地震资料解释_第七章

1、CUMTBExploration Geophysics第一节 地震储层预测技术 F一、地震反演技术 F二、属牲分析技术 一、地震反演技术 钻井资料的特点是纵向精细、横向稀疏，地震资料的特点是纵向粗略、横向密集，包含着丰富的岩性、物性信息。地震反演技术把二者的优势有机的结合起来，经过地震反演，把界面型的地震资料转换成岩层型的测井资料，使其能与钻井、测井直接对比，以岩层为单元进行地质解释，研究储层特征的空间变化。 地震反演通常分为叠前和叠后反演两大类。近20年来，叠后地震反演取得了巨大进展，已形成了多种成熟技术。按测并资料在其中所起作用的大小又可分成四类：地震直接反演、测井控制下的地震反演、测井地

2、震联合反演和地震控制下的测井内插外推，分别用于油气勘探开发的不同阶段。从实现方法上可分为三类：直接反演、基于模型反演和地震属性反演。（一）直接反演 道积分反演及递推反演是直接反演的两种基本实现方法。 1道积分（连续反演） 道积分是利用叠后地震资料计算地层相对波阻抗（速度）的直接反演方法。因为它是在地层波阻抗随深度连续可微条件下推导出来的，因而又称连续反演。 设岩层波阻抗Z（t）随深度（时间）连续变化，则反射系数R(t）可定义为波阻抗的微分函数 即反射系数是地层对数波阻抗对时间微分的一半。由（71）不难导出：地层波阻抗是反射系数对时间积分的指数： 通过积分处理，就把反映岩层间速度差异的反射系数转

3、换成了反映地层本身特征变化的波阻抗，可直接以岩层为单元进行地质解释。道积分方法无需钻井控制，在勘探初期即可推广应用，实用性强。其主要优点是计算简单，递推列累计误差小。其结果直接反映岩层的速度变化，可以以岩层为单元进行地质解释。 由于这种方法受地震固有频率的限制，分辨率低，元法适应薄层解释的需要；其次，无法求得地层的绝对波阻抗和绝对速度，不能用于定量计算储层参数。这种方法在处理过程中不能用地质或测井资料对其进行约束控制，因而其结果比较粗略。 2递椎反演 基于反射系数递推计算地层波阻抗（速度）的地震反演方法称为递推反演。递推反演的关键在于从地震记录估算地层反射系数，得到能与已知钻并最佳吻合的波阻抗

4、信息。递推反演中测井资料起标定和质量控制作用。 （1）方法原理 无噪偏移地震记录的理论模型为： S(t)=r(t)*W(t) (7-3)式中：S(t）为地震记录，r(t）为地层反射系数，W(t）为地震子波。通过子波反褶积处理，可由地震记录求得反射系数，进而递推计算出地层波阻抗或层速度。 Zj+1=Z0 (7-4)式中：Z0为初始波阻抗，Zj+1为第 j十1层地层波阻抗。 jiiirr111（2）方法实现 递推反演是对地震资料的转换处理过程，其结果是分辨率、信噪比以及可靠程度完全依赖地震资料本身的品质，因此，用于反演的地震资料应具有较宽的频带、较低的噪声、相对振幅保持和准确成像。测井资料，尤其是

5、声波测井和密度测井资料，是地震横向预测的对比标准和解释依据，在反演处理之前应进行仔细的编辑和校正，使其能够正确反映岩层的物理特征。 递推反演的技术核心在于由地震资料正确估算地层反射系数（或消除地震子波的影响），比较典型的实现方法有：基于地层反招积方法，稀疏脉冲反演和测井控制地震反演等。 地层反楷积方法是根据已有测井资料（声波和密度）与井旁地震记录，利用最小平方法估算数学意义上的“最佳”子波或反射系数。 稀疏脉冲反演是基于稀疏脉冲反褶积基础上的递推反演方法，主要包括最大似然反招积（MLD）儿 模反稻积和最小嫡反褶积（MED）。 基于频域反褶积与相位校正的递推反演方法从方法实现上回避了计算子波或反

6、射系数的欠定问题，以井旁反演结果与实际测井曲线的吻合程度作为参数优选的基本判据，从而保证了反演资料的可信度和可解释性，是递推反演的主导技术。 （3）应用与限制 基于地震资料直接转换的递推反演方法比较完整地保留了地震反射的基本特征（断层、产状），不存在基于模型方法的多解性问题，能够明显地反映岩相、岩性的空间变化，在岩性相对稳定的条件下，能较好地反映储层的物性变化。 递推反演方法具有较宽的应用领域。在勘探初期只有很少钻井的条件下，通过反演资料进行岩相分析确定地层的沉积体系，根据钻井揭示的储层特征进行横向预测，确定评价井位。到开发前期，在储层较厚的条件下，递推反演资料可为地质建模提供较可靠的构造、厚

7、度和物性信息，优化方案设计。在油藏监测阶段，通过时延地震反演速度差异分析，可帮助确定储层压力、物性的空间变化，进而推断油气前缘。 由于受地震频带宽度的限制，递推反演资料的分辨率相对较低，不能满足薄储层的研究需要。 （二）基于模型的地震反演 F 基于模型地震反演方法思路如图72所示。这种方法从地质模型出发，采用模型优选迭代算法，通过不断修改更新模型，使模型正演合成地震资料与实际地震数据最佳吻合，最终的模型数据便是反演结果。F在薄储层地质条件下，由于地震频带宽度的限制，基于普通地震分辨率的直接反演方法，其精度和分辨率均不能满足油田开发的要求。基于模型地震反演技术以测井资料丰富的高频信息和完整的低频

8、成分补充地震有限带宽的不足，可获得高分辨率的地层波阻抗资料，为薄层油气藏精细描述创造了有利条件。 1反演方法一般步骤 F由图72不难看出，基于模型地震反演（又称测井约束地震反演）实质上是地震测井联合反演，其结果的低、高频信息来源于测井资料，构造特征及中频段取决于地震数据。多解性是基于模型地震反演的固有特性，即地震有效频带以外的信息不会影响合成地震资料的最终结果，减小基于模型方法多解性问题的关键在于正确建立初始模型。基于模型反演结果的精度不仅依赖于研究目标的地质特征、钻井数量、井位分布以及地震资料的分辨率和信噪比，还取决于处理工作的精细程度，其主要技术环节有：(1）储层地球物理特征分析 测井资料

