约束稀疏脉冲储层反演技术在Sufyan凹陷的应用

杨 仓，邹 荃，客伟利

(1.中国石油尼罗河公司，北京 100034；2.中国石油勘探开发研究院非洲所，北京 100083)

约束稀疏脉冲储层反演技术在Sufyan凹陷的应用

杨 仓1，邹 荃2，客伟利2

(1.中国石油尼罗河公司，北京 100034；2.中国石油勘探开发研究院非洲所，北京 100083)

Sufyan凹陷深层AG组砂体存在厚度较薄、横向变化快、储层预测难度较大的问题，而约束稀疏脉冲反演作为储层预测广泛使用的方法，具有反演精度高、多解性少的特点，能够直观地刻画岩性的空间分布规律。本文运用约束稀疏脉冲储层反演技术，通过地震资料分析、测井曲线标准化处理、精细井震标定和子波提取等一系列工作，优选反演参数，对Sufyan凹陷深层AG组进行了储层预测，为该区的储层评价提供了有力支撑。实例应用表明，该技术处理后的预测效果与钻井资料区域沉积特征相吻合，能够为后续开发提供依据。

Sufyan凹陷；AG组；约束稀疏脉冲反演；储层预测

随着高分辨率地震技术的逐渐成熟，地震资料的应用已经不局限于基于地震同相轴追踪进行层位解释的常规方法。借助于测井资料和地质认识，利用波阻抗反演提高地震资料薄储层识别能力，已经成为地震资料解释和储层预测的重要技术手段[1]。由于国外优秀商业软件的引入，反演程序的可操作性大大提高，然而反演的效果却是因人而异，存在多解性。其原因是对待反演资料的研究程度不同，对反演软件的基本原理和适用范围掌握不够，进而影响到二者的有机结合，不能产生良好的反演效果[2]。因此本文运用约束稀疏脉冲反演的方法，在充分掌握反演原理及实际工区资料的基础上，对Sufyan凹陷三维区进行了储层预测研究，得到了很好的效果。

1 约束稀疏脉冲反演技术

约束稀疏脉冲反演(Constrained Sparse spike inversion, CSSI)技术是目前波阻抗反演技术中广泛使用的一种方法。其原理是用地震道的振幅产生波阻抗模型，采用一个快速的趋势约束脉冲反演算法，同地震解释层位和测井约束控制波阻抗的趋势和幅值范围，脉冲算法产生了宽带结果，恢复了缺失的部分低频和高频成分[3]。

约束稀疏脉冲反演流程如图1所示，反演软件为Jason软件的Invertrace模块。

图1 约束稀疏脉冲反演流程Fig.1 CSSI flow diagram

反演的关键是低频模型的建立、子波提取，约束条件，以及质量控制参数λ的选取。除了要建立合理的低频模型和提取高质量的子波外，在约束稀疏脉冲反演处理中，还加入了多口井的波阻抗趋势硬约束、地质构造框架模型控制及地震数据软约束等，软约束主要控制横向变化，测井资料硬约束控制纵向变化。

在构造研究的基础上，针对Sufyan凹陷的储层特征，结合勘探实际需要，对Sufyan三维区Abu Gabra组二段开展了地震反演及储层预测相关工作。实际工作中，利用地质、测井物探资料，开展储层地质分析、储层地震响应特征分析，在综合分析的基础上，进行反演适应方法试验，优选适合本区地质特点的反演方法——约束稀疏脉冲反演，开展全区地震反演。

2 应用实例

2.1 工区基本概况及需解决的问题

Muglad盆地位于非洲板块中部(图2)，是在稳定的前寒武系基底之上发育起来的中、新生代裂谷盆地[4-5]。其是在中非剪切带的右旋剪切应力场背景下拉张形成的，属于差异应力引起的被动裂谷盆地[6-7]。

Sufyan凹陷是Muglad盆地西北部的一个二级构造单元，位于苏丹共和国的南部，呈菱形、东西向展布。自白垩纪起，受控于中非断裂带剪切运动形成的张剪性构造应力背景，Sufyan凹陷开始断陷，形成以白垩系为主体的断陷盆地[8-9]。

图2 Sufyan凹陷区域构造位置Fig.2 Sufyan sag regional structural location

目前，随着Sufyan凹陷勘探程度的不断提高，2013—2016年围绕Sufyan凹陷中央构造带部署的预探井和评价井共14口，其中有2口井失利，其余均获得商业油流，但是主要目的层AG2组单砂体厚度仅有3～10 m，储层标定及地震识别难度大。本次选用约束稀疏脉冲反演对储层展布特征进行定量预测，大大地提高了地质人员对储层乃至油气分布特征的认识程度，降低了投资风险。

