CN108345047A - 一种虚拟井的自然伽马曲线重构方法 - Google Patents

一种虚拟井的自然伽马曲线重构方法 Download PDF

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Abstract

本发明提供了一种虚拟井的自然伽马曲线重构方法，用于在具有多个实钻井的目标区域获取虚拟井的自然伽玛曲线，包括：获取多个实钻井的自然伽玛数据和波阻抗数据以及虚拟井处的波阻抗数据；拟合出每一实钻井对应的波阻抗数据与自然伽玛数据之间的线性关系y＝k*x+b，其中，x为波阻抗数据，y为自然伽玛数据)，从而获得每一实钻井位置的k参数值和b参数值；通过拟合算法获得虚拟井处的k参数值和b参数值；根据虚拟井处的k参数值和b参数值以及波阻抗数据，获得虚拟井处的自然伽玛数据；和获得虚拟井的自然伽玛曲线。本发明的虚拟井构建方法提高了虚拟井的分辨能力和刻画细节的能力，同时，还具有更高的精度，更加符合真实的地质情况。

Description

一种虚拟井的自然伽马曲线重构方法
本申请是申请日为2015年12月01日、申请号为201510868288.9、题为“一种基于地质信息的虚拟井构建方法”的发明专利申请的分案申请。
技术领域
本发明涉及石油地球物理探测领域，特别是涉及一种虚拟井的自然伽马曲线重构方法。
背景技术
钻井(探井)可以直接获取最可靠的地质资料，但是钻井成本高昂，在石油探区勘探程度较低的情况下探井不适合大量钻探。地下岩性信息一般是通过井约束条件下对地震数据进行波阻抗反演得到的，某些石油探区内由于钻井稀少且分布不均等情况下的地震数据反演过程中缺少井信息约束，反演结果精度较低，导致对石油探区的地质认识受到限制。建立虚拟井约束地震反演是必要的，传统的虚拟井构建技术是基于地震反演波阻抗数据体得到的波阻抗信息，利用波阻抗信息来构建虚拟井有分辨率较低和忽略细节的不足，故传统的虚拟井构建技术存在较大的误差。因此寻求一种构建高精度的虚拟井的技术对沉积盆地勘探以及提高反演精度都具有重要意义。
发明内容
本发明的目的是要提供一种恢复精度高、分辨率高、符合地质规律的虚拟井构建方法。
特别地，本发明提供了一种虚拟井的自然伽马曲线重构方法，用于在具有多个实钻井的目标区域获取所述目标区域中预定位置处的虚拟井的自然伽玛曲线，包括：
以沿深度方向的第一采样密度获取所述多个实钻井各自的自然伽玛数据和波阻抗数据、以及所述虚拟井处的波阻抗数据；
对于每一实钻井，拟合出其对应的所述波阻抗数据与所述自然伽玛数据之间的线性关系y＝k*x+b，其中，x为波阻抗数据，y为自然伽玛数据，从而获得每一实钻井位置处的k参数值和b参数值；
根据各个实钻井位置处的k参数值和b参数值，通过拟合算法获得所述虚拟井处的k参数值和b参数值；
根据所述虚拟井处的k参数值和b参数值以及波阻抗数据，基于所述线性关系获得所述虚拟井处的第一自然伽玛数据；和
基于所述第一自然伽玛数据获得所述虚拟井的第一自然伽玛曲线，所述第一自然伽玛曲线即为所述虚拟井的所述自然伽玛曲线。
可选地，所述拟合算法为插值算法；
可选地，所述插值算法为克里金插值算法。
可选地，还包括：以沿所述深度方向的第二采样密度获取所述虚拟井处的预定时间长度范围内的辐射量；其中，所述第二采样密度大于所述第一采样密度；
对所述多个实钻井各自的自然伽玛数据进行去趋势化操作并建立其与所述辐射量之间的缩放关系，再基于所述虚拟井处的辐射量以及所述缩放关系获得对应的去趋势化的第二自然伽玛数据；和
基于所述第二自然伽玛数据获得所述虚拟井的第二自然伽玛曲线。
可选地，其中，将所述第一自然伽玛曲线与所述第二自然伽玛曲线相叠加以获得所述虚拟井的所述自然伽玛曲线。
