一种快速转换波直接模拟以确定地层岩性、岩相变化的方法

摘要

本发明是一种实现转换波叠后地震记录的快速直接模拟以确定地层岩性、岩相变化的方法，步骤是利用纵、横波速度得到P－SV转换波的双程垂直旅行时，将深度域测井资料转换到P－SV波的时间域；对时间域非规则采样的测井资料进行均匀重采样，确定每个新采样点上的P－SV转换波反射系数；按常规纵波处理方法，将得到的P－SV转换波反射系数与地震子波进行褶积得到P－SV转换波的模拟地震记录；按常规纵波处理方法，将模拟结果与实际叠后地震记录进行相关处理，实现P－SV转换波层位标定，确定地层岩性、岩相变化。本发明不需要射线追踪计算入射角和透射角和对测井曲线进行滤波处理，提高了叠后地震记录模拟的计算效率，可以反映测井资料的高频响应特征。

说明书

技术领域

本发明涉及石油地球物理勘探地震资料的处理技术，是一种实现转换波(下行纵波、上行横波，即P-SV波)叠后地震记录的快速直接模拟以确定地层岩性、岩相变化的方法。

背景技术

地震勘探是在地表人工激发并产生地震波，在地表或地下用单分量或多分量传感器记录地震波的地层响应，研究它们在地层中的传播规律，以查明地下的地质构造和岩性变化，寻找油气田的地球物理勘探方法。

长期以来，地震勘探是利用单一的纵波进行勘探。随着油气勘探程度的增加，勘探难度也不断加大，常规的纵波地震勘探技术面临诸多挑战，如对尖灭、小幅度构造、小断层、礁体、古潜山的准确定位，对非构造油气藏的勘探，真假亮点的识别，气云内部成像，裂缝发育带分析，流体的识别与监测等。为了解决这些问题，多分量地震勘探应运而生，由于多分量地震勘探不仅记录纵波和横波，且震源也可以沿X、Y、Z三个方向激发，这样在地震记录上就得到了更丰富的信息，不仅可以研究岩性，还可以研究地下介质的裂缝特性，为石油及天然气的精细勘探提供了便利条件。另外，综合利用多分量的走时、振幅、波场特性以及它们之间的时差、振幅比、纵横波速度比、泊松比、品质因子Q和各向异性系数，就可以对油气储集体几何形态、岩石物性、流体性质等进行全面的成像与刻画，可以最大限度地消除利用单纯纵波进行储层预测的不唯一性和不确定性。

但是，由于地震记录的时间剖面是一种间接资料，它并不能明确反映某一同相轴的实际地质意义，尽管钻井岩芯及测井记录携带了有关地层岩性的丰富的高分辨率信息，但是这些资料往往比较稀少，仅靠勘探区内有限的钻井/测井信息在横向上确定地下构造或者地层的岩件、岩相是很困难的。如何将钻井、测井资料和实际地震资料联系起来，对于利用地震勘探寻找油气非常重要，而叠后地震记录的模拟则是连接钻井/测井资料与地震资料的桥梁。

利用钻井/测井资料进行正演模拟，再将模拟所得的资料与实际地震记录进行对比、标定，就可以得到地层的岩石性质、岩相变化及岩石孔隙中所含流体性质的变化特征，为寻找地层圈闭及寻找地下油气藏指示提供依据。

目前，叠后地震记录的模拟都是以褶积模型为基础，往往假设地下是各向同性的水平层状介质，且地震子波是以平面波的形式垂直向下入射到反射界面上，经过各反射界面的子波波形都相同，只是在振幅与极性上有区别，这种形式可以表示为：

y(t)＝w(t)*r(t)    (1)

式中，w(t)为地震子波，r(t)为双程时间为t时刻的反射界面上的垂直入射的反射系数，*表示时间域的褶积，y(t)为模拟所得的地震记录。

(1)式表明，如果得到了地震子波并计算出地层反射系序列即可通过褶积运算得到叠后模拟的地震记录。但是，在各向同性介质中，垂直入射的P-SV转换波没有能量，不能简单的直接套用传统的纵波方法。因此，如何利用钻井或测井资料得到P-SV转换波的叠后地震记录对于利用P-SV转换波和多分量地震资料进行油气勘探都具有重要意义。