9、，尤其是声波和密度测井，是建立初始模型的基础资料和地质解释的基本依据。通常情况下，声波测井受到井孔环境（如井壁垮塌。泥浆浸泡等）的影响而产生误差，同一口井的不同层段，不同井的同一层段误差大小亦不相同。因此，用于制作初始波阻抗模型的测井资料必须经过环境校正。域地层波阻抗模型的建立，是通过声波测井的深时转换实现的。由于声波测井的误差，转换后的时域测井曲线的时间厚度也会存在误差，消除这种速度误差的方法，是依据合成地震记录与井旁地震道对比，准确找出二者主要波组（油层附近的每个同相轴）的对应关系，然后，以地震记录的时间厚度为标准，对测井资料进行压缩或拉伸校正，从而改善合成记录与井旁道的相似性，求准深一时

10、转换关系，精确标定各岩性界面在地震剖面上的反射位置。 声波（密度）是与地震直接发生联系的测井资料，储层与围岩声波特征不同是基于模型反演方法应用的先决条件。由于储层固有特征或测井过程的工程因素，有时研究目的层段（储层）与围岩在声波上无明显差异。这就要求在仔细分析相关测井资料的基础上，对声波测井进行合理的校正，即波阻抗特征重构。（2）地震子波提取 子波是基于模型反演中的关键因素。子波与模型反射系数楷积产生合成地震数据，合成地震数据与实际地震资料的误差最小是终止迭代的约束条件。 叠后地震子波提取常用两种方法，其一是根据已有测井资料与井旁地震记录，用最小平方法求解，是一种确定性的方法，理论上可得到精确

11、的结果，但这种方法受地震噪声和测井误差的双重影响，尤其是声波测井不准而引起的速度误差会导致子波振幅畸变和相位谱扭曲。同时，方法本身对地震噪声以及估算时窗长度的变化非常敏感，使子波估算结果的稳定性变差。 目前比较实用有效的方法是多道地震统计法，即用多道记录自相关统计的方法提取子波振幅谱信息，进而求取零相位、最小相位或常相位子波，用这种方法求取的子波，合成记录与实际记录频带一致，与实际地震记录波组关系对应关系良好。F （3）建立初始波阻抗模型 建立尽可能接近实际地层情况的波阻抗模型，是减少其最终结果多解性的根本途径。测井资料在纵向上详细揭示了岩层的波阻抗变化细节，地震资料则连续记录了波阻抗界面的深

12、度变化，二者的结合，为精确地建立空间波阻抗模型提供了必要的条件。建立波阻抗模型的过程实际上就是把地震界面信息与测井波阻抗正确结合起来的过程，对地震而言，即是正确解释起控制作用的波阻抗界面；对测井来说，即是为波阻抗界面间的地层赋予合适的波阻抗信息。 初始模型横向分辨率取决于层位解释的精细程度，纵向分辨率受地震采样率的限制，为了能较多地保留测井的高频信息，反映薄层的变化细节，通常要对地震数据进行加密采样。（4）确定储层物性参数 根据上一步得到的波阻抗模型，由测井、钻井、岩心实验室测量等得到的井孔物性参数，及各种地质信息，建立初始储层模型，由初始模型计算波阻抗，并与第二步得到的波阻抗比较，求出残余误

13、差，作迭代运算，在迭代过程中用井孔数据作约束条件，直至残差足够小。此时储层模型即为最终解释成果。储层模型得到的可以是砂岩体积百分比剖面、泥岩体积百分比剖面及孔隙度剖面；或可能的储层范围剖面；甚至还可得到孔隙流体饱和度及岩石弹性模量等资料。 2应用与限制 基于模型反演技术把地震与测井有机的结合起来，突破了传统意义上的地震分辨率的限制，理论上可得到与测井资料相同的分辨率。多解是基于模型反演方法的固有特性，主要取决于初始模型与实际地质情况的符合程度。在同样的地质条件下，钻井越多，结果越可靠，反之则相反。 地震资料在基于模型反演中主要起两方面的作用，其一是提供层位和断层信息来指导测井资料的内插外推建立

14、初始模型；其二是约束地震有效频带的地质模型向正确的方向收敛。地震资料分辨率越高，层位解释就有可能越细，初始模型就接近实际情况；同时，有效控制频带范围就越大，多解区域相应减少。因此，提高地震资料自身分辨率是减小多解性的重要途径。 基于模型地震反演方法中，不适当的强调两个概念容易给人造成误解，其一是强调分辨率达到了几米，其实并无实际意义，因为这种方法本身以模型为起点和终点，理论上与测井分辨率相同，问题的实质在于怎样更好地减少多解性。其二是强调实际测井与井旁反演结果相似，以表现其反演的可靠性，显然这很容易给人造成误导。实际上，建立初始模型过程中的第一步就是测井资料校正，然后提取子波，只有在合成记录与

15、井旁道最相似之后，才用测井制作模型，实际运算中对井附近模型不可能有大的修改涸此这种对比并无实际意义。 第一节 地震储层预测技术 F一、地震反演技术 F二、属牲分析技术 二、属牲分析技术 地震属性分析技术是三维地震数据体解释自动化技术，近年得到迅速发展，井广泛应用于油气田的勘探开发。（一）概述 F1地震属性的概念F2地震属性分类 F3地震属性的拾取 F4地震属性分析基本流程 F5地震属性与储层物性相关性建立方法 F6地震属性技术应用的陷阱分析 1地震属性的概念 地震属性（seismic attribute）指的是那些由叠前或叠后地震数据，经过数学变换而导出的有关地震波的几何学、运动学、动力学或统

