CN106226814B - 利用转换横波地震数据反演储层横波阻抗和密度的方法 - Google Patents

利用转换横波地震数据反演储层横波阻抗和密度的方法 Download PDF

Info

Publication number
CN106226814B
CN106226814B CN201610624247.XA CN201610624247A CN106226814B CN 106226814 B CN106226814 B CN 106226814B CN 201610624247 A CN201610624247 A CN 201610624247A CN 106226814 B CN106226814 B CN 106226814B
Authority
CN
China
Prior art keywords
mrow
msub
theta
shear wave
munderover
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN201610624247.XA
Other languages
English (en)
Other versions
CN106226814A (zh
Inventor
谢万学
李德珍
雷虹
何光明
陈丹
王珑
胡然
彭文
王玉华
白静
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
China National Petroleum Corp
BGP Inc
Original Assignee
Geophysical Prospecting Co of CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Geophysical Prospecting Co of CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co Ltd filed Critical Geophysical Prospecting Co of CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co Ltd
Priority to CN201610624247.XA priority Critical patent/CN106226814B/zh
Publication of CN106226814A publication Critical patent/CN106226814A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN106226814B publication Critical patent/CN106226814B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
    • G01V1/30—Analysis
    • G01V1/306—Analysis for determining physical properties of the subsurface, e.g. impedance, porosity or attenuation profiles
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
    • G01V1/30—Analysis
    • G01V1/303—Analysis for determining velocity profiles or travel times

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geology (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)

Abstract

本发明提供了一种利用转换横波地震数据反演储层横波阻抗和密度参数的方法，通过利用转换横波数据能够直接反演出储层横波阻抗和密度参数，进而可实现更加准确的储层岩性识别和储层油气检测。本发明的有益效果包括：能够克服常规纵波振幅随偏移距变化(AVO)分析技术在岩石物理弹性参数反演方法中存在的多解性和不稳定性；能够对储层岩性和密度等地球物理响应特征进行精细刻画；而且采用了基于最小二乘解的广义线性反演方法，提高了反演算法的稳定性，提高了计算效率和反演精度。

