渤海海域新生界火山岩发育区地震资料处理关键技术*

2019-11-27周东红

中国海上油气 2019年6期

周东红

(中海石油(中国)有限公司天津分公司天津 300459)

勘探实践表明，渤海海域新生代火山岩对油气的生成和运移、构造圈闭的形成和改造、有利储层分布等方面均有重要影响，与新生代火山岩相关的油气藏正逐渐成为该地区油气勘探与开发的重要目标。据统计，截至2017年底，渤海海域所发现的与新生界火山岩相关的油气藏石油地质储量近1亿吨，剩余石油潜在资源量超过4亿吨。

渤海海域新生代火山岩以中基性为主，具有熔浆黏度低、喷发期次多、岩性多样、相带变化快[1]、火山机构中心不明显等特点。作为一种非正常沉积的特殊岩性，火山岩与围岩之间存在较大的阻抗差异，使得火山岩对地震波具有强烈的屏蔽作用，同时由于火山岩在成岩过程中有气孔存在,在屏蔽地震波下传的同时还会严重吸收衰减地震波高频能量。另外，火山岩体形状不规则及空间分布的不均匀性会造成地震能量散射严重，能量衰减更加剧烈，使得火山岩下伏地层的地震反射信号弱，进而导致火山岩发育区地震资料品质较差，处理难度大[2]。

关于火山岩相关地震采集、处理与解释，国内外学者开展了大量的研究工作。裴正林等[3]利用Zoeppritz方程模拟了火成岩高速层的弹性波传播规律，提出了采用广角反射和利用高速层内局部转换广角反射波消除火成岩高速层的屏蔽作用；邱燕等[4]针对胜利油田尚店北地区火山岩地震勘探层间和下伏地层的地震资料为弱反射或空白问题,在三维采集观测系统设计、激发、接收等环节上采取了诸多有针对性的措施，取得了明显效果；郭树祥[5]以胜利油田济阳拗陷探区火山岩为例，通过正演模型模拟火山岩发育区地震波场的频散以及低通滤波效应等特性，阐述了针对火山岩发育区地震资料的处理技术；王淑玲[6]以阳信洼陷火山岩为例，利用正演模拟技术改善火山岩下目标层成像，提出了改善下伏地层能量弱的处理措施，加强优势频段以改善地震资料品质。本文在借鉴类似火山岩发育区地震勘探关键技术的基础上，结合渤海海域火山岩自身特点，从火山岩下伏地震波能量屏蔽量化分析及能量补偿、层间多次波衰减、三维速度场背景下的小尺度异常体精细建模等方面开展研究，形成了渤海海域新生代火山岩发育区地震资料处理关键技术，并在渤中34-9油田实际勘探开发过程中取得了较好的应用效果。

1 新生界火山岩发育区概况

截至2018年底，渤海海域共有超过40口探井钻遇不同厚度的新生界火山岩，主要分布在渤海海域西部地区的沙垒田凸起及围区，以及南部地区的莱北低凸起及围区和莱州湾凹陷东北洼，代表构造分别有曹妃甸1、海1、渤中34-9和垦利6等。据初步估计，渤海海域新生界火山岩发育及影响区面积约5 000 km2。岩心统计结果表明，渤海海域新生界火山岩以玄武岩为主(约占72%)，凝灰岩次之(约占25.6%)，其次是少量的安山岩、火山角砾岩及辉绿岩；主要岩相包括火山通道相、爆发相、溢流相、火山沉积相和侵入相；以中基性为主，具有熔岩黏度低、喷发期次多、纵横向变化快等特点。钻井揭示，渤海海域新生界火山岩以呈薄(互)层为主，火山机构中心不明显，火山岩发育区地震资料品质较低。

2 地震资料处理难点

火山岩体覆盖在沉积地层上，或充填在沉积地层中。由于火山岩体固有的高速度和高密度、形态不规则、速度空间变化大等特性，造成地震波在火山岩地层中的传播过程变得异常复杂，地震精确成像难度大，地震资料品质较差(图1)。火山岩发育区地震资料处理难点具体表现在以下几个方面：

