四、地震储层预测
地震储层预测是集合地震、测井和地质等资料，依据区域地质资料分析、测井数据统计分析和地震资料特殊处理等方法，对工区内储层的岩性、物性和含油气性进行综合评价。
图7-44 沉积层序
地震资料特殊处理有很多方法，譬如地震反演、AVO分析、吸收分析、聚类分析等，尤其是地震反演关乎地震储层预测的成败。经过多年的发展，目前地震反演技术得到了长足的进步，形成了基于垂直入射假设和褶积模型的叠后地震反演，基于Zoeppritz方程和褶积模型的叠后地震反演，以及基于波动方程的全波反演。叠后地震反演可以获得地层的波阻抗参数模型（图7-45），叠前地震反演可以同步获得纵波速度、横波速度、密度、泊松比和纵横波速度比等参数模型（图7-46），
（一）储层的岩性预测
储层的岩性预测可以圈定有效的储集层发育区，如孔隙型砂岩、裂隙型碳酸盐岩、孔隙型生物礁滩等，尤其是对于砂泥岩互层区域，识别储集层非常困难。
图7-45 叠后地震反演获得的波阻抗参数模型
图7-46（一） 叠前地震反演同步获得的纵波速度、纵横波速度比和泊松比等参数模型
图7-46（二） 叠前地震反演同步获得的纵波速度、纵横波速度比和泊松比等参数模型
目前，进行岩性预测的方法主要有两大类，即基于叠前反演的弹性参数交绘图版法和叠后地震多属性参数分析法。基于叠前反演的弹性参数交绘图版方法，可以利用叠前反演获得的密度、纵横波阻抗及速度、纵横波速度比、泊松比、泊松阻抗以及拉梅常数等参数建立多参数交绘图版。叠后地震多属性参数分析法有很多种，主要使用地震振幅、频率、相位、方差体、地震瞬时谱、地震相以及地质模式等信息，通过一些地质统计类方法建立岩性与地震属性参数之间关系，进而形成岩性识别方法。地质统计类方法有神经网络、灰色理论、模式识别、核主成分分析等方法。对比分析可以发现，尽管叠后岩性识别方法很多，但是由于受叠后地震资料分辨率、复杂地质条件的影响，在解决一些地质问题时会遇到困难，尤其是研究区的砂泥岩（薄）互层问题。为此，需要借助叠前地震资料识别岩性。叠前地震资料不仅具有保真保幅、较高分辨率的特点，还可以通过叠前弹性波阻抗反演获得与岩性有直接关系的岩石物理参数，这将很好地解决岩性识别问题。
这里以我国南方某工区的砂泥岩预测为例，介绍岩性预测的基本过程。该区砂泥岩十分发育，钻探了多口井。在该区域砂泥岩互层是主要储集层，其中孔隙大量发育，且纵向和横向差异大。值得注意的是，砂岩与泥岩交替出现，横向变化大，这为有效识别砂岩储层带来困难。因此，需要从测井参数统计分析入手，寻找弹性及物性参数在砂岩与泥岩之间的差异，以便建立砂泥岩识别方法，并优选对储层孔隙度敏感的岩石物理参数。
图7-47 某井的ZP-Den和ZP-PI交绘图
（灰色线框内为砂岩，黑色线框为泥岩）
图7-47分别提供了某井的ZPDen和ZPPI交绘结果，其中每张图由两部分组成，左图为多参数交绘图，并在图中圈出砂岩和泥岩出现范围；右图包括三条曲线，即泥质含量、ZP和ZS，ZP和ZS曲线中灰色和黑色是由左图砂岩和泥岩圈解释结果确定。从图7-48右图可以看出，ZP和ZS曲线中灰色砂岩与低泥质含量对应，而黑色泥岩与高泥质含量对应，这表明使用ZPZS交绘能够较好的识别砂岩与泥岩。通过对比两张多属性交绘图，可以初步得出，在识别砂岩与泥岩上，ZPDen交绘相对更好，ZPPI交绘次之。
