本发明提供了一种确定和展示地下岩石的弹性模量的相对变化和密度的 相对变化的方法，以及使用上述展示图件寻找石油和天然气，特别是直接探 测天然气和轻质油的方法。

油气勘探中最经常使用的物理参数是岩石的速度、密度以及根据它们 计算的波阻抗。对于查明地下构造形态，这些物理参数是适宜的。然而， 对于查明岩性和直接找油气，它们将导致不确定性，因为(1)各类岩石的 速度和密度的变化范围彼此部分重叠；(2)纵波速度、横波速度、密度之 间有太多的相关性，而缺少指示岩性变化能力方面的互补性。

岩石的弹性模量包括拉梅常数λ和μ、体积压缩模量κ、杨氏模量E和泊 松比σ。它们最初是从材料科学领域引入物理学的。它们的定义方式保证它 们都是正数。这五个弹性模量彼此不是独立的量。它们之中的任意一个可以 用另外两个表示出来，可以导出很多这样的表达式。在波动方程建立的过程 中，弹性模量起了很大作用。直接测定弹性模量通常是困难的。人们通常根 据在实验室中测定的横波速度、纵波速度和密度计算弹性模量。

岩石的速度是由它的弹性模量和密度决定的。例如：横波速度Vs和纵 波速度Vp可以用密度ρ和弹性模量来表达

Vs＝(μ/ρ)1/2          (1)

Vp＝[(λ＋2μ)/ρ]1/2   (2)

  ＝[(κ＋4μ/3)/ρ]1/2  (3) 在地震勘探中，岩石的速度，从原义上讲，仅仅是表示地震波在岩石中传播 快慢的物理量。速度与岩石的性质以及岩石孔隙中填充的流体的性质的关系 是间接的。速度是弹性模量和密度综合影响的结果。反之，弹性模量与岩石 的性质以及岩石孔隙中填充的流体的性质更密切、更直接。各个弹性模量的 相对变化和密度的相对变化能够更直接地指示出岩石的性质及其孔隙流体的 性质的哪个或哪些方面发生了变化。因此，确定地下岩层的弹性模量对于研 究岩性和直接找油气是非常有用的。

在油气勘探领域，纵波共深度点技术(以下简称为CDP技术)是获得了 很大成功的技术之一。在过去四十多年中，CDP技术一直处于发展和改进之 中。在水平层状地层假设条件下，借助适宜的地面检波器和炮点组合，使用 CDP技术可以记录到多次覆盖的地震资料。对记录的地震资料进行分选，可 以构成CDP道集。迭加同一CDP道集中的地震道，将增强来自地下同一反射 点的一次反射波，削弱多次波和随机噪音。不幸的是，CDP迭加在增强一次 反射波的同时，也破坏了宝贵的地震信息。而这些信息对于岩性研究和直接 油气探测是至关重要的。

至少自上世纪末以来，人们已经认识到，在反射界面上，横波和纵波的 反射振幅随入射角而变化。杰出的研究成果之一是Zoeppritz方程组。该方程 组建立了反射系数与反射界面两侧介质的弹性特征及入射角之间的关系，( 参见Zeoppritz，K.，1919，“Uber Erbeduellen”，Vol.VII，Gottinger Nachrichten， p.66-84)。近年来，人们已开始注意在油气勘探中利用反射振幅随入射角的变 化。Wiggins等人的欧洲专利申请，利用振幅随入射角的变化，提出了一种确 定和展示地下岩层横波速度反射系数的方法，(参见Wiggins，R.，Kenny，G. S.and McMlure，C.D.，1983，“A method for determining and displaying the shear- velocity reflectivities of a geologic formation”，European Patent Application No. 83300227〕。他们的计算公式是在Vp/Vs＝2的假设条件下导出的，这将给 计算的横波速度反射系数带来不可预测的误差。由于横波速度反射系数对 岩石孔隙流体的性质不敏感，横波速度反射系数可以用于油气勘探中。也正 是由于这种不敏感性，它在油气勘探中的作用是有限的。AVO技术利用纵 波反射振幅随偏移距的变化预测天然气储层，(参见Ostrander，W.J.，1984， “Plane-wave reflection coefficients for gas sands at non-normal angles of incidence， Geophysics，Vol.49，p.1637-1648)。人们已经发现，在大多数情况下，以页 岩为围岩的气饱和砂岩上方的纵波反射振幅随偏移距变化的梯度，比相同围 岩的水饱和砂岩上方的纵波反射振幅随偏移距变化的梯度大。Wiggins的专 利申请和AVO技术都使用迭前CDP道集作为输入资料。

