0 引 言

随着勘探开发程度的不断提高，陆上常规油气田新发现规模快速递减，近年来，在海上勘探开发配套技术快速发展下，全球获得的重大勘探发现中，有一半来自海上，特别是深海、超深海区域(张红军等，2011；刘文卿等，2013).近期深海油气田勘探将集中在墨西哥湾、西非海域、巴西海域和印度及马来西亚海域，根据英国坎特伯雷的能源咨询机构道格拉斯威斯特伍德(Douglas-Westwood)公司的研究报告显示，2015-2019年期间将在这些深海油气勘探开发区域可能投资2100亿美元.其中巴西2006年以来，在Campos(坎波斯)和Santos(桑托斯)两个海上油气富集盆地累计发现39个亿桶级油气田，合计资源量368亿桶油当量，Santos盆地的Lura油田已进入开发阶段，单井日产能超3万桶，Libra项目即将完成西北区勘探评价工作，已落实十亿吨级地质储量.

Libra项目盐下碳酸盐岩油气藏非均质性强，储层物性横向变化快，盐层厚度横向变化幅度超2000 m，盐穹构造广泛分布，在盐上地层、盐下储层以及储层底广分布的喷发岩和侵入岩增加了碳酸盐岩勘探评价难度，因此为如何降低勘探评价风险，减少开发方案调整引起的巨大投资风险.为提高复杂盐下碳酸盐岩油气田的成像品质，在高性能计算和逆时偏移等新技术的快速发展下，如何快速建立复杂构造的高精度速度模型成为深海勘探开发的重要难点之一(刘宏伟等，2010；王娟等，2012；张岩和吴国忱，2013；刘百红等，2013).为适应火成岩广泛发育盐下油气藏的勘探开发，追踪国际前沿反演技术，本文主要采用全波形反演(Full Waveform Inversion，FWI)理论和技术，利用叠前地震波场的运动学和动力学信息重建复杂地质背景下构造的细节和岩性，融合层析层像技术和盐顶解释模型以及精细叠前处理技术，建立高精度复杂速度模型(井西利等，2007).

全波形反演既可在时间域实现，也可在频率域实现，但频率域相对于时间域在数据选择方面比较灵活，同时具备较高的计算效率.近十年来，全波形反演在初始模型建立、反演目标函数设置、迭代反演算法、并行计算方法和配套叠前处理技术等方面取得重要进展(杨午阳等，2013；秦宁，2013).

1 全波形反演理论基础

全波形反演起源于20世纪80年代初，直接运用模型参数扰动计算Frechet导数，由于计算量庞大，使其仅限于一维模型或简单层状介质.目前，时间域和频率域的三维全波形反演理论已比较成熟，但这两种理论根据观测数据形式产生不同的正演波场计算方式，其反演思想完全一致.相对时间域波场，频率域波场是解耦的，即不同频率数据反映不同尺度的异常体，那么根据需要可以选用部分频带数据进行反演，也可以使用全频带数据进行反演，此外，根据频率域全波形反演在初始模型选择上相对灵活些(魏哲枫等，2014；张文全等，2015).本文采用走时层析成像的结果作为初始模型，并使用由低频到高频的串行反演策略，以保证结果稳定收敛到全局极值点.

1.1 全波形正演和反演

根据1999年Pratt et.和2009年Virieux et.关于全波形反演的算法，这里通过正反演方法来进行阐述(Tarantola，1984；Pratt，1999；Virieux and Operto，2009).公式为

(1)

(2)

公式(1)中，d是模型空间内全部离散点的数据，m是地质模型参数，G是模型正演算子，G^-1是反演算子.全波形反演本质是运用实际数据d，通过反演算法G^-1估算我们需要的模型m，同时利用正演算法G生成理论数据G(m)，其差异为δ_m.

(3)

该差异在每次迭代过程中不断降低.在实际建模过程中，需要计算合适的地质模型m，使之与实际地震数据之间的误差最小，即目标函数要满足：

(4)

因此，全波形反演实际上就是全面逐步减小实际地震数据与模拟地震数据之间各种信息的误差，让目标函数值趋于零.当目标函数值小于某个设定值时，且继续迭代误差变化较小，此时对应的地质模型m可以作为反演结果.

1.2 建立初始地质模型

由于正演是全波形反演的基础，因此正演的精度和效率直接决定了反演的精度和效率.目前频率域全波形反演中的正演方法有限差分法、有限元法、谱元法和有限体积法等.本文采用的常密度声波波动方程，其在频域的表达式为

(5)

其中，ρ(x)为密度，k(x)为体变模量，ω为角频率，u(x，ω)和s(x，ω)分别为波场压力值与震源.将方程加入边界条件并离散后，可以简化为

(6)

其中，A(ω)为与频率和介质速度有关的阻抗矩阵，是要求解的量.

