油田开发阶段地震波形解释及应用

郝晋进 石兰亭 张亚军 洪 亮

（中国石油勘探开发研究院西北分院）

地震勘探一直是寻找油气和探究地下油气藏真实情况的重要技术手段，经过几十年的发展，取得了令人瞩目的成就。地震技术已远远超出了勘探领域，向油气开发领域延伸发展[1-2]。开发阶段地震技术的研究应用大致可分为两个方向：一是针对开发阶段储层描述、油藏评价、动态监测与工程技术等方面的问题，形成专项特色技术，如时移地震、井筒地震、微地震、多波多分量地震等；二是重视多学科综合研究，充分挖掘地震资料的潜力，发展提出了地震地层学、地震沉积学、地震储层学等研究手段并将其应用于开发阶段。

国内油田开发过程中，上述两个方向的地震技术应用均取得良好效果，着重解决了小断裂刻画、微幅度构造解释、井间砂体刻画等问题，为重构地下认识，指导开发井位部署、水平井设计和剩余油分布预测等提供了重要支持。尤其是90°相位转换、地层切片、分频属性和随机反演等技术在河道边界刻画、砂体精细表征方面取得了较好的应用效果[3-4]。地震资料在开发阶段井间油藏描述中的重要作用已被实践证实、业界认可[5-7]。国外区块受合同期限与经济效益影响，经常实施“边勘探、边试采、边滚动、边开发”方案，开发井距较大，分支井多，没有足够的研究周期开展开发地震技术研究。因此在海外区块开发中，如何将地震技术有效应用于油藏评价与描述，发挥常规三维地震数据的作用，具有非常重要的意义。

受地震波调谐效应和复杂地质结构影响，面对开发阶段小尺度、高精度地质体空间刻画需求，目前的地震技术方法和工作流程很大程度上仍是勘探阶段的延伸，在开发阶段仍具有一定局限性，还不能完全满足开发需求。本文以开发阶段储层研究目标为导向，针对开发阶段小层解释与储层预测的要求与难点，建立了不同于勘探阶段地震解释的思路，提出了基于地震波形的开发阶段地震研究工作流程，将地震解释从原有的大尺度波组特征分析细化至波形特征分析，以满足开发阶段高精度需求。该方法在哈法亚油田缓坡碳酸盐岩油藏评价中取得了较好的应用效果，可推广应用于其他油田的开发阶段。

1 开发阶段地震解释研究任务

地震资料信息丰富、空间采样率高，建立其与地质、油藏之间的联系是地震解释的主要任务，地震解释成果的精度和可靠性直接影响着油气勘探开发成效。

勘探阶段，地震资料解释主要包括构造解释、层序地层解释、储层预测、区带优选和目标评价等方面[8]。研究目标是建立构造、圈闭和储层总体框架，寻找有利目标，指导勘探井位部署。相对开发阶段研究目标，勘探阶段研究尺度大，地震解释以波组特征分析为主。

开发阶段，地震资料解释的主要任务包括油藏非均质性研究、剩余油分布预测、油藏属性参数预测及油藏模型建立等方面。其研究对象为储集体目标的空间精细刻画，要求以储层解释而非构造解释为主，难点在于井间小尺度地质体的高精度预测与描述，对地质体纵横向分辨率要求更高[9]。目前，开发阶段地震解释的主要技术手段是利用精细勘探中提高地震资料分辨率、地层切片、随机反演等方法，期望解决小尺度地质体的高精度预测问题。其工作流程与思路和勘探阶段并无大的差别。在解决复杂地质背景、薄层预测时，受研究方法与地震调谐效应的影响，解释成果常常难以满足开发阶段的要求。