自从CDP技术诞生以来，人们作出了持续不断的努力利用CDP资料提 取纵波速度Vp、纵波反射系数，等等。但是，利用CDP资料确定地下岩石 的弹性模量或者弹性模量的相对变化的问题，是一个被地震勘探界忽视、很 少被人提及的问题。仅仅在最近几年内，才有几位作者提到了利用CDP 资料确定弹性模量或它们的相对变化的问题。Piggott等人使用了一种迭代方 法确定泊松比σ。他们借助由其他资料获得的纵波速度Vp和密度ρ，利用迭 代算法确定泊松比σ。然后，利用这样确定的泊松比σ和已知的纵波速度Vp 和密度ρ，计算其他四个弹性模量和横波速度Vs，(参见Piggott，J.D.， Shrestha，R.K.and Warwich，R.，1989，“Young’s modulus from AVO Inversion”，59th Annual International SEG Meeting，Expanded Abstracts，p.832- 835)。Piggott等人的迭代方法本身也要求Vp和ρ是已知的，这是不现实 的。Silva和Ahmed使用了Zoeppritz方程组的一种近似式，Δκ/κ和Δμ/κ 出现在方程中作为方程系数的一部分。但是，他们没有设法确定Δκ/κ和 Δμ/κ。相反地，他们通过拟合振幅随入射角的变化计算了纵波波阻抗和一 种修正的横波波阻抗。在本质上，他们的方法与AVO技术是相同的。(参 见Silva，R.and Amhed，H.，1989，“Application of the AVO technique in production geophysics”，59th Annual Intermational SEG Meeting Expanded Abstracts.p.836-838)。Smith和Gidlow提出了一种‘伪泊松比反射系数’， 它等于纵波速度反射系数减去横波速度反射系数，(参见Smith，G.C.and Gidlow，P.M.，1987，“Weighted atacking for rock property estimation and detection of gas，Geophysical Prospecting，Vol.35，p.993-1014)。上述几位研究者似乎都 没有真正向确定弹性模量或者确定弹性模量相对变化的方向作研究，仍然在 惯常使用的物理参数范围内寻求解决问题的方法。

岩石的密度在油气勘探中的作用是人所共知的。到目前为止，从常规地 震资料确定密度或密度变化的方法是先将速度分析获得的均方根速度转换为 层速度(例如，使用Dix公式作转换)，再使用经验关系(例如，使用 Gardner经验关系)将层速度转换为密度。这样获得的密度可靠性差，有时 根本没有使用价值。利用常规纵波CDP资料直接确定地下岩石的密度或密 度的相对变化，能够提高密度的可靠性，并使密度有更广阔的应用范围。

近三十年来，利用常规纵波地震资料直接探测油气藏一直是人们所追求 的。许多研究人员在努力寻找更好的直接碳氢检测因子。‘亮点’、‘平 点’、‘暗区’、‘烟囱效应’、‘相位变化’是AVO技术出现之前油 气勘探中使用过的几个直接碳氢检测因子。它们只获得了有限的成功。 AVO技术为勘探人员提供了许多直接碳氢检测因子。Swan对它们作了很 好的总结和讨论，(参见Swan，H.W.，1993，“Properties of direct AVO hydrocarbon indicators，in Castagana，J.P.and Backus，M.M.，Eds.，Offset- dependent reflectivity：Theory and Practice of AVO analvsis：SEG)。Castagna和 Smith详尽地比较了它们的特性，并且提供了一个新的直接碳氢检测因子 Rp-Rs，其中Rp是纵波波阻抗，Rs是横波波阻抗，(参见Castagna，J.P. and Smitth，S.W.，1994，“Comparison of AVO indicators：A modeling study”， Geophvsics Vol.59，p.1849-1855)。来自AVO技术的直接碳氢检测因子有比 较可靠的理论依据，比早期的直接碳氢检测因子应用范围广，获得了更大的 成功。然而，人们发现，随着偏移距增加，气饱和砂岩所对应的纵波反射振 幅可能增大，也可能减小。影响振幅随偏移距变化的因素很复杂。另外，水 饱和砂岩也可以产生类似于气饱和砂岩引起的振幅随偏移距的变化。在多数 情况下，利用AVO直接碳氢检测因子预测油气聚集是有困难的。使用AVO 技术进行直接碳氢检测，既有成功的例子，也有失败的例子。寻找更有效的 直接碳氢检测因子仍然是紧迫的、有重大现实意义的研究领域。