2.2 约束稀疏脉冲反演技术的应用

(1)对测井曲线进行标准化处理。

高质量的测井资料是定量化油藏描述项目研究的基本条件。所加载的井资料包括P波声波、密度、伽马曲线，以及岩石物理解释的结果，如孔隙度、泥质含量曲线等[10]。声波和密度曲线能生成声波阻抗信息。利用泥质含量曲线，以50%为门槛值区分岩性。为了保持反演结果的横向一致性，需要对所有测井曲线进行标准化处理。

标准化处理的主要目标是声波、密度和伽马曲线，目的是消除井间由于施工年度、仪器设备刻度精度、钻井液、环境因素等环节引起的系统误差，使该区所有井曲线的整体特点与地质特征更加吻合，同时标准化后也使反演基础数据建立在统一的基准之上[11]。

采用的方法是利用交汇单井波阻抗曲线的方法[12]，对测井曲线进行标准化处理。通过直方图对每条曲线确定极大值、极小值，通过线性回归方程对测井资料进行重新刻度。在获得了纵向质量可靠、横向具有一致性的测井资料后，才可以开展标定、反演等工作，所得到的结果才是可靠、真实的。

本次研究对该区13口井的测井曲线进行处理，消除了该区测井曲线因不同年限、不同仪器、不同采集处理参数所引起的差异，使所有井的同种曲线数值在量纲上一致起来(图3)。

图3 测井曲线标准化处理对比图Fig.3 Standardization of well logging curve processing contrast

(2)储层地球物理特征分析。

为了更好地利用测井资料对储层进行分析，需对测井曲线进行储层地球物理特征分析，确定反映储层地球物理响应特征的曲线，并做各种交会分析，确定储层特征识别参数；对储层的物性做定量分析，建立测井属性与储层岩性、物性、电性和含油性的关系。储层地球物理特征分析主要采用交会图分析法，通过曲线交会来分析地下储层及油气藏的敏感参数。

众所周知，阻抗是联系地震数据和储层属性的桥梁，因此直方图和相关性分析是地震反演的关键步骤。本次研究主要以直方图的方式分析了阻抗与岩性以及阻抗与声波(DT)、密度(DEN)的相关性。从AG1、AG2和AG3储层物性直方图可以看出，纵波阻抗可以用来直接区分砂岩和泥岩(图4)。

图4 AG组储层阻抗直方图Fig.4 Impedance histogram of AG formation reservoir wave

(3)储层精细标定与子波提取。

层位标定及子波反演是联系地震和测井数据的桥梁，在地震反演中占有重要地位。对基于模型的反演，地震子波更是联系地震记录与初始模型的桥梁，模型反演结果与地震记录、初始模型、地震子波密切相关。子波是模型反演的关键因素，子波与模型反射系数褶积产生合成地震记录，合成地震记录与实际地震资料的误差最小是终止迭代的约束条件[13]。

层位标定的好坏直接影响子波反演的结果，而子波的正确性又对层位的准确标定产生制约，只有通过子波反演和层位标定交互迭代才能获取最佳标定和最佳子波。在子波反演过程中，保持声波曲线标定好的时深关系不变，以目的层的合成记录与井旁道地震波组特征有较好的对应关系为原则，采用最小平方法提取一个初始子波，然后利用广义线性反演方法，迭代求取最佳子波。

结合地震解释层位和测井地质分层，采用处理解释两套系统相互验证，对工区内10口井进行了精细的合成记录标定。标定工作依据波形、波组和能量最大相关为原则，本次先用ricker子波标定制作合成记录，然后提取井旁道子波精细标定。正确的合成记录在获得与地震记录较好相关性的同时，还必须保证井的时深关系的合理性。从标定情况来看，合成记录与井旁地震道有良好相关性，地震解释层位和地质分层有很好的匹配(图5)。

(4)子波估算。

子波估算是所有地震反演的核心，估算地震子波波形的准确与否将会严重影响储层评价的质量。子波估算时，首先用地震数据体(振幅谱)估算子波，然后用常相位谱技术确定地震相位。最后，将井资料与地震资料相结合估算每口井子波的振幅和相位谱。在得到每口井的估算子波之后，借助井编辑和嵌入子波工具，从本工区13口井资料中，选取相关的井，并应用多口井子波平均技术估算最终的平均子波。

