多波多分量地震在苏里格气田的应用
长庆油田勘探开发研究院针对苏里格气田地震勘探现状，在总结2003年2D多分量地震勘探经验的基础上，进一步研究了三维多分量勘探处理解释的关键技术，总结出一套适合鄂尔多斯盆地三维多分量勘探技术的处理解释技术。通过研究苏里格气田储层和有效储层(含气砂岩)的分布，为该区沉积相研究提供了重要依据。同时，对该区相对丰富的天然气区域进行了优化，为气田下一步有效、经济的开发奠定了基础。
以下内容根据长庆油田勘探开发研究院的研究报告编写。
7.3.3.1多波地震试验区
研究区位于苏里格气田北部苏5井和陶5井之间，南邻苏6井，北邻苏5井。面积约为185km2，地震全覆盖(超过120次)面积为100km2。从2003年到2004年，完成了2D多波12测线324km和苏5井区多波三维采集100km2。该地区地表地貌条件为开阔沙地(25%)、沙质草地(20%)、黑亮带(15%)和碱滩(40%)。
目前该区已完钻井4口，其中陶5、苏13两口井为探井，于2009 ~ 2000年完成，通过试气获得工业气流。另外两口井Su 31-13和Su 31-16是2002年钻探的开发评价井。两口井的八段沉积薄互层砂岩，试气未达到工业气流。苏里格庙地区盒8段储层为应时砂岩，盒8含气砂岩主要电性特征为“三低两高一大”，即低自然伽马、低密度、低补偿中子；高电阻率和高时差；大规模自发电位异常。
7.3.3.2实验区三维多波资料解释
(1)盒8段沉积相解释
苏里格气田沉积背景为辫状河沉积，物源来自盆地北部，河流呈南北向分布。利用地震资料研究沉积相，主要研究技术包括以下几个方面:
1)相干体和方差体地震相研究:相干体技术最早用于研究储层裂缝系统。然而，在河流沉积过程中，由于主河道与岸滩的水动力环境不同，河道与岸滩之间的相干性或方差往往是不同的。因此，可以通过计算储层剖面中地震道之间的差异来检测河道。
2)利用频谱分解技术进行沉积相研究:在砂质泥岩地区，低频带的频率主要反映厚层砂岩的变化，而高频带的频率成分主要反映薄层砂岩的变化。砂体的厚度可以通过频率的倒数来确定。为了更好地研究该区河道沉积的沉积特征，将纵波和转换波计算的调谐体数据和离散能量体地震数据沿层分别进行不同时间的叠加和切片。叠加显示的主要目的是消除背景的影响，突出河道的沉积特征。
3)盒8段沉积演化特征分析:在静态沉积相研究的基础上，为了进一步研究苏里格气田盒8段沉积时期的运移变化，划分了盒8段层序变化特征，在谱分解、相干体、主差体等数据体上开展了盒8段小层沉积相的层序演化分析。
在研究盒8段层序沉积演化过程中，对纵波20Hz的地震数据体做了20组切片。对于具有相同地层厚度的转换波数据，制作了40组切片。主要原因是对于相同的地层厚度，根据转换波的传播理论[12] [13]，纵波的速度约为横波速度的1.5 ~ 1.8倍。与纵波和转换波对应的时域所表示的地层厚度相比，转换波反射的地层厚度约为相同时差纵波的一半。也就是说，一片纵波所代表的地层厚度大约等于两片转换波所代表的地层厚度。这样可以很好的对比纵波和转换波的层序研究成果。
(2)储层岩性和厚度预测
三维研究区岩性和储层厚度预测
通过分析苏里格气田盒8段岩石物性与多波多分量地震参数的关系，认为在岩性和厚度预测方面，主要考虑纵波阻抗或伽马反演和横波速度(横波阻抗)。
初步解释了P波阻抗，初步识别了全区的岩性，然后利用伽马数据体将小于80API的伽马区解释为砂岩。结合纵波阻抗解释结果和伽马阻抗结果，可以得到该区的砂体厚度。
图7.12是INLINE70线纵波阻抗和横波阻抗剖面对比。纵波阻抗剖面显示陶5井8井盒上下砂岩(1815 ~ 1840 ms，蓝绿色)发育较好，与实际情况不符。在剪切波阻抗剖面上，盒8上段根据其阻抗值可以解释为泥岩，与实钻结果一致。这进一步说明剪切波阻抗或速度更有利于该地区的岩性识别。
图7.13是沿方框8中剪切波平均阻抗层的切片。砂岩显示出大的剪切波阻抗值。图中陶5井以东地区盒8段砂岩发育；在陶5井和苏31-13井之间也有一个砂体发育区。苏31-13井以西地区显示该区砂体非常发育。该图与沉积相研究的分频属性图具有非常相似的特征。根据砂岩发育程度，研究区主要有三条河道，其中苏31-13井和陶5井附近有两条，苏31-13井以西有一条。
利用岩石弹性参数识别岩性和砂岩厚度
