致密砂岩油作为一种重要的非常规石油,近年被广泛关注,致密砂岩油藏的地震识别是油藏地球物理勘探中的重难课题。致密砂岩油不同于常规石油,油藏分布不受构造控制,其岩性致密,储层厚度薄,与围岩弹性差异小,地震响应隐蔽性强。目前,致密砂岩薄储层及含油性预测的研究主要在频率衰减技术和基于岩石物理分析的叠前弹性参数反演技术两个方面,但针对薄储层及其含油性预测多因分辨率不足、响应差异小而未能取得理想应用效果。

叠前弹性参数反演技术因能获取地层纵波阻抗、横波阻抗以及泊松比等多项弹性参数,进而依据岩石物理响应对储层和流体进行有效识别。在高分辨率叠前地震反演中,以近年发展起来的叠前地质统计学反演技术为典型代表,通过地质统计学理论与叠前同时反演理论的有机结合,反演结果对高于地震频带的高频部分进行了较为合理的补充^[1,2,3,4,5]。然而,仔细考察地质统计学反演的方法原理和技术流程不难发现,其反演结果中高于地震频带的高频成分主要来源于地质统计学模拟,高频成分的随机性受区域化变量的二阶平稳性、样本空间的数量和分布影响较大,实际应用中往往表现为无法拟合出吻合度较高的变差函数和先验概率密度函数。对于具有薄互层反射系数结构的地层而言,随机性较强的高频成分在反演的多个实现中容易出现差异较大的多种弹性参数结构组合,直接影响薄储层及其含油性预测的确定性和精度。

波形指示叠前地震反演方法解决了叠前随机反演高频成分随机性强的难题,利用叠前地震波形相似性代替传统变差函数优选随机模拟样本,由于样本共性结构的频带宽度高于地震频带,使随机模拟的中高频部分确定性大大增强,获得中低频可靠,高频逐步确定的叠前弹性参数反演结果。该技术在川中致密砂岩薄储层及含油性预测的应用中取得了良好的应用效果,精细刻画了薄储层及油层的空间分布,为油藏精细描述和高效开发部署提供了更为可靠的依据。

基于褶积理论的正演研究表明,地震波的调谐特征与反射系数结构具有密切的关系,反射系数的垂向分布,包括反射系数的间距、大小、个数决定了地震波形的调谐样式^[6,7]。在相似的地质条件下,反射波波形与反射系数结构可形成良好的匹配关系,可以根据波形的调谐特征优化反射系数的分布^[8,9,10]。

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,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。图1展示了地震波形相似的情况下纵波阻抗的共性结构,通过对具有相似地震波形的两口井的纵波阻抗进行逐级滤波,70%以上相关系数的共性结构的频带宽度高达5~200 Hz,远高出原始地震数据的5~80 Hz频宽。另外,更高频率成分的取值也被约束在一定范围内。实例分析表明,地震波形对地层弹性参数的结构与分布具有重要的指示意义。

为了充分利用上述地震波形对地层弹性参数结构的指示意义,在随机模拟过程中利用地震波形相似性代替变差函数对模拟样本进行优选。图2a表示基于传统变差函数的随机模拟是根据变程优选统计样本进行模拟,考虑的是空间变异程度,和距离相关;图2b表示波形指示模拟主要是根据波形相似性优选统计样本,将预测道地震波形与所有已知井旁道地震波形对比,优选出最相似的若干井样本,进行随机模拟建立初始模型。对于叠前弹性参数的随机模拟而言,利用纵波反射地震波形指示纵波阻抗的模拟,利用横波反射地震波形(多波勘探或叠前同时反演获得)指示横波阻抗的模拟,这也是叠前弹性参数随机反演的关键环节。

从波形指示模拟的原理不难看出,模拟过程充分利用了空间密集分布的地震数据并体现了相控模拟思想,其频率成分是一个由低到高逐步确定的过程,高频成分的整体确定性相比传统随机模拟得到大幅提高。此外,地震波形指示模拟建立初始模型的过程并不采用序贯的方式进行,即待模拟点的模拟数据并不参与下一个未知点的模拟过程。这样做使得模拟过程更加尊从地震波形相似的样本优选原则,即更加体现相控的思想;其次,每个待模拟点的模拟都从实际优选样本出发进行无偏最优估计,避免高频随机误差的累积,使模拟结果更加稳定可靠。

波形指示叠前地震反演是在波形指示弹性参数模拟的基础上,结合叠前同时反演而形成的一种叠前高分辨率随机反演技术,最终获得既符合原始地震记录,又包含确定性较强的高频成分的宽频弹性参数结果。整个反演过程分为以下4个主要组成部分(图3)。

