雙反射偏移技術在南海生物礁灰巖油藏斷層和裂縫預測中的應用*

羅東紅梁衛李彬汪瑞良戴建文王愫

(1.中海石油(中國)有限公司深圳分公司;2.北京安久吉利科貿有限公司)

雙反射偏移技術在南海生物礁灰巖油藏斷層和裂縫預測中的應用*

羅東紅1梁衛1李彬1汪瑞良1戴建文1王愫2

(1.中海石油(中國)有限公司深圳分公司;2.北京安久吉利科貿有限公司)

針對南海A生物礁灰巖油田儲層橫向變化大，內部結構復雜，地震資料分辨率低，對斷層和裂縫預測難度大的特點，創新應用近年來發展起來的針對高陡斷面、裂縫帶等界面產生的雙反射波進行偏移成像的雙反射偏移技術，對礁灰巖油藏開展了斷層與裂縫預測研究，獲得了該油田斷層和裂縫性質及分布規律，實現了礁灰巖油藏斷層和裂縫預測的突破。

雙反射偏移斷層和裂縫預測生物礁灰巖油藏突破

碳酸鹽巖儲層斷層、裂縫分布的復雜性、不規則性以及地震弱響應性增加了斷層和裂縫準確預測的難度［1］。南海A油田是一個發育在臺地邊緣的生物礁灰巖地層圈閉油藏(圖1)，其構造西南側受控于一北西—南東走向的臺地邊緣大斷層(斷距大于100 m)，礁體構造主軸走向近似平行于臺地邊緣大斷層，礁體高部位兩邊不對稱，向海一側較陡，向陸一側具有平緩下傾的趨勢，灰巖頂面最大圈閉幅度81.0 m;基于常規偏移數據體解釋的構造內部只發育了幾條小斷層(斷距5～25 m)，平面延伸長度150～200 m，斷層傾角均在50°左右，整體認為儲層斷層、裂縫不發育。南海A礁灰巖油藏內部在縱向上可劃分為A、B、C、D四個巖性段，其中A層巖性以不規則團塊狀藻灰巖為主，孔隙發育，壓實作用明顯，藻團塊破碎;B層巖性整體疏松，以團塊狀藻灰巖和藻粘結—礁角礫灰巖為主，膠結作用弱;C層以藻粘結灰巖為主，巖性致密;D層主要為珊瑚礁骨架灰巖，巖性也相對致密。該油藏主要目的層段生物礁體雙程旅行時構造幅度在狹長塔礁范圍為34 ms，其余礁體主要部位僅為0～22 ms，厚度規模有限，同時地震資料分辨率低，使得基于常規偏移數據體的斷層、裂縫識別與解釋結果具有較大不確定性。

圖1 南海A生物礁灰巖油田整體特征示意圖

筆者針對南海A礁灰巖油田儲層橫向變化大，內部結構復雜，地震資料分辨率低，斷層、裂縫預測難度大的特點，創新應用近年來發展起來的針對高陡傾角斷層和裂縫帶偏移成像的雙反射偏移技術［2］，實現了礁灰巖油藏斷層、裂縫預測的突破，取得了較好的應用效果。

1 雙反射偏移處理技術

雙反射偏移處理的一般過程是采用經過預處理的炮集作為輸入數據，但此時不能使用FK和拉冬變換濾波，因為這些濾波方法會嚴重影響雙反射波能量。本次研究中，速度建模采用精細疊前深度偏移處理得到的深度域速度模型(地質模型)，可大大提高速度模型的精度;確定研究目的層段下方的一次波強反射界面(同相軸)作為雙反射偏移研究的參考面(依據南海A油田地質情況選擇D層(圖1)作為雙反射偏移研究的參考面)，通過雙反射偏移速度掃描和偏移孔徑分析進一步精化深度模型，降低一次反射導致的噪音，提高雙反射偏移的成像效果，最終實施雙反射偏移處理以獲得斷層和裂縫成像的三維數據體。

1.1 地震資料品質分析

考慮到雙反射波視速度較低的運動學特征，對速度模型和輸入的地震數據等關鍵環節進行質控檢查，除了需要認真仔細地進行野值編輯以外，重點檢查是否做過多道濾波(如FK濾波)、拉冬變換和面波壓制。圖2是多次波衰減前后炮集對比圖，可見壓制多次波處理的炮集對雙反射波(圖2中黃色箭頭所指)有較大的影響，因此實際處理中須采用沒有做過多次波壓制的炮集。經隨機抽樣檢查，認為利用疊前深度偏移速度模型得到的數據體成像清晰，分辨率高，雙反射偏移成像的分辨率滿足要求。