本次反演分别从13口井资料中提取各自的子波，并用这些提取的子波计算平均子波。图6是Sufyan三维区制作合成地震记录所提取的统计子波及其振幅谱、相位谱与频谱。可以看出所有参与反演的单井的子波形态、能量、相位、振幅及频宽基本一致，相位稳定，从而说明统计子波可靠合理。所得到的平均子波，形态近似rick子波，主瓣能量集中，旁瓣较小，相位稳定，是比较理想的平均子波。

(5)低频模型的建立。

由于地震采集系统的限制，地震直接反演结果中不包含10 Hz 以下的低频成分，须从其他资料提取予以补偿。从地震资料出发，以测井资料和钻井数据为基础，建立基本反映沉积体地质特征的低频初始模型。在地震反演中，初始地质模型的合理建立是很重要的，特别是对模型反演来说，反演结果的好坏很大程度上由初始模型即先验地质认识决定，因此建立初始模型是做好基于模型反演的关键。

图5 储层精细标定结果Fig.5 Results of detailed reservoir calibration

图6 最终的子波Fig.6 Final results of average wavelet

建立尽可能接近实际地层条件的初始波阻抗模型，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变化细节，地震资料则连续记录了界面的横向变化，二者的结合为精确建立空间波阻抗模型提供了必要的条件。

低频模型的建立包括两部分内容：建立地质模型及生成低频模型，主要受地震解释层位的控制。地质模型的建立产生所有建模所需的参数(储层框架和井比重等)。地质模型建好后，基于地质模型对井曲线进行内插，并在层位的控制下生成低频模型，再用这个低频模型进行约束稀疏脉冲反演。

在建模过程中，地震解释层位AG1、AG2 和 AG3用来确保内部层序的一致性，采用了克里金插值法，该方法在井网分布不规则时，能有效反映储层参数宏观变化趋势，精度相对高。图7是内插的低频模型。

图7 连井波阻抗初始模型剖面Fig.7 Initial cross section model of impedance

(6)砂体厚度预测。

根据前面的岩石物理分析可知，纵波阻抗可以较好区分AG组砂泥岩，同时根据交会结果分析可确定区分砂岩的门槛值为8000 g/cm3*m/s。在求取砂岩厚度的过程中，首先利用砂岩属性门槛值提取砂岩时间厚度，然后根据地震速度初步计算出砂岩厚度，最后利用单井砂岩厚度值对预测砂岩厚度进行趋势校正，得到最终砂岩厚度预测等厚图以及含砂率预测等厚图[14](图8、图9)。

从Sufyan地区砂体厚度预测图和含砂率预测图可以看出，在AG3沉积时期，砂体主要分布在西部斜坡带，最厚达到65 m(图8d)，凹陷中部以泥质沉积为主，含砂率分布与砂岩厚度分布相似，在西斜坡及Suf构造带含量高，向东南减少(图9d)。在AG2下段沉积时期，整个凹陷内部砂体厚度明显变薄，主要分布在中央构造带等构造较高的部位，砂体厚度小且分布范围小(图8c)，含砂率较低，约15%以下(图9c)。在AG2上段沉积时期，砂体厚度较AG2下段时期明显增厚且分布范围变大(图8b)。在AG1沉积时期，砂体向凹陷内推进，到达中

央构造带内部(图8a)，AG1段砂体发育，含砂率高，最高可达85%(图9a)；由于埋藏相对较浅，分选较好，泥质含量低，储层物性好。

总体而言，Sufyan凹陷在AG期以半深湖、三角洲前缘为主，砂体含砂量和厚度在不同构造区内变化较大，且分布不均匀，储层预测对油气勘探部署非常重要。

2.3 反演结果分析

根据实际地质认识以及图4的分析结果可以认为，利用8000 g/cm3*m/s为波阻抗的门槛值来区分砂泥岩，砂岩在反演剖面上对应高波阻抗同相轴，而泥岩则对应低波阻抗同相轴，波阻抗反演成果能有效识别砂体展布特点。

通过合成记录的标定，将13口井资料与波阻抗剖面叠合。通过将地震反演结果与井上的波阻抗曲线进行对比，其目的层段砂泥岩的分布与井上实际井曲线基本吻合，说明了地震反演结果的可靠性(图10)，可认为本次稀疏脉冲反演很好地揭示了Sufyan地区AG组储集砂体内幕和侧向变化特征。

图8 Sufyan地区主要目的层砂体厚度预测图Fig.8 Main formations sand thickness prediction of Sufyan sag

图9 Sufyan地区主要目的层含砂率预测图Fig.9 Main formations sand ratios prediction of Sufyan sag

3 结论与建议

(1)约束稀疏脉冲反演技术应用过程中，需要注意以下几点：①测井曲线标准化处理能够消除非地质因素造成的井间一致性问题，明确储层地球物理特征，使低频模型准确、储层预测可靠。②井震标定过程中，要考虑井震资料之间的速度差异，根据多个标志层来确定时深漂移量，保障合理的时深关系、子波的准确估算。