Description

利用转换横波地震数据反演储层横波阻抗和密度的方法
技术领域
本发明涉及地球物理勘探技术，更具体地讲，涉及一种利用转换横波数据反演储层横波阻抗和密度参数并进行储层识别的方法。
背景技术
通常，在地震勘探中，由于振幅与地层岩性属性之间存在密切的关系，振幅随偏移距变化(AVO)分析方法可以对地层属性异常进行定性和定量的解释，因而AVO分析技术成为在油气藏储层预测方面广泛应用的技术。在油气勘探领域，基于纵波叠前地震数据的AVO分析技术已得到充分研究和广泛应用。
然而，在纵波AVO反演方法中，由于纵波反射系数的固有特性，往往需要采集获得较远偏移距的地震反射信息，才能较稳定地反演得到地层横波阻抗和密度信息。因此，对于普遍存在的岩性油气藏储层，来自于常规纵波地震数据的AVO属性往往不能完全有效地获取识别储层岩性、孔隙流体等主要岩石弹性参数，而且纵波信息反演往往出现多解性问题。
发明内容
本发明的目的在于解决现有技术存在的上述不足中的至少一项。
例如，本发明的目的之一在于提供一种能够仅需中等偏移距信息即可较稳定地反演获得储层横波阻抗和密度信息的方法。本发明的另一目的在于提供一种能够获取更准确的岩性、弹性模量等地球物理信息，降低单一纵波信息反演的多解性的方法。本发明的又一目的为通过利用转换横波地震数据反演储层横波阻抗和密度的方法进而更加准确地进行储层识别。
为了实现上述目的中的至少一个，本发明提供了一种利用转换横波地震数据反演储层横波阻抗和密度的方法。所述方法包括步骤：
(1)对于经过叠前时间偏移处理的转换横波地震数据成像道集，根据目的储层所在时间范围，选取转换横波反演时窗[Ta,Tb]；
(2)对于转换横波反演时窗中的每一个转换波成像点道集，建立转换横波反射系数Rps，
其中，
θ为纵波入射角，为转换横波反射角，Vs为横波速度，ρ为介质的密度，γ为纵横波速度比，Δρ/ρ、ΔVs/Vs分别为需要求解的储层密度和横波速度的变化率，且
(3)对于转换横波反演时窗内的每一个转换波成像点道集的所有给定样点，构建如下目标函数：
其中，为实际观测的对应入射角θi的转换横波反射系数，N为转换横波最大反射道数，θN为转换横波最大反射道数的入射角。
在E达到最小的情况下，反演求解得到储层的密度和横波速度的变化率Δρ/ρ、ΔVs/Vs；
(4)对于一个选定的转换波成像点道集在转换横波反演时窗[Ta,Tb]内的所有采样点重复所述步骤(2)至步骤(3)，则得到在转换横波反演时窗[Ta,Tb]内所有采样点的密度和横波速度的变化率(Δρ/ρ)1、(ΔVs/Vs)1，(Δρ/ρ)2、(ΔVs/Vs)2，…，(Δρ/ρ)M、(ΔVs/Vs)M，M为所述选定的转换波成像点道集在转换横波反演时窗[Ta,Tb]内的所有采样点数；
(5)根据密度和速度反射率的定义：
则可反演得到所述选定的转换波成像点道集在转换横波反演时窗[Ta,Tb]内的所有采样点的密度ρ和横波速度VS，进而通过式IS＝ρVS得到所有采样点的横波阻抗IS。
在本发明的一个示例性实施例中，所述方法还可包括对于转换横波反演时窗内的所有转换波成像点道集中除所述选定的转换波成像点道集外的其它每个转换波成像点道集，重复所述步骤(1)至步骤(5)，以得到整个地震数据体的密度ρ和横波阻抗IS反演结果。
在本发明的一个示例性实施例中，所述方法还可包括根据得到的整个地震数据的密度和横波阻抗反演结果进行储层识别。
在本发明的一个示例性实施例中，所述转换横波地震数据可以为二维或三维转换横波地震数据。
在本发明的一个示例性实施例中，可采用基于最小二乘解的广义线性反演方法来使步骤(3)中的E最小，并求得Δρ/ρ和ΔVs/Vs，其中，
与现有技术相比，本发明的有益效果包括：
(1)能够克服常规纵波AVO反演技术中，需要采集获得较远偏移距的地震反射信息才能较稳定地反演出储层横波阻抗和密度信息的不足，取而代之的是本发明的方法仅需中等偏移距信息即可较稳定地反演获得储层横波阻抗和密度信息；
(2)本发明采用的输入数据是地震勘探中采集得到的转换横波道集数据，该数据直接来源于地下储层的横波反射信息，同时目标函数采用转换横波反射信息作为期望输出，因此克服了常规纵波AVO反演技术利用纵波反射信息反演横波参数(横波速度、横波阻抗)和密度的不稳定性和多解性，目标函数的构建也更加合理，最终反演的储层横波阻抗和密度参数也更加精确；
(3)采用了基于最小二乘解的广义线性反演方法进行求解，保证了数值计算的稳定收敛，反演参数的最终解析表达式简洁清晰，易于推广应用。
具体实施方式
在下文中，将结合示例性实施例来详细说明本发明的利用转换横波地震数据反演储层横波阻抗和密度的方法。