本发明的目的是要提供一种利用常规纵波地震资料确定地下岩石的弹性 模量的相对变化和密度的相对变化的方法、展示上述相对变化量的方法、以 及使用上述展示图件寻找石油和天然气，特别是直接探测天然气和轻质油的 方法。本发明提供的方法能够帮助查明地下岩石的性质的变化和岩石孔隙流 体的性质的变化，增加油气勘探目标区的数目。由本发明提供的方法所确定 的上述相对变化量是具有扎实岩石物理基础的直接碳氢检测因子，能够有效 地提高直接探测天然气和石油的成功率。

本发明所确定、展示和使用的弹性模量的相对变化量是：拉梅常数λ的 相对变化Δλ/(λ＋2μ)、剪切模量的相对变化Δμ/(λ＋2μ)或Δμ/[κ＋(4/3)μ]、体积 压缩模量的相对变化Δκ[κ＋(4/3)μ]。密度的相对变化是Δρ/ρ。本发明的 目的是这样实现的：在一定的近似条件下，倾斜入射时的反射系数是弹性界 面两侧介质的弹性模量的相对变化和密度的相对变化的线性函数，即反射系 数R(θ)与Δλ/(λ＋2μ)、Δ/μ(λ＋2μ)、Δρ/ρ之间存在线性函数关系，R(θ)与 Δκ/[κ＋(4/3)μ]、Δμ/[κ＋(4/3)μ]、Δρ/ρ之间也存在线性函数关系；使用经过 适当预处理的、已分选为CDP道集的常规纵波地震资料作为确定地下岩石 的弹性模量的相对变化和密度的相对变化的输入资料；将来自地下同一点、 不同偏移距的纵波反射系数和相应的入射角代入上述线性函数关系，构成超 定线性方程组，使用多无线性回归计算技术确定上述相对变化量；这样确定 的相对变化量被分为两组直接碳氢检测因子，每组直接碳氢检测因子均以三 种方式绘图：(1)类似于常规地震迭加剖面的绘图方式，(2)综合检测剖 面的绘图方式，(3)散点图的绘图方式；根据上述展示图件和本发明阐述 的每个直接碳氢检测因子指示岩石性质变化及孔隙流体性质变化的特性，预 测岩石及其孔隙流体的性质、预测油气聚集赋存的位置。

本发明从Zoeppritz方程组出发寻求问题的解决。在实际应用中，准确 完整的Zoeppritz方程组太复杂，并且为求解该方程组所需要的先验信息一 般并不知道。因此，多位研究者为了不同的研究目的，在不同的假设条件 下，提出了Zoeppritz方程组的多种近似式。本发明使用的近似式是Aki和 Richards提出的，(参见Aki，K.I.and Richards，P.G.，1980，“Quantitative Seismology”，W.H.Freeman and Co.，P.153)。假设反射界面两侧介质的弹性 特征的相对变化比较小，纵波反射系数R(θ)可以表示为： $R\left(\theta \right)=\frac{1}{2}(1-4\frac{V_s^2}{V_p^2}{\sin }^2\theta )\frac{\mathrm{\Delta \rho }}{\rho }+\frac{1}{2}\mathrm{se}{c}^2\theta \frac{\Delta V_p}{V_p}-4\frac{V_s^2}{V_p^2}{\sin }^2\theta \frac{\Delta V_s}{V_s}----\left(4\right)$ 其中 Vp＝(Vp2＋Vp1)/2    ΔVp＝Vp2－Vp1 Vs＝(Vs2＋Vs1)/2    ΔVs＝Vs2－Vs1

ρ＝(ρ2＋ρ1)/2    Δρ＝ρ2－ρ1

θ＝(θ2＋θ1)/2

Vp1，Vs1，ρ1分别是界面上覆介质的纵波速度、横波速度、密度；

Vp2，Vs2，ρ2分别是界面下伏介质的纵波速度、横波速度、密度；

Vp，Vs，ρ分别是界面两侧介质的纵波平均速度、横波平均速度、

          平均密度；

θ1，θ2分别是纵波入射角、折射角，θ是入射角和折射角的平均值。

用λ1，μ1和κ1表示上覆介质的弹性模量，用λ2，μ2和κ2表示下伏介质的 弹性模量，令λ，μ和κ分别为：

λ＝(λ1＋λ2)/2

μ＝(μ1＋μ2)/2

κ＝(κ1＋κ2)/2

因为已假设了反射界面两侧介质的弹性特征的相对变化比较小，所以

Vs≌(μ/ρ)1/2           (5) 和

Vp≌[(λ＋2μ)/ρ]1/2    (6)

