子波分解与重构技术在古龙凹陷Y54 井区扶余油层储层预测中的应用

陈显森

（中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712）

0 引 言

20 世纪90 年代S.G.Mallat 等[1］提出子波分解与合成技术，作为地震常规处理的手段，近年来该技术经常被应用在提高地震资料分辨率和储层预测方面，在去除反射屏蔽、压制火山岩反射和压制强反射轴方面也有应用[2‐5］。

在大庆油田主力油区，位于泉四段的扶余油层为典型的上生下储组合，烃源岩主要为上覆的青山口组一段泥岩[6‐7］，其分布面积广、厚度大，与下伏的扶余油层具有相对稳定的、较大的波阻抗差（具有稳定的反射系数），青一段与泉四段扶余油层FⅠ1 油层组的分界面在地震剖面上为一个分布稳定、能量较强的地震反射同相轴（T2），其反射能量是上下地层波阻抗差和界面附近地层中砂岩储层的反射信息的叠加[8‐11］。扶余油层FⅠ1 油层组内部多为厚度1～4 m 的单砂体[7］，在古龙凹陷Y54 井区东部符合上述地震特征，而在Y54 井区西部地震反射特征则出现异常。Y54 井区西部青一段发育一套相对于同层系泥岩具有较大波阻抗差的厚层砂岩，这套砂岩的地震反射相对振幅远强于Y54 井区东部的泥岩发育区，随着自西向东砂岩的变薄，该套强反射快速减弱，然而由于其对下伏FⅠ1 油层组形成强反射屏蔽，导致扶余油层顶面T2界面反射强度与上覆青一段的反射强度完全相反，如果直接应用常规的地震属性、地震反演等储层预测技术，则会严重影响扶余油层储层预测精度，甚至造成砂岩与泥岩误判、勘探目标选择错误。

针对大庆油田青一段局部地区砂岩强反射对下伏FⅠ1 油层组的屏蔽作用，目前没有研究先例。本文通过分析这种现象产生的原因，尝试应用子波分解重构技术，把强反射地震数据进行子波分解处理，筛选剔除掉对青一段强反射贡献最大的子波，将其余子波组分重新合成，形成新的地震数据，从而使青一段下伏地层的地震反射能量得以恢复。通过实际正演合成记录标定及波阻抗曲线去砂试验，验证了子波分解后得到的地震数据的合理性。通过地震属性提取及盲井地震反演进行储层预测，进一步证明处理后地震数据的可靠性。实践证明，子波分解与重构技术是解决该区及有类似情况地区地震资料失真的有效手段[12‐16］。

1 强反射产生原因及地震反射特征

研究区位于古龙凹陷西南部，泉头组划分为4 段，其中位于泉四段的扶余油层FⅠ1 油层组是该区油气勘探主要目的层，顶面构造呈西高东低趋势，从单井资料研究来看，FⅠ1 顶面埋藏深度为2 200～2 450 m，砂体平面上纵横交错，纵向上错叠连片，横向上变化快。

1.1 强反射产生原因

FⅠ1 油层组上覆地层为青一段，青一段在长垣及其周围凹陷广泛发育黑色油页岩，其地震反射能量一般较弱且均衡，而研究区青一段的地震反射能量极度不均。

通过对研究区16 口井及邻区资料分析，在研究区西部青一段发育一套短轴物源的三角洲平原分流河道砂岩，该套砂岩自西向东逐渐变薄，区内西部YX55 井钻遇砂岩厚度约为45 m，井震标定后对应地震反射振幅为强振幅，在地震剖面上表现为连续、低频、强振幅特征；Y47 井（YX55 井东部2 468 m 处）钻遇砂岩厚度约为6 m，对应地震反射振幅为中−弱振幅（图1（a）），该反射向东继续减弱。这套砂岩的地震反射能量自西向东由强变弱，能量分布与井上砂岩厚度变化趋势一致。随着上覆青一段砂岩厚度的变薄及地震反射振幅的减弱，FⅠ1 油层组顶面地震反射振幅（T2）自西向东逐渐变强，即青一段和FⅠ1 油层组地震反射最大振幅能量平面分布呈相反的趋势；其能量分布与探井钻遇砂岩相关性低，地震反射同相轴T2一个周期的能量变化，既包括作为稳定背景值的反射界面的波阻抗信息，也包括界面附近储层的不同反射信息，该区T2反射能量的异常变化不能反映稳定界面的较强波阻抗信息，更不能反映阻抗差较小的砂岩信息，导致不能直接利用地震振幅属性有效预测FⅠ1 油层组的储层分布。

图1 YX55井－Y47井原始地震剖面及青一段、FI1油层组顶面最大地震反射振幅Fig. 1 Original seismic section of Well YX55 -Well Y47 and maximal seismic reflection amplitude of top of Qing-1 Member and FI1 layers