在本发明的一个示例性实施例中，利用转换横波地震数据反演储层横波阻抗和密度的方法，可以包括如下步骤：
(1)以本领域公知的方法进行二维多分量或三维多分量野外勘探采集，以得到原始采集的多分量数据，然后，对采集得到的二维或三维转换横波地震资料进行处理，得到能够进行储层横波阻抗和密度参数反演的转换横波叠前时间偏移道集数据；
(2)导入经过叠前时间偏移处理的转换横波地震数据成像道集，根据目的储层所在时间范围，选取转换横波反演时窗[Ta,Tb]；
(3)对于根据步骤(2)选定时窗的每一个转换横波成像点道集，在假设地层采样点两侧弹性参数相对变化较小的前提下，基于Zoeppritz方程建立如下的转换横波反射系数近似表达式：
其中Rps为转换横波的反射系数，θ为纵波入射角，为转换横波反射角，Vs为横波速度，ρ为介质的密度，γ为纵横波速度比；另外，根据斯奈尔(Snell)定律可知则可推导出由此可得出与sinθ之间的关系表达式
(4)根据步骤(3)的计算公式，令
则构建如下简化公式：
其中，Δρ/ρ、ΔVs/Vs为需要求解的储层密度和横波速度的变化率，A(θ)为转换横波道集在选定时窗内给定样点对应入射角θ时密度变化率的系数项，B(θ)为转换横波道集在选定时窗内给定样点对应入射角θ时横波速度变化率的系数项，根据斯奈尔(Snell)定律
(5)对于在选定时窗内的转换横波道集所有给定样点，构建如下目标函数：
其中为实际观测的对应入射角θi的转换横波反射系数，N为转换横波最大反射道数，θN为转换横波最大反射道数的入射角。当E达到最小时，即可反演求解得到储层的密度和横波速度的变化率Δρ/ρ、ΔVs/Vs。
为使E达到最小，采用基于最小二乘解的广义线性反演方法，求解如下方程组：
该方程组的最终解为：
则最终反演得到给定成像点道集时窗内该采样点的密度和横波速度的变化率Δρ/ρ、ΔVs/Vs；
(6)对于转换波道集反演时窗[Ta,Tb]内的所有采样点重复上述反演步骤，则可得到时窗[Ta,Tb]内所有采样点的密度和横波速度的变化率(Δρ/ρ)1、(ΔVs/Vs)1，(Δρ/ρ)2、(ΔVs/Vs)2，…，(Δρ/ρ)M、(ΔVs/Vs)M，M为纵向时窗[Ta,Tb]内的所有采样点数；
(7)根据密度和速度反射率的定义：
M为纵向时窗[Ta,Tb]内的所有采样点数，则可反演得到该成像点转换波道集反演时窗[Ta,Tb]内的所有采样点的密度ρ和横波速度VS，同时可得到所有采样点的横波阻抗：
IS＝ρVS
(8)对于提供的所有转换波成像点道集，重复以上步骤(2)至步骤(7)，则可得到整个地震数据体的密度ρ和横波阻抗IS反演结果。然后，即可根据得到的整个地震数据的密度和横波阻抗反演结果进行储层识别。本发明的方法对二维或三维转换横波地震数据均适用。
所述步骤(2)至(5)中，成像点位置可以是转换波数据体中任意一个的成像点位置，也可以是一段时窗内的成像点范围，也可以是全部数据体的所有成像点范围。也就是说，本发明的方法既适用于二维转换横波数据反演，也适用于三维转换横波数据反演。反演时窗的选取可以根据具体地震工区目标储层的地质层位决定。
所述步骤(5)中，实际观测的对应入射角θi的转换横波反射系数转换横波道集在对应入射角θi时密度变化率的系数项A(θi)，转换横波道集在对应入射角θi时横波速度变化率的系数项B(θi)，可由实际输入的转换横波道集的振幅随偏移距变化(AVO)信息计算提取，其计算方法已经是现有地震勘探技术中的通用技术。
以下将结合具体示例来详细说明本发明的示例性实施例。
在本发明的一个具体示例中，利用转换横波地震数据反演储层横波阻抗和密度的方法可以由以下步骤实现：
(1)转换横波地震数据叠前时间偏移处理。
以本领域公知的方法进行二维多分量或三维多分量野外勘探采集，以得到原始采集的多分量数据，然后，对采集得到的二维或三维转换横波地震资料进行处理，得到能够进行储层横波阻抗和密度参数反演的转换横波叠前时间偏移道集数据。
(2)反演时窗选取。
导入经过叠前时间偏移处理的转换横波地震数据成像道集，根据目标储层所在时间范围，选取转换波反演时窗[Ta,Tb]。针对不同沉积特征的目标储层，反演时窗[Ta,Tb]具有不同的取值范围。如针对浅层碎屑岩沉积储层须家河组的储层反演，[Ta,Tb]分别代表须家河组顶、底反射界面的反射时间；又如针对深层碳酸盐岩沉积储层龙王庙组的储层反演，[Ta,Tb]分别代表龙王庙组顶、底反射界面的反射时间。
(3)道集入射角范围的选取及密度变化率系数项、横波速度变化率系数项的计算。
根据实际地震勘探工区处理得到的转换横波叠前时间偏移道集的信噪比高低，适当选取道集入射角范围。根据转换横波地震反射资料的反射特征，一般可选取入射角5度至30度为有效的入射角范围。在该入射范围内，转换横波叠前时间偏移道集的总反射道数为N，对应的入射角分别为θi，i＝1,2,…,N。