1) 受火山岩屏蔽和吸收的影响，地震波透射下传能量衰减严重，造成火山岩体下伏地层有效反射识别难度大，影响了火山岩下伏地层的成像质量，因此火山岩下伏反射能量恢复与增强技术的研究显得尤为重要。

2) 火山岩具有的高速度和高密度特征使得与外围沉积地层形成强的反(散)射面，与海水面及海底面形成较强的多次波，火山岩体上下顶底之间也会形成较强的层间多次波，因此火山岩发育区层间多次波衰减难度大。

3) 火山通道尺度小(据估计65个地震可识别的火山通道的最大半径为350～700 m)，不同岩性和岩相在空间上变化较快，其速度变化较为剧烈，而常规的速度分析未考虑火山岩地层的速度变化强烈等因素，势必造成分析速度与真实速度之间有较大误差，从而影响反射波归位精度，因此火山岩小尺度异常体高精度速度建模难度大。

图1 渤海海域新生代火山岩发育区典型地震剖面

3 地震资料处理关键技术

针对上述难点问题，研究了基于广义S变换的时频空间域能量补偿、层间多次波衰减、小尺度异常体三维速度场精细建模等3项关键技术，同时辅助基于DWD的浅水多次波压制技术、角度域共成像点道集层析成像技术等其它配套处理技术，形成了渤海海域新生界火山岩发育区地震资料处理流程(图2)，保障了火山岩发育区的最终成像质量。

3.1 基于广义S变换的时频空间域能量补偿方法

能量补偿是地震资料处理的必须环节。常规振幅补偿技术一般采用球面扩散补偿和地表一致性振幅补偿技术，主要解决地震波传播过程中随传播时间的衰减及激发能量等差异造成的近地表影响，但对于气云、火山岩等特殊地质体造成的能量衰减不能有效补偿。近年来特殊地质体造成的振幅衰减逐渐引起专家学者的关注，如张志军等[7]提出了一种基于数据驱动的“气云”区地震补偿方法，通过对不同时间、不同频率、不同炮点和不同检波点的反射波振幅进行统计,进而求得对应的补偿因子，实现了气云区地震资料的补偿处理；王小杰等[8]开展了基于小波分频技术的地层Q值补偿方法研究，有效补偿了不同目的层地震数据的频率损失。但是，这些方法大多是针对气云或地层等造成的吸收衰减问题，对于火山岩造成的能量屏蔽问题研究较少。因此，研发了基于广义S变换的时频空间域能量补偿方法，对火山岩下伏地层反射能量进行补偿处理。

图2 渤海海域新生代火山岩发育区地震资料处理流程

为了提高振幅补偿的针对性和精确性，该方法引入了井的信息作为参考。井的合成地震记录制作是一个数学过程，不考虑地层吸收和屏蔽效应，因此可以将其作为理想状态下火山岩与下伏地层振幅值的参考。此外，考虑到火山岩屏蔽对不同频段地震波屏蔽程度的差异，通过分频的方式，在时频域完成振幅补偿处理。

广义S变换分频函数能够方便有效地将地震资料分为若干个频段，具有较高的时频分辨率，能够有效避免频带间的频率泄漏[9]。同时，广义S变换的无损可逆性质能够保证较高的重构精度，满足实际地震数据处理的要求。因此，选取了如式(1)所示的广义S变换作为分频函数。

式(1)中：x(t)为输入的地震数据，Gaussian窗的位置由τ控制；f表示频率；p和λ为控制Gaussian窗函数的2个参数，且λ>0，p>0。

该方法的实现步骤为：①采用不同主频的子波，针对目的层段分别制作不同频段地震资料的合成地震记录(合成地震记录的子波频段与分频段的地震资料一致)，并采用同一时深关系分别完成井震标定；②在同样的时窗长度下，分析不同频段地震资料与合成记录中下伏地层反射绝对值振幅的比值，并选择比值接近于1的频段作为参考频段，将该频段上覆火山岩与下伏地层振幅比值作为后续地震资料振幅补偿的参考值；③基于广义S变换正变换将地震资料在时频域分解成不同的频率子集，完成不同频率下火山岩地层对下伏地层合成地震记录的绝对振幅分析，并计算火山岩振幅与下伏地层振幅比值；④以步骤①得到的振幅补偿参考值为依据，根据不同频段实际资料的振幅比，对不同频段的地震数据进行加权振幅补偿，使每一频段内火山岩地层与下伏地层振幅比的比值基本达到一致；⑤采用广义S变换逆变换将时频域数据转换到时间空间域，完成时频域分频振幅补偿。