≌[(κ＋4μ/3)/ρ]1/2     (7) 近似成立，相对于实际平均值的误差是很小的百分数。

对(5)、(6)两式取微分，得： $\frac{\Delta V_s}{V_s}=\frac{1}{2}(\frac{\mathrm{\Delta \mu }}{\mu }-\frac{\mathrm{\Delta \rho }}{\rho })------\left(8\right)$ $\frac{\Delta V_p}{V_p}=\frac{1}{2}(\frac{\mathrm{\Delta \lambda }+2\mathrm{\Delta \mu }}{\lambda +2\mu }-\frac{\mathrm{\Delta \rho }}{\rho })------\left(9\right)$ 并且 ${\left(\frac{V_s}{V_p}\right)}^2=\frac{\mu }{\lambda +2\mu }------\left(10\right)$ 成立。将(8)、(9)、(10)三式代入(4)式，化简之后，(4)式变为： R(θ)≌A(1＋sin2θ＋sin2θtg2θ)/4＋B(1－3sin2θ＋sin2θtg2θ)/2+C(1-sin2θ-sin2θtg2θ)/4

                    ………………………    (11) 其中

A＝Δλ/(λ＋2μ)     (12)

B＝Δμ/(λ＋2μ)     (13)

C＝Δρ/ρ                        (14)

如果用(7)式代替(6)式作类似的推演，则得： $\frac{\Delta V_p}{V_p}=\frac{\mathrm{\Delta \kappa }+\frac{4}{3}\mathrm{\Delta \mu }}{\kappa +\frac{4}{3}\mu }-\frac{\mathrm{\Delta \rho }}{\rho }------\left(15\right)$ ${\left(\frac{V_s}{V_p}\right)}^2=\frac{\mu }{\kappa +\frac{4}{3}\mu }------\left(16\right)$ R(θ)≌D(1＋sin2θsin2θ＋sin2θtg2θ)/4＋E(1－5sin2θ＋sin2θtg2θ)/3＋C(1－sin2θ－sin2θtg2θ)/4

                               ……………………………  (17) 其中 D＝Δκ/[κ＋(4/3)μ]     (18) E＝ΔΔμ/[κ(4/3)μ]     (19) C＝Δρ/ρ与(14)式相同。

地震资料在代入(11)和(17)式确定系数A、B、C、或D、E、C之前， 应作适当的预处理。在推导(11)和(17)式时，曾经假定平面纵波入射到水平 弹性界面上。并且，(11)和(17)式中的R(θ)是反射系数，而不是反射系数 与地震子波的的褶积。预处理的目的是使地震资料尽可能地满足上述假设 条件和要求。在CDP技术中，已经开发了一批处理技术，它们可以用于 本发明所要求的预处理。预处理流程通常包括：(1)振幅恢复与补偿，目的 是校正几何扩散、透射损失、非弹性衰减等因素对振幅的影响，以及振幅随 偏移距的变化；(2)地表一致性处理，目的是消除震源、检波器、地表浅层 等因素不一致性对振幅的影响；(3)滤波以消除随机噪音和不需要的反射同 相轴，例如，多次波和转换横波；(4)速度分析和NMO校正；(5)切除直 达波和NMO拉伸等；(6)反褶积压制多次波；(7)子波压缩以尽可能地去 除地震子波，减小薄层调谐效应的影响。如果地下构造形态与水平层状介 质的假设条件相去甚远，则使用DMO和迭前偏移技术将共中心点道集转 换为共反射点道集。如果地下构造形态必须作为三维构造考虑，那么，共反 射点道集应当是共反射点面元道集。

