0 引言

面对东营凹陷浊积岩油藏严峻的勘探形势，近年来通过深化地质认识，创新物探技术，在东营东部仍取得突出的成果，但从前期的研究成果分析表明，该区储层存在着厚度薄，变化大，且灰质含量高的特点，仅从常规地震剖面上，砂体与灰质泥岩的地震反射特征难以区分，给识别和描述有效储层及流体带来了极大的困难 (王惠勇等，2014).如何去除灰质对储层及流体识别的影响，需要从岩石物理出发，以叠前地震资料为基础，研究更为有效的技术.

利用振幅随入射角 (AVO) 的变化关系，对地下反射界面上覆、下伏介质的岩性特征和物性参数做出分析，可以直接反演岩石的纵波阻抗、横波阻抗和密度等多种岩石物性参数，进行油藏描述，较叠后反演得到更多岩性及流体信息.Zoeppritz (1919)基于弹性波动理论，根据应力和位移的连续性条件，推导出包含纵横波反射、透射系数和密度的Zoeppritz方程，奠定了AVO分析的理论基础 (Hilterman，2006).自Ostrander (1982)通过研究振幅与偏移距的规律寻找油气，把AVO和岩性之间的关系变成了众人瞩目的焦点，AVO技术正式进入实用阶段 (Hilterman，2006).Smith和Gidlow (1987)等提出了利用加权叠加方法得到纵、横波速度相对变化量 (Smith et al., 1987)；Goodway (1997)通过此方法得到纵、横波阻抗相对变化量 (Goodway et al., 1997)；Connolly (1999)提出了弹性波阻抗反演技术，提高信噪比 (Connolly，1999)；Buland和Omre (2003)研究了关于Bayes线性AVO反演的方法 (Buland et al., 2003)；钟森 (1995)和孟宪军 (2004)分别研究了非线性纵、横波速度反演的方法，得到了更加稳定的反演结果 (钟森，1995；孟宪军等，2004).Downton (2005)深入研究了基于Bayes理论对两项和三项AVO波形反演 (Downton et al., 2005)；后来，Hampson和Russell (2006)提出了直接反演纵波阻抗、横波阻抗和密度的叠前同时反演方法 (Hampson et al., 2005).近年来，许多学者对叠前反演都进行了深入的研究，取得了丰硕的成果 (苑书金，2007；贾承造等，2004；李爱山等，2007)，并在实际复杂储层精细预测及流体识别等领域展现了良好的应用效果，而地震岩石物理技术的支持亦显得尤为重要.

基于以上研究现状，针对灰质发育区浊积岩有效储集体的地球物理特征，以新近系的地质、测井、录井等资料为依托，研究灰质发育区浊积岩有效储层及流体的预测方法.首先开展岩性、物性、纵横波速度等岩石物理参数分析，优选出灰质发育区浊积岩有效储层敏感的物性参数，明确灰质发育区浊积岩有效储层岩石物理特征，为识别灰质发育区浊积岩有效储层和研究消除灰质影响的地球物理方法奠定基础.然后根据灰质发育区有效储层的岩石物理特征，运用叠前同时反演方法，来识别出灰质发育区浊积岩有效储层及流体类型，并分析实际应用效果.

1 叠前同时反演方法原理

叠前同时反演依据的是岩石物理学和振幅随偏移距变化理论，基于Zoeppritz方程或Aki-Richards等多种近似式，对多个角度及数据体进行测井约束下的同时反演.

根据Hampson和Russell (2005)提出的叠前同时反演方法 (Hampson et al., 2005)，利用Fatti等 (1994)改写的Aki-Richards方程 (Fatti et al., 1994) 计算不同入射角时的反射系数，公式为

(1)

式中，c₁=1+tan²θ，c₂=-8γ²tan²θ, c₃=-0.5tan²θ+2γ²tan²θ，γ=V_S/V_P

纵波、横波和密度反射系数分别表达为

(2)

Hampson和Russell利用小角度反射率近似将纵波速度的变化量与原始纵波速度联系起来，公式为

(3)

横波速度与密度也有类似的关系.结合 (2) 式与 (3) 式，纵波反射系数可近似写为

(4)

式中，i代表第i层和第i+1层的界面，Z_P=ρV_P.以N层地质模型为例，上式可用矩阵形式表达为

(5)

式中，L_Pi=lnZ_Pi.理想的地震记录可表示为地震子波与反射系数的褶积公式为

(6)

式中，T_i代表第i个采样点的地震记录 (i=1, 2, …, N)，w_j代表提取的第j个地震子波 (j=1, 2, …, N).将 (5) 式带入 (6) 式，可以得到地震道与纵波阻抗对数的正演模型，公式为

(7)

式中，W表示 (6) 式中的子波矩阵，D表示 (5) 式中的导数矩阵.