考虑到转换波的特殊性，Stewart(1991)提出了利用叠前正演道集叠加进行P-SV转换波叠后地震模拟的方法(流程如图1所示)，其原理如下：

在各向同性介质中，当反射界面两侧岩性差异变化不大且入射角较小时，P-SV转换波反射振幅可以表示为：

其中：为射线参数，

$\left(\begin{array}{c}\alpha =({\alpha }_1+{\alpha }_2)/2\\ \beta =({\beta }_1+{\beta }_2)/2\\ \rho =({\rho }_2+{\rho }_1)/2\end{array}\right),$$\left(\begin{array}{c}\mathrm{\Delta \alpha }={\alpha }_2-{\alpha }_1\\ \mathrm{\Delta \beta }={\beta }_2-{\beta }_1\\ \mathrm{\Delta \rho }={\rho }_2-{\rho }_1\end{array}\right),$

α₁和β₁、α₂和β₂、ρ₁和ρ₂分别表示上、下界面介质中的纵波速度、横波速度和密度；θ₁和θ₂为反射界面上纵波的入射角和透射角，和为分界面上横波的反射角和透射角。

这样，利用(2)式计算不同入射角(偏移距)的P-SV波反射振幅并与提取的地震子波褶积形成经正常时差校正(NMO)的叠前道集，然后对正演道集叠加得到模拟的叠后地震记录。

从该方法的实现过程可以看出：首先，利用(2)式计算反射系数时必须通过射线追踪计算纵、横波的入射角、反射角和透射角；其次，由于测井曲线是地层参数变化的高频响应，射线追踪过程中得到的反射角和透射角很可能剧烈变化，甚至经常达到或超过临界角，这不能满足(2)式近似的前提假设(入射角较小，且不能达到临界角)，因此，在实际应用中不仅需要对测井曲线进行平滑处理，而且还要求模拟过程中的角度范围比较小；另外，复杂的射线追踪过程本身降低了转换波模拟的计算效率。

发明内容

本发明提供一种快速、高效，不需要射线追踪的快速转换波直接模拟以确定地层岩性、岩相变化的方法。

本发明通过以下具体技术步骤实现：

1)用全波列测井方法记录纵、横波时差和密度，将纵、横波时差转换为纵、横波速度；

2)利用纵、横波速度按下式得到P-SV转换波的双程垂直旅行时，将深度域测井资料转换到P-SV波的时间域；

${\mathrm{Tps}}_i=\mathrm{\Delta h}\underset{i=1}{\overset{n}{\Sigma }}(1/{\alpha }_i+1/{\beta }_i)---\left(3\right)$

式中，Tps_i为深度域测井资料转换到P-SV转换波时间域的双程旅行时，Δh为深度域测井资料的采样间隔，α_i和β_i分别为深度域测井曲线上第i个采样点上的纵、横波速度值，n为深度域测井资料的采样数；

3)对时间域非规则采样的测井资料进行均匀重采样，按下式确定每个新采样点上的P-SV转换波反射系数；

${\mathrm{Rps}}_i=2\frac{{\beta }_i+{\beta }_{i+1}}{{\alpha }_i+{\alpha }_{i+1}}\frac{{\rho }_i{\beta }_i-{\rho }_{i+1}{\beta }_{i+1}}{{\rho }_{i+1}{\beta }_{i+1}+{\rho }_i{\beta }_i}\sin 2\theta ---\left(4\right)$

式中，θ为P-SV转换波叠加剖面的等效角度，α_i、β_i和ρ_i分别为时间域测井曲线上第i个采样点上的纵波速度、横波速度和密度，α_i+1、β_i+1和ρ_i+1分别为时间域测井曲线上第i+1个采样点上的纵波速度、横波速度和密度；

