CN102109616A - 一种沉积旋回约束的波阻抗反演方法 - Google Patents

Abstract

本发明是能按储层预测目标加入先验信息、满足储层预测的沉积旋回约束的波阻抗反演方法，通过测井资料和地质资料，建立测井和岩心沉积旋回初始模型，使用已知储层厚度对井旁地震道进行频率扫描，与初始模型比较，改变井旁地震道频段，若两个模型相似则确定此地震沉积旋回模型为波阻抗反演的数据体，得到反演的波阻抗剖面图。本发明反演结果针对性强，速度快，解决了现在地震反演结果所存在的多解性，处理结果能够较好地反映研究区的储层分布。

Description

一种沉积旋回约束的波阻抗反演方法

技术领域

本发明涉及石油勘探开发技术，具体是一种利用叠后地震数据进行沉积旋回约束的波阻抗反演方法。

背景技术

石油勘探开发技术中波阻抗反演是利用地表观测地震资料，以已知地质规律和钻井、测井资料为约束条件，对地下岩层空间结构和物理性质进行成像的过程。波阻抗反演具有明确的物理意义，是储层岩性预测、油藏特征描述的确定性方法，在实际应用中有较好的地质效果。

目前采用的波阻抗反演的方法是鲁宾逊褶积模型，即叠偏地震记录X(t)表示为：X(t)＝K(t)*W(t)，式中W(t)为地震子波，K(t)为反射系数序列。离散反射系数用地下介质的密度(ρ)、速度(V)、波阻抗(Z)表示：

$K_i=\frac{{\mathrm{\ρ}}_{i+1}{V}_{i+1}-{\mathrm{\ρ}}_i{V}_i}{{\mathrm{\ρ}}_{i+1}{V}_{i+1}+{\mathrm{\ρ}}_i{V}_i}-\frac{Z_{i+1}-Z_i}{Z_{i+1}+Z_i}$

从井旁道的反演时窗内，提取地震子波的主频(f)，衰减系数(τ)，延迟时(β)等参数，通过对τ值调整可以拟合一个无任何相位特性假设的反演子波W(t)：W(t)＝Ae^-β(t-τ)²·sin(2πft)，从井旁道的反演时窗内，提取地震子波的主频(f)，衰减等。进行波阻抗反演，使迭代反演的目标函数J(Z，W)最小时，可得反演结果。

J(Zt，Wt)＝||S-R||p+A1||Z-Z0||p+A2||W-W0||p，其中，S为叠后地震记录；R为合成记录；Z0、Z为波阻抗的模型；W0、W为子波；A1、A2为权系数。

现有的叠后波阻抗反演方法只能使用一种叠后地震数据，数据处理的结果是固定的，数据可以是沉积信息，也可以是构造信息，还可能是噪音或其它信息，使得在此基础上进行的波阻抗反演的结果目标性不强，不能按储层预测目标加入先验的沉积旋回信息来约束地震数据，使反演的结果多解性强，不能满足储层预测的需要。

发明内容

本发明的目的是提供一种能按储层预测目标加入先验信息、满足储层预测的沉积旋回约束的波阻抗反演方法。

本发明提供如下技术方案，具体实现过程如下：

1)通过石油勘探钻井取得地下岩心，得到岩心测量结果，通过石油测井取得井下地层资料，确定地震反演的纵向目的层范围，将目的层范围标定到井旁地震数据上；

步骤1)所述的确定目的层范围是根据已知的地质、测井、地震资料层位结果。

2)通过测井资料和地质资料，建立测井和岩心沉积旋回初始模型；

步骤2)所述的建立沉积旋回模型是采用岩心沉积相数据或测井资料或二者结合实现。

3)使用已知储层厚度确定要进行波阻抗反演的地震数据频段的范围，对井旁地震道进行频率扫描，以分频处理的结果建立地震沉积旋回初始模型；

步骤3)所述的建立地震沉积旋回初始模型步骤是将井旁道上小时窗的频率特征纵向排列，从下到上按照地层沉积特征建立一个以上的沉积旋回，组合成地震沉积旋回初始模型。

所述的频率特征是低频率代表岩性变化慢，高频率代表岩性变化快；低频率代表岩性粗，沉积快，属于杂乱堆积，高频率代表岩性细，沉积慢，属于稳定沉积。

4)将测井和岩心沉积旋回模型与地震沉积旋回初始模型比较，若两模型不相似则改变步骤3)的井旁地震道频段，利用新的分频处理结果重复步骤3)建立井旁道地震沉积旋回初始模型；若两个模型相似则确定分频处理的地震数据频率范围，确定此地震沉积旋回模型为波阻抗反演的数据体；