16、计学特征。其中没有任何其他类型数据的介入。 长时间以来，人们便利用地震属性进行地震地质解释。60年代起，根据薄层反射波的振幅对薄层的厚度的变化，利用薄层调谐厚度的概念进行薄层解释。70年代，由于发现了含气砂岩波阻抗的异常变化，使用亮点（暗点）技术对含气砂岩储集体进行预测。80年代出现T AVO分析技术，改进了含气砂岩和岩石孔隙中的饱和成分的预测；给出了岩石泊松比对比度增大的标志，以鉴别岩性和岩石孔隙度。进人90年代，地震属性分析技术迅速发展，广泛应用于油气的勘探开发。 F对于油气田开发，储层精细描述是重要基础。为解决石油工业中长期使用储层参数的平均值（如孔隙度、流体饱和度及有效厚度等）而对储层

17、的不均质估计不足，对储层的连通性估计过高的倾向，人们发展地震属性分析技术，希望从地震数据中拾取隐藏在这些数据中的有关岩性和储层物性的信息。从而加强地震数据在油田开发领域中的应用。我们知道，地震信号的特征，是由岩石物理特征及其变化直接引起的。有理由相信，储层物性变化，储层饱和流体成分等有关信息，虽然可能受到各种畸变，甚至是不可恢复的扭曲，但确实是隐藏于地震数据之中。进行地震属性分析，并做出标定，消除畸变，有可能揭示有关储层信息。为此，一般是利用测井资料解释储层物性参数与井旁地震道地震属性之间的相关性，将地震属性转换成储层物性，并推算到井间或无井区。地震属性分析在储层预测、油气预测、储层特征参数描

18、述、储层动态监视等方面得到广泛的应用。 现代三维地震解释向全三维解释发展，三维地震数据体解释自动化技术的研究与开发，既是提高地震解释工作时效性的要求，也是提高解释成果精细度和可靠性的要求。随着三维地震解释系统的发展与完善，随着真三维解释工作的开展，地震属性分析与标定技术，必将在三维地震解释中占有重要位置。同时，地震属性信息的提取、属性分析与模拟、属性的区分与预测，以及地震属性向储层物性的转换的深人研究也是全三维技术发展的需要。 地震属性分析与标定技术在我国的发展，起步于80年代中后期，主要是应用于油藏描述方面，建立了一套应用于储层空间分布预测、储集体轮廓描述及储层物性参数分布预测的方法和软件。

19、90年代初，这一技术广泛地应用于储层研究项目，在推广使用的过程中，忽略了对方法的地质地球物理基础的了解和研究，对算法的选择也缺乏针对性，方法的地质效果不甚理想。近年来，在国外大量使用这一技术，进行储层特征参数描述，解决了许多油田开发中的地质问题。总结国内外使用的经验和滥用的误区，正确应用于全三维地震解释，储层特征参数描述和四维地震数据分析，地震属性分析与标定技术，有着巨大的应用前景和潜力。2地震属性分类 三维地震资料解释系统中拾取和显示的地震属性近年来数量剧增。在常用的地震属性基础上，不断增添新的属性。到目前为止，还没有一个公认的地震属性分类。Quincy Chen等以波的运动学和动力学特征将

20、地震属性分为：振幅、频率、相位、能量、波形、衰减、相关和比率等8大类，每一大类包含几至二十几类不等。从地震属性的基本定义看，它是表征地震波几何形态、运动学特征、动力学特征和统计特征的物理量，有着明确的物理意义，因而该分类是较为合理的。有时为方便地震属性算法研制，也可按属性拾取方法分类，即将地震属性分为界面属性和体积属性两大类。 3地震属性的拾取 地震属性拾取通常有两种：即沿单道同相轴拾取界面属性，或由地震数据体导出属性体得到体积属性。（1）界面属性的抬取： 界面属性是在三维数据体内沿三维层面求取的与分界面有关的地震属性，它提供了沿分界面或在两个分界面之间的变化信息。拾取的方法有：瞬时属性拾取、

21、单道时窗属性拾取和多道时窗属性拾取。瞬时属性是根据复地震道分析，在地震波到达位置上拾取的属性。单道时窗属性，是沿着一个可变的时窗拾取的。拾取过程中，时窗在道间滑动时，其位置和长度都是可变的。可变的时窗上下界，由解释的地震层位确定。也可以使地震属性拾取时窗沿一个解释层位滑动，在层位上、层位上方或下方，取一个固定的时窗长度。作为一个特例，时间切片可以被看作是一个无通常意义的地震解释的平界面，以确定属性拾取时窗的位置。属性拾取结果一般赋于时窗中点。当属性拾取时窗在道间滑动而改变长度时，要注意对地震属性使用平均、归一化，把计算结果归算到一个固定的时窗长度上，以保证可以在道间做有意义的比较。多道时窗地震

22、属性拾取时，也可以使用如同单道时窗拾取时使用的固定尺度或可变长度时窗。某些多道时窗属性拾取时，除要求一个上下界定义以形成时窗外，还要求定义一个道数和道模式界限 （2）体积属性的拾取： 三维地震数据较二维地震数据最大优势，就是可以沿着使用不同的空间道模式格架定义的滑动时窗，产生一个多道三维地震波到达位置上的属性拾取。地震体积属性是由三维地震数据体导出的完整的属性立方体，是地震数据的另一类图像。这种图像，可以用作揭示其他剖面图像难以识别的地震特征，如河道砂体、礁块、各类地层学沉积单元沉积特征等，具有重要使用价值。 体积属性的拾取方法同前，即分为瞬时属性拾取、单道时窗属性拾取、多道时窗属性拾取。产生

23、属性立方体的瞬时属性，是根据复地震道分析，在地震波到达位置上拾取的属性。单道时窗属性，对数据体而言，是在两个时间切片间，产生的一个属性平面，只是这时的时窗位置和长度是固定的。重复使用固定时窗做属性拾取，并按一定的步长在时间上重叠，可以产生一个新的属性体。对多道时窗属性拾取，也是使用固定时窗拾取，使用不同的空间道模式定义，拾取的多道时窗属性，可以用来研究储层各向异性特征，以识别储层裂隙或断层分布模式。 相干数据体，是一个多道时窗属性拾取的体积属性数据体。相干性是在两个纵测线和两个横测线方向上呈现的一个时窗内，波形相似性或不相似的量度。在这种格架定义下，共有8个点。相关性的标准值是1。较少的数值，

