基于海上窄方位采集地震资料的裂缝预测技术及应用

李 梅 施泽进 杨绍国 郗 诚 詹路锋 朱 明

（1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室（成都理工大学），成都610059；2.恒泰艾普石油天然气技术服务股份有限公司，北京100084；3.中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广州510240）

裂缝性油气藏的产量占目前全世界石油天然气总产量的一半以上，对裂缝性油气藏的研究成为当今世界石油界的热点。裂缝性油气藏勘探对中国石油工业的发展具有非常重要的意义。

裂缝的成因类型很多，从地质成因上看，主要包括构造裂缝、区域裂缝、收缩裂缝、风化裂缝和层理缝等；从产状上看分为水平缝、低角度缝、高角度缝和垂直缝。在长期的地质历史发展过程中，水平或低角度裂缝几乎封闭或充填消失，对油气藏贡献大的裂缝大都为高角度和近于垂直的裂缝。正是由于裂缝成因不同、裂缝角度不同及充填程度不同，裂缝的物理属性差异比较大，其横向和纵向变化大，地震波在裂缝介质中传播时，呈现出明显的各向异性［1］，成为基于HTI介质的P波方位各向异性的裂缝预测方法的基础［2，3］。随着该技术的推广，越来越多的裂缝预测成功案例使得该技术方法得到了广泛的认可。

随着裂缝预测技术的发展，以陆上全方位采集资料为基础的方位P波各向异性裂缝预测技术已经得到普遍认可及应用。与传统叠后裂缝预测相比，叠前方位各向异性裂缝预测技术不仅利用了三维地震资料在空间上的优势，而且由于不同方位P波与裂缝方向不同，可以利用不同方位地震属性响应特征进行裂缝走向、裂缝密度的识别［4］。但是，由于海上地震资料采集方位角为非宽方位覆盖，因此方位各向异性裂缝检测方法很大程度上受到采集方位的制约。如何有效利用叠前地震信息进行基于海上窄方位地震资料的裂缝检测，成为广大勘探地球物理学者感兴趣的问题。

本文以南海LH油田为例，利用裂缝在不同方位角、偏移距等叠前地震数据上的异常响应，实现对储层裂缝及隔挡层裂缝分布的预测，结合构造应力场数值模拟裂缝预测技术，总结针对海上窄方位角地震资料采集特点的裂缝识别方法。

1 区域概况

LH研究区位于南海珠江口盆地东沙隆起中部，是在基岩隆起上发育起来的生物礁滩地层圈闭，轴向为北西西－南东东，呈西高东低的趋势，由两高点组成，中间为鞍部（图1）。

图1 LH油田礁灰岩段3D构造立体示意图Fig.1 3Dstructure stereogram of LH oilfield reef limestone

油田主体部位的构造较平缓，被南北方向主干断裂所切割，其断层的走向大致与构造轴线相平行。内部发育了一系列平行于主干断层的小断层，平面延伸达数百米至数千米，向下未断穿灰岩段，向上消失于泥岩盖层之中［5］。

油田主要含油层段发育在新近系中新统珠江组礁灰岩段，具有底水，断层、孔、缝发育。投产以后，含水上升迅速，产量递减快；但不同区域的油井含水上升速度明显存在差异，经验认为油井含水上升速度与位于b1段下部的隔挡层尤其是b2段的裂缝与孔隙发育程度密切相关，如果b2裂缝发育，封挡不好，会沟通底水，引起油井出水。因此，搞清楚各层系高渗层及低渗层或致密层裂缝的空间发育规律，对产量稳定及今后开发部署非常必要。

2 裂缝预测方法

2.1 裂缝介质波场正演模拟

一个横向各向同性（TI）弹性介质可以用5个独立的常数来完整地描述

若以上介质各向异性微弱，Thomesen（1986）提出了一种方便的弹性常数表达方式

该方法可以便捷地描述弱各向异性介质的弹性参数。

在叠前正演模拟研究中，要建立裂缝储层的地质模型和岩石物理模型，首先需要从井中的资料获取岩石的密度与纵、横波速度；并根据岩石物理模型计算等效的弹性参数及等效的Thomsen指数，从而了解裂缝对岩石弹性参数的影响。

本次研究的波场正演采用Hudson模型［6］。该模型基于长波长假设限定，假定介质由弹性介质与内部狭长的椭圆裂隙组成，其表达式如下

其中

式中：λ和μ为各向同性背景介质的拉梅系数和剪切模量；a和α分别是缝隙半径和高宽比。

U1和U3由裂隙决定，对干裂隙状态

当裂隙包含流体时（假定不可忽略μα／［Κ′＋（4／3）μ′］），则有

其中

本次研究在Hudson模型基础上，结合研究区的纵波与横波、岩石密度、裂缝密度信息，开展了裂缝介质的地震响应特征的正演模拟（图2），并在此基础上进行裂缝敏感属性的分析。