入射角从本质上讲是由偏移距和反射点的深度决定的。计算入射角的方 法应根据地下构造的复杂程度不同选用不同的方法。当地下介质为匀速介质 (Vp为常数)时，则

θ＝arctg(X/2Z)      (20) 其中

Z是反射界面的深度

X是偏移距。 当地下介质的速度是深度的线性函数，即

Vp＝V0＋KZ        (21) 时， $\theta =\mathrm{arctg}\left(\frac{4X(V_0+\mathrm{KZ})}{4{\mathrm{KZ}}^2+8V_{0}Z-{\mathrm{KX}}^2}\right)------\left(22\right)$ 其中

K是量纲为秒-1的常数

V0是深度为零时介质的速度

Z、X的意义与(20)式相同。 当地下介质为水平层状且每一层内的速度Vp为常数时， $\theta =\arcsin \left(\frac{{\mathrm{XV}}_p}{V_{\mathrm{rms}}\sqrt{V_{\mathrm{rms}}^2{t}_0^2+X^2}}\right)------\left(23\right)$ 其中

t0是零偏移距(垂直入射)的反射时间

Vrms是均方根速度

X的意义与(20)式相同。 当地下介质为更复杂的二维或三维介质时，需要使用射线追踪技术计算入射 角。本发明人详尽地总结了不同情况下计算入射角的方法，(参见陈信平， 1996年，“漫谈AVO”，中国海上油气，(待发表))。入射角需要限制小 于30°，并且小于临界角。

使用经过适当预处理的地震资料和用适当的方法计算的入射角，来自 地下同一反射点但偏移距不同的信息被代入(11)式，构成超定线性方程组。 使用多元线性回归计算技术解该方程组确定系数A、B和C。类似地，如 果使用(17)式，则确定系数D、E和C。为了减小噪音对计算结果的影响， 应当选择适宜的多元线性回归计算方法，以保证计算结果的稳健性。同样重 要的是，计算程序提供参数以评价计算结果的可靠性和告知线性关系不存在 的情况。

解方程组(11)和(17)的计算技术不限于多元线性回归方法，任何解 多元线性方程组的计算方法都可以使用。对个别误差较大的测量数据有免疫 性的计算方法特别适用于本发明所要求的计算。

这样确定的系数A、B、C、D和E能够表示地下岩石的弹性模量的相 对变化和密度的相对变化。它们与地下岩石性质的变化和岩石孔隙中流体性 质的变化有密切、直接的关系。它们可以应用于岩性地震学研究中。但是， 它们更重要的用途是用于直接碳氢检测中。本发明将它们分为两组直接碳氢 检测因子：第一组包括A、B和C(以下称为第一组直接碳氢检测因子)； 第二组包括D、E和C(以下简称为第二组直接碳氢检测因子)。每组直接 碳氢检测因子都以三种方式绘图：第一种方式类似于常规地震迭加剖面，每 一个直接碳氢检测因子绘一张图；第二种方式被称为综合检测剖面的绘图方 式，每一组直接碳氢检测因子绘在一张图上；第三种方式是散点图(又称交 会点图crossplots)。上述图件，有条件时，都应绘制彩色图件。

综合检测剖面的绘图方法是：以第一组直接碳氢检测因子为例，按照 Δλ/(λ＋2μ)、Δμ/(λ＋2μ)、Δρ/ρ的正负，以八种颜色表示它们的正负组合。 例如，以红色表示Δμ＞0，Δλ＜0，Δρ＜0；以蓝色表示Δμ＜＝0，Δλ＞＝0，Δρ＞＝0， 等等。

散点图分二维和三维两种。每一组直接碳氢检测因子的三个检测因子互 相组合，绘在一张图上。二维散点图的绘图方式是：在每组直接碳氢检测因 子中选择一个因子作参变量，根据参变量的正负，交会点以不同的符号表 示。例如，绘制第一组直接碳氢检测因子的二维散点图时，选择C(即Δρ/ρ )为参变量，以A(即Δλ/λ)为横轴，以B(Δμ/μ)为纵轴绘图。这样绘制 的二维散点图可以展示八个象限的概况。三维散点图以系数A、B、C (或者系数D、E、C)为三个坐标变量绘制，一般绘制彩色图件，以利于 分辨八个象限空间的散点。

上述三种绘图方式的绘图空间可以选择为水平距离～时间、水平距离～ 深度、水平距离～水平距离(时间切片)、深度～深度(深度切片)，或作 立体、透视图件；

使用上述直接碳氢检测因子和相应展示图件预测地下岩石性质及其孔隙 流体性质变化和预测油气聚集的依据和方法如下。

在岩石物理领域，使用Biot-Gassmann理论已经有四十多年了，(参见 Gassmann，F.，1951，“Elastic waves through a packing of sphees”，Geophysics， Vol.16，p.673-685)。该理论可以用方程简单地表示如下：