在研究区挑选处于不同地震反射振幅区的4 口井进行波阻抗分析（图2），青一段与FⅠ1 油层组的波阻抗平均差值约为0.4 Gg/（m2·s），不同井之间略有细小差别，2 套地层间的波阻抗差相对稳定，说明2 套地层间界面具有相对稳定的反射系数，也就是应该具有相对稳定的地震强反射能量，而不会产生图1 所示的地震反射同相轴（T2）振幅能量在横向的急剧变化。

图2 不同地震反射强度区域青一段、FI1砂泥岩波阻抗差异Fig. 2 Variance of wave impedance curves of sandstone and mudstone in different seismic reflection intensity zones of Qing-1 Member and FI1 layers

T2反射能量的变化与上覆青一段砂岩反射能量呈负相关，对研究区16 口井的波阻抗曲线与相对应的钻遇砂岩、泥岩进行统计分析发现，FⅠ1 油层组和青一段砂岩均为高波阻抗值，而泥岩均为低波阻抗值，青一段砂岩的平均波阻抗约为11.5 Gg/（m2·s）、青一段泥岩的平均波阻抗约为8 Gg/（m2·s）；FⅠ1 油层组砂岩的平均波阻抗约为12 Gg/（m2·s）、FⅠ1 油层组泥岩的平均波阻抗约为11 Gg/（m2·s）。上下2 套地层中砂岩和泥岩的波阻抗值均具有明显差异，青一段砂、泥岩波阻抗分异更好。经过井震标定青一段厚层砂岩是引起地震强反射的主要因素。

1.2 地震反射特征

在研究区内，按照公式分别提取青一段砂岩和FⅠ1 油层组顶部的地震反射最大振幅，得到相应的振幅属性，计算公式为

式中：A—— 最大地震反射相对振幅；t—— 双程反射时间，s；map（t） ——t处的地震反射相对振幅。

从地震反射相对振幅平面分布（图1（b））来看，FⅠ1 油层组顶面地震反射振幅强度受青一段砂岩地震强反射影响，二者的能量强弱呈互补关系，与地震剖面一致。因此，该地震数据不能用其反射振幅属性预测FⅠ1 油层组砂岩储层分布。由于地震子波空间的急剧变化与各井之间相对稳定波阻抗不一致，各井之间地震的子波差异较大，进而也不能用于更高预测精度的地震反演。因此，消除或减弱青一段砂岩的地震强反射能量，恢复FⅠ1 油层组的地震反射强度成为技术关键。

2 子波分解与重构处理

子波分解与重构方法是一种叠后常规处理技术[17‐19］，该处理方法相对于叠前处理具有速度快、调试参数方便等处理优势，以往主要应用于T2强反射轴对下伏地层的反射屏蔽和提高地震分辨率，本次是研究上覆青一段对FⅠ1 油层组顶面T2强反射轴及以下层段的反射屏蔽作用。在地震褶积模型中，合成地震道记录为地震子波与地层反射系数褶积，具体计算公式为

式中：S（t）——合成地震记录；W（t）——地震理论子波；R（t）——反射系数；N（t）——随机噪声，dB。

2.1 基本原理

在实际地震记录中，地震波在传播过程中受大地吸收、球面扩散、地层岩性及其所含不同性质流体等因素的影响，在不同时间、空间位置上地震子波的频率、振幅、相位等响应不同。因此，理论地震模型与实际地震道之间存在差异。

实际地震记录的表达式为

式中：S′（t）—— 实际地震记录；Wi（t）—— 第i个反射层对应的地震子波；Ri（t）—— 第i个反射层对应的反射系数；Ni（t）—— 第i个反射层的随机噪声，dB。

式（3）表明实际地震道可以是不同振幅、不同频率的子波与反射系数褶积的组合叠加，反过来地震道数据就可以分解为不同频率子波的地震数据，如图3 所示。

图3 地震数据子波分解重构原理示意Fig. 3 Schematic mechanism of seismic data with wavelet decomposition and reconstruction