2.2 方位各向异性裂缝预测技术

图2 方位角振幅属性差异度与裂缝走向关系正演图版Fig.2 Relationship between azimuth attribute difference and fracture orientation

将研究区地震采集方位折算到180°方位范围内，方位角分布在84°～134°，方位角覆盖50°（图3），属于窄方位角地震采集系统；并且本次研究的地震资料采集方向近似平行于主要断裂方向，这样的地震数据所携带的与断层分布有关的各向异性信息不显著，这对于基于叠前方位地震各向异性的裂缝研究，带来巨大难度和挑战。

综合考虑研究区地震窄方位角采集特征、断层走向等因素，在岩石物理正演模拟的基础上，筛选采用了针对入射角、偏移距、方位角的3种互补的裂缝预测技术，预测研究区裂缝发育情况，取得了较好的预测效果。

叠前地震方位各向异性裂缝检测技术，是基于HTI介质的方位P波地震检测技术。该技术方法的核心是利用地震波在垂直裂缝传播时具有明显的旅行时延迟和衰减的特性，来预测垂直或者近于垂直的高角度微裂缝［7，8］。

该研究方法更适应于陆上宽方位采集地震数据，对于明显为窄方位采集的海上地震数据，该方法的适应性受到一定的限制。本次研究根据岩石物理正演的结果，将实际地震数据按照采集方位划分为2个方位角。因为不同方向的裂缝，在2个方位角内P波反射特征就会不同，这样采用大小方位角属性差异常达到检测裂缝的目的（图4）。根据岩石物理正演结果，在固定采集方位角84°～134°范围内，固定方位夹角50°，让裂缝走向和裂缝密度发生变化，来计算不同裂缝密度下的地震振幅、能量和频率等属性。同时分析在固定采集方位夹角的情况下，方位地震属性差异与变化裂缝方向的关系。正演图版可以看出（图2），方位地震振幅属性异常随着裂缝走向的变化而变化，裂缝越发育，振幅属性异常度越大。取差异为20%的置信度条件下，裂缝走向在约30°～100°和120°～190°范围内，异常度较大，为可检测的裂缝方向的范围；当裂缝走向在约10°～30°和100°～120°范围内，异常度较小，检测裂缝能力较弱（图5）。

图4 不同方位角的地震P波响应特征示意图Fig.4 P－wave responding diagram under different azimuths

利用该方法得到研究区裂缝预测结果（图6），隔挡层b2层裂缝较发育区域主要集中于构造主体高部位及两侧断层发育部位，对隔挡底水起到破坏作用。裂缝整体发育程度由西向东降低，西南部最发育。

图5 方位角属性差检测裂缝发育方位的能力范围图版Fig.5 The ability range plate of fracture development directions detected with the azimuth attribute difference technology

图6 b2层裂缝发育平面分布图（方位角属性差）Fig.6 Fracture development map of Layer b2

2.3 偏移距属性差异裂缝预测技术

当地震波穿过高角度裂缝地层时，远、近偏移距部分叠加数据体上地震响应的振幅、速度、频率衰减梯度等属性的差异性显著［9，10］。说明利用远、近偏移距的地震属性差，可以检测地下裂缝的相对发育情况。值得注意的是，利用此种偏移距属性差进行裂缝检测时，能够检测的裂缝是有一定局限的，当地震采集方向垂直于裂缝走向时，偏移距属性差异由于受到裂缝的影响明显，差异性大，检测能力明显（图7）。当地震采集方向平行于裂缝走向时，地震属性随偏移距变化受到裂缝影响小，差异性相对减小，检测能力减弱［10，11］。因此，此方法更适用于检测垂直于采集方位的高角度裂缝。

图7 裂缝（垂直采集方向）影响远近偏移距地震属性Fig.7 Fractures influencing far－near offset seismic attributes

图8 远近偏移距对应频率属性差异随裂缝密度变化正演图板Fig.8 Modeling plate that far－near offset's frequency attribute differences changes with fracture density

利用远近偏移距属性差进行裂缝发育程度预测，是基于裂缝储层在不同偏移距数据体上引起的地震响应的不同。能量衰减到85%时所对应的频率（ful＿frq属性）其值的大小反映的是裂缝对地震频率衰减的影响。根据岩石物理正演模拟可知（图8），对于不同地震偏移距数据体，裂缝储层的地球物理响应特征表现出较大的差异，随着偏移距的增大，裂缝引起的ful＿frq属性值降低（图8左）；同时模拟在同一偏移距下的情况，裂缝发育程度越高，ful＿frq值越低，即地震衰减越快。将远、近偏移距的ful＿frq属性差与裂缝发育程度进行交汇（图8右），得到裂缝的发育程度越强，远、近偏移距属性差越大，地震异常越显著。