在假设地层采样点两侧弹性参数相对变化较小的前提下，基于Zoeppritz方程建立如下的转换横波反射系数近似表达式：
根据上述步骤选定时窗的每一个转换横波叠前时间偏移道集，建立如下简化的转换横波反射系数近似表达式：
上述公式中，Rps为转换横波的反射系数，θ为纵波入射角，为转换横波反射角，Vs为横波速度，ρ为介质的密度，γ为纵横波速度比；根据斯奈尔(Snell)定律
其中，Δρ/ρ、ΔVs/Vs为需要求解的储层密度和横波速度的变化率，A(θ)为转换横波道集在选定时窗内给定样点对应入射角θ时密度变化率的系数项，B(θ)为转换横波道集在选定时窗内给定样点对应入射角θ时横波速度变化率的系数项。
(4)反演目标方程组建立及求解。
在该步骤中，选取有效的入射角范围(一般入射角范围为5度至30度)，在该入射范围内，转换横波叠前时间偏移道集的总反射道数为N，对应的入射角分别为θi，i＝1,2,…,N，根据步骤(3)中所列密度变化率的系数项、横波速度变化率的系数项计算公式，构建反演目标方程组，求解方程组的最终解，即可得到密度的变化率Δρ/ρ和横波速度的变化率ΔVs/Vs。
具体实施过程如下：
对于在选定时窗内的转换横波道集所有给定样点，构建如下目标函数，
其中为实际观测的对应入射角θi的转换横波反射系数，N为转换横波最大反射道数，θN为转换横波最大反射道数的入射角。当E达到最小时，即可反演求解得到储层的密度和横波速度的变化率Δρ/ρ、ΔVs/Vs。
为使E达到最小，采用基于最小二乘解的广义线性反演方法，求解如下方程组：
该方程组的最终解为：
则最终反演得到给定成像点道集时窗内该采样点的密度和横波速度的变化率Δρ/ρ、ΔVs/Vs；
(5)目标层段反演时窗内逐点反演。
步骤(4)反演结果为选定入射角范围的转换横波道集，在给定时窗内某一样点的密度变化率和横波速度变化率的反演结果。要达到目标层段的储层预测目的，需要针对目标层段反演时窗内[Ta,Tb]的所有样点进行反演。如需针对浅层碎屑岩沉积储层须家河组的储层反演，则需要针对须家河组顶、底反射界面的反射时间内[Ta,Tb]所有样点进行反演；又如需针对深层碳酸盐岩沉积储层龙王庙组的储层反演，则需要针对龙王庙组顶、底反射界面的反射时间内[Ta,Tb]所有样点进行反演。
具体实施过程可以为：对于转换波道集反演时窗[Ta,Tb]内的所有采样点重复步骤(3)至步骤(4)反演过程，则可得到时窗[Ta,Tb]内所有采样点的密度和横波速度的变化率(Δρ/ρ)1、(ΔVs/Vs)1，(Δρ/ρ)2、(ΔVs/Vs)2，…，(Δρ/ρ)M、(ΔVs/Vs)M，M为纵向时窗[Ta,Tb]内的所有采样点数。
(6)由密度变化率和横波速度变化率反演得到储层密度及横波阻抗。
由步骤(5)得到的目标层段密度变化率和横波速度变化率反演结果，可以实现目标层段储层密度、横波速度及横波阻抗的反演，具体实施过程如下：
根据密度和速度反射率的定义：
M为纵向时窗[Ta,Tb]内的所有采样点数，则可反演得到该成像点转换波道集反演时窗[Ta,Tb]内的所有采样点的密度ρ和横波速度VS，同时可得到所有采样点的横波阻抗：
IS＝ρVS
(7)对于提供的工区内所有转换波成像点道集，重复以上步骤(1)至步骤(6)，则可得到整个工区转换横波地震数据体的密度ρ和横波阻抗IS反演结果。
(8)利用实际测井曲线，通过岩石物理分析，寻找含油气层与水层之间的密度和横波阻抗存在差异的参数分布范围。选用该参数分布范围，对整个工区转换横波地震数据体的密度ρ和横波阻抗IS反演结果进行标定，即可根据整个工区转换横波地震数据体的密度ρ和横波阻抗IS反演结果进行含油气层储层识别。该实施方案对二维或三维转换横波地震数据均适用。
综上所述，本发明的优点包括：仅需中等偏移距转换横波地震反射信息即可较稳定地反演获得储层横波阻抗和密度信息；反演输入数据直接来源于地下储层的横波反射信息，克服了常规纵波AVO反演技术利用纵波反射信息反演横波参数的不稳定性和多解性。另外，基于最小二乘解的广义线性反演方法保证了数值计算的稳定收敛，最终反演得到的储层横波阻抗和密度参数的计算精度更高，更有利于含油气层储层的有效识别。
也就是说，本发明通过利用转换横波数据能够直接反演出储层横波阻抗和密度参数，进而可实现更加准确的储层岩性识别和储层油气检测。本发明针对复杂岩性油气藏勘探中储层识别问题具有广泛的应用前景。
尽管上面已经结合示例性实施例描述了本发明，但是本领域普通技术人员应该清楚，在不脱离权利要求的精神和范围的情况下，可以对上述实施例进行各种修改。