步骤4)所述的模型比较使用下述公式，当在目的层达到80-90％为相似；

S1＝||S-R1||p    (1)

其中：

S1为目的层段沉积旋回约束后的地震记录；

S为目的层段原始地震记录；

R1为目的层段地震沉积旋回模型记录。

步骤4)若所有的分频处理结果都不满足，则需要对测井的沉积旋回模型进行地层合并，改变岩心、测井数据，重新建立沉积旋回模型。

步骤4)所述的地层合并是将测井、地质建立的沉积旋回模型中的小层合并，使测井沉积旋回模型与地震建立的沉积旋回模型为同一分辨级别，步骤是：测井、岩心数据重采样，对没有沉积间断处的数据则采用等间隔重采样方法；对有沉积间断处的数据则采用不等间隔重采样方法，将测井数据采样间隔扩大1倍，形成新的测井、岩心数据体，建立沉积旋回模型；若两个模型对比结果仍然不满足，将测井数据采样间隔再扩大1倍，直至满足。

步骤4)所述的地层合并时有沉积间断的地层不合并。

5)用确定的地震沉积旋回模型进行波阻抗反演，得到反演的波阻抗剖面图。

步骤5)所述的波阻抗反演采用以下方法：

(1)确定地震记录X(t)是地震子波和反射系数序列的褶积，

X(t)＝K(t)*W(t)    (2)

式中W(t)为地震子波，K(t)为反射系数；

(2)采用下式，利用地下介质的密度(ρ)、速度(V)计算波阻抗(Z)和反射系数序列；

$K_i=\frac{{\mathrm{\ρ}}_{i+1}{V}_{i+1}-{\mathrm{\ρ}}_i{V}_i}{{\mathrm{\ρ}}_{i+1}{V}_{i+1}+{\mathrm{\ρ}}_i{V}_i}-\frac{Z_{i+1}-Z_i}{Z_{i+1}+Z_i}---\left(3\right)$

(3)从井旁道的反演时窗内，提取地震子波的主频(f)，衰减系数(τ)，延迟时(β)等参数，通过对τ值调整合一个无任何相位特性假设的反演子波W(t)：

W(t)＝Ae^-β(t-τ)²·sin(2πft)    (4)

从井旁道的反演时窗内，提取地震子波的主频(f)，衰减等。

(4)迭代反演的目标函数J(Z，W)最小时，得到反演结果；

J(Z，W)＝||S1-R||p+A1||Z-Z0||p+A2||W-W0||p    (5)

其中，S1为沉积旋回计算出的的地震记录；R为合成记录；Z0、Z为波阻抗的模型；W0、W为子波；A1、A2为权系数。

本发明将地质、测井、地震和其它信息对岩性的反映联系起来，进行沉积旋回约束下的波阻抗反演，使用从岩性、测井得到的先验的信息挑选代表岩性的地震信息，使波阻抗反演结果针对性强，速度快，解决了现在地震反演结果所存在的多解性，处理结果能够较好地反映研究区的储层分布。

附图说明

图1是本发明测井资料(或地质资料)建立的沉积旋回图；

图2是本发明地震资料建立沉积旋回图；

图3是本发明地震与测井、地质资料建立的沉积旋回对比图；

图4是本发明反演的波阻抗剖面图。

具体实施方案

结合附图和实例说明具体的实现步骤。

在进行一个地区的波阻抗反演时，先进行相应的叠后地震资料、测井资料(自然电位、自然伽马、电阻率、岩心录井)、地质资料(岩性、速度、沉积特征)的采集。

1)从岩心、测井资料，用地震资料解释技术追踪地震同相轴和测井资料层位解释，确定地震反演的目的层范围，将目的层范围使用常规技术标定到井旁地震数据上；

步骤1)所述的确定目的层范围是根据已知的地质、测井、地震资料层位结果。

2)采集测井资料和地质资料，根据岩性、测井曲线波形特征进行沉积旋回解释，建立测井和岩心沉积旋回初始模型(图1)；

步骤2)所述的建立沉积旋回模型可以是采用岩心沉积相数据实现。

步骤2)所述的建立沉积旋回模型也可以是采用测井资料实现。

步骤2)所述的建立沉积旋回模型也可以是共同采用测井和岩心资料实现。

3)从测井解释、岩性解释、地震资料解释中得到目的层储层的厚度分布范围(步骤1)，使用已知储层厚度确定要进行波阻抗反演的地震数据频段的范围，对井旁地震道进行频率扫描，以分频处理的结果建立地震沉积旋回初始模型(图2)；