4)按常规纵波处理方法，将步骤3)中得到的P-SV转换波反射系数与地震子波进行褶积得到P-SV转换波的模拟地震记录；

5)按常规纵波处理方法，将模拟结果与实际叠后地震记录进行相关处理，实现P-SV转换波层位标定，确定地层岩性、岩相变化。

本发明还通过以下具体技术步骤实现：

步骤1)所述的测井记录资料是常规测井所得，则横波速度需要由纵波速度并借助于岩石物理学关系来确定。

步骤3)所述的Tps_i深度域测井资料转换到P-SV转换波时间域的双程旅行时表示成单界面的形式是：

$\mathrm{Rps}=2\frac{\beta }{\alpha }{R}_S\sin 2\theta ---\left(5\right)$

其中，$R_S=\frac{{\rho }_1{\beta }_1-{\rho }_2{\beta }_2}{{\rho }_2{\beta }_2+{\rho }_1{\beta }_1}$为横波垂直入射时的反射系数。

反过来，将上式表示成关于转换波振幅的函数：

$R_S=\frac{\mathrm{Rps}\left(\theta \right)}{2\frac{\beta }{\alpha }\sin 2\theta }---\left(6\right)$

(6)式则建立了P-SV转换波和横波叠加振幅之间的定量关系，便于实现转换波与纯横波叠加剖面的转换。

步骤5)所述的相关处理是首先分别在实际地震记录和模拟记录上根据沉积旋回及韵律特征选择具有相对稳定波形特征、相对稳定反射系数特征、相对稳定相位和极性的反射层作为参考层，并将这个参考层对在同一个时间上，然后以参考层为基准，选择滑动时窗进行互相关扫描，根据互相关系数最大逐步实现多个层位的层位标定。

本发明不需要射线追踪计算入射角和透射角，也不需要对测井曲线进行滤波处理，不仅提高了叠后地震记录模拟的计算效率，而且还可以反映测井资料的高频响应特征。

本发明建立了P-SV转换波和纯横波在振幅上的定量关系，可以快速的实现转换波和横波叠加剖面的转换，为多分量地震数据的层位标定和联合应用提供了便利条件。具有如下特点：

实现过程具有和常规纵波叠后地震记录模拟相类似的特点，不仅不需要进行射线追踪计算入射角和透射角，而且还可以直接沿用常规纵波的流程实现P-SV转换波叠后地震记录的模拟；

不仅建立了转换波和横波叠后剖面振幅之间的定量关系，而且还可以实现转换波和纯横波叠后剖面之间的相互转换。

本发明与常规方法相比，避免了复杂的射线追踪从而提高了计算效率，不仅不需要对测井资料进行平滑滤波处理，而且还使得P-SV波的叠后模拟可以借助于常规P波的流程来快速实现。

附图说明

图1为常规P-SV波叠后地震记录模拟的流程图；

图2为本发明的P-SV波叠后地震记录模拟的流程图；

图3是利用本发明的方法实现的转换波叠后地震记录模拟结果与常规方法的对比图。

具体实施方式

本发明提供的转换波叠后地震记录模拟技术，其具体实施方式为：

1)测量记录深度域纵、横波、密度测井资料。

2)以2ms的时间采样率对深度域纵横波测井资料进行深时转换及重采样。

3)在对应的采样点上利用公式(4)计算转换波反射系数(等效角度为15°)。

4)利用井旁道提取的地震子波与步骤(3)中的反射系数褶积得到P-SV转换波叠后模拟记录。

5)利用模拟的叠后地震记录与实际地震记录相关实现层位标定。

图3为通过本发明获得的转换波叠后地震模拟记录与实际P-SV叠后剖面的对比。图中左侧三个曲线分别为纵、横波速度、密度，测井曲线右边的5道为常规方法生成的叠后模拟记录。常规方法模拟记录右边的5道为利用本发明得到的P-SV转换波叠后模拟地震记录，最右边5道为实际井旁道地震记录，经过标定后本发明层位标定与井旁地震道的相关系数为0.8401。

本发明的具体实施方式中各参数是随勘探条件改变而变化的，可在本发明框架范围内根据勘探目标的不同和需求做不同调整。