1)叠前同时反演获取地震频带范围的纵、横波阻抗绝对值。叠前同时反演根据Zoeppritz方程或其近似式,运用井约束稀疏脉冲算法保证了获取的纵、横波阻抗值在地震频带范围内与实际地震信息的吻合。该反演技术唯一性好、抗噪能力强、对井依赖小、结果稳定性好,是运用成熟的反演技术。作为波形指示叠前地震反演技术的关键环节,为最终反演结果提供尊重原始地震数据的确定性成分,也是波形指示叠前地震反演残差的主要来源。

2)波形指示模拟建立初始模型。将叠前同时反演获得的纵、横波阻抗与平均AVA子波褶积得到纵、横波合成地震数据,在构造框架下,按纵、横波地震波形特征分别对已知井进行分析,优选与待模拟道波形关联度高的井样本进行随机模拟,分别建立纵、横波阻抗初始模型,并统计测井样本的纵、横波阻抗的概率分布作为先验概率分布。为了避免大距离范围的样本优选误差,优选过程增加考虑最大空间距离,在已知井中利用波形相似性和空间距离双变量优选中低频结构相似的井作为空间估值样本。

3) 将纵、横波阻抗初始模型与叠前同时反演的纵、横波阻抗进行匹配滤波,计算得到似然函数。根据似然函数的定义,此处通过匹配滤波计算得到的似然函数描述了某一个空间位置取值为某一特定值的概率。匹配滤波将确定性信息(源自叠前同时反演)和逐步确定性信息(源自波形指示模拟)进行融合之后产生了一个新的概率分布空间。

4) 在贝叶斯框架下联合似然函数和先验概率得到后验概率密度分布,对其进行Metropolis-Hastings采样作为目标函数。不断扰动模型参数,使后验概率密度值最大,此时的解作为可行随机实现,取多次可行实现的均值作为期望值输出,得到宽频纵、横波阻抗反演结果。

川中北部侏罗系沙溪庙组主要储集层为沙一段滨浅湖相粉—细砂岩和三角洲前缘分流河道细—中粒砂岩。连井分析结果表明,沙一段底部发育薄层席状砂及滩坝砂,与较厚泥岩互层发育,分布范围广;中下部发育多期河道砂叠置,累计砂体厚度大,但单砂体规模小,且多呈透镜状,大部分单砂体的厚度小于5 m,横向变化快(图4)。根据测井解释和岩心分析结果,河道砂体物性优于席状砂和滩坝砂,孔隙度一般为2%~6%,平均为3.72%;渗透率一般为(0.1~1.0)×10^-3 μm²,平均为0.38×10^-3 μm²,属典型的低孔低渗型储层^[13,14,15]。虽然砂体发育程度较高、纵向多期叠置、横向复合连片,但由于砂体的物性非均质性较强,空间分布变化快,有效储层厚度薄,连续性较差,导致钻井的有效储层钻遇率较低,且油井往往产量低,难以实现高产、稳产。

前人对川中地区侏罗系的成藏规律及勘探潜力研究表明,侏罗系油藏是一种特殊类型的大面积非常规致密油聚集,没有明显圈闭界限; 没有明显边、底水及油水界面,属“无水油藏”;浮力与重力分异不明显,缺少大规模二次运移,源内或近源聚集;储层具有特低孔渗、双重介质特征;大面积整体含油,多层系叠合连片,“连续”分布在斜坡及凹陷区,不受局部构造控制而受岩性控制,含油范围以油井分布范围划定,往往是先有产量后有储量^[13]。

总之,沙一段致密油藏具有岩性结构复杂、单砂体厚度小、物性及含油性非均质性强等特点。准确查明沙一段有效储层和含油砂体的规模及其空间展布,是部署定向井或水平开发井、提高钻探成功率及单井产能的前提和关键,也是本次波形指示叠前地震反演需要解决的地质问题。

寻找识别储层及含油性的敏感弹性参数是开展地震反演定量预测的基础和依据,一般通过测井岩石物理分析建立相应的识别模板。对沙一段岩性和含油性的多个弹性参数进行交会分析可见(图5、图6),砂岩识别能力从高到低依次为横波阻抗、纵波阻抗和纵横波速度比,砂岩横波阻抗大于7 200 (g·cm^-3·m·s^-1);含油砂岩与非含油砂岩在纵、横波阻抗上重叠严重,无法区分,而利用纵横波速度比可对含油砂岩进行很好地识别,含油砂岩纵横波速度比小于1.65。以上分析也表明,利用叠后纵波阻抗反演难以准确识别砂岩及含油砂岩,需要通过叠前地震反演方法获取地层的纵波阻抗、横波阻抗及纵横波速度比,才能对砂岩和含油砂岩进行有效识别。