对于叠前角度道集，结合方程 (1) 可以将 (7) 式中的零偏移距道集扩展到多角度道集公式为

(8)

式中，L_S=lnZ_S, L_D=lnρ，W(θ) 表示从不同角度的叠前地震道集中提取的地震子波.

如果方程 (8) 是使用标准矩阵反演技术，由模型和子波W估算L_P，则存在两个问题：首先, 矩阵求逆费时且存在潜在的不稳定性；其次, 矩阵反演无法恢复阻抗的低频成分.因此，需要利用测井数据中的纵波、横波阻抗和密度建立一个初始的低频模型, 通过共轭梯度法迭代来实现求解过程，最后得到纵波阻抗、横波阻抗以及纵横波速度比的地震反演数据体.

2 岩石物理分析

董集洼陷位于东营凹陷北部的陡坡带，西南侧为利津洼陷，东侧为民丰洼陷，是洼陷中的一个二级负向构造单元，勘探面积约75 km².东营凹陷已进入沙三段浊积岩为主的勘探开发后期，该区沙三段共有四个较大的不整合面，浊积砂体大部分都形成于沙三中时期，多由砂岩与泥岩、砂岩与油页岩、砂岩与灰质泥岩、灰质砂岩与泥岩，以及灰质砂岩与灰质泥岩等薄互层组成.沙三段储层具有物源多、分布广、变化大，且砂体埋藏深、隐蔽性强、灰质较发育的特点，而灰质的发育是影响东营凹陷浊积岩储层识别精度的主要因素.

分析本区相关资料 (测井资料、地震资料等)，首先利用Xu-White模型和实测的横波数据进行该区横波速度的反演方法研究，得到了适应该区的横波模拟方法，并用此方法估算了没有横波数据井的横波速度.然后从测井参数入手，开展岩性、物性、纵横波速度等岩石物理参数分析，总结各参数间的差异，为后续储层建模与储层识别方法研究奠定基础 (印兴耀等，2014).只有更有效地区分灰质泥岩、砂岩与泥岩，才能为储层反演等技术提供依据.

图 1为纵波阻抗与横波阻抗交会图，图 2为纵横波速度比与纵波阻抗交会图，图 3为纵横波速度比与横波阻抗交汇图，图中色标表示泥质含量 (a) 和含水饱和度 (b)，分别用来区分岩性和流体.从图中可看出灰质泥岩、砂岩与泥岩各个岩石物理参数存在小范围的叠置，但总体上这些弹性参数能够区分灰质泥岩、砂岩与泥岩 (红色、蓝色线圈定范围分别为砂岩和灰质泥岩)，而不同的岩石物理参数，对于区分岩性及识别流体类型的能力有所差异，具体地：

(1) 从图 1a可以看到，泥质含量低于23%时为砂岩储层 (红色点代表砂岩)，砂岩纵波阻抗变化不大，横波阻抗变化十分明显；当含水饱和度低于42%时，砂岩储层中可能含有油气，具有更低的纵波阻抗值 (图 1b).

(2) 图 1中，纵坐标表示纵波阻抗，可以看到砂岩储层表现出较高的纵波阻抗值，但泥岩与砂岩有小范围叠置，难以有效区分储层与非储层；而纵波阻抗的最高值为灰质泥岩，能够明显区分砂岩与灰质泥质 (图 1a、图 1b).

(3) 图 1中，横坐标表示横波阻抗，可以看到砂岩储层表现为较高的横波阻抗值，能够明显区分砂岩与泥岩；但灰质泥岩与砂岩有大范围叠置，横波阻抗无法有效剔除灰质.

(4) 图 2、图 3中，纵坐标表示纵横波速度比，可以看到砂岩储层表现为较低的纵横波速度比值，但灰质泥岩、砂岩与泥岩在纵横波速度比上均有重叠，单从纵横波速度比无法区分储层和灰质泥岩；当储层中含有油气时 (含水饱和度低于42%)，纵横波速度比更小 (图 2b、图 3b)，因此，可利用纵横波速度比预测储层中的流体类型.

(5) 由于岩石组成成分所占比例对纵横波速度等弹性参数影响较大，使灰质泥岩、灰质砂岩、泥质砂岩等混合岩性在弹性参数的分布范围有很大重叠，无法定量区分.