Claims (5)

1.一种利用转换横波地震数据反演储层横波阻抗和密度的方法，其特征在于，所述方法包括步骤：
(1)对于经过叠前时间偏移处理的转换横波地震数据成像道集，根据目的储层所在时间范围，选取转换横波反演时窗[Ta,Tb]；
(2)对于转换横波反演时窗中的每一个转换波成像点道集，建立转换横波反射系数Rps，
<mrow> <msub> <mi>R</mi> <mrow> <mi>P</mi> <mi>S</mi> </mrow> </msub> <mrow> <mo>(</mo> <mi>&amp;theta;</mi> <mo>)</mo> </mrow> <mo>=</mo> <mi>A</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mi>&amp;theta;</mi> <mo>)</mo> </mrow> <mfrac> <mrow> <mi>&amp;Delta;</mi> <mi>&amp;rho;</mi> </mrow> <mi>&amp;rho;</mi> </mfrac> <mo>+</mo> <mi>B</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mi>&amp;theta;</mi> <mo>)</mo> </mrow> <mfrac> <mrow> <msub> <mi>&amp;Delta;V</mi> <mi>S</mi> </msub> </mrow> <msub> <mi>V</mi> <mi>S</mi> </msub> </mfrac> <mo>,</mo> </mrow>
其中，
θ为纵波入射角，为转换横波反射角，Vs为横波速度，ρ为介质的密度，γ为纵横波速度比，Δρ/ρ、ΔVs/Vs分别为需要求解的储层密度和横波速度的变化率，且
(3)对于转换横波反演时窗内的每一个转换波成像点道集的所有给定样点，构建如下目标函数：
<mrow> <mi>E</mi> <mo>=</mo> <munderover> <mo>&amp;Sigma;</mo> <mrow> <mi>i</mi> <mo>=</mo> <mn>1</mn> </mrow> <mrow> <mi>i</mi> <mo>=</mo> <mi>N</mi> </mrow> </munderover> <msup> <mrow> <mo>&amp;lsqb;</mo> <msubsup> <mi>R</mi> <mrow> <mi>P</mi> <mi>S</mi> </mrow> <mi>r</mi> </msubsup> <mrow> <mo>(</mo> <msub> <mi>&amp;theta;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mo>-</mo> <mi>A</mi> <mrow> <mo>(</mo> <msub> <mi>&amp;theta;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mfrac> <mrow> <mi>&amp;Delta;</mi> <mi>&amp;rho;</mi> </mrow> <mi>&amp;rho;</mi> </mfrac> <mo>-</mo> <mi>B</mi> <mrow> <mo>(</mo> <msub> <mi>&amp;theta;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mfrac> <mrow> <msub> <mi>&amp;Delta;V</mi> <mi>S</mi> </msub> </mrow> <msub> <mi>V</mi> <mi>S</mi> </msub> </mfrac> <mo>&amp;rsqb;</mo> </mrow> <mn>2</mn> </msup> <mo>,</mo> <mi>i</mi> <mo>=</mo> <mn>1</mn> <mo>,</mo> <mn>2</mn> <mo>,</mo> <mn>...</mn> <mo>,</mo> <mi>N</mi> </mrow>
其中，为实际观测的对应入射角θi的转换横波反射系数，N为转换横波最大反射道数，θN为转换横波最大反射道数的入射角，
在E达到最小的情况下，反演求解得到储层的密度和横波速度的变化率Δρ/ρ、ΔVs/Vs；
(4)对于一个选定的转换波成像点道集在转换横波反演时窗[Ta,Tb]内的所有采样点重复所述步骤(2)至步骤(3)则得到在转换横波反演时窗[Ta,Tb]内所有采样点的密度和横波速度的变化率(Δρ/ρ)1、(ΔVs/Vs)1，(Δρ/ρ)2、(ΔVs/Vs)2，…，(Δρ/ρ)M、(ΔVs/Vs)M，M为所述选定的转换波成像点道集在转换横波反演时窗[Ta,Tb]内的所有采样点数；
(5)根据密度和速度反射率的定义：
<mrow> <mfrac> <mrow> <msub> <mi>&amp;rho;</mi> <mrow> <mi>i</mi> <mo>+</mo> <mn>1</mn> </mrow> </msub> <mo>+</mo> <msub> <mi>&amp;rho;</mi> <mi>i</mi> </msub> </mrow> <mrow> <mo>(</mo> <msub> <mi>&amp;rho;</mi> <mrow> <mi>i</mi> <mo>+</mo> <mn>1</mn> </mrow> </msub> <mo>+</mo> <msub> <mi>&amp;rho;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>)</mo> <mo>/</mo> <mn>2</mn> </mrow> </mfrac> <mo>=</mo> <mfrac> <mrow> <mi>&amp;Delta;</mi> <mi>&amp;rho;</mi> </mrow> <mi>&amp;rho;</mi> </mfrac> <mo>,</mo> <mfrac> <mrow> <msub> <mi>V</mi> <msub> <mi>S</mi> <mrow> <mi>i</mi> <mo>+</mo> <mn>1</mn> </mrow> </msub> </msub> <mo>-</mo> <msub> <mi>V</mi> <msub> <mi>S</mi> <mi>i</mi> </msub> </msub> </mrow> <mrow> <mo>(</mo> <msub> <mi>V</mi> <msub> <mi>S</mi> <mrow> <mi>i</mi> <mo>+</mo> <mn>1</mn> </mrow> </msub> </msub> <mo>+</mo> <msub> <mi>V</mi> <msub> <mi>S</mi> <mi>i</mi> </msub> </msub> <mo>)</mo> <mo>/</mo> <mn>2</mn> </mrow> </mfrac> <mo>=</mo> <mfrac> <mrow> <msub> <mi>&amp;Delta;V</mi> <mi>S</mi> </msub> </mrow> <msub> <mi>V</mi> <mi>S</mi> </msub> </mfrac> <mo>,</mo> <mi>i</mi> <mo>=</mo> <mn>1</mn> <mo>,</mo> <mn>2</mn> <mo>,</mo> <mo>...</mo> <mo>,</mo> <mi>M</mi> <mo>-</mo> <mn>1</mn> <mo>,</mo> </mrow>