1.3 设置全波形反演目标函数

真实的地震数据包含噪声，假设噪声满足高斯分布规律，反演目标函数使用理论波场与观测波场残差的l₂范数.对于指定频率，记第i炮第j个接收点的理论波场值为G(m)_i，j，实际波场数据值为d_i，j，频率域波形反演目标函数为

1.4 全波形迭代反演

采用目标函数，对初始模型得到的理论数据和实际数据的对比，改进模型参数，再通过正演模拟计算理论数据，如此反复迭代，直到满足设定要求.

用最优化方法求解这个最小问题时迭代公式可表示为

(8)

其中α_k是步长，k是迭代次数，m^(k)、m^(k+1)分别代表第k次和第k+1次迭代的模型，Δm是第k次迭代中的扰动模型.

2 全波形反演在超深海盐下碳酸盐岩油田中的应用

LB油田平均海水深度约2000 m，膏盐层横向厚度变化幅度从300 m至2100 m，盐下碳酸盐储层非均质性强，局部发育火成岩，构造复杂，地震速度横向变化快，受火成岩影响能量衰减严重，覆盖次数低，层间和海底多次波以及涌浪广泛发育，严重影响地震资料的分辨率和成像质量，给地震构造解释和储层预测带来较大的不确定性，制约了勘探评价部署.为提高地震成像质量，在叠前保真保幅处理的基础上，引入全波形反演，建立精准地震速度模型，达到提升地震成像品质的目的.

2.1 叠前多次波压制技术

超深海地震资料中，多次波衰减依然是叠前地震数据处理的难点和重点.多次波的存在严重掩盖一次反射波信息，同时若多次波处理不当直接影响后续的地震成像和解释(Verschuur，2010).经大量实验分析，本文采用三维广义SRME和高精度拉东变换分步压制多次波.

首先采用三维广义SRME压制近偏移距多次波，该技术是一种数据驱动理念，在不需任何地下信息和假设的情况下，利用地震数据的自身迭代就可以达到预测多次波的目的.三维广义SRME方法是在三维SRME 技术的基础上进行改进，优化三维SRME 技术的插值方法，使得多次波模型构建更加精确，在自适应匹配相减后多次波被更准确地衰减掉.同时采用真实方位角多次波预测，在实现相对保真多次波模型压制方面具有先天优势(李宏图等，2009；王维红和井洪亮，2015；李三福和帅鹏宇，2016).其次采用高精度拉东变换法压制中远偏移距多次波，即根据多次波自身的周期性以及多次波与一次波在拉东域的差异，通过分离实现多次波的衰减.传统的抛物线拉东变换精度有限，而且在频率域存在稳定性问题，高精度拉东变换较好的解决了在离散运算中存在的截断效应，能够使多次波被更好的分离(巩向博，2008).本文充分利用三维SRME和高精度拉东变换各自的技术优势，逐步实现多次波的衰减，为高精度速度建模提供良好的资料基础.

如图 1所示，经分步法多次波衰减之后，多次波得到压制，有效提高了资料信噪比和可靠性.

2.2 全波形反演建模

为全面提升成像品质，特别是盐下目的层成像质量，引入各向异性全波形反演法，主要作业流程如下图(图 2)，为提升效率和建模精度，引入早期的TTI深度域速度模型，按盐上、盐下分层段，结合高精度层析成像和地震反射层层位解释以及火成岩扫描，运用VTI和TTI全波形反演技术，建模过程采用井震结合的质控方法逐步提升、改善速度模型精度，达到预期目的.对比初始模型以及和不同主频地震数据迭代的结果(图 3)，可以发现随着主频的提高，偏移结果在盐丘边界、盐丘侧翼以及盐下成像方面(如图 3中红线所示)都得到逐步提高.最终各向异性全波形反演建模结果如图(图 4)，明显比之前速度模型精度更高，细节更为丰富，井震吻合度更高，通过对逆时偏移结果的对比分析(图 5)，基于全波形反演速度模型的结果盐下信噪比较高，波组特征明显，同相轴连续性好.

3 结 论

结合叠前多次波压制技术和高精度层析成像技术，通过全波形反演建模技术，提升了超深海盐下碳酸盐岩速度建模精度，地震逆时偏移成像结果更符合地质规律和实钻结果，进一步提高了构造解释和储层预测精度.依托新地震资料部署的5口探井，构造解释和储层预测准确度与实钻误差小，使得勘探成功率达到100%，落实十亿吨级的地质储量，同时大幅降低超深海钻井作业的系统风险，推动了超深海盐下碳酸盐岩油气藏的勘探开发，形成了配套的地震数据处理技术，为后续海底节点和多方位地震数据采集的处理工作夯实了基础.

致谢 感谢审稿专家提出的修改意见和编辑部的大力支持！