图3为渤中34-9油田A测线经能量补偿处理前、后的偏移剖面效果对比。很显然，在经火山岩发育区振幅补偿后的剖面上，反射波振幅横向一致性好，反射波能量得到很好的恢复，火山岩下伏地层的反射波同相轴更加清晰(如图中绿色虚线所示)，信噪比也有一定程度的提高。

图3 渤中34-9油田火山岩发育区能量补偿处理前后的偏移剖面效果对比

为定量化分析补偿效果，对该油田内7口验证井振幅补偿前后与合成地震记录进行了分析。如图4所示，深蓝色线为振幅补偿前火山岩地层与下伏地层振幅比，红色线为补偿后火山岩地层与下伏地层振幅比，可见振幅补偿后合成记录中火山岩地层与下伏地层振幅比值基本一致，吻合度达到90%以上，补偿效果明显。

图4 渤中34-9油田火山岩发育区验证井处振幅补偿前后效果对比

3.2 基于反演的界面相关层间多次波衰减技术

强反射界面是多次波产生的根源，理论上强反射界面越多，层间多次波越发育，其对下伏地层影响越严重。勘探实践证明，火山岩发育区不同期次火山岩之间常常被速度较低的凝灰岩或泥岩分隔，因此火山岩发育区地层存在多层强反射界面，其振幅除了受到火山岩屏蔽影响外，火山岩层间多次波影响较为严重。为了研究火山岩层间多次波对下伏地的影响，采用正演模拟方法对多次波的影响进行量化分析，在此基础上再采用基于反演的层间多次波衰减技术对多次波进行压制。

3.2.1层间多次波对下伏地层的影响分析

以反映渤中34-9油田的地下实际地质情况实测井曲线为依据，建立不含火山岩的3层模型(图5)，模型参数见表1；以无火山岩速度模型为基础，在2 300～2 600 m的深度范围内将厚度110 m、速度4 400 m/s 的火山岩均匀分为 2、3、4、5层，建立4个含火山岩的分层结构模型，其中含两层火山岩的多层模型如图6所示，模型参数见表2。

图5 不含火山岩的3层模型

地层层厚/m纵波速度/(m·s-1)密度/(g·cm-3)1300028502.10210032002.303100028802.13

图6 含两层火山岩的多层模型

地层层厚/m纵波速度/(m·s-1)密度/(g·cm-3)1230026402.0525544002.60319028502.1045544002.60540028502.10610032002.307100028802.13

反射率法是实现层状半空间介质中全波场模拟的有效方法，可以在频率-慢度域直接求解完全弹性波动方程，模拟出的波场包含各种波的传播效应：反射、透射、波形转换、多次波等[10]。为此，首先利用反射率法对具有不同火山岩分层结构的模型进行正演，然后在考虑层间多次波的情况下，分析火山岩关键地质变量对储层地震响应的影响。

由于模型中只在3 000 m深度处存在一个参考目的层(砂层)，且不同模型正演记录反射特征较为相似，仅在多次波发育程度上存在差异，因此，为了精细分析多次波的影响，仅对含两层火山岩的模型正演记录(图7)进行分析。图8为正演记录中层间多次波局部放大，可以看出，在1 570 ms处波峰为火山岩顶面反射，在1 750 ms处波峰为砂岩顶面反射，在1 570～1 750 ms之间存在多个水平反射层为层间多次波。

图7 含两层火山岩模型正演记录

图8 图7红框所示的局部放大

为了对层间多次波的影响进行定量分析，将不同分层模式下正演的单炮记录中砂岩反射振幅与不含火山岩情况下的砂岩反射振幅进行对比，发现层间多次波的存在影响一次反射波振幅随偏移距的变化规律，且随着火山岩层数的增多，AVO变化规律愈加混乱(图9)。

