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莺-琼盆地位于印支半岛与南海北部大陆架交接区，在板块构造位置上位于欧亚板块、印支板块和太平洋板块的交汇处。
莺歌海盆地形态呈 NNW 走向的长条形，由东南部的莺歌海凹陷和西北部的河内凹陷组成，两凹陷间被临高凸起所分隔[1]。
莺琼盆地是南海西部最重要的天然气勘探战场。
近年来随着二维、三维资料的覆盖及连续的钻探，发现该盆地存在较多的特殊岩性。
在莺歌海盆地，钻探的主要特殊岩性为低速泥岩，诸多的低速泥岩在地震特征上均有“亮点”强振幅特征，因此给勘探目标搜寻及评价带来了巨大的挑战。
从莺歌海及琼东南盆地已钻井出发，主要研究低速泥岩识别。
首先，理清了各区岩石物理规律，总结了低速泥岩形成机理，形成了一套识别低速泥岩的方法[2-3]，排除了特殊岩性对目标的影响，确定了莺琼盆地有利目标特征，为南海西部天然气钻探奠定了基础。
传统 “低频强振幅亮点”反射特征的地震异常体通常认为是含气砂岩的响应，而莺歌海盆地钻探结果表明，该种特征泥岩广泛发育。
经过统计发现盆地中此类泥岩多呈现低速度特征[4]。
其中乐东区钻遇低速泥岩井十余口，而东方区则达到二十余口。
因此了解低速泥岩形成机理，准确识别泥岩，确定砂岩储层，降低勘探风险十分关键。
1 泥岩速度影响因素地质、地球物理、测井等资料综合研究发现地层压力、泥质含量、有机质丰度均会对泥岩的纵波速度产生影响。
压力一定时，泥质含量超过25%时，泥质含量越高，纵波速度越低。
这也代表泥岩越纯，纵波速度越低。
当泥质含量相差不大时，有效压力（上覆压力减去孔隙压力）的减小时，泥岩速度也随之变小。
在泥质含量、孔隙压力等差异较小时，泥岩的有机质增加，即干酪根含量增大，泥岩的纵波速度减小。
带着上述认识，从本区已钻井出发，来剖析三种影响泥岩速度的因素。
由于地层孔隙压力大导致了泥岩中的微裂缝增加了孔隙流体间的相互联系，造成泥岩低电阻率和含水导致的地震波声传播异常低速[5]。
而实际中，莺歌海盆地在黄流组二段普遍发育异常超压地层，甚至部分在黄流组一段亦存在高压。
有色反演技术在少井区岩性体预测中的应用毕俊凤;杨培杰【摘要】Every inversion method has its own characteristics and applicable conditions. The inversion based on model can obtain high resolution in vertical and horizontal direction, but the inversion result is affected obviously by wells and wavelet. So it can be used to in-terpret lithologic body in multiple wells area. Colored inversion is a kind of frequency domain inversion method, which does not depend on initial model and needs limited wells. Moreover, the inversion result is faithful to seismic data and the inversion process is relatively simple. By building forward model and testing parameter, the authors got to know the physical meaning and range of inversion parame-ters. By using this method, the authors preferably depicted the lateral distribution characteristics of fan body in lower Es3 of Gunan sag. Compared with conventional seismic attributes, the colored inversion results are more coincident with the