则可反演得到所述选定的转换波成像点道集在转换横波反演时窗[Ta,Tb]内的所有采样点的密度ρ和横波速度VS，进而通过式IS＝ρVS得到所有采样点的横波阻抗IS。
2.根据权利要求1所述的利用转换横波地震数据反演储层横波阻抗和密度的方法，所述方法还包括对于转换横波反演时窗内的所有转换波成像点道集中除所述选定的转换波成像点道集外的其它每个转换波成像点道集，重复所述步骤(1)至步骤(5)，以得到整个地震数据体的密度ρ和横波阻抗IS反演结果。
3.根据权利要求2所述的利用转换横波地震数据反演储层横波阻抗和密度的方法，所述方法还包括根据得到的整个地震数据体的密度和横波阻抗反演结果进行储层识别。
4.根据权利要求1所述的利用转换横波地震数据反演储层横波阻抗和密度的方法，其中，所述转换横波地震数据为二维或三维转换横波地震数据。
5.根据权利要求1所述的利用转换横波地震数据反演储层横波阻抗和密度的方法，其中，采用基于最小二乘解的广义线性反演方法来使步骤(3)中的E最小，并求得Δρ/ρ和ΔVs/Vs，其中，
<mrow> <mfrac> <mrow> <mi>&amp;Delta;</mi> <mi>&amp;rho;</mi> </mrow> <mi>&amp;rho;</mi> </mfrac> <mo>=</mo> <mfrac> <mrow> <munderover> <mo>&amp;Sigma;</mo> <mrow> <mi>i</mi> <mo>=</mo> <mn>1</mn> </mrow> <mi>N</mi> </munderover> <msubsup> <mi>R</mi> <mrow> <mi>P</mi> <mi>S</mi> </mrow> <mi>r</mi> </msubsup> <mrow> <mo>(</mo> <msub> <mi>&amp;theta;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mi>A</mi> <mrow> <mo>(</mo> <msub> <mi>&amp;theta;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <munderover> <mo>&amp;Sigma;</mo> <mrow> <mi>i</mi> <mo>=</mo> <mn>1</mn> </mrow> <mi>N</mi> </munderover> <msup> <mi>B</mi> <mn>2</mn> </msup> <mrow> <mo>(</mo> <msub> <mi>&amp;theta;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mo>-</mo> <munderover> <mo>&amp;Sigma;</mo> <mrow> <mi>i</mi> <mo>=</mo> <mn>1</mn> </mrow> <mi>N</mi> </munderover> <msubsup> <mi>R</mi> <mrow> <mi>P</mi> <mi>S</mi> </mrow> <mi>r</mi> </msubsup> <mrow> <mo>(</mo> <msub> <mi>&amp;theta;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mi>B</mi> <mrow> <mo>(</mo> <msub> <mi>&amp;theta;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <munderover> <mo>&amp;Sigma;</mo> <mrow> <mi>i</mi> <mo>=</mo> <mn>1</mn> </mrow> <mi>N</mi> </munderover> <mi>A</mi> <mrow> <mo>(</mo> <msub> <mi>&amp;theta;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mi>B</mi> <mrow> <mo>(</mo> <msub> <mi>&amp;theta;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> </mrow> <mrow> <munderover> <mo>&amp;Sigma;</mo> <mrow> <mi>i</mi> <mo>=</mo> <mn>1</mn> </mrow> <mi>N</mi> </munderover> <msup> <mi>A</mi> <mn>2</mn> </msup> <mrow> <mo>(</mo> <msub> <mi>&amp;theta;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <munderover> <mo>&amp;Sigma;</mo> <mrow> <mi>i</mi> <mo>=</mo> <mn>1</mn> </mrow> <mi>N</mi> </munderover> <msup> <mi>B</mi> <mn>2</mn> </msup> <mrow> <mo>(</mo> <msub> <mi>&amp;theta;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mo>-</mo> <msup> <mrow> <mo>&amp;lsqb;</mo> <munderover> <mo>&amp;Sigma;</mo> <mrow> <mi>i</mi> <mo>=</mo> <mn>1</mn> </mrow> <mi>N</mi> </munderover> <mi>A</mi> <mrow> <mo>(</mo> <msub> <mi>&amp;theta;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mi>B</mi> <mrow> <mo>(</mo> <msub> <mi>&amp;theta;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mo>&amp;rsqb;</mo> </mrow> <mn>2</mn> </msup> </mrow> </mfrac> <mo>,</mo> </mrow>