图9 不同分层火山岩情况下砂岩振幅比值曲线

图10为多次波压制前采用17 Hz雷克子波制作的A井合成地震记录与实际资料的标定情况，可以看出，在2 283、2 347、2 458、2 527、2 614、2 732 m深度处分别发育6套速度为4 930、5 174、5 850、4 921、4 476、5 760 m/s的高速火山岩，但在2 347 m深度处地震资料表现为弱反射特征，且在2 750 m及更深地层虽然波形具有一定的相似性，但振幅反射特征方面的井震吻合度较低。分析认为，这主要是因为该段地层中发育的多期火山岩产生的层间多次波影响了下伏地层的反射振幅，多次波与下伏地层的一次反射相互调谐，改变了地震资料的波组特征，因此如何压制火山岩层间多次波是提高火山岩发育区地震资料品质的关键。

3.2.2基于反演的界面相关层间多次波衰减技术

目前多次波压制技术可以分为两大类：第一类是分析多次波与一次波之间特征差异的滤波法，最常用的方法为预测反褶积，拉东变换等。其中，预测反褶积方法能够压制鸣震等浅水多次波，但不能压制长程多次波及层间多次波；拉东变换可在拉东域对反射波与多次波进行区分，从而去除多次波，但在反变换的过程中容易使远偏移距反射波信号失真，使地震资料的分辨率降低。第二类是依据多次波具有可预测性的预测减去法，如波场外推法、反馈迭代法、逆散射级数法等，这些方法都需要预测多次波模型[11]。对于复杂的地质构造，浅水多次波与层间多次波混杂在一起，波场信息较为复杂，多次波预测精度很难得到保证，且在火山岩发育区，由于火山岩为强反射界面，层间多次波异常发育，这是影响火山机构及下伏地层成像的主要原因，而常规SRME技术无法对这种层间多次波进行有效压制[12]。为此，提出了采用基于反演的界面相关层间多次波预测方法[13-14]与扩展多道匹配滤波方法相结合的方法来预测和压制多次波，模型试验及实际资料处理结果表明该方法在有效地压制多次波的同时较好地保护了一次反射波。

图10 渤中34-9油田A井多次波压制前井震标定对比

(2)

从而因子T(n-1)可以通过以下公式估算：

(3)

在每一次迭代中，通过更新当前的模型(波场)来优化目标函数，期望的更新方向应当与下一水平的目标函数(等值线)正交，从而有效提高收敛效率。UMAI方法完全由地震数据进行驱动，将表面因子及子波等信息隐式地考虑在多次波建模过程中，不需要预先估计反射系数及子波等参数，从而可以同时在运动学和动力学上提高多次波建模精度，显著减少多次波自适应相减步骤中的非线性问题。

图11为利用UMAI技术对渤中34-9油田炮集资料进行多次波压制的效果分析，可以看出，由于受水层多次波和火山岩层间多次波的影响，该油田采集地震资料中多次波异常发育，采用UMAI技术对火山岩层间多次波的压制效果十分明显。

图11 利用UMAI技术对渤中34-9油田进行多次波压制的效果分析

图12为多次波压制后A井合成地震记录与实际资料的标定情况，可以看出，相对于多次波压制前，在2 424 m深度处的火山岩地震资料由压制前的弱反射变为强反射，且2 750 m及更深地层无论是波形还是振幅特征方面的井震吻合度均显著提高，相关系数由多次波压制前的0.67提高到0.92。

由此可见，UMAI方法是在炮域数据进行多次波压制，因此可以通过并行计算技术极大提高工作效率，该方法将多次波衰减作为一个迭代最优化问题考虑，对于火山岩发育区的层间多次波可以进行有效的衰减，保证了强振幅层状火山岩下伏地层弱反射信号的精准成像。

图12 渤中34-9油田A井多次波压制后井震标定对比

3.3 基于层位约束的不规则网格层析方法

火山岩发育区构造复杂，断裂发育，地震资料受采集排列长度、多次波干扰等因素的影响，给速度分析带来很多不确定因素，有时很难获得精确的叠前时间偏移速度场，从而造成地震反射波难以精确成像。近几年，网格层析速度建模方法已受到学者的广泛关注[15-16]，该方法实现了小尺度范围内层速度场信息的更新，适用于高陡倾角及特殊地质体精确层速度求取。然而，常规网格层析方法是利用规则矩形网格对地下构造进行剖分，用离散的网格点代替地下连续的介质[17]，虽然实现了小尺度范围速度修正迭代，但没有充分考虑地层的分布规律，尤其是地下复杂构造的地层分布，从而降低了层速度模型反演的精度和效率(图13a)。

