袁书坤,陈开远,Hardage Bob A,罗 宏,张生根,魏水建

(1.中国地质大学(北京)能源学院，北京100083；2.中国石油化工集团国际石油勘探开发有限公司，北京100029；3.美国德克萨斯大学奥斯汀分校经济地质局，美国奥斯汀78758；4.中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院，北京100083)

21世纪以来，随着水平钻井、水力分段压裂、微地震压裂监测等技术的快速发展及天然气价格逐渐回暖，开发非常规的致密砂岩、页岩油气藏逐渐具有了经济性和可行性。北美Marcellus页岩气开发就是最成功的案例之一。

页岩油气储层具有厚度薄、波阻抗低、次生节理与天然裂缝发育、非均质性强、油气单井产量及产能差异大等特点。天然裂缝发育程度和现今水平最大主应力方位对页岩气藏的经济开发至关重要，尤其是对单井初始产量有着决定性的影响[1]。针对裂缝非均质性预测，前人基于纵波(PP)勘探技术开展了大量探索研究，但结果仍存在较大不确定性。近年来，3C-3D,9C-3D等多分量地震勘探技术在裂缝探测方面的优势日益受到业内关注[2-3]。美国德州大学经济地质局EGL实验室、科罗拉多矿业学院等在多分量地震勘探技术的理论研究、实际应用方面积累了不少成功经验，推动了该技术的工业化进程[4-5]。

纵波是地下地层骨架、孔隙、孔隙流体及压力等特征的综合反映，而转换横波(PSV)则含有更为丰富的岩性、微构造等信息。因此，综合利用纵波和转换横波信息分析微裂缝发育的页岩、致密砂岩等非常规油气储层比单纯利用纵波信息会更加科学、有效[6]。我们基于Marcellus页岩3C-3D纵波-转换横波勘探地震资料，在利用快/慢转换横波(PSV-1/PSV-2)法进行天然微裂缝预测的基础上，着重探讨纵波-转换横波(PP-PSV)联合反演方法在页岩气藏天然张性微裂缝识别及含气性检测中的应用效果。

1 Marcellus页岩概况及勘探进展

Marcellus页岩位于北美阿勒格尼高原，埋深在610～2590m，厚度为15～110m，面积约24.6×104km2，主要分布在俄亥俄州、宾夕法尼亚州等地[7-8]。Marcellus页岩形成于365Ma前的重大有机物沉积期，总有机碳(TOC)重量百分比浓度w一般为3%～10%，最高可达20%以上，以石英、粘土矿物或泥等细粒沉积为主，层理结构发育，具典型超低孔、低渗特征(Φ<8%，K<1000×10-3μm2)，释放油气速率极慢[9]。大约在300Ma前，页岩内富含的有机质进入大规模生、排烃期，导致天然气超压形成了ENE—WSW向展布的J1裂缝带(图1)[10]。280Ma前，页岩区东部受SE—NW向构造挤压，形成现今山脊、山谷相连的褶皱区，在超压和构造应力的共同作用下形成近NW—SE向展布的J2裂缝带(图1)[11]。Marcellus地层位于Hamilton群底部，具三分性(指区域内稳定分布的上、下段富有机质页岩和中间的Cherry石灰岩薄互层)特征。Marcellus页岩下段位于三级层序界面/海进面之上，测井特征为自然伽马测井值向上增加的海侵体系域过渡为向上递减的海退体系域；Marcellus页岩上段是另一个三级沉积层序，包括底部的海退面、以石灰岩为主体的相对较薄的海侵体系域和上部较厚的海退体系域[12-13]。

Marcellus页岩发现于1839年，但直到近几年才被认为是美国最大的页岩气藏。因页岩气开发的非常规性，Marcellus页岩区钻井资料丰富，而地震资料及相关研究相对缺乏。据美国能源信息署(EIA)2013年发布数据，在2007年底时全区Marcellus页岩仅有页岩气井112口；但此后钻井速度猛增，截止2012年底Marcellus页岩区累计已钻页岩气井6112口，产量达到630×108m3。但统计数据分析表明，自2012年以来Marcellus页岩区的钻井节奏已明显变缓，其主要原因有二：一是受所谓“页岩气革命”的影响，北美天然气价格已显著下跌(2012年4月的气价已低于2008年6月巅峰气价的1/7)，开发页岩气的经济性再次受到质疑；二是页岩气储层非均质性强，在同一地质核心产区，采用相同的钻、完井工艺，单井产量差异极大(最大相差30倍)。因此，依靠单一的页岩地质评价技术进行页岩油气探井的部署显得举步维艰。