步骤3)所述的建立地震沉积旋回初始模型步骤是将井旁道上小时窗的频率特征纵向排列，从下到上按照地层沉积特征建立一个以上的沉积旋回，组合成地震沉积旋回初始模型。

所述的频率特征是低频率代表岩性变化慢，高频率代表岩性变化快；低频率代表岩性粗，沉积快，属于杂乱堆积，高频率代表岩性细，沉积慢，属于稳定沉积。

4)将测井和岩心沉积旋回模型与地震沉积旋回初始模型比较，若两模型不相似则改变步骤3)的井旁地震道频段，利用新的分频处理结果重复步骤3)建立井旁道地震沉积旋回初始模型；若两个模型相似则确定分频处理的地震数据频率范围，确定此地震沉积旋回模型为波阻抗反演的数据体(图3)；

步骤4)所述的模型比较使用下述公式，当在目的层达到80-90％为相似；

S1＝||S-R1||p    (1)

其中：

S1为目的层段沉积旋回约束后的地震记录；

S为目的层段原始地震记录；

R1为目的层段地震沉积旋回模型记录。

步骤4)若所有的分频处理结果都不满足，则需要对测井的沉积旋回模型进行地层合并，改变岩心、测井数据，重新建立沉积旋回模型。

步骤4)所述的地层合并是将测井、地质建立的沉积旋回模型中的小层合并，使测井沉积旋回模型与地震建立的沉积旋回模型为同一分辨级别，步骤是：测井、岩心数据重采样，对没有沉积间断处的数据则采用等间隔重采样方法；对有沉积间断处的数据则采用不等间隔重采样方法，将测井数据采样间隔扩大1倍，形成新的测井、岩心数据体，建立沉积旋回模型；若两个模型对比结果仍然不满足，将测井数据采样间隔再扩大1倍，直至满足。

步骤4)所述的地层合并时有沉积间断的地层不合并。

5)用确定的地震沉积旋回模型进行波阻抗反演。

步骤5)所述的波阻抗反演采用以下方法：

(1)确定地震记录X(t)是地震子波和反射系数序列的褶积，

X(t)＝K(t)*W(t)    (2)

式中W(t)为地震子波，K(t)为反射系数；

(2)采用下式，利用地下介质的密度(ρ)、速度(V)计算波阻抗(Z)和反射系数序列；

$K_i=\frac{{\mathrm{\ρ}}_{i+1}{V}_{i+1}-{\mathrm{\ρ}}_i{V}_i}{{\mathrm{\ρ}}_{i+1}{V}_{i+1}+{\mathrm{\ρ}}_i{V}_i}-\frac{Z_{i+1}-Z_i}{Z_{i+1}+Z_i}---\left(3\right)$

(3)从井旁道的反演时窗内，提取地震子波的主频(f)，衰减系数(τ)，延迟时(β)等参数，通过对τ值调整合一个无任何相位特性假设的反演子波W(t)：

W(t)＝Ae^-β(t-τ)²·sin(2πft)    (4)

从井旁道的反演时窗内，提取地震子波的主频(f)，衰减等。

(4)迭代反演的目标函数J(Z，W)最小时，得到反演结果；

J(Z，W)＝||S1-R||p+A1||Z-Z0||p+A2||W-W0||p    (5)

其中，S1为沉积旋回计算出的的地震记录；R为合成记录；Z0、Z为波阻抗的模型；W0、W为子波；A1、A2为权系数。

Claims (10)

1.一种沉积旋回约束的波阻抗反演方法，特征是通过以下步骤实现：

1)通过石油勘探钻井取得地下岩心，得到岩心测量结果，通过石油测井取得井下地层资料，确定地震反演的纵向目的层范围，将目的层范围标定到井旁地震数据上；

2)通过测井资料和地质资料，建立测井和岩心沉积旋回初始模型；

3)使用已知储层厚度确定要进行波阻抗反演的地震数据频段的范围，对井旁地震道进行频率扫描，以分频处理的结果建立地震沉积旋回初始模型；

4)将测井和岩心沉积旋回模型与地震沉积旋回初始模型比较，若两模型不相似则改变步骤3)的井旁地震道频段，利用新的分频处理结果重复步骤3)建立井旁道地震沉积旋回初始模型；若两个模型相似则确定分频处理的地震数据频率范围，确定此地震沉积旋回模型为波阻抗反演的数据体；