子波分解与重构技术的基本过程为：

（1）对需要处理的强反射地震数据沿解释层位开时窗，把地震数据在有效频段范围内分解成不同频率的子波，进行多频率子波地震道分解。

（2）把不同频段子波合成多个地震数据，筛选出青一段砂岩地震强反射的优势子波频段，把其他子波进行合成，达到剔除强反射子波的作用。

（3）对重构后的地震数据计算地震波频率衰减系数，进行能量补偿恢复地震振幅能量，从而得到真实反映地下信息的、能够直接进行FⅠ1 油层组储层解释的重构地震数据。

以上过程需经过多次试验及参数调整才可能得到相对满意的处理成果数据。

2.2 地震数据处理

为了准确开展扶余油层储层预测，开时窗选取青一段地震强反射有效样本，避免把东部T2强反射读入，样本选取从青一段顶部到T2上部的反射波谷。为减少计算量，按地震有效频宽选择将原始地震数据从10 Hz 到80 Hz 分解为不同频段的子波成分，这样选出对青一段强反射贡献最大的某一段子波范围，将其对应成分在整个地震道剔除，再将其余子波对应成分重构叠加，构建合成地震道。合成地震道恢复了FⅠ1 油层组顶面地震反射数据的真实波场特征，突出了储层的反射信息[20］。青一段中引起地震强反射的砂岩段的厚度较大（大多为5～40 m）、地震反射频率较低，约为20 Hz，钻井资料表明，随着青一段砂岩厚度变薄，对FⅠ1 油层组顶面的反射屏蔽逐渐减弱，厚度3 m 左右时，其影响可忽略不计。通过试验筛选出青一段大于3 m厚度砂岩的子波范围，频率为15～25 Hz，将其余子波成分重新合成，构建出新的地震道。合成地震道去除强反射成分，降低了青一段砂岩的反射强度，恢复了FⅠ1 油层组顶面的反射强度。图4 与图1 对比发现，在处理后地震剖面上，青一段地震强反射能量明显降低，原始地震数据中受其影响的FⅠ1 油层组顶面地震反射能量得到明显恢复，频率也得到了明显提高，主频达到26 Hz 左右。

图4 YX55井—Y47井子波后分解重构后地震剖面、FI1油层组顶面最大地震反射振幅Fig. 4 Seismic section of Well YX55-Well Y47 after wavelet decomposition and reconstruction and maximal seismic reflection amplitude of top of FI1 layers

2.3 正演标定

FⅠ1 油层组顶面反射变弱是由青一段的砂岩强反射屏蔽作用引起的，子波分解重构实质就是去除地层中的厚砂岩，重新构建地震数据。为验证子波分解后地震数据的合理性，分别对子波分解前后的地震数据进行去砂试验。修改青一段引起地震强反射的砂岩厚度，即修改青一段的波阻抗曲线进行单井正演合成记录标定（图5），分3 种情况分别提取合成地震记录，分析子波分解前后井震数据的相关性。在去砂试验中，选取青一段砂岩较厚且地震反射能量较强的Y71 井进行去砂试验，制作合成地震记录。

图5 3种类型的青一段井震结合标定结果Fig. 5 Calibration results of 3 types of well-seismic tie in Qing-1 Member

试验步骤为：（1）给出原始地震数据和原始波阻抗曲线。分析图2 可知FⅠ1 油层组顶面具有相对稳定且较大的反射系数，其必然导致合成地震记录的振幅超强，而因为青一段厚砂岩的屏蔽作用，导致实际地震呈现弱反射（图5（a）），二者相关性差。（2）利用子波分解与重构处理后的地震数据提取目的层子波，并将井上青一段砂岩引起强反射的高波阻抗曲线完全编辑到泥岩的值域，即把青一段的砂岩全部编辑为泥岩，由于处理后FⅠ1 油层组顶面反射强度有所增大，青一段反射强度减弱（图5（b）），FⅠ1 油层组的合成记录的井震相关性有所改善，但依然较低。（3） 青一段2 382～2 398 m 砂岩段仅编辑保留顶部的3 m 厚砂岩及对应的高波阻抗值，该段砂岩其余部分编辑为泥岩的波阻抗值（图5（c））。由于FⅠ1 油层组单砂体厚度大多为3 m 左右，相当于消除了绝大多数较厚砂岩的反射，只保留3 m 左右薄砂岩的相对高频反射部分，使对应的合成地震记录的井震相关性得到明显提高。

去砂试验说明，子波分解与重构处理技术是消除青一段地层反射强振幅、恢复FⅠ1 油层组顶界面和层段内砂岩反射弱振幅的有效手段。

3 储层预测结果验证

3.1 地震振幅属性

分别对子波分解与重构技术处理前后地震数据提取FⅠ1 油层组的最大地震反射相对振幅，统计16口井的地震反射最大相对振幅和FⅠ1 油层砂岩钻遇厚度，建立对应关系并对比分析（表1）。由表1 可见，以单井FⅠ1 油层钻遇的砂岩厚度为标准由小到大排列，井上钻遇砂岩厚度变化与子波分解后最大相对振幅能量变化趋势的相关性较好，而与原始地震数据最大相对振幅变化趋势的相关性较差（只有43.7%），存在较多异常，没有规律可循。而子波分解后相对振幅变化趋势与砂岩厚度不符仅有3 口井，其中Y35 井是由于目的层附近钻遇断层导致振幅异常，YX55 井为一口斜井，井斜造成其统计厚度大于实际厚度，Y47 井振幅异常高，处理后依旧相对较高。综合统计数据处理后的反射振幅与砂岩厚度变化趋势符合率达到82.35%，处理后的地震反射振幅可以较好地定性刻画FⅠ1 油层组砂岩的空间变化规律。