可选地，还包括：根据所述虚拟井处的地质层结构信息以沿深度方向的第三采样密度获取所述虚拟井的自然伽玛数据的变化趋势，并获得反映所述变化趋势对应的第三自然伽玛曲线；其中，所述第三采样密度大于所述第一采样密度但小于第二采样密度。
可选地，其中，用与所述虚拟井最近的所述实钻井处的地质层结构信息作为所述虚拟井处的地质层结构信息。
可选地，所述地质层结构信息包括层序划分特征信息、时间地层格架信息及地震层位信息。
可选地，其中，将所述第一自然伽玛曲线与所述第三自然伽玛曲线相叠加以获得所述虚拟井的所述自然伽玛曲线。
可选地，其中，将所述第一自然伽玛曲线、所述第二自然伽玛曲线与所述第三自然伽玛曲线相叠加以获得所述虚拟井的所述自然伽玛曲线。
本发明的虚拟井的自然伽马曲线重构方法，通过在由波阻抗数据获得的第一自然伽玛曲线的基础上叠加由天文周期控制的第二自然伽玛曲线和由地质模型信息确定的第三自然伽玛曲线，从而获得虚拟井的自然伽玛曲线，这充分考虑了地震数据在横向的高连续性、实钻井数据纵向的高分辨率性和地质模型的约束性。本发明的自然伽马曲线重构方法提高了虚拟井的分辨能力和刻画细节的能力，同时，还具有更高的精度，更加符合真实的地质情况。
根据下文结合附图对本发明具体实施例的详细描述，本领域技术人员将会更加明了本发明的上述以及其他目的、优点和特征。
附图说明
后文将参照附图以示例性而非限制性的方式详细描述本发明的一些具体实施例。附图中相同的附图标记标示了相同或类似的部件或部分。本领域技术人员应该理解，这些附图未必是按比例绘制的。附图中：
图1是根据本发明一个实施例的虚拟井的自然伽马曲线重构方法的流程图；
图2是本发明实施例的石油探区的示意图；
图3是本发明实施例的过实钻井w2和w4的地震数据的振幅剖面图；
图4是本发明实施例的过实钻井w2和w4的波阻抗数据的剖面图；
图5是本发明实施例的实钻井w2的波阻抗数据与自然伽玛数据的线性关系图；
图6是本发明实施例的实钻井w4的波阻抗数据与自然伽玛数据的线性关系图；
图7是本发明实施例的目的层段自然伽玛数据的频谱特征图；
图8是本发明实施例的目的层段理论辐射量曲线图；
图9是本发明实施例的自然伽玛曲线图。
具体实施方式
图1是根据本发明一个实施例的虚拟井的自然伽马曲线重构方法的流程图。其一般性地包括：
S1、以沿深度方向的第一采样密度获取多个已有实钻井的各自的自然伽玛数据和波阻抗数据、以及虚拟井处的波阻抗数据，所述多个实钻井各自的自然伽马数据通过沿实钻井的井身测量岩层的天然伽马射线强度获得；
地震数据是反映地层波阻抗变化界面的振幅数据，可以根据已有的数据记录或者对目标区域进行勘探测量获得目标区域内的多个实钻井处及虚拟井处的地震数据，对该地震数据进行波阻抗反演，可以获得它们对应的波阻抗数据。同时，还可以沿实钻井井身测量岩层的天然伽马射线强度，从而获得各个实钻井的自然伽玛数据。
S2、对于每一实钻井，拟合出其对应的所述波阻抗数据与所述自然伽玛数据之间的线性关系y＝k*x+b，其中，x为波阻抗数据，y为自然伽玛数据，从而获得每一实钻井位置处的k参数值和b参数值；
提取每一实钻井的波阻抗数据的采样深度点a1、a2、a3、……、an，将由步骤1所获得的各实钻井的自然伽玛数据光滑后获得每一实钻井的光滑曲线，在每一实钻井的光滑曲线上以采样深度点a1、a2、a3、……、an获得对应的自然伽玛数据，通过采样深度点a1、a2、a3、……、an所对应的多组自然伽玛数据和波阻抗数据回归出每一实钻井的波阻抗数据与自然伽玛数据之间的线性关系y＝k*x+b(其中，x为波阻抗数据，y为自然伽玛数据)，即求出每一实钻井位置处的k参数值和b参数值。
S3、根据各个实钻井位置处的k参数值和b参数值，通过拟合算法获得所述虚拟井处的k参数值和b参数值；