deposition rules and the lithol-ogic distribution of the actual drilling wells. It is shown that the colored inversion method could improve the resolution of seismic data based on keeping the original phenomena, and hence it is suitable to interpreting the strata or lithologic characteristics in sparse orno well zone.%阐述了有色反演的基本原理，并给出了反演流程。
曲线拟合约束稀疏脉冲反演技术在薄储层中的应用研究X谭琴辉(胜利油田地质科学研究院断块研究室,山东东营 257022) 摘 要:各种测井曲线对同一地质体有不同的地球物理场响应,它们之间存在一定的相关性,由于这种相关性非声波测井曲线可以拟合出声波曲线进行约束反演。
本文以某陆相薄砂泥互层为例,针对原始声波测井曲线对薄砂体不敏感而伽玛测井曲线的高频成份对砂泥岩性变化敏感,同时与声波时差之间具有很好的相关性,利用小波多尺度分解对声波中的低频信息进行了提取,应用统计回归加低频的方法对曲线进行了重构。
然后,在Jason 里面用拟合曲线进行约束稀疏脉冲反演,拟合曲线反演显著地突出了所需的信息,有效地提高了对砂岩的识别能力。
关键词:约束稀疏脉冲反演;小波多尺度分解;信息融合;曲线拟合 中图分类号:P 631.8+1 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)03—0094—03 随着勘探程度的不断深入,寻找隐蔽油气藏越来越重要,但对隐蔽油气藏的预测与描述难度较大。
在陆相薄储层地质条件下,受地震频带宽度的限制,原有的砂体解释技术已不能满足油田开发的需要,目前测井约束地震反演技术是比较成熟可提高地震分辨率的一项实用技术,但是在很多情况下,由于井筒污染、地层压实程度等因素的影响,声波测井曲线不能直接反映储层特征,因此就需要利用已有的其他测井信息来弥补或拟合出一条声波测井曲线[1～2],用这种非声波测井曲线拟合出声波曲线约束反演[3],从而达到提高砂泥互层分辨率。
1 方法1.1 测井曲线分析与处理测井曲线的好坏是影响约束反演的主要因素,对研究区内的井曲线进行岩石物理交汇分析,发现目标层段声波时差曲线幅值差异较大,需要进行归一化处理。
在归一化处理中,首先去掉大奇异值,对于由于仪器等因素导致的刻度横向不一致,经常使用的校正方法有峰值校正、均值校正、趋势面分析等[4],本文中采用的校正公式为:A(i)=a(i)×b 1a 1n -a 2n ×b 1a 1n-b 2(1)式中a(i)为校正曲线值,a 1n 为需要校正曲线的目标层段曲线值范围,a 2n 为校正井曲线目标层段曲线中值,b 1为标准井目标层段曲线值范围,b 2为标准井目标层段曲线中值,A (i )为校正之后曲线值。
（测井、地震和地质在复杂储层研究中的综合应用和预测技术）汇报内容一、储层预测研究的特点和面临的主要问题二、研究技术的主要进展和实例分析二三、储层预测技术的主要发展方向储层预测研究的特点和面临的主要问题•开发地质研究的核心问题：储层的预测与研究又是其中的关键，•基于岩石地球物理响应的开发测井和波动在弹性介质中的运动学和动力学特性的开发地震勘探，是储层综合研究的两大主要学和动力学特性的开发地震勘探是储层综合研究的两大主要手段。
开发测井特点：多信息、极高的纵向分辨率高精度测井地震勘探特点：纵向分辨率低，制约点!储层预测研究的特点和面临的主要问题地震技术具有空间覆盖面广，数据量大的特点，是油藏描述的主要技术手地震技术具有空间覆盖面广数据量大的特点是油藏描述的主要技术手段之一。
早期的地震技术主要用于确定地下油气藏的构造，随着三维地震和各种提高地震分辨率的采集、处理和解释技术的出现，人们开始把地震引入到解决油田开发问题的油藏描述和动态监测中．出现了开发地震（Development Geophysics）或储层地震(Reservoir Geophysics)新技术．它们在方法原理上与以往的地震勘探并没有本质的差别，所谓开发地震就是在勘探地震的基础上，充分利用针对油藏的观测方法和信息处理技术，结合地质，测井和各种测试和动态资料，在油气田开发过程中，对油藏特征进行横向预测和完整描述。