<mrow> <mfrac> <mrow> <msub> <mi>&amp;Delta;V</mi> <mi>S</mi> </msub> </mrow> <msub> <mi>V</mi> <mi>S</mi> </msub> </mfrac> <mo>=</mo> <mfrac> <mrow> <munderover> <mo>&amp;Sigma;</mo> <mrow> <mi>i</mi> <mo>=</mo> <mn>1</mn> </mrow> <mi>N</mi> </munderover> <msubsup> <mi>R</mi> <mrow> <mi>P</mi> <mi>S</mi> </mrow> <mi>r</mi> </msubsup> <mrow> <mo>(</mo> <msub> <mi>&amp;theta;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mi>B</mi> <mrow> <mo>(</mo> <msub> <mi>&amp;theta;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <munderover> <mo>&amp;Sigma;</mo> <mrow> <mi>i</mi> <mo>=</mo> <mn>1</mn> </mrow> <mi>N</mi> </munderover> <msup> <mi>A</mi> <mn>2</mn> </msup> <mrow> <mo>(</mo> <msub> <mi>&amp;theta;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mo>-</mo> <munderover> <mo>&amp;Sigma;</mo> <mrow> <mi>i</mi> <mo>=</mo> <mn>1</mn> </mrow> <mi>N</mi> </munderover> <msubsup> <mi>R</mi> <mrow> <mi>P</mi> <mi>S</mi> </mrow> <mi>r</mi> </msubsup> <mrow> <mo>(</mo> <msub> <mi>&amp;theta;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mi>A</mi> <mrow> <mo>(</mo> <msub> <mi>&amp;theta;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <munderover> <mo>&amp;Sigma;</mo> <mrow> <mi>i</mi> <mo>=</mo> <mn>1</mn> </mrow> <mi>N</mi> </munderover> <mi>A</mi> <mrow> <mo>(</mo> <msub> <mi>&amp;theta;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mi>B</mi> <mrow> <mo>(</mo> <msub> <mi>&amp;theta;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> </mrow> <mrow> <munderover> <mo>&amp;Sigma;</mo> <mrow> <mi>i</mi> <mo>=</mo> <mn>1</mn> </mrow> <mi>N</mi> </munderover> <msup> <mi>A</mi> <mn>2</mn> </msup> <mrow> <mo>(</mo> <msub> <mi>&amp;theta;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <munderover> <mo>&amp;Sigma;</mo> <mrow> <mi>i</mi> <mo>=</mo> <mn>1</mn> </mrow> <mi>N</mi> </munderover> <msup> <mi>B</mi> <mn>2</mn> </msup> <mrow> <mo>(</mo> <msub> <mi>&amp;theta;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mo>-</mo> <msup> <mrow> <mo>&amp;lsqb;</mo> <munderover> <mo>&amp;Sigma;</mo> <mrow> <mi>i</mi> <mo>=</mo> <mn>1</mn> </mrow> <mi>N</mi> </munderover> <mi>A</mi> <mrow> <mo>(</mo> <msub> <mi>&amp;theta;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mi>B</mi> <mrow> <mo>(</mo> <msub> <mi>&amp;theta;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mo>&amp;rsqb;</mo> </mrow> <mn>2</mn> </msup> </mrow> </mfrac> <mo>.</mo> </mrow>
CN201610624247.XA 2016-08-02 2016-08-02 利用转换横波地震数据反演储层横波阻抗和密度的方法 Active CN106226814B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201610624247.XA CN106226814B (zh) 2016-08-02 2016-08-02 利用转换横波地震数据反演储层横波阻抗和密度的方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201610624247.XA CN106226814B (zh) 2016-08-02 2016-08-02 利用转换横波地震数据反演储层横波阻抗和密度的方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN106226814A CN106226814A (zh) 2016-12-14
CN106226814B true CN106226814B (zh) 2017-12-19

