趙 堯, 符志國, 鮮成龍, 王 靜, 陳小二

(1.中國石油天然氣集團公司 山地地震技術試驗基地,成都 610213;2.中國石油天然氣集團 川慶鉆探工程有限公司 地球物理勘探公司，成都 610213)

一種基于井控的反射PP波和反射PS波振幅匹配方法

趙 堯1,2, 符志國1,2, 鮮成龍1,2, 王 靜1,2, 陳小二1,2

(1.中國石油天然氣集團公司 山地地震技術試驗基地,成都 610213;2.中國石油天然氣集團 川慶鉆探工程有限公司 地球物理勘探公司，成都 610213)

針對PP波與PS波傳播方式不同，資料處理因素不同造成兩者疊后地震剖面不能保持振幅相對強弱關系的問題，這里提出了一種基于井控的單層反射PP波和反射PS波的振幅匹配方法。該方法利用目的層附近標準層PP波和PS波合成地震記錄上理論振幅關系，校正實際地震剖面上兩者的振幅相對關系，能有效恢復PS波地震振幅。將該方法應用于四川盆地川中某地區(qū)三維三分量資料的振幅恢復，利用須三底界PP波和PS波理論振幅關系校正實際地震剖面兩者振幅關系，有效恢復了PS波地震數(shù)據(jù)振幅，并利用振幅匹配后多波數(shù)據(jù)，采用最大波峰振幅比信息實現(xiàn)了儲層的定量預測：PP波、PS波振幅比值大于2為含氣有利區(qū)，后續(xù)6口開發(fā)井5口井與鉆井吻合，振幅比符合率達83.3%。該振幅匹配方法具備一定的計算精度，能有效恢復PP波與PS波地震數(shù)據(jù)振幅相對關系，最終實現(xiàn)振幅信息的定量含氣預測。

振幅匹配； PP波； PS波； 井控； 合成記錄； 振幅匹配因子； 標準層

0 引言

PP波、PS波地震勘探技術,是通過布置在地面三分量檢波器接收到的反射PP波信號和反射PS波信號聯(lián)合描述地下地層中石油、天然氣儲集體的一項技術[1]。由于縱波與轉換橫波傳播方式，以及資料處理因素的不同,造成PP波和PS波疊后地震剖面不能保持兩者振幅強弱關系。而地震振幅信息包含地震波動力學特征，是地震波最重要屬性之一。地層孔隙發(fā)育程度、烴類飽和度和儲層厚度都會引起不同的PP波、PS波地震振幅響應，解釋人員通常利用振幅信息建立多波含氣模式[2-3]和進行多波聯(lián)合反演[4-9]，因此開展儲層預測之前，需要進行PP波、PS波振幅匹配,以保證后續(xù)儲層含氣預測的精度。

目前現(xiàn)有的多波解釋技術和市面上商業(yè)軟件對PP波與PS波資料的匹配，一般是同相軸時間、頻率和相位匹配[10-11]，振幅匹配涉及較少。

文獻[12]披露了一種反射PP波與反射PS波振幅關系的校正方法，其主要思路是：利用已知井數(shù)據(jù)建立地層模型，根據(jù)PP波和PS波實際地震資料主頻及子波特征，采用數(shù)值模擬方法，計算PP波和PS波在全數(shù)據(jù)時窗范圍內的平均總能量比值，該比值即為反射PP波、反射PS波振幅匹配因子，最后將PS波地震數(shù)據(jù)乘以匹配因子，完成多波振幅匹配。

上述方法對以下3個方面欠考慮：① 在零入射角時不會產(chǎn)生PS波，并且PS波在近偏移距能量很弱，因此，一般PP波和PS波平均總能量不相等；② 橫波速度要低于縱波速度，來自同一地層的反射PS波用時要大于反射PP波用時，如果振幅匹配選用相同的時窗，那么在該時窗內PP波、PS波實際地震數(shù)據(jù)反映了來自不同地層的縱橫波反射信息，影響多波振幅關系的校正精度；③ 該方法只考慮了單井，實際資料通常需要兼顧多口井，用1口井比例關系校正全區(qū)振幅關系，誤差很大。因此，需要研究一種新的反射PP波與反射PS波振幅關系的校正方法。