图10 CSSI反演结果与井上波阻抗曲线对比图Fig.10 Contrast of CSSI inversion results and impedance curve

(2)利用稀疏脉冲反演技术在Sufyan凹陷开展储层预测，取得了较好的效果，主要表现在：①反演结果与已钻井吻合程度高。②目的层段薄砂层横向分布规律明确，可以指导工区沉积微相分析工作；结合钻井，能为单砂体刻画提供依据。

(3)反演人员对地震工区内各种勘探资料以及前人研究成果的认识和掌握程度也对反演结果有着重大影响，这体现在波阻抗约束条件的制定等反演过程的控制以及对地震资料所缺失的低频分量的补充等多个方面。

[1] 李国发,王艳仓,熊金良,等.地震波阻抗反演实验分析[J].石油地球物理勘探,2010,45(6):868-872.

[2] 齐金成,厉玉乐,韦学锐,等.约束稀疏脉冲波阻抗反演及其应用[J].内蒙古石油化工,2004,30(1):120-122.

[3] 何丽娟,熊冉,雷海飞,等.约束稀疏脉冲反演在大庆茂兴地区泉四段储层研究中的应用[J].沉积与特提斯地质,2009,29(1):92-95.

[4] GENIK G J. Petroleum geology of Cretaceous_Tertiary rift basins in Niger, Chad, and Central African Republic[J].AAPG,1993,77(8):1405-1434.

[5] CHULL T J. Rift basins of interior Sudan: petroleum exploration and discovery[J]. AAPG Bulletin, 1988,72:1128-1142.

[6] 童晓光,窦立荣,田作基,等,苏丹穆格莱特盆地的地质模式和成藏模式[J].石油学报,2004,25(1):19-24．

[7] 窦立荣,潘校华,田作基,等.苏丹裂谷盆地油气藏的形成与分布——兼与中国东部裂谷盆地对比分析[J].石油勘探与开发,2006,33(3):255-261.

[8] 张亚敏,陈发景.穆格莱德盆地形成特点与勘探潜力[J].石油与天然气地质,2002,23(3):236-240.

[9] 张亚敏.苏丹国穆格莱德盆地构造特征及演化[J].西安石油大学学报,2008,23(3):38-42.

[10] 于秀英,古正富,贾俊杰,等.储层孔隙结构测井表征的新方法[J].非常规油气,2016,3(1):14-20.

[11] 邵才瑞,宋慧莹,张福明,等.利用标准砂层组采用趋势面分析进行多井资料标准化[J].地球物理学进展,2011,26(3):1031-1038.

[12] 徐德龙,李涛,黄宝华,等.利用交汇图法识别国外M油田岩性与流体类型的研究[J].地球物理学进展,2012,27(3):1123-1132.

[13] 陆基孟.地震勘探原理[M].北京:石油大学出版社,1983:50-60.

[14] 许翠霞,马朋善,贾志坤,等.致密火山碎屑岩含气敏感属性研究[J].非常规油气,2016,3(5):8-13.

TheApplicationofConstrainedSparseSpikeInversioninSufyanSag

Yang Cang1, Zou Quan2, Ke Weili2

(1.CNPCInternational(Nile)Ltd.,Beijing100034,China; 2.PetroChinaResearchInstituteofPetroleumExploration&Development,Beijing100083,China)

Due to the sand bodies are thinner and the lateral reservoir change seriously of deep AG member in Sufyan sag, the reservoir prediction is very difficult to do. However, the constrained sparse spike inversion is widely used for reservoir prediction in many oil fields of the world. This method has high precision and has less unknown various, and can preferably overcome the multi-answers problem. It is able to visually depict the characteristics of the spatial distribution of lithology. We used the constrained sparse spike inversion technique, through a series of work, such as the analysis of seismic data, well logging curve standardized processing, fine well-to-seismic calibration and wavelet extraction and so on, optimized inversion parameters, deep AG member in Sufyan sag has carried on the reservoir prediction, provided a strong support for the reservoir evaluation in this area. Application showed that the forecast effects after technical processing are consistent with the drilling data and the sedimentary characteristics in this area, it can provide the basis for future development.

Sufyan sag; AG formation; constrained sparse spike inversion; reservoir prediction

杨仓(1983—)，男，北京人，汉族，在职硕士研究生，中国石油尼罗河公司工程师，主要从事物探工作。邮箱：kamangta@126.com.

P31

:B