CN111123359B - 随钻测井与地层格架约束的井周地震成像探测方法及装置 - Google Patents
随钻测井与地层格架约束的井周地震成像探测方法及装置 Download PDFInfo
- Publication number
- CN111123359B CN111123359B CN201911351361.XA CN201911351361A CN111123359B CN 111123359 B CN111123359 B CN 111123359B CN 201911351361 A CN201911351361 A CN 201911351361A CN 111123359 B CN111123359 B CN 111123359B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- seismic
- drilling
- well
- imaging
- data
- 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
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 89
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 title claims abstract description 76
- 238000001514 detection method Methods 0.000 title claims description 13
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 55
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000013508 migration Methods 0.000 claims description 62
- 230000005012 migration Effects 0.000 claims description 62
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 30
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 16
- 238000012937 correction Methods 0.000 claims description 11
- 238000009499 grossing Methods 0.000 claims description 7
- 238000007781 pre-processing Methods 0.000 claims description 7
- 238000005457 optimization Methods 0.000 claims description 6
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 4
- 238000012216 screening Methods 0.000 claims description 4
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 claims description 3
- 230000002238 attenuated effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000001131 transforming effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 7
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000009918 complex formation Effects 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000003550 marker Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000003325 tomography Methods 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
Images
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
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
本发明涉及一种随钻测井与地层格架约束的井周地震成像探测方法及装置，利用钻探过程中分阶段测井采集的声波速度数据，在地层格架约束下对井孔周围偏移速度场进行更新，结合波动方程基准面延拓实现井周叠前深度偏移快速成像，重新定位钻研目标，及时优化钻井轨迹。与现有技术相比，本发明可以使测井资料提供的地层速度能从井眼向井周拓展时具有地质上的合理性，提高钻探成功率。
Description
技术领域
本发明涉及一种地质探测领域，尤其是涉及一种随钻测井与地层格架约束的井周地震成像探测方法及装置。
背景技术
在石油天然气地震勘探中，首先通过地震数据采集、处理和解释，在地震、地质和测井资料综合指导下，确定油气藏圈闭类型和特征，然后对优选的储层目标实施钻探。复杂非均匀地下介质中的复杂构造成像，通常都是以叠前偏移尤其是叠前深度偏移为主要技术手段的。然而，叠前深度偏移的成像精度很大程度上取决于深度域偏移速度模型的可靠性。在常规地震数据处理中，通常以叠前时间偏移分析的均方根速度转换的深度域层速度作为初始的深度域偏移速度模型，然后利用叠前深度偏移输出的共成像点道集，根据同相轴剩余曲率信息采用反射走时层析，反演构建比较准确的偏移速度模型。由于地面地震观测系统局限性、速度-深度耦合性以及反射波反演问题的非线性等因素，偏移速度反演存在很强的多解性，即使得到的偏移速度模型能够使偏移图像聚焦，共成像点道集拉平，也无法保证成像剖面中地震同相轴深度和实际地层深度的吻合，经常导致钻井过程中的井-震不闭合问题，给钻探带了很大风险。为了提高地震成像精度，需要构建与地下实际地层速度更加吻合的偏移速度模型。目前主要有以下一些技术手段：一是在钻探过程中采集checkshot测井资料，带回地震数据处理中心重新进行checkshot一维速度-深度数据约束的反射走时层析反演，改善井孔附近偏移速度模型，重新进行叠前深度偏移，然后再重新进行地震解释。这种技术流程的不足之处在于实时性不强，速度修正缺少地层格架信息约束。二是采用所谓的地质导向技术，利用随钻测量数据和随钻地层评价测井数据，以人机对话方式控制井眼轨迹(王理斌等，2012)。在井轨迹控制时要利用前期地质模型与前期测井、录井资料做出综合分析，以确定下一步钻进井斜与方位。若使用具有方向性的随钻测井仪器，可以利用测井曲线反演当前轨迹与地层界面的距离、方向关系，再反过来对地质模型进行调整；若使用无方位的随钻测井仪器，就只能完全依赖于前期模型的准确性。因此，在实施地质导向之前，首先要建立地质导向钻前速度和地层模型。当地质构造较简单时，所建立的模型接近实际情况；当地质构造较复杂时，所建立的前导模型与真实情况有较大的偏差。此外，地质导向并没有利用随钻测井提供的有用信息及时更新偏移速度模型，进而更新导向模型所依赖的地震成像数据。三是采用随钻地震技术，利用钻头钻进过程中产生的振动信号传输到钻头后方钻杆上的地震信号采集器，将相对比较高频的随钻地震数据传输到地面，进行处理分析后及时更新钻前地层结构图像，优化井轨迹。该技术缺点是随钻地震信号较弱，尤其是钻遇软岩层等情况下震源信号不佳,信噪比低，探测范围小。总之，尽管这些技术(尤其是第一种)已经在油气勘探行业得到推广有用，但是它们的局限性很明显，尤其不适应我国许多探区深层、超深层油气资源的勘探开发形势。
发明内容
本发明的目的就是为了克服上述现有技术存在的缺陷而提供一种随钻测井与地层格架约束的井周地震成像探测方法及装置。
本发明的目的可以通过以下技术方案来实现：
一种随钻测井与地层格架约束的井周地震成像探测方法，包括：
步骤S1：施加模拟地面地震，在地表布设的传感器采集反射的三维地震波振动信号，并对采集的三维地震波振动信号进行预处理，形成后续偏移成像使用的叠前地震数据，实施深度域叠前偏移获得三维偏移速度模型和深度域成像体；
步骤S2：在深度域成像体上进行反射层位追踪，计算地层构造倾角和结构张量信息，在层拉平处理基础上得到地层的相对地质年代；
步骤S3：根据钻探位置和初始的钻进轨迹确定井周局部成像范围；
步骤S4：根据局部成像范围从预处理后的叠前地震数据中筛选满足井周成像需要的地面反射地震数据，基于地面反射地震数据估计震源子波，利用快速傅里叶变换将震源子波数据和反射地震数据均转换到频率域，作为地面的震源端、检波器端的地震波场边值条件；
步骤S5：从三维偏移速度模型的数据中筛选出完全覆盖井周局部成像范围的速度数据；
步骤S6：利用钻探过程中分阶段采集输出的与地层深度对应的声波时差数据，然后由声波时差换算层速度，施加Backus平均后用于更新井周偏移速度模型，结合波动方程基准面校正，实施与钻探过程多阶段测井匹配的井周局部叠前深度偏移，快速更新钻头前方构造图像，重新定位钻探靶点，优化下一阶段钻井轨迹。
所述步骤S6中每一阶段内的更新过程具体包括：
步骤S61：利用本阶段钻探范围内随钻测井采集得到的声波时差数据，转换生成层速度数据，对其进行光滑处理，获得满足地震偏移成像需要的井眼层速度；