研究中，设置一定的远、近偏移距属性差异值作为裂缝检测置信度，可以用远近偏移距属性差异（远偏属性值减去近偏属性值）来检测一定方向的裂缝。

运用该研究方法，预测隔挡层b2层的裂缝平面分布（图9），裂缝发育程度较高区域主要集中于构造主体高部位，对隔挡底水起到破坏作用，裂缝整体发育程度表现出由西向东逐渐降低的趋势。

2.4 应力场数值模拟裂缝预测技术

应力场数值模拟技术主要用于定性预测与构造有关的裂缝。与构造有关的裂缝的形成，与岩石的孔隙度、厚度、密度及与断层的距离等都具有密切的关系。把这些参数用于应力场恢复，得到的应力和应变参数，在一定程度上反映了构造裂缝的发育程度［12，13］。基于上述原理，利用叠前地震数据及地层的构造层面、岩性参数（纵、横波速度、密度）、岩层弹性参数信息等进行应力场数值模拟，得到地层的主曲率、主应变和主应力，达到预测构造裂缝的目的。

从应力场模拟结果分析来看，b2层构造缝发育带及方向与断裂体系关系明显，构造缝基本发育在礁体两侧断层部位以及高部位局部区域。应力场模拟的构造裂缝方向主要为北西西向、北北东向（图10）。

图9 b2层裂缝发育平面分布图（偏移距属性差）Fig.9 Fracture development map of Layer b2

图10 b2层构造缝密度及方向平面分布图Fig.10 Fracture density and orientation map of Layer b2

3 裂缝储层预测结果

由于裂缝发育受较多因素的影响，如岩性、构造、成岩作用等，因此，综合利用多种叠前地震信息及地质信息预测裂缝，比单一方法预测裂缝更具有可靠性，可提高裂缝解释的可信度。

本次研究基于海上窄方位采集地震资料特点，选取的3种方法在预测裂缝的方向上具有互补性。由于地震采集方向平行于构造断裂走向，叠前应力场裂缝检测裂缝的方向以平行于断裂的北西西向、垂直于断裂的北北东向为主；方位属性差异裂缝预测对非平行于构造走向（北西西向）、非垂直于构造走向（北北东向）的裂缝敏感，对平行或垂直于构造走向的裂缝检测能力较弱；远近偏移距属性差异裂缝检测对非平行于构造走向（北西西向）的裂缝敏感，尤其对于垂直于构造走向（北北东向）的裂缝敏感（图11）。这3种裂缝检测方法在裂缝检测上既有重合也有互补，因此，利用信息融合技术，能够更准确地描述裂缝发育分布规律。

图11 3种裂缝预测技术方法预测裂缝能力范围示意图Fig.11 Fracture prediction ability diagram with three different methods

将裂缝预测结果与FMI测井解释成果对比，可以看出，预测结果与油井成像测井解释结果比较吻合。A井高角度缝在a、b1、b2、b3、c段不发育，在d、e段发育（图12）。

图12 A井FMI解释成果与裂缝预测结果对比图Fig.12 The contrast between FMI of Well A and fracture prediction result

根据研究区生产动态规律分析，生产井单井含水上升速度较快的井主要分布于3个区域（图13蓝色区域）。本次研究综合叠前应力场模拟、方位属性差裂缝预测、远近偏移距属性差裂缝预测结果，预测裂缝发育区与生产动态规律性认识比较吻合。主要隔挡层b2层预测的裂缝发育与油井含水上升快的区域在分布趋势、分布位置上比较一致（图13）。该层裂缝发育导致对底水的封挡性不好，是引起油井含水上升速度快的主要因素，裂缝相对不发育区，油井含水上升速度慢，产量比较稳定。

图13 b2层裂缝平面分布图Fig.13 Fracture distribution map of Layer b2彩色为裂缝发育区

4 结束语

裂缝型储层普遍具有埋藏深、非均质性强，但油井产能高的特点，已经成为目前储层研究的重点。本次研究针对海上窄方位地震采集的资料特点，结合LH油田实际情况，充分利用不同方位地震属性差、远近偏移距地震属性差及应力场数值模拟3种裂缝检测方法，达到检测裂缝的目的。在研究中，虽然单一的裂缝预测技术方法会产生预测盲区，但是通过3种裂缝预测方法有机结合，相互取长补短，能有效地消除单一的裂缝预测方法的局限性，达到综合识别裂缝储层的目的，预测结果经生产井验证吻合率达到75%以上。

针对海上窄方位采集地震资料，采用叠前地震方位属性差异或偏移距属性差异，及其之间优势互补的方法，进行裂缝预测，已经取得较好的效果，形成的技术系列在海上油气田裂缝储层预测中得到广泛应用。但裂缝检测的精度仍然受地震采集、处理、裂缝检测技术等多方面因素的制约。相信随着地震采集、处理、解释、储层与裂缝预测等技术的发展，裂缝的刻画将会更加精细，在裂缝的空间展布及定量描述等方面将会得到进一步提升。

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