通过克里金插值算法求出各个实钻井位置与其对应的k参数值和b参数值的分布情况，拟合出其对应的曲线，从该曲线中提取虚拟井的位置，从而获得虚拟井处的k参数值和b参数值。
S4、根据所述虚拟井处的k参数值和b参数值以及波阻抗数据，基于所述线性关系获得所述虚拟井处的第一自然伽玛数据；
可以将虚拟井处的k参数值和b参数值以及波阻抗数据代入到线性关系y＝k*x+b(其中，x为波阻抗数据，y为自然伽玛数据)中，从而可以求出虚拟井处的自然伽玛数据，将该自然伽玛数据设定为第一自然伽玛数据。
S5、基于所述第一自然伽玛数据获得所述虚拟井的第一自然伽玛曲线，所述第一自然伽玛曲线即为所述虚拟井的所述自然伽玛曲线。
可以通过数据拟合的方法将第一自然伽玛数据拟合回归出第一自然伽玛曲线。第一自然伽玛曲线是基于第一采样密度由虚拟井处的波阻抗数据确定的低频信息。需要说明的是，本实施例中所述第一自然伽玛数据即为虚拟井处的自然伽玛数据，所述第一自然伽玛曲线即为虚拟井的自然伽玛曲线。
在本发明的另一个实施例中，还包括：
以沿所述深度方向的第二采样密度获取所述虚拟井处的预定时间长度范围内的辐射量；其中，所述第二采样密度大于所述第一采样密度；
本实施例的前提条件是确定由天文周期引起的辐射量是否对该目标区域的自然伽玛数据产生影响。可以根据该目标区域的纬度和研究目的层段持续的时间范围得出其理论辐射量曲线。
对所述多个实钻井各自的自然伽玛数据进行去趋势化操作并建立其与所述辐射量之间的缩放关系，再基于所述虚拟井处的辐射量以及所述缩放关系获得对应的去趋势化的第二自然伽玛数据；和
基于所述第二自然伽玛数据获得所述虚拟井的第二自然伽玛曲线。
可以通过数据拟合的方法将第二自然伽玛数据拟合回归出第二自然伽玛曲线。第二自然伽玛曲线是基于第二采样密度由天文周期辐射量变化得出的高频信息。
需要说明的是，将所述第一自然伽玛曲线与所述第二自然伽玛曲线相叠加以获得所述虚拟井的所述自然伽玛曲线。
在本发明的另一个实施例中，还包括：
根据所述虚拟井处的地质层结构信息以沿深度方向的第三采样密度获取所述虚拟井的自然伽玛数据的变化趋势；
地质层结构信息反映了在一定地质条件下发育的沉积岩分布、演化及特征的综合，因此，在相同的地质层结构中岩性特征及演化规律具有一定的相似性。所以，本实施例采用与所述虚拟井最邻近的所述实钻井处的地质层结构信息作为所述虚拟井处的地质层结构信息。具体地，所述地质层结构信息包括层序划分特征信息、时间地层格架信息及地震层位信息。
基于所述变化趋势获得其对应的第三自然伽玛曲线；其中，所述第三采样密度大于所述第一采样密度但小于第二采样密度。
第三自然伽玛曲线是基于第三采样密度由目标区域的地质层结构信息确定的中频信息。
需要说明的是，将所述第一自然伽玛曲线与所述第三自然伽玛曲线相叠加以获得所述虚拟井的所述自然伽玛曲线。
在本发明的另一个实施例中，将所述第一自然伽玛曲线、所述第二自然伽玛曲线与所述第三自然伽玛曲线相叠加以获得所述虚拟井的所述自然伽玛曲线。
本实施例结合了由波阻抗数据确定的低频信息、由天文周期辐射量变化得出的高频信息和由目标区域的地质层结构信息确定的中频信息，使得建立的参数井具有更高的精度，更符合真实的地质情况。
下面将通过具体的虚拟井构建方案对前述实施例进行说明。
本方案选取位于半深湖泊相环境的石油探区作为目标区域，图2示出了本发明实施例的石油探区的示意图。参考图2，其中已经存在5口实钻井，分别为w1、w2、w3、w4和w5。其中，在过实钻井w2和w4的剖面线中，有一井稀疏区域，本方案的目的即在该井稀疏区域中且过实钻井w2和w4的剖面线的位置x1处构建虚拟井。需要说明的是，该5口实钻井的自然伽玛数据和石油探区的地震数据均已知，其中，图3示出了过实钻井w2和w4的地震数据的振幅剖面图。