2 地震波形解释

近年来随着地震沉积学的发展，利用地层切片、分频处理等技术可以在平面上检测出厚度小于1/4波长的地质体，地震波形横向变化所蕴含的信息受到越来越多的重视[10]。图1为一条实际的过井地震剖面，主频为30Hz。井旁为测井曲线，井上黄色矩形为测井解释砂层。A2井上有一层7m厚砂层，在地震剖面上位于波峰下半部分。可以看出，虽然地震波形在纵向上无法识别出厚度小于1/4波长的地质体，但地震波的横向变化十分丰富，指示了薄层地质体向左右两道发育，横向岩性/储层结构发生了变化。

图1 连井地震剖面

地震波形指示反演方法的提出使得地震波形与岩性/储层组合之间的关系进一步明朗。以纵波阻抗和纵波反射数据为例，如果两口井目标层所处位置的地震波形相似，则表明这两口井处于大致相同的沉积环境，虽然纵波阻抗的高频成分可能来自不同的沉积微相，差异较大，但中低频具有共性，且共性频带范围大幅度超出了地震有效频带[11]。如图2所示，两口井目的层段具有相似的地震波形，其频率成分为5～80Hz，相关系数为73.2%。两口井原始波阻抗曲线相关系数仅为22.8%，对其进行逐级滤波，依次保留0～600Hz、0～400Hz、0～300Hz、0～200Hz和 0～100Hz，可以发现井曲线的相关系数逐步提高到95.6%。70%以上相关系数的共性结构的频带宽度高达5～200Hz，远高出原始地震数据的5～80Hz频宽[12]。另外，更高频率成分的取值也被约束在一定范围内。因此，地震波形对地层岩性/储层结构组合与分布具有重要的指示意义，且包含了高频变化信息。

图2 地震波形相似的两口井波阻抗曲线滤波对比

基于上述分析，在地震沉积学与地震波形指示反演的基础上，提出了开发阶段地震波形解释方法及技术流程。具体包含3个步骤：（1）建立地震波形与岩性/储层结构的关系，确定沉积微相发育范围，并统计层面顶界地震相位变化特征；（2）基于岩性组合与地震波形变化关系分相带开展变相位开发小层解释，建立高精度构造模型；（3）直接利用深度域地震数据基于地震波形结构开展波形指示反演，实现高精度储层定量预测。

2.1 建立地震波形与岩性/储层结构的关系

在精细的井震标定基础上，对研究区内岩性/储层发育结构进行分类，分析地震波形特征，建立岩性/储层结构与波形特征之间的规律。由于岩性/储层结构的横向变化反映了沉积相变化，因此在分析地震波形横向变化特征的基础上，可利用该特征约束沉积微相的解释。统计不同沉积微相发育时层面顶界地震相位变化特征，为下一步开发阶段的小层精细解释提供依据。

2.2 基于波形结构解释开发小层

开发阶段小层解释与勘探阶段地层追踪具有本质区别。勘探阶段，可以认为地震同相轴代表地质界面，以地震波波峰或波谷为标志进行解释追踪即可满足要求；开发阶段，需要对油藏内幕小层进行三维刻画，而小尺度的开发小层受地震调谐效应及本身岩性组合横向变化的影响，地震波形态变化大，相位特征不统一，难以利用统一的相位特征进行横向解释追踪，因此解释过程中井间追踪具有很高的不确定性。

受地震沉积学相对地质等时地层切片的启发[13]，提出在前述岩性/储层组合变化与地震波形响应关系建立的基础上，分析井上开发小层的波形特征及横向相位变化规律，通过地震波形分区并结合沉积微相变化，确立不同位置的解释标准，确保开发小层井间及井区外的解释有据可依。实际操作后，地震解释成果精度提高，可满足开发阶段层位解释要求，并为后续储层反演提供了精细的构造模型。

2.3 基于波形结构进行储层反演

在前述开发小层精细解释的基础上建立构造模型，直接利用深度域地震数据开展波形指示反演。在反演过程中利用地震波形的横向变化代替变差函数来表征储层的空间变异性，优选波形相似性高、空间距离近的井作为有效统计样本建立初始模型，可更好地体现沉积要素的影响，实现相控随机反演[14]。