24、表示间断性或不相关性的程度。常用的算法是KL变换，采用8个点的多道时窗属性拾取道模式。多道第一主元素分量表征地震记录的主要特征，而第二主元素分量给出的则是数据中剩余量的第二特征，初看图像相似，但数值范围不同。第三主元素表示的是数据中第三剩余特征指标。相干性计算，或者是对一定的时窗生成体积属性，时窗中心在一个特定的层位上；或者使用上下重叠的滑动时窗，生成一个新的数据立方体，称为相干数据体。相干体积属性或相干数据体，用于检测地震波间断性，如断层、不整合等效果较好。4地震属性分析基本流程 地震属性研究储层特征的基础是地震与测井数据之间存在一定的内在关系，利用测井资料解释储层物性参数，并建立与井旁地震

25、道地震属性之间的相关性，将地震属性转换成储层物性，并推算到井间或无井区。基本流程为 地震资料地震属性 统计关系刻度剩余校正解释 井资料测井参数 由地震资料获取地震属性包括属性的提取，属性的归一化及属性的优化。统计关系是建立测井数据与地震数据的相关性。刻度研究是采用某种地质统计学方法，实现地震属性与测井参数的线性或非线性转换。由地震属性转换的储层特征与测井特性往往有一定的误差，需要进行剩余校正。现代地震属性多采用地震数据空间自动映射到储层空间，即采用如克里金法的地质统计法，将两种数据模拟地输人到一个可进行空间自动校正和交叉校正、并隐含一个非线性刻度函数的估算器中，进行储层特征的估算。由地震属性推

26、导的储层特征应结合地质资料进行综合分析，合理应用。5地震属性与储层物性相关性建立方法 地震属性既可用于定性解释，也可甲于定量解释。由地震数据定性或定量预测储层特征都需建立地震属性与储层物性的相关关系。由于地震属性的物理意义不同，其中的一些属性可能较另外一些属性对特定的储层环境更为灵敏，某些地震属性可能对某些地下异常较敏感，而另一些地震属性则可以用作烃类直接显示指标。越是有地质解释意义和价值的属性，越是难以作出合适的选择。 从以下两方面理解地震属性与储层物性的关系 （1）地震属性的物理意义和地质意义十分明白，可直接使用。 如地层反射波振幅在正常的情况下，与储层段的岩性孔隙度或者产能有关。在这个期

27、间，一般都是首先从岩石物性原理出发，通过地震传播理论，研究岩石物性对地震波的影响和畸变作用，从而建立地震属性与岩石物性之间的关系。根据地震属性与岩石物性之间的关系，或者对地震资料做出岩性解释，或者将地震属性定量转换为希望的储层岩石物性参数。已知一些由理论直接导出的，或由理论近似公式导出的这类的关系，例如，亮点与含气砂岩的关系；薄层反射振幅与薄层厚度的关系；地震波阻抗与孔隙度的关系；AVO属性与含气砂岩、孔隙度及饱和液成分的关系等等。 2）地震属性定义明确，但其数值变化的物理解释较为模糊，且地震属性与岩石物性的关系不明显，也没有理论公式或近似公式直接导出的定量关系；在有三维地震数据和测井数据之后

28、，采用由实验数据导出法，可以建立地震属性与储层岩石物性的一些定量关系。通常使用的是地质统计方法，也就是利用测井解释储层岩石物性对地震属性进行标定的方法和统计分析的方法。 由于它是一种数据导出方法，其结果与数据质量关系很大。前期的数据整理工作很重要。进行这项工作之前，首先要确认所比较的每类数据都必须是来自同一地质目标，或同一个研究地层区段，甚至要规范测井解释储层岩石物性和地震属性，必须保持两者独立性；否则所寻求的关系将是可疑的。为了保证做到两类数据研究目标是同一个地质层段，要求测井解释储层岩石物性参数平均区间要与地震属性拾取时窗层位一致。 6地震属性技术应用的陷阱分析 F 认清应用地震属性技术可

29、能出现的陷饼，有助于我们有效地应用此项技术。地震属性技术的应用应在以下几个方面分析可能出现的陷阱 （1）地震属性获取 通常在井筒与地震层位交会处，选取地震属性样本。但由于导管误差、地震偏移误差、井轨迹扭曲及其他因素影响，井位可能定位不准确。 由于地质因素，如相变、断层、地质间断等，井位不准，降低了地震属性与测井解释储层物性的相关性。如果有多井资料，对地震属性取平均，可消除随机误差。若井数少，则造成数据偏差不可弥补。相反，若平滑过度，有可能使本无相关性的两类数据出现相关性。（2）地震属性与储层岩石物性的相关性 一般地说，若地震属性与储层岩石物性直接相关，则这个属性是进行地质统计分析的可靠目标。当

30、地震属性与井中储层岩石物性存在较好的相关性，但却不能说明是具有物理意义的，还是一个巧合时，地震属性预测储层岩石物性有很大风险。地震属性与井中解释储层岩石物性相关性的可靠性与两类数据的彼此独立的测量数目有关。只有那些物理意义与油藏特征有合理关系的地震属性才能用于预测。 （3）测井与地震数据相关性分析 假相关性，地震属性标定所取属性个数增多，以分析它们各自与储层岩石物性的关系时，在彼此独立的地震属性中，至少找到一个与储层岩石物性的假相关性的概率随之增大，而实际上，它们是彼此无关的。因为用于实验的属性数量多，观测到较大的相关系数的概率自然多。特别是井资料少时，用多地震属性进行储层预测风险更大。第二节

