苏云，李令喜，孟凡冰，李传强，邓明霞，侯东濮，姚欣雨
（1.中国石化中原油田分公司物探研究院，河南 郑州 450000；
2.中国石化中原油田分公司，河南 濮阳 457001；
3.中陕核工业集团地质调查院有限公司，陕西 西安 710000）
东濮凹陷位于渤海湾盆地临清坳陷南端，是新生代裂解断陷形成的双断式坳陷[1]。东濮凹陷的勘探主要集中在古近系沙河街组，上古生界勘探程度较低。多年的勘探揭示，东濮凹陷上古生界地层油气显示较为活跃，上古生界具有优越的煤成烃物质基础，分布范围较广[2]。近年来，东濮凹陷文留、胡庆等地区相继发现了源自上古生界的自生自储油气藏，胡庆地区胡古2井上古生界石千峰组亦突破了工业油气流关。这预示着东濮凹陷上古生界良好的勘探前景[3-15]。
前期的上古生界勘探虽偶有油气发现，但均未形成规模储量。储层，尤其是有效储层的识别是制约上古生界油气勘探的技术瓶颈之一，以往针对上古近系—新近系孔隙型储层的地震描述技术不能满足上古生界复杂储层的地震预测，原因主要有2点：1）地震资料品质不能满足有效储层预测需求。东濮凹陷目前采集的三维地震资料主要是针对中、浅层古近系—新近系地层，采集资料覆盖次数、纵横比相对较低导致深层古生界地震资料信噪比和分辨率偏低；
古生界上覆古近系—新近系沉积了多套盐岩，盐岩对地震波能量传播具有较强屏蔽作用，导致古生界地层多呈现弱反射地震响应特征。此外，古生界地层经历多期造山作用，地质构造经受严重的改造，使得断裂体系十分复杂，由于后期抬升剥蚀，小断裂发育，构造裂缝十分发育，也导致断点成像精度较低。2）常规反演手段难以定量刻画有效储层。与渤海湾盆地济阳坳陷潜山相对比，东濮凹陷古生界储层遭受的风化时间和强度不及济阳坳陷，东濮凹陷上古生界储层总体成岩作用强，物性发育较差，以低孔低渗为主[5-7]。这导致砂、泥岩密度与速度值差异较小。据统计，埋深3 500 m左右的东濮凹陷砂岩密度为2.38～2.69 g/cm3，声波速度为 4 000～5 100 m/s，波阻抗为 10 000～13 000 g·cm-3·m·s-1；
泥岩密度为2.42～2.72 g/cm3，声速度为 3 000～4 400 m/s，波阻抗为7 000～12 000 g·cm-3·m·s-1。
砂岩与泥岩地球物理参数差异小，导致有效砂岩地震响应规律不明显，常规的叠前叠后反演技术难以精细刻画有效储层。同时，断裂系统的发育对储层类型进一步复杂化，对有效储层的地震识别提出了更大挑战。
本文以胡庆地区上古生界储层为例开展研究。首先，开展针对性的处理，增强古生界弱反射特征，提高地震资料信噪比及分辨率；
然后，通过钻井试油结果、精细岩石物理分析与正演模拟，建立上古生界有效储层识别标准及地震响应特征；
最后，采用“分频振幅描河道、联合反演找砂体、频率属性检油气”递进式技术对上古生界有效储层进行刻画，取得了较好的效果。
针对东濮凹陷上古生界地震资料品质差、断点成像不清等问题，利用地质和测井信息，以速度优化为核心，通过多种技术手段提高速度分析精度，建立精确的深度域速度模型，开展弱信号增强、深度域高精度成像等技术的研发。
1.1 基于Q因子补偿的弱信号增强技术