鉴于此，Marcellus页岩区的作业者公司开始转变思路，解读老地震资料、开展新地震资料采集，其主要目的就是探测页岩储层的非均质性(侧重于裂缝检测)。Chesapeake公司是Marcellus页岩区的最大作业者公司，与其它作业者一样，其早期的页岩气开发也主要依靠综合地质评价、水平钻井及水力压裂技术，很少涉及物探方面的深入研究。针对气价下跌、页岩气单井产量差异大等问题，为提高页岩气开发的经济性，Chesapeake公司先后在Marcellus页岩东北核心区(宾夕法尼亚州的Bradford县附近)采集了近777km2的纵波三维地震资料，并利用时间切片、相干及曲率分析等方法在断层识别、裂缝预测方面取得了一些研究成果。然而，基于纵波地震资料分析所部署的页岩气探井仍未达到预期效果，主要原因可能是页岩气保存条件要求较高，天然裂缝过度发育未必有利。2011年，Chesapeake公司在上述三维工区内的裂缝欠发育区(实验区)再次部署采集了对天然微裂缝更为敏感的3C-3D多波多分量地震资料(采用炸药震源激发，单点三分量检波器接收；满覆盖面积约36km2，采样率1ms，记录长度4s，主频约为40Hz)，其主要目的是对页岩储层中的张性天然微裂缝进行探测。

图1 Marcellus地层内天然裂缝发育概况(改自Smith等[11]，2010)a 野外露头; b J1,J2裂缝带平面展布

2 天然微裂缝多波分析技术应用

2.1 纵波-转换横波匹配

利用PP波与PSV波进行联合解释、反演时，须进行时间域匹配(PSV波匹配到PP波时间域)。现行的方法是利用PP与PSV的波形相似性得到速度比，进而在时间域匹配PP波和PSV波[14]。因PP-PSV联合反演是根据反射同相轴逐个样点进行，故在实现纵波-转换横波地震资料的人工井-震合成记录标定后，还需匹配波形、能量等信息[15-16]。图2为Marcellus页岩及以上层段合成记录标定及频谱分析图。频谱分析结果表明：Marcellus页岩基底之上，PSV波纵向分辨率比PP波高很多(PP波主频约25Hz，PSV波主频约40Hz)。因此，PP-PSV联合反演具较大的信息优势。

2.2 快/慢转换横波天然微裂缝分析

Marcellus页岩内的主断层具有很好的纵向继承性，多数贯穿Marcellus页岩及下伏的Onondaga灰岩地层。主要断层走向为ENE—WSW和EW方向。主要断层类型为SE—NW向逆断层、逆冲断层等。Marcellus页岩的天然微裂缝发育对于气藏的经济开采至关重要，合理的井位和水平井段方位对单井产能和产量影响巨大。然而，传统的AVA，VVA等微裂缝探测方法单纯利用纵波资料，往往存在较大不确定性[17]。

图2 Marcellus页岩及以上层段合成记录标定及频谱分析结果a 测井资料; b 合成记录; c PP波频谱; d PSV-1波频谱

鉴于此，我们利用快/慢转换横波(PSV-1/PSV-2)反射时间厚度差值法进行天然微裂缝发育带预测。经纵波反射时间及能量随方位角的变化关系分析可知，研究区内的PSV-1波方位约为NE60°[18]，进而可从3C-3D数据体得到PSV-1波及PSV-2波数据体。因天然微裂缝发育的影响，Marcellus页岩层在PSV-1波和PSV-2波时间厚度上会存在差异，通常认为时间厚度差负异常(低值区)为裂缝的主要发育带[5]。图3为由此预测出的Marcellus地层天然微裂缝发育区带分布图，根据PSV-1/PSV-2时间厚度差的负值(低值区)可识别出J1和J2两套主要裂缝带：J1呈近ENE—WSW走向，J2呈NW—SE向展布。当然，天然裂缝带并未总显示为负的时差异常，这可能是由于局部应力环境或裂缝密集带方位改变影响了局部的PSV-1波方位所致[2]。