μ＝μb    (24) 其中

μ＝水饱和岩石的剪切模量

μb＝气饱和岩石的剪切模量(即岩石骨架的剪切模量)

λ＝水饱和岩石的拉梅常数之一

λb＝气饱和岩石的拉梅常数之一(即岩石骨架的拉梅常数之一)

κ＝水饱和岩石的体积压缩模量

κb＝气饱和岩石的体积压缩模量(即岩石骨架的体积压缩模量)

κs＝构成岩石骨架的矿物的体积压缩模量

κf＝岩石孔隙中充填的流体的体积压缩模量

＝岩石的孔隙度。

(24)式表明：当岩石孔隙中充填的流体由水变为气时，岩石的剪切模量 不变。由于气体的体积压缩模量接近于零值(即接近于无限可压缩性)，而 水的体积压缩模量约为2.32GPa，因此，根据(25)式可以推测，当岩石孔隙 中充填的流体由水变为气时，岩石的拉梅常数λ将减小，减小的程度决定 于孔隙度、气饱和岩石的体积压缩模量κb和构成岩石骨架的矿物的体积 压缩模量κs。同样地，根据(26)式可以推测，当岩石孔隙中充填的流体由 水变为气时，岩石的体积压缩模量κ也将减小，减小的程度受相同因素的 影响。但是，由于κ＝λ＋2μ，κ的变化是λ和μ两者变化的综合。拉梅常数λ和μ 是基本弹性模量，体积压缩模量κ、杨氏模量E和泊松比σ是复合型弹性模 量。尽管在材料力学中体积压缩模量κ的定义比拉梅常数λ明确，但是，作 为直接碳氢检测因子，λ的指示作用比κ单一、明确。

Gassmann和Biot在推导他们的上述理论时，对岩石的结构和孔隙的形 态作了如下假设：岩石在宏观上是各向同性的，即岩石孔隙的尺度(大小) 远小于地震波的波长，使得在地震波扰动的半个周期内，在由孔隙流体和包 围孔隙的岩石骨架构成的小体积元上，地震波扰动施加在小体积元上的应力 能够从初始平衡状态达到新的平衡状态；岩石孔隙是彼此相通的，使得在开 放条件下，岩石受到不平衡应力作用时，孔隙流体可以流动，也可以通过岩 石表面被排出岩石；地震波扰动的应力足够小，使得满足虎克定律的适用条 件。当岩石的性质不满足上述假设条件时，上述三式的预测与实测资料之间 有一定误差。大量岩石样品的实验室测定结果和岩石学研究成果表明：对于 ‘纯净’的砂岩，上述三式的预测相当准确；对于有一定粘土含量的砂岩， 当岩石孔隙中充填的流体由水变为气时，岩石的剪切模量升高，拉梅常数λ 和体积压缩模量κ明显降低，密度ρ降低。岩石孔隙中只要含有少量的气 体，就会引起拉梅常数λ和体积压缩模量κ的明显降低。

上面讲的是同一种岩石的孔隙充填流体的性质发生变化时，它的弹性 模量和密度的变化。油气勘探中最经常遇到的储盖层组合是页泥岩～砂岩。 一般说来，砂岩的剪切模量大于页泥岩的剪切模量。气饱和砂岩的拉梅常 数λ和体积压缩模量κ一般小于上覆页泥岩的拉梅常数λ和体积压缩模量κ。 气饱和砂岩的密度，在大多数情况下，小于上覆页泥岩的密度。图1至图4 是25个砂岩气藏的顶板反射界面的弹性模量的相对变化和密度的相对变 化。图中的符号‘+’表示对应于页泥岩～气饱和砂岩的变化量，黑方块 表示对应于页泥岩～水饱和砂岩的变化量。图1是剪切模量的相对变化 (即系数B和E)，可以看到，25个气藏中只有五个是负值。可见，剪切 模量的增大可以指示砂岩的存在。图2是拉梅常数λ的相对变化(即系数 A)，可以看到，对于页泥岩～气饱和砂岩反射界面，25个气藏中只有两个 是正值，一个接近零值，其余都呈现负值；对于页泥岩～水饱和砂岩反射界 面，大多数是正值或零值，并且，当其为负值时，对应的页泥岩～气饱和砂 岩反射界面的变化量则呈现更低的负值(或绝对值更大的负值)。因此， 拉梅常数λ相对变化的负值与剪切模量相对变化的正值相结合，可以指示砂 岩是含气砂岩。图3是体积压缩模量的相对变化(即系数D)，该图与图2 相似。但是，由于κ的变化中包含了λ和μ两者的变化，它的碳氢指示作用 与拉梅常数相似而有不及。图4是密度的相对变化(即系数C)，可以看到， 对于页泥岩～气饱和砂岩反射界面，25个气藏中只有五个是正值，一个接 近零值，其余都呈现负值；对于页泥岩～水饱和砂岩反射界面，大多数也 是负值。但是，页泥岩～气饱和砂岩反射界面的密度的相对变化是比页泥岩 ～水饱和砂岩更低的负值。因此，密度的相对变化也有重要的指示含气砂岩 存在的作用。图1至图4砂岩气藏的页泥岩、气饱和砂岩及其对应的水饱和 砂岩的纵波速度、横波速度和密度的数据取自Castagma，J.P.and Smith，S. W.，1994，“Comparison of AVO indicators：A modeling study”，Geophysics，Vol. 59，p.1849-1855。