对该石油探区的地震数据进行波阻抗反演，可以获得该5口实钻井及虚拟井的波阻抗数据，其中，图4示出了过实钻井w2和w4的波阻抗数据的剖面图。同时，还可以沿该5口实钻井的井身测量岩层的天然伽马射线强度，从而获得该5口实钻井的自然伽玛数据。
图5和图6分别是本发明实施例的实钻井w2和w4的波阻抗数据与自然伽玛数据的线性关系图。提取该5口实钻井中每一实钻井的波阻抗数据的采样深度点a1、a2、a3、……、an，将各实钻井的自然伽玛数据光滑后获得每一实钻井的光滑曲线，在每一实钻井的光滑曲线上以采样深度点a1、a2、a3、……、an得对应的自然伽玛数据，通过采样深度点a1、a2、a3、……、an所对应的多组自然伽玛数据和波阻抗数据回归出每一实钻井的波阻抗数据与自然伽玛数据之间的线性关系y＝k*x+b(其中，x为波阻抗数据，y为自然伽玛数据)，即求出每一实钻井位置处的k参数值和b参数值。
通过克里金插值算法求出各个实钻井位置与其对应的k参数值和b参数值的分布情况，拟合出其对应的曲线，从该曲线中提取虚拟井的位置，从而获得虚拟井处的k参数值和b参数值。
根据所述虚拟井处的k参数值和b参数值以及波阻抗数据，基于所述线性关系获得所述虚拟井处的第一自然伽玛数据。
然后，可以确定由天文周期引起的辐射量是否对该目标区域的自然伽玛数据产生影响。本方案选取的石湖探区为半身湖和深湖相沉积，其主要发育岩性有泥页岩和粉砂岩。而半深湖和深湖相沉积受天文周期影响明显，所以符合本方案的前提条件。
对该5口实钻井的第一自然伽玛曲线进行频谱分析统计并与天文周期匹配。图7是本发明实施例的目的层段自然伽玛数据的频谱特征图。如图7所示，得到频率分别为0.0085Hz、0.0098Hz、0.0174Hz、0.0248Hz、0.0475Hz的主峰，根据公式周期T＝1/f(f为频率)，可以计算得到该5口实钻井的对应周期分别为117.65kyr、102.04kyr、57.47kyr、40.32kyr、21.05kyr，
其分别与最大周期117.65kyr之间的比例对应关系分别为1、0.867、0.488、0.343、0.179，而对应的理论周期为125kyr、96kyr、54kyr、40kyr、23kyr，其分别与最大理论周期125kyr之间的比例对应关系分别1、0.768、0.432、0.32、0.184。可以发现二者的比例关系具有较好的对应关系。
图8是本发明实施例的目的层段理论辐射量曲线图。如图8所示，根据前人研究得知，石油探区目的层地质年代持续约为3.36Ma,上述频率计算出的地层持续时间与前人研究成果相吻合，因此上述周期是天文周期在沉积物中的记录。因此可以得知该目的层段沉积过程受到天文周期影响，对相应频率滤波即可得到时间地层格架，同时自然伽玛数据主要受天文周期控制，自然伽玛数据与天文周期引起的辐射量变化相关，即本石油探区适合应用本技术，根据石油探区的纬度和研究目的层段持续的时间范围得出理论辐射量曲线。
对所述各实钻井的自然伽玛数据进行去趋势化操作并建立其与所述辐射量之间的缩放关系，再基于所述虚拟井处的辐射量以及所述缩放关系获得对应的去趋势化的第二自然伽玛数据。基于所述第二自然伽玛数据获得所述虚拟井的第二自然伽玛曲线。可以通过数据拟合的方法将第二自然伽玛数据拟合回归出第二自然伽玛曲线。第二自然伽玛曲线是基于第二采样密度由天文周期辐射量变化得出的高频信息。
再根据与虚拟井最邻近的实钻井的层序划分特征、时间地层格架及地震层位解释资料推断出地质虚拟井的层序演变过程，根据层序的演变特征来推断虚拟井测井信息的变化趋势图。图9是本发明实施例的自然伽玛曲线图。如图9所示，基于所述变化趋势获得其对应的第三自然伽玛曲线；其中，所述第三采样密度大于所述第一采样密度但小于第二采样密度。第三自然伽玛曲线是基于第三采样密度由目标区域的地质层结构信息确定的中频信息。