孔隙度是描述储层有效性的直接参数。弹性参数地震反演结果和地震数据一样是空间结构化数据,具有空间样点密集分布的优势,建立弹性参数与孔隙度的统计关系并利用弹性参数地震反演结果进行孔隙度定量预测是目前应用普遍的方法。研究区孔隙度普遍较低(2%~6%),其与纵波阻抗具有较好的统计趋势关系但无较好的单调线性关系(图7),因此本次采用协模拟方法预测孔隙度,即协同纵波阻抗,建立纵波阻抗—孔隙度PDF函数及空间变差函数,对孔隙度进行协模拟。

测井岩石物理分析建立了砂体、储层及含油砂体的弹性参数定量识别模板,为了提高地震预测精度,需要选择针对性叠前地震反演方法获得精度尽可能高的地层各项弹性参数。波形指示叠前地震反演正是为此目的研究形成的高精度、高分辨率叠前反演方法。

波形指示叠前地震反演包含叠前同时反演和波形指示反演两个主要组成部分,叠前同时反演作为成熟应用的技术,对其过程和参数不再赘述。波形指示反演部分关键参数较少,仅有“有效样本数”和“最佳截止频率”,有效提高了反演过程效率并降低了人为干预程度,使反演结果更真实地反映原始数据的信息。

2.3.1 有效样本数

有效样本数是指在特定的层段范围内,在所有被选井的井旁道中寻找与当前道波形最相似的井样本数。“有效样本数”是波形指示模拟及反演中最重要的参数之一,主要表征地震波形空间变化对地层弹性参数结构的影响程度。该参数的分析主要参照对已知井统计的结果,即将某一口井点处假设为待模拟点,计算与其它井的波形相关性,每口井都将产生一个样本数和波形相关性的曲线,对所有曲线进行拟合取平稳拐点处的样本数即为有效样本数(图8)。

相关曲线是判断有效样本数最直观的质控依据,其曲线形态一般表现为相关指数随着样本数的增加逐渐增大,达到一定程度后相关指数不再随着样本数的增加而增加,表明更多的样本无助于预测精度的提高,其相关指数最大时的样本数就是最佳样本参数,相关曲线上表现在拐点的位置。通常较大的样本数表明地层弹性参数变化小,非均质性弱,在横向变化快、非均质性强的地区,可适当减小样本数。一般情况下最小有效样本数不应低于3,有效样本数的确定除了主要依据相关曲线进行判断之外,还可在相关曲线拐点判断的有效样本数基础上适当增加或减小该参数,对连井线开展反演试验,对比反演效果确定最终的有效样本数值。根据本次研究区的样本分析拟合结果,优选有效样本数为6,纵波数据与横波数据分析结果相同。

2.3.2 最佳截止频率

波形指示模拟和反演结果具有“低频确定、高频随机”的特点,低频主要是受地震频带及地震相的影响,高频则主要受相同沉积结构样本的控制,越到高频随机性越强,因此设定合适的“最佳截止频率”对反演结果具有重要意义。该参数与“有效样本数”参数有关联性,需在确定了有效样本数后进行“最佳截止频率”参数的确定。

与有效样本数分析方法类似,计算各井不同频率下与其它井的波形相关性,拟合所有相关曲线,如果更偏向于反演的确定性,该参数不宜设置太高,反之,如果更偏向于反演分辨率,能够接受随机的结果,可以设置较高的截止频率。一般情况下取相关指数趋于稳定时即相关曲线拐点处的频率作为最佳截止频率,此时可以获得高频成分确定性较强的反演结果。笔者进行多次实际应用后认为,最佳截止频率不会低于地震频宽的两倍,不建议为了提高反演分辨率而盲目提高截止频率。该参数亦可通过连井线反演试验及反演效果对比进一步优化。本次为了提高反演高频成分的确定性,通过参数测试确定最大截止频率为200~250 Hz(图9),纵波数据与横波数据分析结果相同。

根据波形指示叠前地震反演技术流程,在构造框架模型下,需要完成AVA子波提取、波形指示关键参数分析,以及高质量的叠前同时反演以获取地震频带的纵、横波阻抗绝对值和纵、横波合成地震数据,进而完成整个波形指示叠前反演过程。并取10个以上反演结果的平均值作为最终结果,以减小单个实现的随机误差。