使用本发明提供的直接碳氢检测因子预测砂岩气藏时，应当注意两种例 外的情况。(1)当砂岩的孔隙度很大或压实程度很低时，砂岩的剪切模量 也可能小于上覆页泥岩的剪切模量。这时，砂岩的密度较小；充气后，它的 密度小于上覆页泥岩的密度。密度的碳氢指示作用更显得重要。(2)当砂 岩的压实程度很高时，由于岩石骨架的体积压缩模量接近造岩矿物的体积压 缩模量，因此，这类砂岩在气饱和时的拉梅常数λ与水饱和时的拉梅常数λ 相差不大，并且，这类气饱和砂岩的拉梅常数λ可能仍然大于或近似等于上 覆页泥岩的拉梅常数λ。由于这些例外的情况，图1至图4中页泥岩～气饱 和砂岩界面对应的弹性模量的相对变化和密度的相对变化基本上符合“剪切 模量μ增大、拉梅常数λ降低、密度ρ减小”的规律，而不能完全符合。使用 本发明提供的直接碳氢检测因子，同时在垂直方向和水平(顺层)方向考察 弹性模量的相对变化和密度的相对变化，充分利用每一组直接碳氢检测因子 的三个检测因子之间的关系，能够避免预测失误。

页泥岩～油饱和砂岩反射界面的特征介于页泥岩～气饱和砂岩和页泥岩 ～水饱和砂岩之间，与油的性质(轻质油还是稠油)有关，需要根据具体情 况使用本发明提供的直接碳氢检测因子。轻质油一般都含有一定的挥发成 分，而岩石中只要含有少量气体就足以引起拉梅常数μ和体积压缩模量的明 显降低。油饱和砂岩的剪切模量一般也大于上覆页泥岩的剪切模量。轻质油 饱和砂岩的密度小于水饱和砂岩的密度。本发明提供的直接碳氢检测因子能 够用于检测油藏，特别是轻质油藏。

本发明提供的直接探测天然气和轻质油的方法优于以前使用过的直接探 测方法。本发明提供的方法使人们通过分析岩石性质及其孔隙流体性质变化 的综合表现--反射振幅--获得岩石性质及其孔隙流体性质的各个方面的 可能的变化，然后，再根据这些变化预测油气聚集赋存。本发明的方法所产 生的直接碳氢检测因子优于以前使用过的任何碳氢检测因子。首先，本发明 提供的直接碳氢检测因子是通过直接指示岩石性质及其孔隙流体性质的变化 来预测油气聚集赋存的，它们是真正直接地指示油气聚集赋存。而以前的碳 氢检测因子是直接利用反射振幅进行预测，例如，早期碳氢检测因子 ‘亮点’利用的是强反射振幅；近期的、基于AVO技术的碳氢检测因子 ‘截距’和‘梯度’利用的分别是零偏移距反射振幅和反射振幅随偏移距的 变化率。第二，本发明提供的两组碳氢检测因子，每一组内的三个指示性参 数各有独特的碳氢指示作用又互相联系补充。剪切模量的增大表示岩石刚性 增加，是砂岩或其他硬质岩石存在的指示。拉梅常数λ的减小预示岩石孔隙 流体性质发生变化。密度的降低进一步指示岩石孔隙度增大和/或孔隙流体 由水变为油气。已有的直接碳氢检测因子仅仅利用地震反射波的表面、单一 特征(例如，振幅强弱、相位转换等等)提供油气聚集赋有的某一方面的证 据。本发明提供的两组直接碳氢检测因子直接指示岩性的变化、孔隙流体性 质的变化和/或孔隙度的变化，它们提供油气聚集赋存的多方面的证据。第 三，本发明提供的方法的假设条件与AVO技术的假设条件相同，但是，在 本发明使用的公式中包含了高次项，提高了精度和对地震信息的利于程度。 本发明提供的直接碳氢检测因子在应用时没有附加进一步的假设条件；而有 些碳氢检测因子在理论上的假设条件尚称合理，但是，在实际应用中又不得 不附加更多的假设条件。第四，本发明提供的直接碳氢检测因子的绘图方式 直观、醒目、多样，便于使用者从多个角度、多个空间观察检测因子的特性 和变化。