步骤S62：求取本阶段测井层段在井眼位置的偏移速度同得到的井眼层速度之间的偏差，作为本阶段井周偏移速度更新的基准量；
步骤S63：在相对地质年代信息约束下，根据井眼附近地质构造复杂程度，将井眼速度偏差量沿层外推到指定半径的柱形范围，其中，范围边缘速度的更新量采用高斯衰减至零；
步骤S64：将井周局部成像范围的速度更新量施加到原先的井周偏移速度模型，实现随钻测井引导的井周偏移速度模型更新。
步骤S65：利用本阶段基准面上的共炮集反射地震信号和更新后的井周偏移速度模型，从基准面开始进行波动方程叠前深度偏移处理，生成延伸到钻头前方指定深度范围内井周柱形空间的构造图像，与此同时，还把波动方程偏移过程中延拓到下一个阶段基准面的共炮集叠前地震数据保存下来，用它更新替换原反射地震炮集信号；
步骤S66：利用本阶段井周局部叠前深度偏移结果揭示的最新构造图像，确定钻探目标最新位置和空间形态，修正下一阶段的钻井轨迹。
所述步骤S61中光滑处理的过程具体为：以半个地震波长为半径利用Backus平均方法进行光滑处理。
所述步骤S2中的层位追踪过程具体包括：
步骤S21：将三维地震偏移图像中具有一致性的波形作为地震层位拾取出来；
步骤S22：采用基于方向结构张量的约束优化方法，从inline-crossline-vertical三维空间转换到的深度域成像体追踪地震层位，并且计算地层相对地质年代信息。
所述步骤S22具体包括：
步骤S221：把成像体转换到一个可以使高陡反射结构变得相对平缓的(u,p,q)空间；
步骤S222：计算成像数据沿着u、p和q坐标方向的局部空间导数，构建在这个空间地震反射图像的方向结构张量，并将它对应的特征向量反变换回到inline-crossline-vertical三维空间，得到地震反射结构的方向属性；
步骤S223：在反射层位方向属性约束下，采用迭代优化方法从成像体完成地震层位的自动追踪，进一步估算地层的相对地质年代信息。
所述步骤S1中的预处理包括叠前去噪、静校正、地表一致性振幅校正，以及从时间域经快速傅里叶变换到频率域。
所述步骤S65中采用面向共炮集数据的单程波方程叠前深度偏移方法。
一种随钻测井与地层格架约束的井周地震成像探测装置，包括处理器、存储器，以及存储于存储器中并由所述处理器执行的程序，所述处理器执行所述程序时实现以下步骤：
步骤S1：施加模拟地面地震，接收在地表布设的传感器采集反射的三维地震波振动信号，并对采集的三维地震波振动信号进行预处理，形成后续偏移成像使用的叠前地震数据，实施深度域叠前偏移获得三维偏移速度模型和深度域成像体；
步骤S2：在深度域成像体上进行反射层位追踪，计算地层构造倾角和结构张量信息，在层拉平处理基础上得到地层的相对地质年代；
步骤S3：根据钻探位置和初始的钻进轨迹确定井周局部成像范围；
步骤S4：根据局部成像范围从预处理后的叠前地震数据中筛选满足井周成像需要的地面反射地震数据，基于地面反射地震数据估计震源子波，利用快速傅里叶变换将震源子波数据和反射地震数据均转换到频率域，作为地面的震源端、检波器端的地震波场边值条件；
步骤S5：从三维偏移速度模型的数据中筛选出完全覆盖井周局部成像范围的速度数据；
步骤S6：利用钻探过程中分阶段采集输出的与地层深度对应的声波时差数据，然后由声波时差换算层速度，施加Backus平均后用于更新井周偏移速度模型，结合波动方程基准面校正，实施与钻探过程多阶段测井匹配的井周局部叠前深度偏移，快速更新钻头前方构造图像，重新定位钻探靶点，优化下一阶段钻井轨迹。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
1)有效利用随钻测井提供的井眼声波速度资料以及前期偏移成像数据蕴含的地层格架信息，跟随钻探进度对井周、井前几公里范围内的偏移速度模型及时进行更新。相对地质年代数据代表的地层格架信息约束下，可以使测井资料提供的地层速度能从井眼向井周拓展时具有地质上的合理性。
2)重新进行的井周三维叠前深度偏移成像处理是从各阶段的基准面开始的，成像范围与计算量都较小，能保证钻头前方构造图像的及时更新，指导钻探工程师迅速对钻探目标重新定位并改进钻探轨迹，降低钻探风险。
3)技术流程实用性强，既克服了现有地质导向钻井技术无法利用新的地震-地质模型更新构造图像的不足，又克服了随钻地震技术存在信号弱、视野狭窄和工程成本高的缺点。
附图说明
图1为本发明方法的流程示意图；
图2为硬件结构示意图；
图3为钻前三维偏移成像体和速度体示意图；
图4为三维偏移成像体基础上的层位追踪和相对地质年代估算示意图；
图5为钻井采集的声波速度及其Backus平均与钻孔偏移速度的对比示意图；
图6为钻探过程中某阶段测井速度和地层格架约束的井周三维速度更新示意图；
图7为某阶段三维偏移速度模型更新前后对比示意图；
图8为三维偏移速度模型更新前后的叠前深度偏移图像对比示意图；
图9为叠前深度偏移图像上随钻速度模型更新前后某标志地层界面深度与形态示意图。