31、 地震属性在储层研究中的应用 F一、几种地震信息与岩石物牲和油气的关系 F二、地震属牲的应用与实例分析 一、几种地震信息与岩石物牲和油气的关系 F（一）振幅与岩石物性和地层结构的关系 F（二）吸收衰减与岩石物性和地层结构的关系 F（三）影响频率变化的一般因素 （一）振幅与岩石物性和地层结构的关系 影响反射波振幅的因素有许多，如激发接收条件、共深度点叠加、噪声干扰、波前散射、吸收衰减、波的干涉、岩相的变化和界面反射系数等。但是在一定的范围内、相同的采集和处理条件下，影响反射波振幅变化应是与地下地质条件有关的那些因素，即吸收衰减、波的干涉、岩相的变化和界面反射系数等。主振幅与地层的波阻抗差有关，也

32、即与地层的反射系数有关，而反射系数的大小与地层的岩石结构、岩石孔隙度、孔隙流体成分、流体饱和度以及压力等因素有关。 1反射系数和孔隙度的关系 通过理论计算的反射系数曲线分析得知：如果岩性为泥岩，则泥气、泥油、泥水接触面的反射系数随孔隙度的变化而变化。在某一孔隙度处反射系数为零。超过这一孔隙度后，随着孔隙度的减小而增大，反射系数绝对值逐渐由小变大，并有可能出现强反射。对于含流体的砂岩，在正常的流体顺序下，气水、气油、油水接触面的反射系数均为正反射系数。对气水和气油接触面只要条。具备，就会出现强反射振幅。 2反射系数与孔隙流体性质的关系 由于油气的密度比岩石骨架的密度要小得多，当岩石孔隙中饱含油气

33、时，将使密度下降，速度也降低，实验测定证明：当孔隙中的水被碳氢化合物取代并饱和时，速度可降低1520；若充填物为气态测降低更为明显。从而含油气砂岩与盖层泥岩之间界面的反射系数会大大增加，从而主振幅较突出。 图73说明含气饱和度为10（即含盐水90）的岩层反射系数为含气饱和度100的岩层反射系数的一半；含气饱和度为50的岩层反射系数几乎与充满气的岩层反射系数以及气油接触面的反射系数相等。结合速度信息，可以进行如下判断： （1）在含气、盐水的储集层中，低速弱反射（中、深层）应判断为含少量气（含气饱和度为10左右）。 （2）低速度反射则应反映高含气饱和度，含气饱和度大于等于50。反射系数随岩层压力加

34、大而迅速下降，根据实验与实际资料得知，上覆地层压力高于 575 X 10Pa，相当于 2 500m以下的深度时，反射系数变小，在地震剖面上不易观察到“亮点”或“平点”。 3振幅信息与地层结构的关系 由于地层的不连续性、不均匀性（断裂带、剥蚀面、岩性尖灭等）会造成反射振幅的变化。此外，薄互层对振幅也有影响，研究表明如果含油气岩层较薄，吸收衰减作用不如薄层效应强，此时，反射波振幅和频率的变化几乎与油气层的吸收衰减无关。两种薄层产生的反射波振幅是以波的消、长干涉来判断的。 （二）吸收衰减与岩石物性和地层结构的关系 1影响吸收衰减的主要因素 地震波的吸收衰减现象是由于岩石基质的固有粘弹性，包括颗粒之间

35、的内摩擦运动、孔隙中流体相对流动及接触面的相对运动引起的，它与岩性、孔隙度和孔隙流体饱和度密切相关。理论证明，有效吸收系数ae与波速立方成反比，也就是说，当岩层波速稍有变化时，吸收衰减信息就要比波速变化得更明显，其灵敏度要远远超过振幅、频率和速度等信息相对横向变化的灵敏度。在相同岩性不同饱和度及不同的孔隙充填物时，含饱和度的油气比含水时的有效吸收系数相比将增大47倍。 2吸收衰减信息和孔隙度、流体饱和度的关系 (1）孔隙度增大吸收系数也增大：由实验分析和计算可知，当岩石孔隙度增大时，速度和密度下降，而衡量吸收衰减的大小的品质因素Q（也称为内摩擦系数）也随之降低，吸收系数增大。图74为实验室测量

36、三大类岩石的品质因素与孔隙度的关系分布图。图中所示不同岩石类型的Q值为孔隙度的函数，具有较宽的变化范围。当孔隙度一定时，石灰岩的Q值高于砂岩的Q值。 (2）吸收衰减随流体饱和度增加而增大：岩石含水饱和度增加刀值降低，而 a值增加。在弱饱和度时刀值急剧下降。而且，水饱和岩石中的吸收系数大于干燥或由烷饱和岩石中的吸收系数（图75）。3吸收衰减信息与压力的关系 （1）吸收系数随压力增加而减小（品质因素Q值加大）。在低压下，吸收衰减增加较快；高压下，吸收衰减逐渐达到平衡（图75）。（2）不同流体饱和岩石的纵波与横波的品质因素是不同的：对于水饱和岩石，无论在低压或是高压条件下，纵波Qp值总是高于横波QS

37、值；在干燥或气饱和岩石中，恰与上述情况相反QS值高于QP值。 此外，吸收衰减还受频率与温度的影响，当频率较高时（大于 100HZ）Q值随频率增高而变大。当地下温度超过150时，即深度超过4 500m时，由于岩石热裂化衰减随温度发生强烈变化Q值急剧升高。 4吸收衰减信息与地层的关系 (1）吸收系数与匀质介质、层状介质的关系。在匀质介质中，特定频率的反射波的吸收衰减与反射深度（压力）成正比，浅层反射振幅大，深层振幅变小，不同频率的反射波的衰减也不同，高频衰减快，低频衰减慢。因此，浅层存在高频成分多，深层保留低频成分多。对于层状介质，吸收系数随每层有效吸收系数以及反射波的主频而变化，层状介质有效吸收

38、系数大，则衰减也大，反之则小。 （2）吸收衰减信息与薄层的关系。薄层情况下，由于簿层的相长、相消干涉结果，使得吸收衰减较为复杂，一般称薄层吸收为视吸收系数。当薄层厚度恰是“调谐”厚度时，反射波振幅高于正常反射振幅的两倍以上，并出现主频升高现象，显然求取的视吸收系数变小；当薄层为相消干涉时，也同样使得视吸收系数发生变化。因此，正确地考虑视吸收衰减情况，对追踪薄层、认识薄层及研究薄层含油气情况是有益的。 （三）影响频率变化的一般因素 影响频率变化的因素很多，而且也很复杂，主要有： （1）大地滤波作用对频率的影响。由于大地滤波作用使地震脉冲的高频成分受到损失，而保留相对低频成分，总体上频率随深度的增