虽然在地球物理学中使用弹性模量已经有很长的历史了，但是，主要是 用在理论研究中。本发明使弹性模量从理论研究中应用的参数变为实际勘探 中应用的参数。这将引起油气勘探技术的某种程度的变革。岩石密度在油气 勘探中的作用是人所共知的。以前，从地震资料确定密度或密度变化的方法 是先将速度分析获得的均方根速度转换为层速度(例如，使用Dix公式)， 再根据层速度使用经验关系转换为密度(例如，使用Gardner经验关系)。 这样获得的密度可靠性很差，有时根本不能使用。本发明利用常规地震资料 直接确定岩石密度的相对变化。根据本发明确定的密度的相对变化将有广泛 的应用，而不限于在本说明中已经述及的范围。

附图1是25个砂岩气藏顶板反射界面和对应的页岩～水饱和砂岩反射界 面剪切模量μ的相对变化

附图2是25个砂岩气藏顶板反射界面和对应的页岩～水饱和砂岩反射界 面拉梅常数λ的相对变化

附图3是25个砂岩气藏顶板反射界面和对应的页岩～水饱和砂岩反射界 面体积压缩模量κ的相对变化。

附图4是25个砂岩气藏顶板反射界面和对应的页岩～水饱和砂岩反射界 面密度ρ的相对变化。

附图1～附图4表明本发明提供的直接碳氢检测因子指示油气赋有的 能力。绘图使用的数据和每幅图的详细意义已在上文说明。

附图5是第一组直接碳氢检测因子A剖面(即λ/(λ＋2μ))。

附图6是第一组直接碳氢检测因子B剖面(即Δμ/(λ＋2μ))。

附图7是第一组直接碳氢检测因子C剖面(即Δρ/ρ)。

附图8是第一组直接碳氢检测因子综合检测剖面。

附图9是第一组直接碳氢检测因子散点图。

附图10是第一组直接碳氢检测因子散点图(顺层检测)。

附图5～附图10是一条实测地震剖面的处理结果。该剖面穿过一个砂岩 气藏的上方。附图8所示的第一组直接碳氢检测因子综合检测剖面的红色部 位清楚地显示了1.4秒～1.5秒之间的气藏位置。这与附图5～附图7的相应位 置的检测因子的特性相一致。附图9是对该剖面1.0秒～2.0秒之间的资料每 20个CDP点选一个CDP点所作的第一组直接碳氢检测因子散点图。检查该 图第二象限ρ＜0的散点，指示有气体赋存。附图10是对该剖面1.4秒～1.5秒 之间的资料每5个CDP点选一个CDP点所作的顺层检测的第一组直接碳氢 检测因子散点图。检查该图可以进一步确定气体的位置。

使用本发明提供的方法和图件进行岩性研究时，需要对工区的岩性特征 有所认识，以取得好的效果。同时，附图5～附图7都应绘制彩色图件。

本发明由于起用了新的物理参数，从预测岩性变化和岩石孔隙流体性质 变化着手，预测油气聚集赋存，所以特别有效；实现本发明提供的方法技术 只需要编制适当的计算机程序，利用现有的地震资料或利用现有的地震资料 采集技术，配以现有的地震资料处理软件就可以实现，所以特别容易实施。 本发明提供的思想可以用于声波测井、全波测井、密度测井资料综合解释， 直接检测油气层的位置。