地震波传播过程中，地层的能量吸收衰减对资料分辨率的影响巨大，目前针对表层的补偿处理技术有相应成熟的技术体系，并且也取得较为理想的补偿效果，但均未涉及中、深层吸收衰减问题。近些年来，许多学者围绕中、深层吸收衰减的问题，开展了大量的研究工作，特别是针对地震数据的Q吸收及补偿问题[8-24]，但Q值的准确估算是Q吸收补偿技术在实际应用中的问题。传统的Q因子求取往往依赖区域VSP资料，在东部老油田，一般缺少相应的VSP资料。基于此，研发了直接利用叠前数据提取高精度Q值的方法——在地震数据分时窗求取全程旅行时相对Q吸收衰减量，建立地质格架层位的T-Q层状时空变Q模型，通过波动方程进行吸收补偿处理。补偿计算的公式为
式中：tn为n层双程旅行时，s；
Qn为n层品质因子。
由图1可以看出：在保持振幅相对关系的情况下，该方法可有效提高地震数据分辨率，改善频率、能量一致性，解决黏弹性介质对地震波的空变吸收衰减问题。
图1 上古生界弱信号增强处理前、后地震剖面及振幅曲线对比
由庆古2井合成记录与补偿前后剖面（见图2）可以看出：在山西组—石千峰组层段内，合成地震记录振幅呈中强振幅反射特征，在上石盒子组顶、下石盒子组顶界为连续的强振幅反射，补偿前剖面在山西组—石千峰组层段内能量较弱，整体上与合成记录一致性较差。基于Q因子补偿的弱信号增强技术处理后，纵向上能量一致性得到了增强，与钻井合成记录相关性得到了较大提高。
图2 增强处理前、后地震剖面与庆古2井合成记录
1.2 井-层联控速度建模方法
叠前深度偏移是复杂地质构造精确成像的最有效方法，而速度模型是制约地震资料成效的关键因素。当前业界普遍应用的速度建模方法主要是网格层析成像反演技术，但层析成像通常只能获得大尺度较为平滑的速度模型，速度模型中缺乏高波数成分，对于东濮凹陷复杂断块区域，网格层析成像反演方法获得的速度模型很难描述速度突变特征。这也导致断点成像不准。
本文提出了井-层联控速度建模方法，该方法将传统网格层析成像反演速度建模与地质信息融合构建速度体，该速度变化走势既与地震资料旅行时一致，也能体现东濮凹陷复杂构造及沉积特征。技术流程见图3。
图3 井-层联控速度建模技术流程
该方法首先基于地质认识得到综合构造解释成果建立精细地质结构模型，然后利用钻井、测井信息，应用确定性差值方法，将钻井获取的地层速度信息插值到地质网格中，用于补偿层析速度模型中的高波成分，获得井-层联合约束的精细速度模型。目前将已钻井获得的速度信息插值到地质网格中，常采用的方法有三角剖分法、反距离加权法及克里金插值法。本文采用反距离加权法，假设空间上各点 xi（i=1，2，3，…，m）的速度值为v( xi)，那么各已知点速度值的加权平均定义为
式中：d( x，xi)为预估点到已知点的距离；
m为插值点数量；
p为权利系数（一般为0.5～10.0，本文取2.0）。
由传统速度模型剖面与井-层联控速度模型剖面（见图4）看出：两者在速度值大小和变化走势大致一致，但图4b中明显表现出横向和纵向上高波数成分得到了补充，且在断层两盘、潜山上速度值发生了变化。利用这种融合了构造地质认识、钻井层位信息所构建的速度模型进行偏移，能有效地改善成像精度，解决现有资料断面连续性差、断层阴影区和地层产状不合理的问题。
图4 速度模型剖面对比
1.3 改进泛函的LSRTM技术
地震偏移技术对地下构造成像有着重要的作用。目前逆时偏移（RTM）是解决地下复杂构造成像问题最先进的技术，它基于真振幅成像理论，能够自动补偿偏移过程中的几何扩散现象，得到相对准确的反射系数，具有无倾角限制的优点，可以对多次波、转换波、棱柱波等特殊波成像。但是，目前以RTM为代表的常规偏移方法的成像结果只是一个模糊的像，尚无法满足岩性油气藏勘探的需求。