圖2 多次波處理前后炮集中雙反射波特征(雙反射波炮集反射特征是基于深度偏移建立的深度模型，利用正演模擬和波場快照技術識別判斷)

1.2 雙反射偏移速度掃描

在一個垂直界面情況下，雙反射偏移速度掃描是利用垂直界面兩側的反射波來檢測垂直界面成像的準確性。如圖3所示，如果速度偏低，垂直界面的成像位置將向炮點方向靠近;如果速度偏高，垂直界面的成像位置則向遠離炮點方向偏離;當速度正確時，從垂直界面兩側得到的成像結果處于三維空間的相同位置，此時雙反射偏移最收斂，成像最清晰。

1.3 雙反射偏移孔徑參數分析

選擇正確的孔徑參數對于排除偏移求和過程中由基底界面一次反射所導致的偏移噪音是至關重要的，根據PSDM深度模型可以確定一個管狀傳播的束狀結構孔徑參數，孔徑的嚴格控制是壓制由一次反射帶來假象的關鍵。

偏移孔徑是雙反射偏移成像的關鍵參數，其選擇的原則為在輸入盡可能多的成像數據與屏蔽盡可能多的噪音數據之間確定一個平衡點，最終選擇的炮檢距范圍即為偏移孔徑參數。最佳孔徑參數應使成像和壓噪效果良好。為了進一步落實最佳孔徑參數，在南海A礁灰巖油田選取有代表性的區域進行孔徑參數掃描，掃描區間為1 500～2 500 m，步長100 m。掃描結果表明，在偏移孔徑為2 000 m左右時，可獲得最佳的成像效果(圖4)。

圖3 雙反射偏移速度掃描［2］(a、b為不同觀測位置成像剖面，圖中紅色箭頭表示炮點位置;c為不同速度成像位置)

圖4 南海A礁灰巖油田不同偏移孔徑的雙反射偏移結果對比圖

1.4 雙反射偏移處理

通過多次交互分析、迭代處理，在獲得較合理的速度模型和偏移孔徑參數后，實施最終的雙反射偏移處理。

圖5a為南海A礁灰巖油田雙反射偏移去噪前的沿A層切片，圖中南北方向上受地震采集腳印影響噪音水平相對較高，信噪比低，雙反射偏移成像與采集腳印混雜在一起，解釋困難;而東西方向上的雙反射波成像能量強，連續性好，易于解釋。本次雙反射偏移處理中，各種噪音能量遠大于雙反射波能量，因此處理中加大了噪音(干擾波)分析力度，最終尋找到了合適的去噪方法，濾波后獲得了去噪后的雙反射偏移數據體(圖5b)。對比去噪前后的沿A層切片圖，去噪后采集腳印去除干凈，信噪比顯著提高(但可能存在南北方向的有效波也被當作噪音去除掉的風險)。

圖5 南海A礁灰巖油田去噪前后雙反射偏移數據體沿A層切片斷層、裂縫解釋結果對比圖(偏移孔徑為2 000 m)

2 在南海生物礁灰巖油藏斷層和裂縫預測中的應用效果

本次研究中，針對南海A礁灰巖油藏的實際特點，優選了井震結合多數據體、多種技術的綜合解釋方案:綜合雙反射解釋結果及深度偏移沿層相干、傾角屬性，通過與常規解釋結果對比，并結合鉆井和地震等信息進行聯合分析，總結、提高地質認識。依據雙反射偏移斷層、裂縫解釋結果，結合構造特征、礁體分布特征、油水關系等信息，在平面上將研究區劃分為4個區域(圖5)，其中Ⅰ區為A1井區，為狹長的、受臺地邊緣斷層控制的塔礁發育區;Ⅱ區和Ⅲ區為礁灰巖主要含油范圍內塔礁北部區域;Ⅳ區為油田北部無井控制區域，是潛在含油區。

圖6為南海A礁灰巖油田深度偏移數據體沿A層的相干圖及傾角梯度圖，可以看出:Ⅰ區受臺地邊緣斷層控制，隨著海進礁體不斷持續生長，構造幅度大，構造傾角較陡，呈低相干屬性特征(圖7)，綜合雙反射偏移解釋結果，認為該區斷層裂縫基本不發育或發育幾率較小。