地震反演、储层特征重构与特征反演、地震属性分析与烃类检测、相干体分析、定量地震相分析、地震综合解释与可视化、井间地震、VSP、时间延迟地震、多波地震及分辨率足够高的地面三维地震等缺点是，纵向分辨率低，这是储层预测和描述中的主要制约点。
储层预测研究的特点和面临的主要问题在储层预测研究中具有指导作用，储层预测和表征已经远远不是在储层预测研究中具有指导作用储层预测和表征已经远远不是以单一的地质研究来解决问题，而是由一般的单学科研究向多学科综合表征的方向发展与测井地质解释、地震地层学紧密结合，可更有效地发挥储层沉积学的作用。
稀疏脉冲波阻抗反演技术在南海北部深水区含气储层识别中的
应用
【摘要】南海北部白云深水区是中国近海深水勘探热点，该区域目标多为构造-岩性复合型圈闭。
在白云深水区钻井稀少但有高品质三维地震数据的现状下，为了精确描述岩性圈闭储层的物性、含油气性的空间展布特征及其规模，引入了基于地震的稀疏脉冲约束波阻抗反演技术，完成对w3各套含气储层精细雕刻，描述了深水扇体的特征，对其厚度和物性的空间分布和变化特征作出预测，指导了该目标评价井钻探，并得到成功检验。
为实现识别深水储层，定量地描述储层，提供了有效的地球物理技术支持。
【关键词】南海北部深水区约束稀疏脉冲波阻抗反演储层描述
随着全球经济发展对石油天然气需求的不断增长，各国已经把勘探的目光投向深水。
南海北部白云深水区经过多年勘探研究，在w3目标区获得重大天然气发现，成为中国近海最具勘探潜力的区块。
w3-1井的钻探证实，白云深水区珠江组发育重力流成因的深水扇储层。
深水沉积储层横向变化快，分布不均一，仅通过1～2口井的物性参数来代表整个深水扇体极不可信。
然而深水勘探成本高、风险大，不可能大量钻井，因此，如何运用现有资料准确描述深水
储层物性的分布差异显得尤为重要。
随着地震勘探技术的发展，通过反演将地震振幅转化为波阻抗数据，对储层物性及含流体性的空间变化进行定量描述，成为油气藏表征的关键技术。
针对白云深水区钻井稀少，但有高品质的三维地震数据的现状，引入稀疏脉冲波阻抗反演技术，实现对含气储层的识别，为深水区目标储量计算、评价井位设计提供了重要的依据。
图2？过井波阻抗剖面
4 应用实例：w3储层刻画和定量计算
储层的面积、厚度、孔隙度是储量计算中的重要参数。
在波阻抗反演基础上，可依据阻抗与孔隙度的相关性，将反演得到的波阻抗属性转换为孔隙度，定量评估储层物性空间变化特征。
4.1 w3反演结果分析
反演结果与钻井岩性资料显示出良好对应关系（图2）。
反演结果刻画出了sand1陆坡深水扇低阻抗砂体形态。
4.2 计算含气储层孔隙度平面分布
以sand1为例，根据前文得到的气层阻抗门槛，用可视化技术在波阻抗体上追踪雕刻气藏，可以直接计算含气面积、厚度（图3）以及含气层平面上各点的平均阻抗值。
根据孔隙度与阻抗的线形关系式将平均阻抗转换为平面上孔隙
度的分布（图4）。
图4？气层厚度图
应用砂岩厚度图和孔隙度图计算储层的储集空间，准确程度得到提升。
4.3 反演结果的检验
w3气田优质含气储层的反演预测结果对气藏的评价有重要意义，指导了评价井w3-2、w3-3的钻探，经检验预测结果非常准确。
w3-2井钻遇sand1气层41米与反演结果预测一致（图3）。
根据换算出的孔隙度分布图（图4），预测该井位的孔隙度值20%，与实钻测井解释一致。
w3-3井位处构造高点，反演结果sand1层没有含气储层（图3），综合分析认为是由于储层变薄超出分辨能力。
该井实际钻遇sand1
层1.5米厚的薄气层，与预测一致。
5 总结
根据上述研究成果，对稀疏脉冲波阻抗反演技术在深水储层识别中的应用有以下认识：
高品质三维地震、测井资料是反演结果可靠性的重要保障。
稀疏脉冲波阻抗反演技术结合了测井纵向分辨率高和地震横向分辨率高的优势，其结果较好的反映出w3储层的空间分布，提供了可靠的储层孔隙度、厚度参数。
综上所述，稀疏脉冲波阻抗反演技术在白云深水区的应用，弥补了单纯利用测井或地震相预测储层的局限，实现了对优质含气储层的识别。
利用这一技术能够在精细目标评价中发挥优势，提高钻探成功率。
参考文献
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