最小二乘偏移（LSM）成像方法基于Bayes反演理论，在Born近似下匹配预测数据和实际观测数据从而得到成像质量更高的剖面，有利于更好地进行岩性储层成像和储层参数反演。但是，最小二乘偏移在实用化过程中却很难实现高精度岩性成像的目标，原因主要有：地球介质至少为变黏度的黏弹性介质，LSM成像过程中一般采用声波方程，模拟过于简单；
在波场模拟过程中震源子波的定义非常困难，不同的单炮记录对应的震源子波也不同。此外，当地下介质为强吸收衰减时，震源子波时空变化剧烈。这些因素导致LSM过程中很难得到准确的振幅信息，而常规的LSM却是基于振幅匹配的，对振幅精度的要求很高，因此，所有的问题需要在处理观测数据和模拟数据时付出很大的努力，以进行传统的最小二乘偏移[21]。
本文发展了一种基于相位匹配的最小二乘逆时偏移成像方法。该方法舍弃了传统的二次型泛函，采用相关泛函，更多地强调相位信息在最小二乘偏移中的作用，建立了基于相关泛函的最小二乘逆时偏移成像方法的算法流程（见图5）。
图5 改进泛函的最小二乘逆时偏移流程
对比RTM与改进泛函的LSRTM偏移剖面（见图6），以及上古生界地层的2 800 ms处时间切片（见图7）可以看出：LSRTM偏移剖面整体构造特征清晰，断点归位准确，断裂系统成像清楚，地层内幕波场丰富。
图6 偏移成像剖面对比
图7 偏移成像结果时间切片对比
东濮凹陷上古生界储层以岩屑长石砂岩为主，分选中等。孔渗相关性较好，孔隙度均值为5.86%，渗透率均值为0.15×10-3μm2，整体属于特低孔、特低渗储层。前人结合岩石类型、物性及成岩作用等特征，将上古生界储层划分为优质储层、中等储层、差储层和致密储层[22-24]。其中：优质储层孔隙度大于10%，渗透率在1.00×10-3μm2之上，原生孔隙和次生孔隙都有发育，并残留着部分原生孔隙；
中等储层孔隙度在6%～10%，渗透率在（0.50～1.00）×10-3μm2，溶蚀孔隙发育普遍，并残留部分原生孔隙；
差储层孔隙度在4%～6%，渗透率在（0.05～0.50）×10-3μm2，以残余粒间孔隙和溶蚀粒内孔隙为主；
致密储层，孔隙度小于4%，渗透率低于0.05×10-3μm2，孔渗条件差，储集类型以微孔隙为主，连通性极差，压实作用强烈，泥质填隙物发育[24]。
本文在前人研究成果基础上，以胡庆地区上古生界试油结果为标准，并参考文留地区获工业油气井试油结果及鄂尔多斯地区石炭系—二叠系砂岩储层划分标准，结合地球物理识别能力，界定东濮凹陷上古生界有效储层为孔隙度大于7%的储层。
东濮凹陷上古生界储层物性主要控制因素为沉积相、岩石学特征和成岩作用，沉积相是最主要的控制因素。基于此，针对上古生界有效储层定量描述的技术思路为：首先，基于目标处理的地震资料，利用分频属性定性刻画河道相砂体；
然后，基于相控反演定量技术，定量刻画有效砂体厚度及空间分布特征；
最后，利用频率衰减属性对有效砂体孔隙流体进行判别。
2.1 基于分频属性的河流相精细刻画
常规地震属性是针对全频带叠后地震数据而言，地震数据由地震信号组成，是一种典型的非平稳信号。相比之下，分频地震属性采用时频分析方法得到一系列分频数据体，包含了低频、中频和高频信息，不同尺度的地质体有不同的反射波频段，因此，可以利用不同频段的地震数据反映不同的地质信息。
上古生界石千峰组以河流相为主，主要为曲流河沉积，储层展布较广，单砂体厚度相对薄，横向变化较快，纵向分布层次多，薄互层发育。全频带上地震反射为砂泥岩互层调谐响应，利用全频带属性会有较强的多解性，因此，将地震分频技术引入到地震属性分析，优选出多个不同中心频率的分频地震数据体进行融合，提取并优选地震属性，精确刻画曲流河分布。通过分析得知，20 Hz分频体得到的最大峰值振幅属性可更好地刻画曲流河砂体边界（见图8）。