Family

ID=57536306

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201610624247.XA Active CN106226814B (zh) 2016-08-02 2016-08-02 利用转换横波地震数据反演储层横波阻抗和密度的方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN106226814B (zh)

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN108345035B (zh) * 2017-12-27 2020-06-02 中国神华能源股份有限公司 地球物理勘探密度信息提取的方法和装置
CN111077573A (zh) * 2019-12-30 2020-04-28 中国石油大学(北京) 一种确定地层弹性参数的方法、装置及系统

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102692645A (zh) * 2012-06-01 2012-09-26 中国石油集团川庆钻探工程有限公司地球物理勘探公司 利用纵波、转换波数据联合反演储层纵横波速度比的方法
CN104570101A (zh) * 2013-10-09 2015-04-29 中国石油化工股份有限公司 一种基于粒子群算法的avo三参数反演方法

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7684952B2 (en) * 2007-06-13 2010-03-23 Westerngeco L.L.C. Determining density contrast at subsurface interface

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102692645A (zh) * 2012-06-01 2012-09-26 中国石油集团川庆钻探工程有限公司地球物理勘探公司 利用纵波、转换波数据联合反演储层纵横波速度比的方法
CN104570101A (zh) * 2013-10-09 2015-04-29 中国石油化工股份有限公司 一种基于粒子群算法的avo三参数反演方法

Non-Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Probabilistic estimation of density and shear information from Zoeppritz’s equation;Ivan Lehocki et al.;《THE LEADING EDGE》;20150930;第1036-1047页 *
基于贝叶斯理论的叠前多波联合反演弹性模量方法;侯栋甲等;《地球物理学报》;20140430;第57卷(第4期);第1251-1264页 *
转换波叠前横波速度反演;魏修成等;《地震学报》;20070331;第29卷(第2期);第173-180页 *

Also Published As

Publication number Publication date
CN106226814A (zh) 2016-12-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN102692645B (zh) 利用纵波、转换波数据联合反演储层纵横波速度比的方法
CN101329405B (zh) 一种简单的多参数地震反演方法
CN101281253B (zh) 一种利用振幅随偏移距变化特征提高油气检测精度的方法
CN1734288B (zh) 构建用得自不同时标表达数据的若干参数描述的不均质介质模型的方法
CN101551466B (zh) 一种利用与偏移距有关的地震属性提高油气储层预测精度的方法
Russell Prestack seismic amplitude analysis: An integrated overview
CN107678063B (zh) 一种基于等级相关分析的多分量转换波裂缝预测方法
CN102928870B (zh) 基于正则化的非线性地震叠前弹性参数反演方法
CN104090302B (zh) 工区地下介质频率域异常分析的方法
CN103675907A (zh) 一种基于岩相约束的avo反演油气检测方法
CN103675911B (zh) 一种基于纵波和转换横波联合反演截距和梯度的方法
CN110780351B (zh) 纵波和转换波叠前联合反演方法及系统
CN103901465A (zh) 全息三维地震勘探观测系统的设计方法
CN103576197B (zh) 一种转换波角道集抽取方法
CN110618450B (zh) 基于岩石物理建模的致密储层智能化含气性预测方法
CN104316966A (zh) 一种流体识别方法及系统
CN104965224A (zh) 用平均入射角道集进行pp波与ps波联合avo反演方法
CN103984010A (zh) 一种基于三项频率依赖avo反演的流体识别方法
CN102866426A (zh) 一种利用avo大角度道集分析岩体油气信息的方法
CN112305602B (zh) 基于叠前多属性与古地貌融合技术的碳酸岩储层预测方法
CN106226814B (zh) 利用转换横波地震数据反演储层横波阻抗和密度的方法
Sun et al. Shale rocks brittleness index prediction method using extended elastic impedance inversion
CN110187389A (zh) 一种基于薄层反射理论的ava反演方法
CN102305942B (zh) 基于三参量的非线性avo流体判别方法
CN104007466A (zh) 一种基于纵波振幅的无井约束叠前反演实现的储层与流体预测方法

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant
TR01 Transfer of patent right

Effective date of registration: 20180202

Address after: 072751 Zhuozhou, Baoding, Fan Yang Road West, No. 189

Patentee after: BGP INC., CHINA NATIONAL PETROLEUM Corp.

Address before: No. 216, No. 216, Huayang Avenue, Huayang Town, Shuangliu County, Shuangliu County, Sichuan

Patentee before: GEOPHYSICAL EXPLORATION COMPANY OF CNPC CHUANQING DRILLING ENGINEERING Co.,Ltd.

TR01 Transfer of patent right
TR01 Transfer of patent right

Effective date of registration: 20200916

Address after: 100007 Beijing, Dongzhimen, North Street, No. 9, No.

Co-patentee after: BGP Inc., China National Petroleum Corp.

Patentee after: CHINA NATIONAL PETROLEUM Corp.

Address before: 072751 Zhuozhou, Baoding, Fan Yang Road West, No. 189

Patentee before: BGP Inc., China National Petroleum Corp.

TR01 Transfer of patent right