利用岩石弹性参数识别苏里格气田盒8段砂岩的方法是近几年才出现的岩性识别方法。通常岩石的弹性参数主要是通过P波叠前反演得到的，或者通过叠前弹性阻抗反演得到不同角度的EI阻抗，然后计算剪切波速得到岩石的弹性参数。或者通过纵横波联合解释技术获得纵横波速度，进而计算岩石的弹性参数。
附图7.14是郭涛5井拉梅系数、剪切模量和密度积的反演剖面。对于砂岩，拉梅系数、剪切模量和密度的乘积大于泥岩。图中，陶5井东侧三个因素的乘积明显较高，盒8下段砂岩纵向上比盒8上段更发育。水平方向上，陶5井东部盒8下砂岩发育。陶5井西侧CDP641-CDP691段盒8下砂岩不发育。CDP641以西至苏13井(CDP487)，盒8下段砂体发育。盒8上段砂体发育在CDP560-CDP725和CDP823-CDP892。
图7.15是研究区盒8拉梅系数、剪切模量和密度乘积的层理切片，主要反映盒8砂体在平面上的分布规律。从整体上看，研究区北部砂体横向变化大于南部，东部砂体变化比西部复杂。
(3)油(气)检测
多波多分量联合含气检测主要包括三种方法[14]:纵波和横波振幅比，纵波速度比，纵波和横波计算泊松比。
在苏里格气田盒8砂岩气藏中，认为当储层含有流体时，储层剖面中的纵波振幅会略有降低，而储层剖面中的横波振幅保持不变。根据这一特点，分别计算纵波和转换波目的层的均方根振幅，进而计算纵波和纵波或纵波的振幅比。如果采用纵、横波振幅比，振幅比越小，含气性越好。至于纵波和横波的速度，储层含气后纵波速度降低。因此，纵波速度比的低值区代表含气性好的区域。而当砂岩中含有流体时，速度比的降低也会导致泊松比的降低，所以泊松比低也可以说明含气性好。
图7.12直排70线(陶5井)纵波阻抗(上)和横波阻抗(下)对比图
图7.13横波箱8段平均阻抗切片
图7.14陶5井顺排方向拉梅系数、剪切模量和密度积反演剖面图
图7.15方框8的平均拉梅系数、剪切模量和密度乘积的层理切片。
图7.16显示了纵波速度比的平面分布特征。图中除苏13井外，高产井陶5井的纵横波速度比较低，而苏31-13和苏31-16两口干井的速度较高，解释结果与实钻结果一致。此外，从全区来看，苏31-13井东部含气性好于西部，与振幅比分析结果一致。
图7.16纵波速度比含气测试结果
(4)储层厚度和含气性综合评价。
砂岩厚度的综合评价
在研究区储层特征综合分析中，面对纵波和转换波地震资料厚度预测的差异以及各种方法厚度预测的差异，为了使预测的砂体更加可靠，有必要对砂体厚度进行综合评价。综合评价应充分考虑沉积相特征；基于纵波分频处理的结果，转换为转换波分频结果，同时考虑多属性分类结果；对于各种反演之间的矛盾，采用最大值原理，而不是求交法，其主要目的是保证河8段所有砂岩都能预测出来。
附图7.17为盒8段上部砂体厚度分布图，附图7.18为盒8段下部砂体厚度分布图。相比较而言，该区盒8下段砂岩较上段更为发育。盒8下段砂岩厚度一般为10 ~ 30m，盒8上段砂岩厚度一般为10 ~ 15m。综合沉积相研究结果，盒8下段主要发育4条河道，分别为苏13井、苏31-13井西、苏31-13井东和陶5井，其中陶5井主河道最为发育。河流整体表现为网状交汇，形成强烈的异质性。
图7.17多波三维区块8上段砂岩厚度图
图7.18多波三维带盒8段下砂岩厚度图
储层含气性综合评价
在三维多波研究区含气性综合评价中，采用加权系数法进行综合评价。包括河砂体预测和其他含气检测的结果，赋予不同的权重系数，然后加权。如果权重系数大于7，则划分为I类水库；如果权重系数在5-7之间，则为ⅱ类水库；如果权重系数小于5，则为III类水库。地震有效储层厚度和地震检测结果的统计结果表明，地震含气检测结果与其有效储层厚度的对应关系为:ⅰ类储层，相对集中的有效储层厚度一般在5 m以上；ⅱ类有效储层为3 ~ 5mⅲ类有效储层小于3m。然后选取10个参数进行评估，每个参数的权重系数为1。
选取的10参数为:纵波和横波分频的主通道预测；纵波弹性阻抗反演结果；λ μ ρ弹性反演；AVO的宝洁属性；纵波的准泊松比；AFI探测到的碳氢聚合物的可能性分布:AFI反演油气水分布的可能性：小波变换在油气检测中的应用:纵波和横波的振幅比；纵波速度比(或泊松比)。
附图7.19是该区含气性综合评价结果。本区一级有利含气区面积为17.003km2，占总面积的10.08%。二级含气有利区面积64.47km2，占总面积的38.23%。三级含气有利区面积9.49km2，占总面积的5.62%。
图7.19三维多波储层综合评价结果