测井数据实际上也是地下岩性/储层组合的响应，因此利用波形指示的地震反演可以不受基于褶积模型的波阻抗反演的限制，直接建立深度域地震数据与测井数据的关联，避免了时间域反演过程中时深转换造成的误差。反演结果可直接用于开发模型中，无疑更符合开发阶段储层预测的要求。

3 哈法亚油田应用实例

3.1 区域地质概况

哈法亚油田位于伊拉克东南部米桑省，美索不达米亚平原东南部，构造上位于美索不达米亚前陆盆地前缘带（图3），为南西—北东向倾斜的单斜构造背景下发育的局部背斜隆起，背斜长度约为35km，宽度约为10km，圈闭面积近百平方千米[15]。哈法亚油田可采储量逾40×108bbl，为巨型油田，纵向上发育多个含油气层系，其中碳酸盐岩油藏储量占总产量80%以上[16]。上白垩统Khasib-Sadi-Hartha层位于主力产层Mishrif组之上，发育缓坡孔隙型碳酸盐岩油藏，受储层物性影响，储量大，采出程度低，开发潜力巨大[17]。以Hartha油藏为研究对象，进行了开发阶段地震波形解释实践研究。Hartha油藏可分上下A、B两段。Hartha A段为储层，包含生屑滩、滩翼、滩间3种沉积微相类型；Hartha B段主要发育相对低能的滩间泥粒灰岩和潟湖灰泥微相。A段地层厚度约为7～24m，较薄，横向变化大，在地震剖面上小于1/4波长；并且碳酸盐岩储层非均质性强，平面分布复杂，规律性差，地震识别与刻画困难。

图3 中东哈法亚油田区域构造位置[15]

3.2 利用地震波形刻画生屑滩

通过精细井震标定结合地震波形，将研究区内Hartha油藏段的储层组合结构分为3类（图4）。

图4 中东哈法亚油田区域构造位置及地层综合柱状图

（1）Hartha A段发育生屑滩相储层，孔隙度曲线数值较高，测井解释总孔隙度曲线呈箱形特征。储层发育段阻抗较下部致密灰岩段低，在A段与B段之间形成强反射界面。在90°相位转换地震剖面上A段为强波峰反射，B段为强波谷反射，A段顶界位于波峰上缘。

（2）Hartha A段发育滩翼相石灰岩储层，孔隙度曲线数值较高，呈层状特征。储层发育段阻抗较下部致密灰岩段低，在A段与B段之间形成较强反射界面。在90°相位转换地震剖面上A段为较强波峰反射，B段为较强波谷反射，A段顶界位于波峰。

（3）Hartha A段发育滩间相泥晶灰岩、泥质灰岩，孔隙度曲线数值较低，呈薄层尖峰状特征。储层不发育，与下部致密灰岩段阻抗差异小，在A段与B段之间形成弱反射界面。在90°相位转换地震剖面上A段为弱波峰反射，B段为弱波谷反射，A段顶界位于波峰下缘。

基于上述分析，可选取地层切片对Hartha A段有利沉积微相进行刻画。最终结果如图5所示，红色指示生屑滩发育，黄色和绿色为滩翼发育，蓝色为滩间沉积。该结果可用于开发阶段沉积微相解释和沉积相建模。