2.3 纵波-转换横波联合反演

传统的纵波反演在油气勘探中虽然发挥了重要作用，但因没有横波信息，故不能解决天然微裂缝、致密砂岩气藏的勘探难题。理论上，PP波和PSV波在岩石内的传播速度存在良好的线性关系[19]，vP和地层密度也有着非常密切的关系[20]；同时，由于横波传播媒介的单一性，故PSV波含有丰富的微裂缝、岩性等地质和构造信息[2]。Marcellus地层的上、下段页岩主要发育富含有机质的泥岩，下段页岩的有机质类型更好，有机质更丰富，成熟度更高[21]，且这种岩性特征几乎稳定分布在整个阿巴拉契亚盆地。因此，在忽略岩性非均质性的基础上，利用PP波和PSV波的内在联系进行纵波-转换横波联合反演可以有效提高反演的精度和可靠性，进而实现对裂缝探测和开闭性识别的目的。

通过以上可行性分析，在纵-横波信息匹配及PSV-1/PSV-2裂缝初步探测的基础上，利用PP/PSV波速度、密度测井等资料，获得了较理想的PP-PSV联合反演结果(图4)。由图4可见，因受子波频率等因素影响，传统的PP波阻抗反演剖面(图4a)上虽然可以识别Marcellus地层的三分性，但细节过于粗糙，不能很好地刻画岩性横向变化；而在PP-PSV联合反演波阻抗剖面(图4b)上，不仅能识别出Marcellus地层上、下段页岩及中间的Cherry石灰岩夹层，而且能刻画出Cherry薄层灰岩层的横向展布和纵向互层等特征。此外，在PP-PSV联合反演波阻抗剖面上，Marcellus下段页岩的波阻抗值低于上段页岩，这与Marcellus地层上、下段页岩的有机质丰度差异特征完全吻合。分析认为，PP-PSV联合反演能够取得较为理想的效果，地层密度实际上反映的是地层的电子密度，而电子密度相当于体积密度。有机质和烃类气体含量增加会使地层密度值降低；存在天然张裂缝，也会使地层密度测井值降低[28]。在岩性相对稳定分布的页岩地层范围内，地层密度能有效反映粒(晶)间孔、张裂缝等的发育程度。因此，基于PP-PSV联合反演的密度属性参数，也可识别区分PSV-1/PSV-2法预测的裂缝性质，即张裂缝(与现今水平最大主应力一致，结晶程度低)及闭合裂缝(充填、胶结程度较高或挤压缝合面)[29]。

图3 PSV1/PSV2反射时间厚度差值法预测出的Marcellus地层天然微裂缝发育区带分布a Marcellus下段页岩; b Marcellus上段页岩

图4 常规纵波反演(a)与PP-PSV联合反演(b)波阻抗剖面对比

主要在于研究工区Marcellus地层基底之上PSV波资料比PP波资料具有更高的纵向分辨率，且PSV反射波含有更为丰富的岩性、微构造等信息。

除地震波阻抗属性外，PP-PSV波联合反演还能提供纵横波速度比(vP/vS)、密度等参数。前人研究表明[22-27]：①vP/vS属性对地层岩性、储集空间内流体性质、饱和度等特征反映很敏感。②地震纵、横波速度均随密度减小而降低，且横波降低幅度更大。③横波主要沿岩石骨架传播，与孔隙流体性质及含量变化关系不大。④纵波速度遇到油气层时会显著减小，遇气层减小会更加明显。⑤高孔隙流体压力及高裂缝密度地层(尤其是后者)易引发高vP/vS比值。因此，我们可以得出如下推论：在微裂缝欠发育区，横波速度变化小，而纵波速度会因为页岩孔隙含油气性而显著降低；相反，在裂缝发育的页岩中，地震横波速度会明显降低(可假定某一低值)，而纵波速度变化主要取决于裂缝填充及结晶程度、裂缝孔隙中的流体性质及饱和度等。因此，在某特定的裂缝带分布区内，vP/vS比值能很好地指示页岩储层中有利含油气的张性天然裂缝分布区带。