图7-48和图7-49为该区某一剖面岩性预测结果，分别为ZPDen的PI-Den的交绘结果，其中浅灰色代表砂岩，深灰色代表泥岩。对比两张岩性剖面可以看出，ZPDen交绘结果中T80-T81和T82-T83段砂泥岩纵向分层清晰，横向连续性好，T81-T82段（泥岩为主）右侧泥岩偏多；PI-Den交绘结果中T80-T81和T82-T83段砂泥岩纵向分层清晰，横向连续性好，但是较ZPDen交绘结果略差，T81-T82段（泥岩为主）结果比较好。为此，在该区，首选使用ZPDen交绘，同时可以参考PI-Den交绘结果，这样获得的岩性预测效果可能更好。
图7-48 ZP-Den交绘预测砂泥岩结果
（浅灰色为砂岩，深灰色为泥岩，中海油特普公司提供）
图7-49 PI-Den交绘预测砂泥岩结果
（浅灰色为砂岩，深灰色为泥岩，中海油特普公司提供）
（二）储层的物性预测
地震资料评价储层的物性，主要是指孔隙度和饱和度参数，考虑到饱和度计算的复杂性给地震预测带来困难，这里仅仅进行孔隙度参数预测。
在优选用于孔隙度预测的弹性参数中，先要从测井数据统计分析入手，给出各种弹性参数与有效孔隙度之间的交绘图。图7-50为我国南方某地区各种弹性参数与有效孔隙度之间的交绘图。在4张交绘图中，密度与有效孔隙度之间为线性相关，纵波阻抗及速度、横波阻抗及速度、拉梅常数和剪切模量等参数与有效孔隙度之间均为非线性相关。与其他参数相比，密度与有效孔隙度之间相关系数为0.9185，是最大，均方根误差为1.98，是最小，这表明它们之间拟合关系最好。然而，纵波速度、拉梅常数和剪切模量等参数与有效孔隙度之间拟合关系略差一些，相关系数都小于0.9，尤其是纵波速度与有效孔隙度之间拟合关系的均方根误差为2.46，是最大。
图7-50 各种弹性参数与有效孔隙度之间的测井数据交绘图
表7-2提供了该地区各种弹性参数与有效孔隙度之间拟合关系式，它们是叠前反演有效孔隙度的依据。图7-51为该地区叠前地震反演的密度结果预测的孔隙度剖面，通过与其他弹性参数结果预测的孔隙度剖面对比，发现密度参数预测的孔隙度剖面更好一些。
表7-2 有效孔隙度与各种参数之间拟合关系、相关系数和均方根误差
图7-51 密度反演结果预测的孔隙度剖面
（中海油特普公司提供）
（三）储层的含油气性预测
含油气圈闭的确定是油气资源勘探的最终目的，储层评价的后续工作也需要完成含油气预测工作。在储层区域评价中，人们为了识别流体提出了许多流体识别因子，其中泊松比、VP/VS、λ等参数为较常用的流体识别因子。
从物理意义上说，由于横波（S波）不在流体中传播，只在岩石骨架中传播，流体性质的改变不影响横波速度的变化。所以横波速度VS对流体不敏感，即ZS对流体也不敏感。所以第一拉梅系数λ对流体敏感，第二拉梅系数μ对流体不敏感。根据这个理论可以判断各识别因子对流体的敏感程度，含有P波波阻抗ZP或VP的流体识别因子都是相对比较敏感的。
1.弹性参数与储层含油气性的关系
流体识别的目的是将含水储层和含油（或气）储层区分开来，因此选择的流体识别因子对含不同流体储层应表现出明显的差异。图7-52和图7-53分别为某井VP/VS与有效孔隙度以及泊松比与有效孔隙度的交绘图。
图7-52 某井VP/VS与有效孔隙度的交绘图