具体实施方式
下面结合附图和具体实施例对本发明进行详细说明。本实施例以本发明技术方案为前提进行实施，给出了详细的实施方式和具体的操作过程，但本发明的保护范围不限于下述的实施例。
一种随钻测井与地层格架约束的井周地震成像探测方法，针对石油天然气勘探中的油气藏钻探工程，利用随钻分阶段测井采集的声波速度数据，在地层格架约束下对井孔周围偏移速度场进行更新，结合波动方程基准面延拓实现井周叠前深度偏移快速成像，重新定位钻研目标，及时优化钻井轨迹，提高钻探成功率。其通过计算机软件的形式实现，对应的装置应用于如图2所示的探测系统中，包括处理器、存储器，以及存储于存储器中并由处理器执行的程序，如图1所示，处理器执行程序时实现以下步骤：
步骤S1：施加模拟地面地震，在地表布设的传感器采集反射的三维地震波振动信号，并对采集的三维地震波振动信号进行预处理，形成后续偏移成像使用的叠前地震数据，实施深度域叠前偏移获得三维偏移速度模型和深度域成像体，见图3，其中，预处理包括叠前去噪、静校正、地表一致性振幅校正，以及从时间域经快速傅里叶变换到频率域。
步骤S2：在深度域成像体上进行反射层位追踪，计算地层构造倾角和结构张量信息，在层拉平处理基础上得到地层的相对地质年代，层位追踪过程具体包括：
步骤S21：将三维地震偏移图像中具有一致性的波形作为地震层位拾取出来；
步骤S22：为了提高时效性，采用Wu和Hale(2015，2017)提出的基于方向结构张量的约束优化方法，从inline-crossline-vertical三维空间(即主测线(inline)-联络测线(crossline)-垂向(vertical)三维空间)转换到的深度域成像体追踪地震层位，并且计算地层相对地质年代信息，具体包括：
步骤S221：把成像体转换到一个可以使高陡反射结构变得相对平缓的(u,p,q)空间；
步骤S222：计算成像数据沿着u、p和q坐标方向的局部空间导数，构建在这个空间地震反射图像的方向结构张量，并将它对应的特征向量反变换回到inline-crossline-vertical三维空间，得到地震反射结构的方向属性；
步骤S223：在反射层位方向属性约束下，采用迭代优化方法从成像体完成地震层位的自动追踪，进一步估算地层的相对地质年代信息，见图4。
步骤S3：根据钻探位置和初始的钻进轨迹确定井周局部成像范围，比如从井向外横向延展2至3公里，深度上从钻头向下延伸3至5公里左右(具体视构造复杂度和钻探目标深度而定；
步骤S4：根据局部成像范围从预处理后的叠前地震数据中筛选满足井周成像需要(即炮-检中心点处于步骤3定义的局部成像范围)的地面反射地震数据，基于地面反射地震数据估计震源子波，利用快速傅里叶变换将震源子波数据和反射地震数据均转换到频率域，作为地面的震源端、检波器端的地震波场边值条件；
步骤S5：从三维偏移速度模型的数据中筛选出完全覆盖井周局部成像范围的速度数据；
步骤S6：利用钻探过程中分阶段采集输出的与地层深度对应的声波时差数据，然后由声波时差换算层速度，施加Backus平均后用于更新井周偏移速度模型，见图5，结合波动方程基准面校正，实施与钻探过程多阶段测井匹配的井周局部叠前深度偏移，快速更新钻头前方构造图像，重新定位钻探靶点，优化下一阶段钻井轨迹，每一阶段内的更新过程具体包括：
步骤S61：利用本阶段钻探范围内随钻测井采集得到的声波时差数据，转换生成层速度数据，对其进行光滑处理，获得满足地震偏移成像需要的井眼层速度，光滑处理的过程具体为：以半个地震波长为半径利用Backus平均方法进行光滑处理。
步骤S62：求取本阶段测井层段在井眼位置的偏移速度同得到的井眼层速度之间的偏差，作为本阶段井周偏移速度更新的基准量；
步骤S63：在相对地质年代信息约束下，根据井眼附近地质构造复杂程度，将井眼速度偏差量沿层外推到指定半径的柱形范围，其中，范围边缘速度的更新量采用高斯衰减至零；
步骤S64：将井周局部成像范围的速度更新量施加到原先的井周偏移速度模型，实现随钻测井引导的井周偏移速度模型更新，如图6和图7所示。
步骤S65：利用本阶段基准面上的共炮集反射地震信号和更新后的井周偏移速度模型，从基准面开始进行波动方程叠前深度偏移处理，生成延伸到钻头前方指定深度范围内井周柱形空间的构造图像，与此同时，还把波动方程偏移过程中延拓到下一个阶段基准面的共炮集叠前地震数据保存下来，用它更新替换原反射地震炮集信号，具体的，采用面向共炮集数据的单程波方程叠前深度偏移方法；