Ⅱ區和Ⅲ區雙反射偏移解釋斷層主要分為2類。一類為北西—南東向，分布在構造北翼，與南部邊緣斷層基本平行，對比該油田沿A層的相干圖、傾角梯度及雙反射斷層裂縫解釋結果與深度偏移振幅及測井信息綜合對比圖(圖7)，特征基本一致;雙反射偏移解釋的斷層延伸長度在500～1 500 m，規模比構造解釋結果略大;分析認為該區域斷層主要為構造成因，斷距規模不大。另一類為南西—北東向，該類斷層走向與采集腳印斜交;受此影響，在降噪處理中被去除，圖6b中Ⅱ區亦顯示此類異常現象;沿A層振幅屬性特征(圖7)為南北向低值(圖7左圖紅色區域)，A4H水平井在深度2 845.0 m以下，中子孔隙度大于45%，密度小于2 g/cm3，該井位置對應紅色區域東部邊界，對應的地震剖面地震反射時間厚度明顯增大。綜合分析認為，Ⅱ區和Ⅲ區儲層厚度較大，礁體較發育;由于階段性海退，遭受淡水淋漓、溶蝕作用而呈高孔隙度、低密度物性特征，局部可能存在溶洞;雙反射偏移斷層或裂縫特征可能為南北巖性變化界面響應;該區域是油田產能主要貢獻區，開發過程中應重點關注。

3 結束語

雙反射波偏移技術主要是針對垂直界面的地震波的二次反射波偏移成像技術，成像結果主要反映具有一定厚度的地下垂直帶及其與圍巖介質差異性變化的大小，對小斷距斷層乃至無斷距斷層和裂縫帶都有較好的識別能力。對于具有復雜斷層和裂縫分布特征的生物礁灰巖油藏來說，雙反射偏移技術不僅能識別常規方法識別的小斷層，而且能夠識別常規方法難以識別的斷裂和裂縫發育帶、高滲透帶以及巖性分界面，實現了礁灰巖油藏裂縫預測方法的突破，對于提高礁灰巖油氣藏地質認識，改善開發效果提供了有利的技術支持。

［1］高云峰，李緒宣，陳桂華，等．裂縫儲層地震預測技術在錦州25-1南潛山的應用研究［J］．中國海上油氣，2008，20(1):22-27．

［2］王愫．雙反射偏移(DWM)技術介紹及應用［J］．巖性油氣藏，2008，20(2):78-82．

An application of duplex wave migration to predicting faults and fractures in oil reservoirs of reef limestone，South China Sea

Luo Donghong1Liang Wei1Li Bin1Wang Ruiliang1Dai Jianwen1Wang Su2
(1．Shenzhen Branch of CNOOC Ltd．，Guangdong，518067; 2．Beijing Unusual Science and Trade Ltd．，Beijing，100088)

For reef limestone oilfield A in South China Sea，it is quite difficult to predict faults and fractures，due to its large lateral changes of reservoir，complex internal configuration and lower seismic resolution．Therefore，a recently-developed technique of duplex wave migration(DWM)was innovationally applied to predicting faults and fractures in the oil reservoirs of oilfield A，because this technique can make migration imaging of double reflections from high-angle fault planes and fracture zones．This application has revealed the distribution of faults and fractures in the oilfield，and resulted in a breakthrough of fault and fracture prediction by this technique in reef limestone reservoirs．

duplex wave migration(DWM);fault and fracture prediction;oil reservoir of reef limestone; breakthrough

2011-10-08改回日期:2011-11-22

(編輯:周雯雯)

*“十一五”國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發”子課題“海相礁灰巖稠油油藏(特)高含水期精細開發技術研究(編號: 2008ZX05024-004-010)”礁灰巖斷層與裂縫預測專項技術研究成果。

羅東紅，男，教授級高級工程師，1983年畢業于原西南石油學院，1999年獲碩士學位，現為中海石油(中國)有限公司深圳分公司開發總師，主要從事海洋石油開發和生產技術的研究和管理工作。地址:廣東省深圳市蛇口工業二路1號海洋石油大廈B座(郵編: 518067)。電話:0755－26022338。E-mail:luodh@cnooc．com．cn。