，适当切掉部分噪声干扰[11]。

图1 频谱分析和拟合曲线

图2 匹配算子频率域和时间域形态

1.3 技术特点与适用范围

有色反演技术与常见的稀疏脉冲反演技术在原理本质上有所不同[12]。稀疏脉冲反演首先对地质体进行建模，然后经过反复迭代修正模型参数至误差在可接受范围，其过程中存在人工干预较多[13]，受子波[14]、边界井[1]和地震主频影响较大[11]等缺陷。有色反演技术与地震数据处理更为相似，受人为干扰小、地质现象客观、计算速度快，只需引入一个匹配算子即可完成测井与地震数据的连接，避免了稀疏脉冲反演过程中过度模型化。有色反演虽然受地震带宽限制，但在给定带宽范围内可获得最佳纵向分辨率[12]，并且不损失地震横向分辨率。

2 应用实例

2.1 油田概况

海外A油田位于尼日尔三角洲盆地重力滑动-逆冲-底辟构造带，为一个受控于边界断层的断背斜构造，整体为深海泥岩的沉积背景并发育深水浊积体，2016年之前钻探两口井，均获得较好的油气发现。A-1井钻遇3套油层（图3a），厚度分别为5.7，15.1，6.4 m，具有低伽马、低密度和高电阻率的测井响应特征。A-2井揭示油层1砂体相变为泥岩，钻遇的油层2砂体的孔渗物性好，与A-1井相似，但均为水层，表明该油田储层横向变化大，油藏关系复杂。

受重力诱导下的逆冲和泥拱双重作用，油田断裂体系异常复杂，导致深水沉积体被切割严重，识别和横向追踪解释困难，影响油层展布范围的确定和油田储量规模的判断，严重制约了后续勘探部署决策，因此，亟需寻找对策，快速评价。

图3 A-1井岩石物理分析

2.2 基础数据

A油田被三维地震工区覆盖，资料已进行了零相位化处理，波组特征较清晰但主频较低，约25 Hz，有效频宽为8～60 Hz，纵向分辨率约10 m。已钻两口井均钻穿目的层，有GR（伽马）、DT（声波）、RHOB（密度）和RT（电阻率）等测井曲线并已进行了标准化处理。

2.3 技术应用

通过岩石物理统计分析，砂岩与泥岩的孔隙度界线为14%，泥质含量界线为40%，油层与水层的含水饱和度界线为70%（图3b），目的层段砂岩和泥岩的纵波阻抗值存在严重混叠现象（蓝色样点为泥岩，红黄色样点为砂岩），故无法直接利用纵波阻抗区分砂泥岩（例如图3a中油层2之下存在低纵波阻抗的泥岩）。而油层和水层的纵波阻抗具有明显的区别（图3a）：油层的纵波阻抗较围岩显著偏低，幅度为400～1 000 g/cm3·m/s；油组3之下水层段则表现出较围岩高纵波阻抗特征，幅度为500～1 000 g/cm3·m/s。故利用相对纵波阻抗直接识别和预测油层，而不做储层预测。

提取井旁道子波，并开展精细的井震标定（图4）可以看出，合成地震记录与井旁道的波组关系对应较好，振幅强弱关系略有差异。根据前面介绍的技术流程，计算两口井纵波阻抗能量谱（图1a中黑线）并拟合平滑曲线（图1a中绿线），可见这两口井的频谱符合蓝谱的特征，即更高的频率对应于更大的振幅[12]，拟合曲线遵从指数定律。地震的能量谱和拟合平滑曲线见图1b。考虑到地震数据的有效带宽为8～60 Hz，将低通频率和高通频率设定在8 Hz和60 Hz附近进行参数试验，选择目的层段2 400～3 000 ms作为反演时窗，选择99%作为匹配算子能量截取值，最终设置的匹配算子形态见图2。

2.4 应用效果

依据油层相对低的波组抗值域特征进行定量标定（图3a），将波阻抗相对小于-400 g/cm3·m/s的层段显示为红黄色（图5），其纵横向展布范围和特征清晰。试验表明，低通频率的选择对反演结果的分辨率影响较大。低通频率为5 Hz的反演剖面（图5a）的有效频宽为5～60 Hz，中值频率约32 Hz，峰值频率为8 Hz，低频成分较重，油层2相对低的波阻抗范围确定出的油层顶底面比实钻的油层顶底范围略大。低通频率为10 Hz的反演剖面（图5b）的有效频宽为5～80 Hz，中值频率约42 Hz，12～40 Hz范围内能量较平衡，油层2的相对低纵波阻抗范围确定出的油层顶底面与实钻井吻合程度较高。因此，选择低通频率为10 Hz的反演结果开展油层解释工作。

图4 A-1井井震标定

图5 不同低通频率下的有色反演结果

依据解释层位提取油层2的有色反演平面图（图6）可见，反演结果与区域沉积研究结果一致，应用效果较好。油层2所在的沉积体为北东向物源的水道-朵叶复合体，平面分布范围较广，A-1井位于朵叶主体，A-2井远离该沉积体（图6）。油田西部发育一条北东-南西向水道（图6中粉线所示，水道以泥质充填为主，反演平面图中呈相对高波阻抗特征），将油田分隔为东西两块。A油田发育的一系列北西-南东向断层（图6中黑线所示），可进一步将油田分隔成多个断块。A油田整个东块预测的含油范围东边界初步确定为相对纵波阻抗约为-400 g/cm3·m/s的位置（图6中浅蓝色线所示）。

为了证实油层解释和预测范围的可靠性，进一步落实东块储量，为油田开发做准备，于2017年在油田东南部靠近东边界位置部署了A-3井并实施钻探（图6）。钻井揭示油层2的净厚度为9.3 m，较A-1井有所减薄（图6中A-3井位置的相对纵波阻抗值高于A-1井，油层减薄符合预期），但仍然未钻遇水层，说明该油田虽然被断层切割成多个断块，但其整体含油，预测的含油范围准确可靠。

图6 过油层2的有色反演平面图

3 结论

（1）有色反演技术无需初始模型，受人为干扰小、计算速度快，尤其适合在无井或少井的地区开展反演工作。海外勘探项目评价中常遇钻井少、研究时间短等问题，特别有利于发挥有色反演技术的优势，适合推广应用。

（2）海外A油田的实际应用表明，反演结果在遵循实际地震资料的同时，具有更高的纵向分辨率。通过相对波阻抗的定量标定，主力油层显示清晰，与实钻井油层顶底的分层吻合程度较高，并且油层的纵横向展布范围和特征清晰，易于识别和解释。油层解释结果得到2017年新钻井的证实。

（3）地震频带宽度和高频噪音会对反演精度产生一定影响。此外，不考虑子波的相位与时空变化所作的假设，会导致反演结果存在一定误差。