39、加是降低的。 （2）地层结构对频率的影响。薄层反射的特点由此反射波波形的复杂变化，有时高频成分加强，有时低频成分加强，有时加强了某些频率成分而削弱了另一些频率成分，其频率特性的变化要对具体的地质模型进行计算后才能知道，很难总结出简明的结论。这也是分析反射波频率变化规律与地质因素之间的关系比较困难的原因之一。 （3）地震子波对频率的影响。对含油气砂层的地震模型进行理论试算结果表明，使用不同主频的子波，除其频谱特征有变化外，其瞬时频率特征随“亮点”型和“暗点”型的不同亦有差异。从图76可以看出，顶部砂层含油气时，由于盖层泥岩速度很低而产生反射系数变小的暗点，在振幅包络曲线上都显现为“暗点”，在瞬时

40、频率曲线上，高频子波的曲线在含油气的暗点处频率偏高；低频子波的曲线在含油气层位的频率变低；中频子波在含油气层位处的频率出现上高下低现象。这说明砂层含油气后频率变低的认识可能是由亮点型的“单波”（由含油气砂层顶底两个强反射系数所组成的反射波）得出的。强波以低频居多，这正是产生“亮点”的同时往往又观测到其低频特征的主要原因。因此，在“暗点”型探区不能使用这一频率特征。 （4）地层的含油气性对频率的影响。地层含油气后其反射波的频谱将会发生改变，当砂层含油气后，“亮点”型的频谱分析结果多数表现为低频成分的增加。例如地震波穿过油饱和砂岩层时，波的主频率将显著降低，且地震波频谱成分越高，降低越严重。 上述

41、分析表明：地层结构、地震子波的波形变化和地层的含油性是影响频率的三个主要因素，在利用频率信息进行地层和含油性判别时，应特别注意只有充分利用其他各种资料，进行综合解分析，才能作出比较可信的解释。第二节 地震属性在储层研究中的应用F一、几种地震信息与岩石物牲和油气的关系 F二、地震属牲的应用与实例分析 二、地震属牲的应用与实例分析 F1利用地震反演资料确定厚度 F2利用地震反演资料确定储层的分布 F 3地震属性资料进行的 3D岩相解释 1利用地震反演资料确定厚度 由于地震反演资料已把界面型地震剖面变成岩层型测井剖面，确定较厚储层的厚度更为直观。利用反演资料确定薄储层厚度有如下两种情况 （1）储层厚

42、度小于14时，合成声波测井曲线上的高速度“波峰”或低速度“波谷”直接显示的厚度总是被夸大了的，而速度或时差摆动的幅度却又总是被缩小了的。类似于振幅与厚度的关系。幅度缩小的程度与厚度有关，利用幅度值可以准确地确定厚度。 F 如图77为一厚层石灰岩中一个6m厚薄气层在声波测井和合成声波测井曲线上的表现。薄气层在声波测井曲线上表现为一个幅度很大的低速度层。即使用1055HZ地震频带滤波后，低速度层的幅度仍很明显。通过建立声波幅度与厚度的关系图板，可用图板把声波幅度转换成厚度值。 （2）对于薄互层，当薄储层位于合成声波测井曲线峰与谷之间的斜坡上时，可以在钻井厚度控制下，用色标和等值线圈定厚度。但是，远

43、离钻井以后，厚度将是不确定的，包括薄层是否存在都是不确定的。在图78的合成声波测井剖面上，两套玄武岩之间夹着一套砂泥岩互层。在紧贴上玄武岩下面的一个4.5m厚的砂层，证实为一油层。从钻井出发，用色标和等值线确定该层。图中圈定油层粗黑线的间隔变化反映厚度的变化，在构造图顶部较薄，构造两翼低部位较厚。 把地震资料与测井资料综合在一起，通过测井约束反演，能得到的分辨薄储层的较可靠认识，在井孔附近可靠较大，远离井存在多解性。 2利用地震反演资料确定储层的分布 这是利用速度反演资料追踪河道砂岩含油层的典型实例。 在常规地震剖面上（图79（a）T4和T6反时中间夹一强反射同相轴，相当于河道砂岩体顶、底面的

44、反射，它的产状似乎与T。和T。的反射层平行，但是无法看清砂岩体形态。 把普通剖面变换为波阻抗剖面后，清楚地显示砂岩体形态和分布范围（图79（b）。波阻抗剖面是用纯41井标定的，在相应的砂岩体部位波阻抗较强，这就是高速砂岩体的反映。在纯41井到纯57井之间，此强波阻抗能连续追踪，到纯48井附近单峰变成双峰，并且前一个波峰被后一个波峰代替，说明要追踪的砂岩体已消失。同一地区的古河道开阔部位波阻抗剖面如图79（c）所示，该砂体在剖面上显示是很清楚的。砂岩体在纯56井附近分布较厚，波阻抗剖面显示的波形较宽，往东、西两侧逐渐变薄，波阻抗波形变窄。 3地震属性资料进行的 3D岩相解释 如图 710，是澳大

45、利亚西北部近海岸Gorgon气田 3D地震多属性层序地层解释的综合显示结果。这是19911993年期间德士古公司勘探和生产技术部利用属性技术，选用振幅、相位、频率、同相轴、响应属性、不连续性等地震属性，结合彩色综合显示得到的可靠认识。图711为一条解释好的3D测线，该剖面过北Gorgonl及北GorgonZ井，图中显示最理想的砂体对应于强振幅地震反射。由反射波组属性特征解释划分的地层层序与图710结果对应一致。第三节 地震资料在含油性检测中的应用 在地震剖面上直接识别出油气藏，应该是地震勘探多年来一直追求的最终目标。在20世纪70年代初期，由于地震数据采集实现了数字化，地震数据处理上发展了油气