3 叠前同时反演实例分析

从董集洼陷工区内选取了三口具有代表性的井 (在此分别命名为well1、well2和well3) 进行具体分析，其中well2为验证井.well1与well2在目的层钻遇有效储层，well3灰质较发育，且多为灰泥岩、灰砂岩、砂泥岩与泥岩的薄互层.

首先，从常规叠后地震剖面上 (图 4) 可以看到，灰质泥岩也表现出与砂岩相同的强地震振幅反射特征，仅从地震振幅强弱无法区分灰质泥岩与砂岩.而且，叠后波阻抗反演结果 (图 5) 中，灰质泥岩与砂岩均表现为高纵波阻抗值 (红黄色)，可见，利用常规的叠后波阻抗反演方法亦无法区分灰质与砂岩储层.由于叠后地震数据损失了与偏移距密切相关的横波信息，仅与纵波速度和密度有关，叠后反演只能得到单一的纵波阻抗值，在进行储层预测时往往具有局限性.而叠前地震数据保留了振幅随入射角的变化特征，包含了纵波速度、横波速度和密度信息，可利用叠前同时反演得到多个弹性参数进行综合分析，区分岩性与含油气性，为储层预测和钻探提供更准确的依据.

为了验证叠前同时反演方法在灰质发育区浊积岩预测有效储层及流体的效果，利用研究区内十口井进行了横波估算、岩石物理参数分析以及井震标定，建立初始模型，最后通过叠前同时反演，得到了纵波阻抗、横波阻抗和纵横波速度比的地震反演数据体.

横波阻抗反演剖面中 (图 6)，储层的横波阻抗值较高 (红、黄色)，可以看到，利用横波阻抗，储层与非储层能够得到明显区分，且well1与well2在目的层处的储层界面清晰；但well3在目的层处为灰砂岩，不是有效储层，目的层上下多有灰泥岩互层，而well3周围横波阻抗反演剖面上仍为红、黄色，说明利用横波阻抗，灰质泥岩与砂岩未得到有效区分.

纵波阻抗反演剖面图中 (图 7)，储层表现为较高纵波阻抗值 (红、黄色)，虽然well1与well2目的层处的有效储层 (红色) 表现出高纵波阻抗值，但非储层区域仍出现大量红色，说明纵波阻抗无法有效识别储层；而well3周围黄色代表的灰质具有更高的纵波阻抗值，说明能够通过纵波阻抗识别灰质泥岩.

纵横波速度比反演剖面中 (图 8)，储层表现为较低的纵横波速度比值 (红、黄色)，可以看到，储层与非储层稍有叠置；当储层中含油气时，表现出更低的纵横波速度比值，在图中well1和well2储层的位置显示为黄色，说明利用纵横波速度比能够识别有效储层中的油气；而well3目的层处出现小范围红色，说明单独利用纵横波速度比无法有效剔除灰质的影响.

综合纵波阻抗、横波阻抗以及纵横波速度比的叠前同时反演剖面，对比岩石物理敏感性分析结果，说明叠前同时反演方法在该地区预测有利储层及流体是可行的.从岩石物理分析及叠前反演结果可得到纵波阻抗、横波阻抗及纵横波速度比分别代表的有效储层门槛值，利用这些门槛值可综合预测出本区有利储层 (如图 9所示)，图中红色代表有利储层.

完钻结果除well3外均在沙三中6砂组见到良好的油气显示，对比工区的叠前反演结果，吻合程度较高.well3钻遇具有强振幅反射特征的中6段浊积岩，完钻结果显示中6段储层不发育，分析原因认为是灰质的存在影响了储层预测的准确性，这与工区的岩石物理分析和叠前同时反演结果一致.

4 结束语 4.1

利用叠前反演技术预测有利储层，大体包括岩石物理参数敏感性分析和利用叠前反演方法提取弹性参数两部分.通过对测井资料分析储层敏感的岩石物理参数，明确了灰质发育区浊积岩有效储层岩石物理特征，为后续利用识别灰质发育区有利储层提供了依据.

4.2

综合岩石物理参数分析和叠前同时反演结果得到：横波阻抗可以识别储层，纵波阻抗能剔除高阻储层中的灰质，在前两参数优选出的有效储层基础上利用纵横波速度比可预测储层流体类型.

4.3

实际工区的叠前同时反演结果与岩石物理分析及完钻结果吻合较好，说明在预测灰质发育区浊积岩有效储层及流体时利用叠前同时反演方法得到的多个参数综合分析，不仅能够剔除灰质对浊积岩有效储层预测的影响，亦能识别有效储层中的流体类型.

致谢 感谢审稿专家提出的修改意见和编辑部的大力支持！