1 多波振幅匹配實現(xiàn)方法和步驟

為實現(xiàn)PP波和PS波疊后地震數(shù)據(jù)振幅匹配，提出了一種基于井控的單層反射縱波和反射轉換橫波的振幅匹配方法，利用已知井目的層附近標準層PP波與PS波理論振幅關系來校正實際地震數(shù)據(jù)振幅比例關系,其計算公式如式(1)所示。

(1)

該方法利用標準層反射PP波、反射PS波合成地震記錄振幅比例關系校正實際地震記錄振幅關系，避免了能量相等的假設、時窗和單井因素對匹配精度的影響，能正確恢復PP波、PS波振幅的相對強弱關系，其實現(xiàn)步驟如圖1所示。

圖1 PP波、PS波振幅匹配流程Fig.1 PP wave, PS wave amplitude matching process

2 實例應用及效果

利用該振幅匹配方法,對四川盆地川中某地區(qū)三維三分量資料進行了振幅恢復。

研究區(qū)包含3口全波測井資料，其主力產(chǎn)層為須家河組須二段。該地區(qū)須二地層形成于前陸盆地構造背景，為陸相沉積，其沉積環(huán)境復雜，相變迅速，以砂泥巖薄互層為主。當?shù)貙雍瑲鈺r，縱速度降低，含氣砂巖與致密砂巖形成強阻抗差異，PP波地震剖面上表現(xiàn)為強波峰振幅反射。而橫波只與地層的骨架、孔隙度、溫度和壓力有關,與孔隙流體性質無關。當?shù)貙雍瑲鈺r，橫波速度變化不大，與致密砂巖圍巖不會形成強的波阻抗界面，PS波地震剖面上表現(xiàn)為弱波峰振幅反射。依據(jù)PP波地震反射強，PS波地震反射弱，可建立儲層含氣地震響應模式。

在振幅匹配前，縱波目的層段平均振幅為6 500，轉換波平均振幅為0.004，兩者差異較大，但是地震振幅信息的強弱與地震剖面顯示的增益大小有關，調整增益可以將弱反射層增強，并且PP波振幅究竟強于PS波振幅何種程度才能定義為含氣儲層，因此，要準確建立量化的振幅比特征，必須開展多波振幅匹配。

按照前面介紹的PP波、PS波振幅匹配方法和步驟，對研究區(qū)PS波地震數(shù)據(jù)進行振幅校正。

研究區(qū)須三底界反射層為泥巖與砂巖的分界面，PP波與PS波地震剖面均表現(xiàn)為強波峰反射，全區(qū)可連續(xù)對比追蹤，因此選取須三底界反射層為標準層。通過多波數(shù)據(jù)頻譜分析，PP波地震主頻為45 Hz，PS波地震主頻為30 Hz，分別采用45 Hz、30 Hz的雷克子波制作PP波、PS波合成記錄，并在PP波、PS波合成地震記錄、實際地震剖面井位置處讀取須三底界地震振幅值(圖2、圖3)，將所獲得的振幅值代入式(1)進行計算，誤差函數(shù)極小時，得到PP波、PS波振幅匹配因子k為2 902 656，將PS波地震數(shù)據(jù)乘以匹配因子k，完成PP波與PS波振幅匹配，有效恢復了PP波與PS波振幅相對強弱關系。在恢復PP波、PS波振幅比例關系后，即可建立儲層段地震響應模式(圖4)。

圖4中蓬萊X1井產(chǎn)氣52×104m3/d，為高產(chǎn)氣井。PP波呈現(xiàn)強波峰反射，PS波呈現(xiàn)弱波峰反射(箭頭所示)，PP波地震反射振幅強于PS波地震反射振幅。利用最大波峰振幅屬性預測須二段含氣儲層范圍。分別在匹配之后數(shù)據(jù)體上提取儲層段PP波、PS波最大波峰振幅，并計算最大波峰振幅比，利用已知井含油氣信息對振幅比進行標定，預測最大波峰振幅比值大于2為含氣有利區(qū)，小于2為含氣較差區(qū)(圖5)。后續(xù)6口開發(fā)井(蓬萊t1—蓬萊t6)對振幅比預測結果進行了驗證(表1)，其中5口井振幅比預測結果吻合，僅蓬萊t6井不吻合，含氣符合率達到83.3%。通過多波振幅匹配，實現(xiàn)振幅信息的定量預測，為多波儲層預測提供一種新的預測方法和手段，具有一定的生產(chǎn)推廣價值。