图8 不同中心频率的最大峰值属性平面图
2.2 基于波阻抗及波形联合反演技术
依据有效砂岩的识别标准 （孔隙度大于7%为有效砂岩），利用工区已钻井资料开展的岩石物理分析认为，有效砂岩具有相对较高的纵波阻抗，但与非渗透性砂岩具有一定的重叠。通过对胡古2井、庆古2井等井的合成记录及已钻遇砂体综合分析，结合实际地震剖面，总结了研究区有效砂岩具有3种典型的地震波形结构。
第1种波形结构为强“双峰”对称型，代表岩性组合结构为有效砂岩厚度大，砂体间泥岩隔层厚度大于20 m（见图9a）；
第2种波形结构为单峰中强振幅型，代表岩性组合结构为有效砂岩厚度大，砂体间泥岩隔层厚度小于20 m（见图9b）；
第3种波形结构为中弱振幅复波型，代表岩性组合结构为有效砂岩单层厚度薄， 砂泥岩呈频繁互层结构（见图9c）。
图9 胡庆地区上古生界有效砂岩地震反射波形结构分析
基于有效砂岩高阻抗特征及波形结构，本文首先利用叠后反演获得高阻抗的有效砂岩与非渗透性砂岩；
然后融合波形反演获得代表有效砂岩的反演数据体。由过井反演剖面可以看出，反演结果与井吻合度较高，河流相砂体在剖面上表现横向上连续性较差，代表河道的横向迁移及多期河道的叠置（见图10，图中非蓝色代表有效砂岩）。
图10 过庆古2井波阻抗及波形联合反演剖面
2.3 基于S变换的频率衰减属性油气检测技术
当储层含有流体时，会引起地震波能量和频率的变化，表现为振幅谱高频端能量的衰减和低频端能量的增强，主频降低。
含油气储层在地震能量和频率的微弱变化，需要精确的算法进行刻画，目前常用的是时频分析。时频分析大都是基于傅里叶变化，由于受到Heisenberg测不准原理限制，傅里叶变化无法同时保证时间域和频率域上的分辨率，会造成油气检测精度低。1996年，Stockwell等提出了S变换算法，在短时傅里叶变换的基础上加入与频率相关的窗函数，能够使得时-频转换后的信号在时间和频率域上都有较高的分辨率，极大提高油气检测的精度。
利用S变换的瞬时属性检测储层时发现：储层含流体或气体后会出现高频能量衰减、低频能量增强；
储层不含流体或气体表现为低频段能量衰减、高频段能量增强。利用该瞬时属性对有效砂岩孔隙中流体进行了识别，由油气预测平面图可以看出（见图11a），预测结果与钻井吻合较高（庆古2井在4 748～4 767 m获日产气10 098 m3工业气流）。结合石千峰组有效砂岩预测图（见图11b）认为：石千峰组河流相砂体残留厚度较大，横向展布较广，砂体连续性很好，物性条件优越，石千峰组砂岩与区域不整合面相邻，能够形成大型的不整合油气藏。
图11 胡庆地区上古生界石千峰组预测平面图
1）东濮凹陷古生界地层埋藏深，构造破碎，有效储层的精确刻画依赖高品质三维地震资料，通过振幅补偿、速度建模及LSRTM等处理技术手段，能改善断点断面偏移准确归位，提高古生界地层信噪比。
2）依据有效储层岩石物理特征及地震反射波形，制定了“分频振幅描河道、联合反演找砂体、频率属性检油气”递进式技术流程，在石千峰组有效砂岩预测中取得了较好的勘探效果。
3）石千峰组河流相砂体残留厚度较大，横向展布较广，砂体连续性很好，物性条件优越，石千峰组砂岩与区域不整合面相邻，能够形成大型的不整合油气藏，可作为下步重点勘探领域。
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