表1 FI1油层组测井解释砂岩厚度与对应子波分解前后地震最大振幅Table 1 Logging interpreted sandstone thickness in FI1 lay‐ers and corresponding maximum seismic amplitude values before and after wavelet decomposition

地震相对振幅平面分析发现，研究区南部FⅠ1油层组发育一条河道状中−强振幅异常，其呈南北走向、相对窄小，Y68、Y71 两口井钻遇。在原始数据的图上无法识别该振幅异常的存在。

图6（a）、（b）是研究区南部子波分解处理前后反射振幅异常区的局部放大，子波分解后所揭示河道砂状振幅异常在图6（c）的2 口井资料上得到验证，Y68 井柱状图中可见2 441.0～2 445.0 m 砂体为一明显的正旋回河道砂岩沉积特征。Y71 井柱状图中2 430.3～2 433.0 m 砂体也呈现正旋回沉积特征。从图6 可以看出，Y68 井处于振幅异常区的中间位置，钻遇砂岩4.02 m，而Y71 井在该振幅异常区的边部，钻遇砂岩2.7 m，相对Y68 井稍薄，2 口井对应地震振幅为中−强反射，对埋藏深度约2 400 m、成岩和压实作用较为完全的地层中的窄小河道砂岩具有较好的识别效果，证实子波分解技术不仅能有效改善强反射的屏蔽作用，同时也是提高地震分辨率、识别薄砂岩的有效技术手段[20］。

图6 FI1油层组子波分解重构前后的地震振幅反射最大能量及单井岩性Fig. 6 Maximum energy and single well lithology of seismic amplitude reflection of FI1 layers before and after wavelet decomposition and reconstruction

3.2 地震反演结果

近年来，地震反演技术被广泛应用于储层预测。在实际应用中，除去地震反演方法的合理选取外，预测结果受多种因素制约（地震资料的分辨率、信噪比、测井曲线质量、子波提取、地震层位解释精度、储层与非储层的弹性参数差异大小等）。在解释层位、地下信息等客观因素基本确定的前提下，地震资料处理质量及地震子波等反演参数的优化选取成为影响叠后地震反演结果精度的关键因素[20‐21］。研究区青一段地震强反射屏蔽区经子波分解处理后地震数据的分辨率得到明显提高，FI1 油层组顶面及砂岩反射振幅得以恢复，其最大振幅属性与砂岩储层厚度的相关性明显提高，既井震的一致性得到提高，为高分辨率地震反演提供了可靠的基础数据。分别应用子波分解前后的地震数据进行高分辨率地震反演，并留取不参与反演的后验井进行盲井检验，验证子波分解处理流程合理性及合成地震数据的可靠性。因此选择目标区南部距离其他井较远、井控影响因素较小且钻遇河道砂岩的Y68 井作为后验井，对反演结果进行盲井检验，并分析井点处的预测精度以论证子波分解后地震数据的准确性。如图7 所示，子波分解处理后的地震剖面上，在Y68 井区的地震振幅表现为中−强振幅，其分辨率明显高于原始数据，与其对应的地震反演剖面上红色箭头所指处的河道砂岩与井上砂岩基本吻合，井、震、反演三者基本一致。在原始地震剖面中Y68 井区没有振幅异常，相对应的反演剖面也没有准确预测出钻井已经确认存在的砂岩。通过子波分解重构前后地震数据的反演结果差异，进一步证实子波分解重构地震数据对预测FⅠ1 油层组储层的有效性，解决了该区利用原始地震成果数据无法预测FⅠ1 油层组储层的难题。

图7 FI1油层组子波分解前后地震反演预测及相应地震数据Fig. 7 Seismic inversion prediction and corresponding seismic data before and after wavelet decomposition and reconstruction in FI1 layers

4 结 论

（1）应用子波分解与重构技术可以有目的性地选出上覆地层对下伏目的层造成反射屏蔽贡献最大的子波并加以削弱，恢复目的层储层地震响应特征，使地震反射与测井响应特征基本一致，能更准确地标定钻遇砂岩对应地震数据的位置。

（2）子波分解重构处理后地震数据的振幅变化可以较好地反映储层厚度变化，可通过振幅与砂岩厚度的相关性定性预测有利储层的分布范围。

（3）利用子波分解重构处理后的地震数据进行地震反演可更准确地定量评价井间的储层分布，从而实现利用地震属性和反演结果进行定性−定量评价储层分布，达到提高储层预测精度的目的。