圖2 PP波合成地震記錄與實際地震剖面須三底界振幅值圖Fig.2 The PP-wave reflection amplitude value of synthetic record and actual seismic section in the bottom of 3rdXujiahe formation

圖3 PS波合成地震記錄與實際地震剖面須三底界振幅值拾取圖Fig.3 The PS-wave reflection amplitude value of synthetic record and actual seismic section in the bottom of 3rdXujiahe formation

圖4 研究區(qū)須二儲層段地震響應特征(箭頭所示)Fig.4 The reservoir response characteristics in the second member of Xujiahe formation in the study area (indicated by the arrows)(a)PP波剖面； (b)PS波剖面

圖5 研究區(qū)須二儲層段最大波峰振幅比圖Fig.5 The reservoir maximum peak amplitude ration in the second member of Xujiahe formation in the study area表1 研究區(qū)最大波峰振幅比預測結果Tab.1 Prediction results of the maximum wave amplitude ratio in the study area

井名蓬萊x1蓬萊x2蓬萊x3蓬萊x4蓬萊t1油氣產(chǎn)量/×104m3t氣:52干氣:0.318水:36氣:19.5氣:5.65油:4.49最大波峰振幅比值50.9124井名蓬萊x1蓬萊x2蓬萊x3蓬萊x4蓬萊t1油氣產(chǎn)量/×104m3t干氣:22.6油:40氣:0.11水:76.8氣:15.47油:6.4干最大波峰振幅比值1.54.21.53.52.5

3 結論與認識

1)利用已知井標準層PP波與PS波理論振幅關系,校正實際地震數(shù)據(jù)的單層反射縱波和反射轉換橫波的振幅匹配方法，能恢復PP波和PS波振幅正常比例關系，為后續(xù)利用振幅信息進行儲層預測奠定基礎，降低直觀識別PP波、PS波振幅強弱關系來建立氣層地震響應模式帶來的誤差，并且利用振幅匹配后的多波數(shù)據(jù)，用已知井含油氣信息進行標定，可以預測含氣分布，實現(xiàn)振幅信息的定量預測。

2)通過實際多波地震資料振幅匹配處理發(fā)現(xiàn)，單層的多波振幅匹配方法能保證標準層附近PS波振幅能正?；謴?，遠離標準層振幅恢復需要重新定義標準層，因此，如何同時選用多個標準層進行PS波振幅恢復是下一步的研究方向。

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The PP and PS wave amplitude matching method based on the well-controlled

ZHAO Yao1，2， FU Zhiguo1，2， XIAN Chenglong1，2， WANG Jing1，2， CHEN Xiaoer1，2

(1.Geophysical Technology pilot Center, CNPC, Chengdu 610213，China;2.Geophysical Prospecting Company of Chuanqing Drilling Engineering Co., Ltd., CNPC, Chengdu 610213，China)

On the issues of the unmatched post-stack PP and PS wave amplitude because of the differences of the PP and PS wave propagation type and the data processing factors, this study provides a technique to calibrate and match the PP and PS amplitude based on the well-controlled reflected PP and PS wave, which synthesized by the standard layer. This method has successfully used in the amplitude recovery of the 3D3C data in Penglai area, Sichuan basin, basing on the theoretical PP and PS amplitude relationship to calibrate the actual PS amplitude and effectively recover the amplitude of PS seismic data. Moreover, the method contributes to the amplitude quantitative prediction by the ratio of the maximum wave peak of the PP and PS, which the PP to PS ratio more than 2 represents the favorable gas bearing areas and it attain to the prediction success ratio about 83.3%. In addition, this amplitude matching method has a higher calculation precision to effectively recover the PP and PS amplitude relationship and gets to goal of the quantitative gas prediction by amplitude information.

amplitude matching； PP wave； PS wave； well-controlled； synthetic record； amplitude matching factor； the standard layer

2015-09-02 改回日期：2016-05-17

“十二五”國家科技重大專項(2011X05019-008-06)

趙堯(1983-)，女，碩士，從事多波地震勘探方法研究及資料解釋工作,E-mail：zhaoyao-wt@cnpc.com.cn。

1001-1749(2017)01-0059-05

P 631.4

A

10.3969/j.issn.1001-1749.2017.01.09