最后将第一自然伽玛曲线、第二自然伽玛曲线和第三自然伽玛曲线叠加在一起即可获得虚拟井处的自然伽玛曲线。
至此，本领域技术人员应认识到，虽然本文已详尽示出和描述了本发明的多个示例性实施例，但是，在不脱离本发明精神和范围的情况下，仍可根据本发明公开的内容直接确定或推导出符合本发明原理的许多其他变型或修改。因此，本发明的范围应被理解和认定为覆盖了所有这些其他变型或修改。

Claims (10)

1.一种虚拟井的自然伽马曲线重构方法，用于在具有多个实钻井的目标区域获取所述目标区域中预定位置处的虚拟井的自然伽玛曲线，包括：
以沿深度方向的第一采样密度获取所述多个实钻井各自的自然伽玛数据和波阻抗数据、以及所述虚拟井处的波阻抗数据，所述多个实钻井各自的自然伽马数据通过沿实钻井的井身测量岩层的天然伽马射线强度获得；
对于每一实钻井，拟合出其对应的所述波阻抗数据与所述自然伽玛数据之间的线性关系y＝k*x+b，其中，x为波阻抗数据，y为自然伽玛数据，从而获得每一实钻井位置处的k参数值和b参数值；
根据各个实钻井位置处的k参数值和b参数值，通过拟合算法获得所述虚拟井处的k参数值和b参数值；
根据所述虚拟井处的k参数值和b参数值以及波阻抗数据，基于所述线性关系获得所述虚拟井处的第一自然伽玛数据；和
基于所述第一自然伽玛数据获得所述虚拟井的第一自然伽玛曲线，所述第一自然伽玛曲线即为所述虚拟井的所述自然伽玛曲线。
2.根据权利要求1所述的自然伽马曲线重构方法，其特征在于，所述拟合算法为插值算法。
3.根据权利要求2所述的自然伽马曲线重构方法，其特征在于，所述插值算法为克里金插值算法。
4.根据权利要求1-3中任一项所述的自然伽马曲线重构方法，其特征在于，还包括：
以沿所述深度方向的第二采样密度获取所述虚拟井处的预定时间长度范围内的辐射量；其中，所述第二采样密度大于所述第一采样密度；
对所述多个实钻井各自的自然伽玛数据进行去趋势化操作并建立其与所述辐射量之间的缩放关系，再基于所述虚拟井处的辐射量以及所述缩放关系获得对应的去趋势化的第二自然伽玛数据；和
基于所述第二自然伽玛数据获得所述虚拟井的第二自然伽玛曲线。
5.根据权利要求4所述的自然伽马曲线重构方法，其特征在于，其中，将所述第一自然伽玛曲线与所述第二自然伽玛曲线相叠加以获得所述虚拟井的所述自然伽玛曲线。
6.根据权利要求5所述的自然伽马曲线重构方法，其特征在于，还包括：
根据所述虚拟井处的地质层结构信息以沿深度方向的第三采样密度获取所述虚拟井的自然伽玛数据的变化趋势，并获得反映所述变化趋势对应的第三自然伽玛曲线；其中，所述第三采样密度大于所述第一采样密度但小于第二采样密度。
7.根据权利要求6所述的自然伽马曲线重构方法，其特征在于，其中，用与所述虚拟井最近的所述实钻井处的地质层结构信息作为所述虚拟井处的地质层结构信息。
8.根据权利要求6所述的自然伽马曲线重构方法，其特征在于，所述地质层结构信息包括层序划分特征信息、时间地层格架信息及地震层位信息。
9.根据权利要求6-8中任一项所述的自然伽马曲线重构方法，其特征在于，其中，将所述第一自然伽玛曲线与所述第三自然伽玛曲线相叠加以获得所述虚拟井的所述自然伽玛曲线。
10.根据权利要求6-8中任一项所述的自然伽马曲线重构方法，其特征在于，其中，将所述第一自然伽玛曲线、所述第二自然伽玛曲线与所述第三自然伽玛曲线相叠加以获得所述虚拟井的所述自然伽玛曲线。
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