3 张性微裂缝预测及含气性检测

如上所述，快/慢转换横波反射时间厚度差值法的天然微裂缝预测结果可能同时包含张性裂缝、闭合裂缝以及岩性缝合面等信息，而纵波-转换横波联合反演的密度、纵横波速度比(vP/vS)等则是可望在上述基础上进一步识别裂缝开闭性及预测微裂缝内流体性质的有效属性参数。

3.1 张性微裂缝及其有利分布区带预测

以Marcellus地层下段页岩为例，如图5a所示，PP-PSV联合反演密度平面分布特征(稳定页岩密度为2.52g/cm3)与图3a所预测的裂缝分布结果(负值区)具有较高吻合度，尤其在裂缝预测的主体部位，图3a所预测的裂缝在PP-PSV联合反演密度图上表现为低值(ρ<2.52g/cm3)。因此，考虑到裂缝胶结的不完全性，结合PSV-1/PSV-2时间厚度差值和PP-PSV联合反演密度属性，较好地识别出了天然张性微裂缝带的分布范围(即PSV-1/PSV-2时间厚度差为负值；密度为低值)，见图5b所示。

在天然张性微裂缝识别的基础上，利用PP-PSV联合反演的vP/vS属性(如图6a，vP/vS低值区为可能的页岩气富集带)可对张性微裂缝内的流体性质及丰度进行定性预测，进而可优选出最有利含页岩气的天然张性微裂缝分布区带(图6b)。而在张裂缝带之外的反演密度高值、vP/vS低值区，可能是孔、渗性相对较差的孔隙(晶间、粒间)性页岩气储层，由图6a可见其也具有NE—SW向展布特征。

图5 Marcellus地层下段页岩PP-PSV联合反演密度属性切片(a)及天然张性微裂缝分布区带预测结果(b)

图6 Marcellus地层下段页岩PP-PSV联合反演vP/vS属性切片(a)及有利含气张性微裂缝分布区带预测结果(b)

3.2 预测效果分析

Calibration-1井是3C-3D工区内唯一的领眼井，对其测井资料分析可知：①Marcellus下段页岩较上段具相对高伽马、低密度特征；②深、浅侧向电阻率曲线具齿化特征，为裂缝发育迹象；③深、浅侧向电阻率值相近，未见含油气显示[30]；④裂缝欠发育页岩段vP/vS均值约为1.56。分析认为Calibration-1井因位于张性天然微裂缝分布范围内，但在富含页岩气区之外，故综合测井曲线有裂缝发育特征但无明显气测显示。此外，据项目赞助方Chesapeake公司反馈：Calibration-1井在NW方位水平分支井段的气测显示及页岩气产量明显好于SE方位水平分支井段。总之，Calibration-1井的岩性、电性特征与多波地震方法预测的结果高度吻合，较好地验证了PSV-1/PSV-2微裂缝探测结果，同时也证明应用PP-PSV联合反演方法进行天然张性微裂缝发育区带预测及含气性检测的正确性和可行性。

4 结束语

基于Marcellus页岩区的3C-3D多波地震资料，应用PSV1/PSV2反射时间厚度差值法和PP-PSV联合反演方法实现了页岩气储层天然微裂缝探测及含气性检测，获得以下认识：

1) 由于研究工区Marcellus地层基底之上PSV波资料比PP波资料具有更高的纵向分辨率，且PSV反射波含有更为丰富的岩性、微构造等信息，PP-PSV联合反演能够获得比传统的PP波反演结果更高的纵、横向分辨率，有利于非常规页岩气储层的岩性精细识别和天然微裂缝发育区带预测。

2) 在地层岩性分布相对稳定的地区，在PSV-1/PSV-2反射时间厚度差值法微裂缝预测的基础上，PP-PSV联合反演的密度、vP/vS等组合属性对页岩气储层天然微裂缝的开闭性识别及含气性检测具有较大优势和实用性。但是，该方法对前期的地震构造解释及PP波、PSV波信息匹配精度要求较高。

3) 影响裂缝性页岩非均质性的因素众多，在多波地震资料联合解释和反演分析时应综合考虑多种地质、地物及地化参数(如应力环境、胶结程度、地震反射差异、流体性质及饱和度等)。

参 考 文 献

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