利用处理器中本阶段基准面上的共炮集反射地震信号和更新的偏移速度模型，从基准面开始进行波动方程叠前深度偏移处理。针对频率域三维常密度标量声波单程波方程，采用傅里叶有限差分算法构建上行波、下行波深度延拓算子。从每一个阶段的基准面开始，到该阶段最大成像深度，在处理器中对每个共炮集数据完成如下处理：先利用下行波傅里叶有限差分传播算子G+(x,z；ω)实现震源波场的深度延拓，即D(x,z+Δz；ω)＝G+(x,z；ω)D(x,z；ω)，其中地表的震源波场由频率域震源子波函数f(ω)表征，即D(x,z＝0；ω)＝δ(x-xs)f(ω)。然后利用上行波傅里叶有限差分传播算子G+(x,z；ω)实现接收点波场的深度延拓，即U(x,z+Δz；ω)＝G-(x,z；ω)U(x,z；ω)。接下来在每个延拓深度施加零延迟互相关成像条件，相相当于以
作为该深度空间各点的像。在没有钻遇目的层之前，需要用延拓到本阶段最大深度的震源波场和接收点波场保替换处理器中原有数据，作为下一阶段井周地震成像处理的输入数据。为了缩短计算周期，波场延拓与成像都是在配有多个图形处理单元(GPU)卡的高性能多核工作站上完成，采用了CPU/GPU异构并行加速算法。通过这些处理生成延伸到钻头前方一定深度范围(比如五公里)内的构造图像，如图8。
步骤S66：利用本阶段井周局部叠前深度偏移结果揭示的最新构造图像，确定钻探目标最新位置和空间形态，如图9所示，修正下一阶段的钻井轨迹。
接着实施钻探和随钻测井，并采集声波时差等速度建模资料。判断钻探深度是否达到目标靶点，若为是，停止整个流程，若为否，进入下一阶段并继续返回步骤S61，直到钻遇预期的构造圈闭或储层目标。
Claims (5)
1.一种随钻测井与地层格架约束的井周地震成像探测方法，其特征在于，包括：
步骤S1：施加模拟地面地震，在地表布设的传感器采集反射的三维地震波振动信号，并对采集的三维地震波振动信号进行预处理，形成后续偏移成像使用的叠前地震数据，实施深度域叠前偏移获得三维偏移速度模型和深度域成像体；
步骤S2：在深度域成像体上进行反射层位追踪，计算地层构造倾角和结构张量信息，在层拉平处理基础上得到地层的相对地质年代，
步骤S3：根据钻探位置和初始的钻进轨迹确定井周局部成像范围，
步骤S4：根据局部成像范围从预处理后的叠前地震数据中筛选满足井周成像需要的地面反射地震数据，基于地面反射地震数据估计震源子波，利用快速傅里叶变换将震源子波数据和反射地震数据均转换到频率域，作为地面的震源端、检波器端的地震波场边值条件，
步骤S5：从三维偏移速度模型的数据中筛选出完全覆盖井周局部成像范围的速度数据，
步骤S6：利用钻探过程中分阶段采集输出的与地层深度对应的声波时差数据，然后由声波时差换算层速度，施加Backus平均后用于更新井周偏移速度模型，结合波动方程基准面校正，实施与钻探过程多阶段测井匹配的井周局部叠前深度偏移，快速更新钻头前方构造图像，重新定位钻探靶点，优化下一阶段钻井轨迹；
所述步骤S2中的层位追踪过程具体包括：
步骤S21：将三维地震偏移图像中具有一致性的波形作为地震层位拾取出来，
步骤S22：采用基于方向结构张量的约束优化方法，从inline-crossline-vertical三维空间转换到的深度域成像体追踪地震层位，并且计算地层相对地质年代信息；
所述步骤S22具体包括：
步骤S221：把成像体转换到一个可以使高陡反射结构变得相对平缓的(u,p,q)空间，
步骤S222：计算成像数据沿着u、p和q坐标方向的局部空间导数，构建在这个空间地震反射图像的方向结构张量，并将它对应的特征向量反变换回到inline-crossline-vertical三维空间，得到地震反射结构的方向属性，
步骤S223：在反射层位方向属性约束下，采用迭代优化方法从成像体完成地震层位的自动追踪，进一步估算地层的相对地质年代信息；
所述步骤S6中每一阶段内的更新过程具体包括：
步骤S61：利用本阶段钻探范围内随钻测井采集得到的声波时差数据，转换生成层速度数据，对其进行光滑处理，获得满足地震偏移成像需要的井眼层速度，
步骤S62：求取本阶段测井层段在井眼位置的偏移速度同得到的井眼层速度之间的偏差，作为本阶段井周偏移速度更新的基准量，
步骤S63：在相对地质年代信息约束下，根据井眼附近地质构造复杂程度，将井眼速度偏差量沿层外推到指定半径的柱形范围，其中，范围边缘速度的更新量采用高斯衰减至零，
步骤S64：将井周局部成像范围的速度更新量施加到原先的井周偏移速度模型，实现随钻测井引导的井周偏移速度模型更新，
步骤S65：利用本阶段基准面上的共炮集反射地震信号和更新后的井周偏移速度模型，从基准面开始进行波动方程叠前深度偏移处理，生成延伸到钻头前方指定深度范围内井周柱形空间的构造图像，与此同时，还把波动方程偏移过程中延拓到下一个阶段基准面的共炮集叠前地震数据保存下来，用它更新替换原反射地震炮集信号，
步骤S66：利用本阶段井周局部叠前深度偏移结果揭示的最新构造图像，确定钻探目标最新位置和空间形态，修正下一阶段的钻井轨迹。
2.根据权利要求1所述的一种随钻测井与地层格架约束的井周地震成像探测方法，其特征在于，所述步骤S61中光滑处理的过程具体为：以半个地震波长为半径利用Backus平均方法进行光滑处理。