图5 Hartha A段地层切片指示生屑滩发育

3.3 利用地震波形约束开发小层解释

褶积理论正演模拟表明，当地层厚度减小时，其顶、底界面受调谐效应影响在地震数据上存在相位变化，且相位变化与地层厚度相关。统计Hartha A段3种沉积微相中井震标定后A段顶界地震波相位可以发现（图6）：生屑滩储层发育时，A段顶界地震波相位主要位于60°左右，在90°相位转换地震剖面上表现在波峰上缘；滩翼发育时，由于储层组合的复杂性，其顶界地震波相位变化较复杂；发育滩间沉积时，地层厚度较生屑滩薄，其顶界地震波相位主要位于100°～120°之间，在90°相位转换地震剖面上表现在波峰下缘。基于上述分析，结合地震定性预测的沉积微相发育平面图，可对开发小层进行地震波形约束下的变相位解释追踪。图7为90°相位转换的地震波形剖面与原始地震的密度剖面叠合显示。剖面为Hartha底界拉平。HFY1井、HFY2井、HFY3井分别发育生屑滩储层、滩翼储层、滩间沉积，3口井的Hartha A段顶界分别位于90°相位转换地震剖面的波峰上缘、波峰、波峰下缘。井间A点位于滩翼发育带，应参考HFY2井解释，Hartha A段顶界由HFY1井的波峰上缘逐渐过渡至波峰位置。井间B点位于生屑滩发育带，应参考HFY1井解释，Hartha A段顶界由A点的波峰位置逐渐过渡至波峰上缘，至HFY2井逐渐过渡至波峰位置。井间C点位于滩间，应参考HFY3井解释，Hartha A段顶界由HFY2井波峰位置逐渐过渡至波峰下缘，中间有生屑滩发育时要解释至波峰上缘。

图6 Hartha A段地层厚度与顶界地震相位交会图

基于地震波形的开发小层解释成果更为精细，对比同向轴追踪结果（图7黄色虚线），变相位小层解释（图7红色实线）精确度可提高约3ms，符合开发阶段高精度要求。该方法使井间小层相位变化有据可依，对井间及井区外小层解释具有重要意义。

图7 90°相位转换地震波形与原始地震剖面叠合显示

3.4 利用地震波形指示储层反演

开发阶段地震波形的定量解释通过“地震波形指示反演”方法完成。在开发小层精细解释基础上，建立构造模型，实施深度域波形指示模拟，利用地震波形横向高覆盖特征结合测井数据纵向高分辨能力，对薄储层进行预测。在精细地层格架约束下，完成对储集体的空间高精度刻画。

岩石物理分析结果显示，研究区Hartha A段生屑滩和滩翼的石灰岩储层物性较好，孔隙度较高，大于15%，优质的生屑滩石灰岩储层孔隙度大于20%（图8）。利用孔隙度曲线进行深度域地震波形指示反演，按照上述阈值设置色标，暖色为高孔隙度储层，冷色为低孔隙度滩间沉积。HFY1—HFY 2—HFY 3井连井孔隙度反演剖面（图9）显示，Hartha A段整体储层发育，横向上储层发育与90°相位转换地震剖面上强波峰反射一致，符合前述研究认识。反演结果横向上受地震波形控制，变化十分丰富，可以观察到多个滩体发育。井间B点地震波形与HFY1井相似，但振幅强度较弱，结合测井高频数据的反演结果，显示该处为两期生屑滩叠合发育位置，说明反演结果充分融合了测井纵向高分辨率信息与地震波横向高分辨率信息。反演预测的储层参数数据体为深度域成果，可以直接与井对比，并用于开发属性模型约束。

图8 孔隙度曲线直方图

图9 深度域孔隙度反演剖面

4 结束语

本文基于地震沉积学与地震波形指示反演，提出了开发阶段基于地震波形的地震解释思路，在开发小层解释、沉积微相定性预测和储层定量预测过程中均充分考虑了地震波形的横向特征。其中，利用地震波形对岩性/储层结构的响应，深度挖掘其高频信息，建立了分区带解释标准，很好地解决了开发阶段井间小层解释相位变化快、解释标准不统一的问题，使得开发小层井间及井区外的解释有据可依。储层的定量预测同样考虑地震波形的横向约束，直接采取深度域地震数据进行波形指示反演预测储层敏感参数，避免了时间域反演过程中时深转换造成的误差，更符合开发阶段井震藏一体化研究需求。该研究思路可广泛应用于开发阶段地震预测研究。

在应用过程中，尤其在沉积模式较为复杂的地区，上述研究思路还需对照具体的地质问题进行分析。通过加强实践，在地震沉积学技术方法发展的基础上，加深对地震波形信息的挖掘，有待形成更为成熟且适用于油田开发阶段的地震描述方法。