图13 均匀网格与不规则网格层析速度反演示意图

本文提出一种基于层位约束的网格层析速度建模方法，该方法充分利用层位信息控制网格分布，在对地下地层进行均匀网格剖分的同时，针对有层位及特殊地质体的地层进行网格剖分(图13b)；在有反射层位的地层加密网格，从而实现真正小尺度的精细层速度修饰，如图14所示。该方法以拾取道集剩余延迟量为自变量，层速度为目标函数，利用地层倾角、方位角、连续性等信息对剩余速度进行控制，即

δm=δt+γδt+βδt

(4)

式(4)中：δt为深度延迟时差；δm为网格层析结果；γ为敏感因子，控制拾取剩余延迟的大小，可以根据道集质量及偏移效果进行人为给定；β为平滑因子，控制网格层析的平滑参数(由于网格层析需要对网格矩阵进行求解，不可避免会产生局部极值的现象，通过平滑因子的平滑作用可以对局部极值进行有效修正)。

图14 层位约束不规则网格层析网格分布

与初始速度模型(图15a)明显模型化的特征相比，基于层位约束的不规则网格层析法速度建模获得的最终层速度剖面中，厚层火山岩(红色箭头所示位置)及火山通道相地层(蓝色箭头所示位置)的形态都得到了细致的刻画，速度精度达到了较高的水准(图15b)。经过对工区内5口验证井数据的统计分析，本文方法模型速度与测井纵波速度吻合率达到85%以上，反演速度模型在井口处与测井纵波曲线有很高的相似性。

图15 均匀网格与基于层位约束的不规则网格层析层速度对比

4 实际地震资料处理效果分析

渤中34-9油田位于黄河口凹陷东洼向莱北低凸起过渡的斜坡带，主要目的层为明化镇组、东营组和沙河街组。油田范围内火山岩极为发育，主要分布在东一、二段，东三段和沙河街组也有零星分布[17]。图16是渤中34-9油田火山岩分布特征图，其中1 950 ms方差数据体切片大致反映了东二上段火山岩的平面分布范围，形状似哑铃型，长轴方向为东西向，与基底大断层的方向一致(图16a)；受火山岩影响的南北向地震资料剖面显示，火山岩在斜坡带分布比较广泛，为一套外形似丘状杂乱或者板状连续的强反射，受火山岩层遮挡，下部层位反射能量减弱，信噪比降低，以杂乱反射为主，局部见低频弱连续同相轴，地震资料品质差，研究难度较大(图16b)。

图17为该油田区采用上述针对性技术与流程处理前后地震偏移成像剖面的效果对比。新处理方案中对多次波压制、能量衰减补偿以及速度精细建模等环节采用了针对性的技术手段，偏移剖面中地震资料同相轴更加精细，火山通道的形态和边界更加清楚。在新处理的地震资料中，BZ34-9E-1井东侧具有明显的火山通道反射形态，并表现为低频线性的特征，其顶面发育溢流相火山岩地层，而在采用新处理方案前的地震资料中，这种地质现象并不明显。

图16 渤中34-9油田火山岩分布特征

图17 渤中34-9油田新老地震资料对比

为了进一步研究该油田区火山岩地层平面分布特征，对新、老资料1 900 ms处相干切片进行了对比研究(图17c、d)，新资料相干切片中可以明显看到火山通道圆形或椭圆形的平面形态，其边界特征清晰。此外，断层展布特征及交接关系在新资料相干切片中也更为清晰。因此，成像效果改善后地震资料为该油田区火山岩地层分布规律和发育模式研究提供了可靠的资料支持。

上述资料处理是在渤中34-9油田ODP阶段完成的。基于新资料，对该油田OIP阶段刻画的14个火山通道大小进行了重新落实，其中9个通道面积发生了变化；相对于OIP阶段，ODP阶段落实的东三段含油面积累计增加0.97 km2，储量增加约316×104t。因此，火山岩发育区地震资料处理关键技术的研发和应用为渤中34-9油田的开发提供了重要的资料基础。