3.根据权利要求1所述的一种随钻测井与地层格架约束的井周地震成像探测方法，其特征在于，所述步骤S1中的预处理包括叠前去噪、静校正、地表一致性振幅校正，以及从时间域经快速傅里叶变换到频率域。
4.根据权利要求1所述的一种随钻测井与地层格架约束的井周地震成像探测方法，其特征在于，所述步骤S65中采用面向共炮集数据的单程波方程叠前深度偏移方法。
5.一种随钻测井与地层格架约束的井周地震成像探测装置，其特征在于，包括处理器、存储器，以及存储于存储器中并由所述处理器执行的程序，所述处理器执行所述程序时实现如权利要求1-4中任一所述的方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201911351361.XA CN111123359B (zh) | 2019-12-24 | 2019-12-24 | 随钻测井与地层格架约束的井周地震成像探测方法及装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201911351361.XA CN111123359B (zh) | 2019-12-24 | 2019-12-24 | 随钻测井与地层格架约束的井周地震成像探测方法及装置 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN111123359A CN111123359A (zh) | 2020-05-08 |
| CN111123359B true CN111123359B (zh) | 2020-11-27 |
Family
ID=70502152
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201911351361.XA Active CN111123359B (zh) | 2019-12-24 | 2019-12-24 | 随钻测井与地层格架约束的井周地震成像探测方法及装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN111123359B (zh) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112230274B (zh) * | 2020-09-09 | 2021-12-07 | 同济大学 | 面向随钻导向的声波方程频率域逆时偏移快速成像方法 |
| CN112415576B (zh) * | 2020-10-27 | 2024-04-26 | 中煤科工集团西安研究院有限公司 | 一种walkround随钻实时地质导向技术及装置 |
| CN113985492B (zh) * | 2021-09-09 | 2023-02-10 | 中国科学院武汉岩土力学研究所 | 钻孔周围地质的光声融合多尺度探测方法及相关装置 |
| CN113847019A (zh) * | 2021-10-18 | 2021-12-28 | 中油奥博(成都)科技有限公司 | 基于光纤传感的地震地质工程一体化数据采集系统及方法 |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20070070811A1 (en) * | 2005-08-23 | 2007-03-29 | Baker Hughes, Inc. | Multiple tracks scanning tool |
| US9013955B2 (en) * | 2008-11-10 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for echo-peak detection for circumferential borehole image logging |
| CN103615239B (zh) * | 2013-11-20 | 2016-05-11 | 中国石油天然气集团公司 | 一种测井地层成像系统及其方法 |
| CN104090303B (zh) * | 2014-07-10 | 2016-11-02 | 中国海洋石油总公司 | 一种地震反演方法和装置 |
| CN106354893A (zh) * | 2015-07-14 | 2017-01-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 水平井随钻资料地质建模的方法 |
| CN105842736B (zh) * | 2016-05-27 | 2018-07-10 | 中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司 | 一种构建地层速度模型的方法 |
-
2019