从上述结果可以得出下列认识，VP/VS和泊松比这两个参数都可以作为流体识别因子。碳酸盐岩内含油时VP/VS值降低，VP/VS＜2.14；泊松比也降低，泊松比＜0.36。因此，该区碳酸盐岩内含油与水的VP/VS和泊松比的界限分别为2.14和0.36。
图7-54为叠前弹性波阻抗反演获得的VP/VS参数剖面，图中沿层绘制了3条线，将碳酸盐岩段分成上下两部分，上部为含油储层，下部为含水储层。可以看出，上部含油碳酸盐岩VP/VS值明显低于下部含水碳酸盐岩VP/VS值。在低VP/VS值含油碳酸盐岩内部，VP/VS值也有较大变化，这主要是由孔隙度大小所引起的。总之，VP/VS值对碳酸盐岩储层孔隙内流体性质比较敏感，是比较好的流体识别参数。
图7-54 过3口井的VP/VS剖面
（中海油特普公司提供）
2.含油气性预测的叠后吸收分析方法
吸收分析方法的理论基础是Proni变换，该变换是由德国的Proni在1795年提出的一种谱分析方法，是一种广义的Fourier变换，它使用阻尼谐波复指数项来描述所观测到的数据。Marple在1987年的论文中给出了更为完善的Proni改进的分析方法，他提出用Proni变换可将我们观察到的地震信号看作为带有振幅、衰减、频率和相位等四个参数的一系列衰减正弦函数的和。每一个分量由四个实参数确定：振幅、频率、衰减和相位，其数学表达式为
式中：A为振幅；f为频率；θ为相位；α是衰减系数；P/2为阻尼正弦值的个数。
类似于离散Fourier谱，这样四个值对应于一个独立指数，而这样一组独立指数的和被看作是离散的Proni谱。因此，Fourier谱是三个参数的函数，而Proni谱是四个参数的函数。Fourier变换和Proni变换的主要不同点在于，Fourier变换频率是等采样间隔，而Proni变换可以是任意频率采样间隔。
在吸收分析方法中，使用Proni变换代替Fourier变换进行频谱分析、频带分离等处理。具体的吸收滤波分析的处理流程为：
（1）试验线标准谱分析。以此确定出原始输入资料频带宽度，主频、高频变化活跃区。
（2）选择滤波参数。这些参数包括Δτ、Δω和Δα，其中Δτ是估算Proni分解参数的一个间距，Δω是频带宽度，Δα是衰减。
（3）用确定好的滤波参数对全区资料进行批量处理。
利用主频吸收剖面（或原始剖面）和高频吸收滤波剖面，可将吸收分析的解释方法分为以下几种吸收异常带模式：
1）Ⅰ类：主频强振幅带，高频弱振幅带，可能的较好含油气带。
2）Ⅱ类：主频弱振幅带，高频弱振幅带，可能的较差含油气带或断裂带。
3）Ⅲ类：主频强振幅带，高频强振幅带，致密岩性带。
4）Ⅳ类：全频弱振幅带，高频强振幅带，致密岩性带。
5）Ⅴ类：高频振幅突变带，可能作为含油气带的指示。
图7-55、图7-56和图7-57分别为工区内某一条原始、主频和高频地震剖面。在原始剖面井1旁地震道上，1280～1340ms时间段强反射为含油碳酸盐岩，其下部为含水地层。在高频地震剖面上位于300～490CDP范围内的碳酸盐岩段上部（对应图7-57中标注的白色虚线圈）吸收非常明显，不同于其上下及左右吸收情况，这个区段刚好与碳酸盐岩段上部含油对应。
图7-55 Inline697测线原始地震剖面
（图中#1为LH11-1-3，中海油特普公司提供）
图7-56 Inline697测线主频地震剖面
（中海油特普公司提供）
图7-57 Inline697测线高频地震剖面
（中海油特普公司提供）