46、检测技术，国外称之为HCI即烃类检测技术。多年来的科研生产证明，油气检测技术使钻井成功率大大上升。 但是，许多地区的钻探结果也表明地震油气检测，具有很严重的多解性。依据个别的油气地震异常，不一定能找到油气藏。利用地震资料对未知油气藏进行油气检测能否成功，要取决于下面两个方面的因素。 第一，严格要求信息保真。除要求高质量的野外采集外，地震资料的计算机常规处理，应实现“三高、三细、三保持”。所谓“三高”就是高分辨率、高信噪比、高保真度；“三细”是指精细处理、精细速度分析、精细监视；“三保持”即保持相对振幅、保持频率、保持波形。只有通过严格的信息保真处理后的地震资料，才可用来进行油气检测。 第二，在

47、于解释人员采用何种油气检测方法。目前油气检测的方法有许多种，如亮点平点法、属性技术、地震反演、纵横波速比值法和AVO法等。每一种方法都有各自的应用前提和检测特长，盲目使用必然会造成失误。目前，比较流行的趋势，是在油气检测中利用多种信息作综合评判（属性技术），针对具体地质地震条件，采用有效的多种信息，才有可能作出准确的油气检测。 第三节 地震资料在含油性检测中的应用 F一、地震剖面上直接检测油气 F二、应用属牲技术检测油气 一、地震剖面上直接检测油气 地震烃类解释又叫地震异常分析，是直接检测圈闭中聚集的石油和天然气的一种方法。它包括烃类指示分析，即所谓的亮点技术，主要是当地层中含有油气时，在地震

48、剖面上引起的振幅、速度、频率、相位和反射形态等一系列的异常，这些异常称为烃类指示标志。为了提高烃类解释的可靠性，同时要利用测井资料绘制反射系数图板，进行标定分析和模拟解释，结合其他地震特殊处理资料对地震异常做出定性和定量解释，从而大大地提高烃类解释预测油气的成功率，井能进一步识别烃类指示的性质和估算油气层的厚度、分布范围。 烃类指示标志包括振幅异常（亮点、暗点）、流体接触面的水平反射、极性反转、波的干涉与绕射、速度和频率变低等。根据地震剖面上的这些标志，可推断地下是否有油气存在。 1亮点 亮点技术是20世纪70年代初期提出的HCI碳氢检测或烃类检测技术。它是利用反射波振幅检测油气的第一项取得成

49、效的技术。所谓亮点，狭义地说是指在地震反射剖面上，由于地下油气藏的存在引起的地震反射波振幅相对增强的“点”，因为在剖面图底片上这组强反射透明得发白（在剖面图上是黑的），而与其上下左右的反射相比，显得更明亮，故称之为亮点。 通常由于含气砂岩中地震波速度明显降低，使气顶反射系数异常高，这样就在含气砂岩顶面产生特别强的反射波，形成“亮点”（图712）。 2暗点 暗点是与亮点相对的术语，指的是比周围反射振幅明显减弱，甚至消失的反射波。 产生暗点的主要原因是储层含水时波速高于盖层的波速，当含气时储层波速明显降低，从而使储层与盖层间的波阻抗差减小，反射系数变小，出现暗点。这种情况在碳酸盐岩和碎屑岩中都会出

50、现。 例如碳酸盐岩中含气，在页岩覆盖下，表现为振幅明显减弱，油气储集层在地震剖面上显示的不是亮点，而是暗点。在图713中，430桩号附近的14S处，含气构造顶部的反射振幅明显减小，表现为暗点 3水平反射 砂岩储集层中的油、气、水在重力的作用下，使气一水或气一油之间的流体接触面保持水平，当含气砂岩厚度足够大时，在含气砂岩的底面将产生较强的水平反射，这种特征称为平点。图714所示的剖面上，在大约 1.9S的拱形反射顶点的下面，产生来自流体接触面（时间约20S）的水平反射，即为平点显示 一般来说，在亮点之下出现平点，这一特征是检测油气最直接的标志。这是因为不同流体接触面的地质界面在地震剖面上产生同样

51、的反射特点是少见的，而在地震剖面上出现强反射振幅，没有油气存在的假亮点却是经常可见的。4速度降低 含气砂岩比含水砂岩或含油砂岩的速度低，这既反映在叠加速度上，也表现在层速度上。低速异常可以通过速度分析和层速度计算来发现。在地震剖面上，由于含气砂岩的速度低，地震波通过该层旅行时增大，从而导致含气砂岩下面的水平反射因速度下拉效应产生界面下陷的现象。 图 715所示为速度下拉效应。在剖面深3 000m范围内多层产气。剖面上 11 s的反射层因速度下拉效应出现明显时间滞后，反射界面下弯。受速度下拉效应的影响，在18S底部反射层累计滞后时间达01S。低速厚层产生明显的时间滞后，而低速薄层则表现为波形畸变

52、。5极性反转 F含气砂岩的顶面反射系数一般是负值，上覆页岩与含水砂岩接触面，气一水界面和含气砂岩与下伏岩层界面的反射系数都是正值。这样就形成含气砂岩顶面的反射波极性，与其下面各界面的反射波极性，特别是两侧含水砂岩顶面的反射波极性相反，即反射波的相位相差180”。F 图716是极性反转的实际剖面，在圆圈内125s的强反射层突然中断，并发生极性反转。这种极性反转的现象正好发生在含气砂岩的边界，表现为含气层反射的波峰对应于邻近含水层反射的波谷。6.频率下降 F岩石中含油或含气，能吸收波的能量，因而在油气聚集的下面，地震波的主频急剧降低。与油气聚集带两侧相应的层位相比，其主频明显降低。这种现象在普通地