图10分别是叠前同时反演、基于变差函数的叠前随机反演与波形指示叠前地震反演横波阻抗连井剖面,测井曲线为自然伽马曲线,Y1井作为验证井未参与反演。连井剖面可见,自下而上发育有三期河道,其中Y1井的二期(4 m)和三期河道(5 m)发育,W1井的一期(10 m)和三期河道(8 m)发育,W2井仅有三期河道(13 m)发育。

叠前同时反演与波形指示叠前地震反演(剖面a与剖面c)结果对比可以看出:① 以第三期河道为例,横向上两者均表现出Y1井薄、W1井较厚、W2井厚的变化趋势,表明波形指示叠前反演结果与地震数据具有较好的一致性,且其对河道的发育规模及边界刻画得更清楚;② 波形指示叠前反演纵向分辨率大幅提高,对河道砂体的薄层结构及弹性参数变化细节(W1井第三期河道表现最明显)、纵向叠置关系及横向连片的发育特征刻画更清晰;③ 验证井Y1井处波形指示叠前反演结果与实钻井符合情况更好。

基于变差函数的叠前随机反演与波形指示叠前地震反演(剖面b与剖面c)结果对比可以看出:① 两者对河道砂体厚薄变化趋势的刻画基本相同,纵向分辨率相当;② 基于变差函数的叠前随机反演对井间砂体的分布预测与实际地质规律存在较大偏差,其中Y1井和W1井之间的薄层砂体增多且互相搭接表现为席状砂样式,W1井与W2井的三期河道搭接连片,窄河道边界刻画不清,这些都易造成该区河道砂体空间展布的错误认识。③ 验证井Y1井处波形指示叠前反演结果与实钻井符合情况更好。

从以上3种反演效果的对比分析可见,基于变差函数的叠前随机反演的井间砂体预测随机性较强,其高频成分可靠程度降低,极易造成与实际地质情况偏差较大的错误认识。波形指示叠前地震反演在提高反演纵向分辨率的同时,更加充分地利用了地震数据横向分辨率较高的优势,提高了井间砂体预测的可靠性,表明其高频成分确定性增强,能够取得纵横向分辨率均较高且符合实际地质规律的预测结果。

图11是在利用波形指示叠前反演的横波阻抗数据进行砂体识别结果的约束下,利用波形指示叠前反演的纵波阻抗数据对孔隙度进行协模拟的连井剖面,可见孔隙度协模拟结果与钻井吻合良好,孔隙度多在1%~6%之间,横向变化较大;孔隙度大于3%的有效储层发育厚度薄,非均质性极强,其中Y1井第三期河道发育有效储层厚度2.5 m,W1井第一期河道发育有效储层3.5 m,W2井第三期河道发育有效储层2.8 m,与孔隙度反演结果(暖色)吻合良好。图12是在上述有效储层识别结果的约束下,利用纵横波速度比反演结果识别的含油砂体连井剖面,可见含油砂体不仅厚度薄,且分布也具有极强的空间非均质性,其中Y1井第三期河道发育有效储层但不含油,W1井的第一期河道和W2井的第三期河道发育含油有效储层,预测结果与实钻情况一致。

以上对这些薄储层和薄油层的有效识别表明波形指示叠前地震反演的高分辨率结果具有较高的可靠性,预测结果很好地刻画了有效储层和含油砂体的非均质性分布,对合理部署开发井、提高钻井成功率和提高单井产能具有重要的指导意义。

综上所述,波形指示叠前地震反演清晰地刻画了砂体、有效储层及含油砂体的空间分布,后续结合利用三维可视化技术及储层建模技术,可以精细地定量雕刻砂体、有效储层及含油砂体的空间位置和发育规模,为开发井部署、钻井轨迹设计、油藏描述和储量计算提供可靠的资料依据,是陆相致密碎屑岩油气藏精细描述的关键技术。

致密砂岩薄储层具有储层厚度薄、致密和非均质性强的特点,常规叠前随机反演方法存在高频成分随机性强的缺陷,造成薄储层预测的大量误差,难以满足致密薄储层精细刻画的需求。基于波形指示的叠前地震反演技术利用叠前地震波形相似性代替传统变差函数优选测井样本,提高了地层弹性参数高频成分的确定性,从而提高了反演结果的有效分辨率和精度,解决了致密砂岩薄储层及其含油气性定量预测的难题。该技术在川中北部沙溪庙组致密砂岩薄储层及含油性预测中取得了良好的应用效果,而针对弹性差异更大的含气致密砂岩则可以预见具有更好的应用前景,是开展陆相致密碎屑岩油气藏高精度地震描述的有效关键技术。