5)用确定的地震沉积旋回模型进行波阻抗反演，得到反演的波阻抗剖面图。

2.根据权利要求1的沉积旋回约束的波阻抗反演方法，特征是步骤1)所述的确定目的层范围是根据已知的地质、测井、地震资料层位结果。

3.根据权利要求1的沉积旋回约束的波阻抗反演方法，特征是步骤2)所述的建立沉积旋回模型是采用岩心沉积相数据或测井资料或二者结合实现。

4.根据权利要求1的沉积旋回约束的波阻抗反演方法，特征是步骤3)所述的建立地震沉积旋回初始模型步骤是将井旁道上小时窗的频率特征纵向排列，从下到上按照地层沉积特征建立一个以上的沉积旋回，组合成地震沉积旋回初始模型。

5.根据权利要求1或4的沉积旋回约束的波阻抗反演方法，特征是所述的频率特征是低频率代表岩性变化慢，高频率代表岩性变化快；低频率代表岩性粗，沉积快，属于杂乱堆积，高频率代表岩性细，沉积慢，属于稳定沉积。

6.根据权利要求1的沉积旋回约束的波阻抗反演方法，特征是步骤4)所述的模型比较使用下述公式，当在目的层达到80-90％为相似；

S1＝||S-R1||p                            (1)

其中：

S1为目的层段沉积旋回约束后的地震记录；

S为目的层段原始地震记录；

R1为目的层段地震沉积旋回模型记录。

7.根据权利要求1的沉积旋回约束的波阻抗反演方法，特征是步骤4)若所有的分频处理结果都不满足，则需要对测井的沉积旋回模型进行地层合并，改变岩心、测井数据，重新建立沉积旋回模型。

8.根据权利要求1的沉积旋回约束的波阻抗反演方法，特征是步骤4)所述的地层合并是将测井、地质建立的沉积旋回模型中的小层合并，使测井沉积旋回模型与地震建立的沉积旋回模型为同一分辨级别，步骤是：测井、岩心数据重采样，对没有沉积间断处的数据则采用等间隔重采样方法；对有沉积间断处的数据则采用不等间隔重采样方法，将测井数据采样间隔扩大1倍，形成新的测井、岩心数据体，建立沉积旋回模型；若两个模型对比结果仍然不满足，将测井数据采样间隔再扩大1倍，直至满足。

9.根据权利要求1的沉积旋回约束的波阻抗反演方法，特征是步骤4)所述的地层合并时有沉积间断的地层不合并。

10.根据权利要求1的沉积旋回约束的波阻抗反演方法，特征是步骤5)所述的波阻抗反演采用以下方法：

(1)确定地震记录X(t)是地震子波和反射系数序列的褶积，

X(t)＝K(t)*W(t)                                    (2)

式中W(t)为地震子波，K(t)为反射系数；

(2)采用下式，利用地下介质的密度(ρ)、速度(V)计算波阻抗(Z)和反射系数序列；

$K_i=\frac{{\mathrm{\ρ}}_{i+1}{V}_{i+1}-{\mathrm{\ρ}}_i{V}_i}{{\mathrm{\ρ}}_{i+1}{V}_{i+1}+{\mathrm{\ρ}}_i{V}_i}=\frac{Z_{i+1}-Z_i}{Z_{i+1}+Z_i}---\left(3\right)$

(3)从井旁道的反演时窗内，提取地震子波的主频(f)，衰减系数(τ)，延迟时(β)等参数，通过对τ值调整合一个无任何相位特性假设的反演子波W(t)：

W(t)＝Ae^-β(t-τ)²·sin(2πft)                        (4)

从井旁道的反演时窗内，提取地震子波的主频(f)，衰减等。

(4)迭代反演的目标函数J(Z，W)最小时，得到反演结果；

J(Z，W)＝||S1-R||p+A₁||Z-Z₀||p+A₂||W-W₀||p        (5)

其中，S1为沉积旋回计算出的的地震记录；R为合成记录；Z₀、Z为波阻抗的模型；W₀、W为子波；A1、A2为权系数。

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