53、震剖面上难以识别，通常结合频谱分析来识别。 7波的干涉和绕射 含气砂岩、含油砂岩与含水砂岩的厚度均向两侧变薄至尖灭。因而，在含气或含油砂岩与含水砂岩边缘界面将发生干涉，形成干涉带，并在其边缘产生绕射波。 总之，烃类检测的方法较多，上述几种标志中行之有效的还是振幅标志。但是必须注意并不是所有亮点都是油气层的反映，也不是所有油气层都有亮点。因此，综合利用上述各种标志，分析和区别真假亮点，并结合其他地震技术的应用，才能提高烃类解释的可靠性。 二、应用属牲技术检测油气 F1应用连续频谱分析检测油气 F2利用多信息判别油气 1应用连续频谱分析检测油气 图 717为濮城油田 331测线的频谱分析图。由图中

54、可看出，文 3 5井至濮3井含油气砂岩反射波的主频均小于20HZ，而濮3井至濮21井不含油气砂岩反射波的主频均高于20HZ。显然，该油气田在连续频谱图上，特征十分清晰 F图718是一个气层的最大嫡谱分析实例。最大嫡谱是指用最大嫡法计算的一种频谱，它的分辨率要比普通的傅氏交换谱高，在它上面可以求准频率最佳位置。该图的上部是经过宽频保持振幅处理后的含气层的地震剖面，气层表现为强振幅；图的中部是解释的地质模型和岩性柱状图；图的下部是最大嫡谱。从这些图中可以看出，气层部位频率明显下降，在气一水界面处频率偏高。 2利用多信息判别油气 利用地震属性判别储层和预测油气。首先，由于地下地质情况的复杂性和地震信

55、息的影响因素太多，存在较大的不确定性或模糊性。正如在地震信息与储层和含油性相关性分析中所指出的，任何单一的地震属性都不能准确地确定油气，如振幅值的大小、频率的高低等。 其次，受沉积和构造等因素的控制，不同的地质I条件其地质模型是不一样的；即使是同样的地震信息，由于影响的因素太多和不确定性，所反映的地下地质惰况可能也是不一样的，有时甚至可能是矛盾的。也就是说利用地震信息判别含油性具有相当大的模糊性。因此，在实际中，人们采用了多信息与模糊模式评判和人工神经网络的方法进行油气判别。实践证明这些方法有利于最大限度的限定特征信息的取值范围，有利于最大限度的利用工作经验进行交互解释和相关分析，达到比较满意

56、的效果。 图719是泌阳凹陷王集地区利用主振幅、主频率、有效吸收系数、层间速度差等多种信息，采用模糊模式评判方法判别的某一层含油性异常，实际钻探结果证实与预测含油性范围基本一致。 需要指出的是，在进行多信息综合评判时判别模型的建立：要有代表性，能反映本区的主要地震地质特点；与主要预测和勘探目标、地层结构和相态类型相近；模型要分区带建立，因为不同区带的地质模型，它们产生的地震响应是不同的，且差异很大。因此，建立适合于研究特点的地震属性与地质模型之间统计分析与判别关系，并确定恰当的取值范围，对于判别的成功与否关系很大。 第四节 AVO技术分析与应用 F一、AVO技术分析 F二、应用AVO技术检测含

57、气层 一、AVO技术分析 AVO（Amplitude Versus Offset）分析方法，是继亮点技术之后又一项利用振幅信息研究岩性、检测油气的重要技术。在叠前对地震反射振幅随炮检距（人射角）的变化规律进行分析，估算介质弹性参数泊松比，借此对岩石中孔隙中的流体性质和岩性作出推断。1AVO技术分析的地质基础 实验室测量表明：不同的岩石，其泊松比U分布范围是不同的，在某些场合下甚至不出现重叠区间：例如，砂岩：017026，白云岩：027029，石灰岩：029033，图720比较不同的岩性和地震参数的关系，只利用纵波速度p，（即一维坐标p，区分砂岩和泥岩是困难的，因为砂岩和泥岩的速度出现很大的重叠

58、区间，而综合泊松比和纵波速度p情况就不一样，砂岩和泥岩在p-坐标中不出现重叠区间，油气也可区分。因此，在油藏描述中，综合纵波和横波信息比单纯使用 纵波信息更为有效。 通常对于含气和含水砂岩，其弹性模量是不同的。气体饱和与水饱和岩石的弹性模量虽然有些重叠区间，但气体饱和的岩石的值一般比较低，特别是泊松比在气体饱和砂岩中通常显示特别的低。与含水砂岩相比，含气砂岩p显著减少，而s几乎不变，略有上升，这样导致了含气砂岩的低泊松比现象。因此，泊松比对于区分水饱和及含气饱和的岩石有特殊的意义。 对于沉积岩，泊松比测量结果有以下几点结论：（1）来固结的浅层盐水饱和沉积岩往往具有非常高的泊松比（04以上）；（

59、2）泊松比往往随孔隙度的减小及沉积物固结而减少； （3）高孔隙度的盐水饱和砂岩往往具有较高的泊松比（0304）； （4）气饱和高孔隙砂岩往往具有低泊松比（如低到01）。 下面是几个理论计算泊松比的例子，在解释岩石孔隙中流体性质方面起着特殊作用。 F图 721（a）是当孔隙度为33时，速度与含水饱和度的关系曲线。它以埋深5 828m的一饱含水的砂层作为控制点（即图上p=2 499m/s的点）。这条曲线反映了在上述条件下，含水饱和度由0变到100时p和s的变化情况。从图上可以看出，含气从零变到3，就可使p从 2 499ms突然减少到 1981m/s，说明在非固结砂层中，只要有一点气，速度就有较大影

60、响。所以很难判断砂层中只含一点气，还是具有经济价值的气藏。从图上还可以看出气层或孔隙中的流体多少对横波速度的影响很小，可忽略不计。 F 图721(b）是泊松比与含水饱和度的关系曲线。当含气时，泊松比可从033突然下降到 0.12。 F图722(a）是含水饱和度为100时，速度与孔隙度的关系曲线。从图上可以看出从10变到40时，p减低33，p和s都随孔隙度的增大而大致呈线性减小。但从图722(b）上孔隙度与泊松比的关系曲线来看，孔隙度变化对泊松比影响很小。这与图 721（b）很不一样。这就表明，若在一定深度发现地震剖面上有振幅异常，可能是孔隙度有变化，也可能是孔隙中流体发生变化（当岩性不变时）。