- 2019-12-24 CN CN201911351361.XA patent/CN111123359B/zh active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN111123359A (zh) | 2020-05-08 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN111123359B (zh) | 随钻测井与地层格架约束的井周地震成像探测方法及装置 | |
| US7952960B2 (en) | Seismic imaging with natural Green's functions derived from VSP data | |
| CN102967882B (zh) | 地层的层速度模型的建模方法 | |
| US8830788B2 (en) | Sensitivity kernal-based migration velocity analysis in 3D anisotropic media | |
| US9869783B2 (en) | Structure tensor constrained tomographic velocity analysis | |
| WO2017035104A1 (en) | Velocity model seismic static correction | |
| CN110361781B (zh) | 一种基于地震反射振幅分析的沉积期古地貌恢复方法 | |
| CA2683618C (en) | Inverse-vector method for smoothing dips and azimuths | |
| US20100118653A1 (en) | Vertical seismic profiling velocity estimation method | |
| RU2570221C2 (ru) | Определение положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных | |
| US10768323B2 (en) | Methods and systems for seismic data analysis using a tilted transversely isotropic (TTI) model | |
| CN107656308B (zh) | 一种基于时间深度扫描的共散射点叠前时间偏移成像方法 | |
| CN115877449B (zh) | 用于在勘测区域内获得地下叠加图像的计算机实现方法 | |
| US20210208295A1 (en) | Iterative migration velocity optimization for a vsp survey using semblance | |
| WO2022272058A1 (en) | Method and system for seismic imaging using s-wave velocity models and machine learning | |
| AU2007201922A1 (en) | Method for sub-salt migration velocity analysis | |
| CN106443791B (zh) | 求取倾斜地层或各向异性地层横波剩余静校正量的方法 | |
| CN104199088B (zh) | 一种提取入射角道集的方法及系统 | |
| US20140257707A1 (en) | Progressive 3D Vertical Seismic Profiling Method | |
| Guo et al. | Becoming effective velocity-model builders and depth imagers, Part 2—The basics of velocity-model building, examples and discussions | |
| CN112305595B (zh) | 基于折射波分析地质体结构的方法及存储介质 | |
| CN111880223A (zh) | 井旁声波远探测成像缝洞刻画的属性分析方法 | |
| CN111310361A (zh) | 基于随钻地震的钻井指导方法、系统、设备及存储介质 | |
| CN112888970A (zh) | 确定声波慢度的方法和装置 | |
| WO2024067458A1 (zh) | 随钻vsp井驱地震成像方法及装置 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | 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 |