CN103758511A - 一种井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明实施例提供了一种井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的方法及装置。所述方法包括：获取远探测声波测井资料以及与之相关的常规及电成像测井资料；对所述远探测声波测井资料进行预处理，并提取纵、横波时差信息；利用多尺度相关对比方法在所述远探测声波测井资料中提取反射波信息；根据所述纵、横波时差信息以及反射波信息，利用地震叠前逆时偏移算法，生成逆时偏移成像结果；根据所述的逆时偏移成像结果，结合所述常规及电成像测井资料，确定所述隐蔽储层所在层位及深度。本发明可以提高逆时偏移成像的准确性和精度，在油田的现场应用中取得了非常好的应用效果，有效地提升了隐蔽储层的漏判率。

Description

一种井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的方法及装置

技术领域

本发明涉及碳酸盐岩岩溶型储层的识别领域，尤其涉及一种井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的方法及装置，可以识别出隐蔽储层，刻画出油气藏的深度范围和储层在井径方向上到井壁的距离。

背景技术

众所周知，测井技术是一种井下油气勘探的重要手段，是在井下使用反应声、电、磁和放射性等物理性质的仪器测量地层的各种物理信息，通过对这些信息按各自的物理原理和它们之间互相联系进行数据处理和解释，识别出井下储层发育部位，并进一步定量计算或者定性判别储层岩石的孔隙度、饱和度、渗透率、流体性质及其分布等。

近年来，随着油气田勘探、开发的不断深入，国内多数油田主体部位已进入高成熟勘探阶段，勘探对象陆续由构造油气藏转向岩性与地层等隐蔽油气藏。该类储层岩性横向变化快、非均质性极强，基质孔隙度普遍较低，裂缝孔洞型及未全充填的洞穴型缝洞储层产量较高，而纯裂缝型储层及孔洞型储层一般为干层或产量偏低。且在油田现场实际试油过程中经常发现：井壁缝洞发育并不代表井旁缝洞发育；相反，井壁缝洞不发育也不代表井旁缝洞一定不发育，这就给井下隐蔽储层的准确识别带来了极大困难。因此，勘探家们越来越希望能够了解距井眼较远范围内的地层展布或裂缝、孔洞等的分布情况。然而，不得不面临的问题是现有的裂缝、孔洞识别测井技术方法探测深度太浅,如声成像测井只是探测井壁裂缝,电成像测井探测深度也只有3cm,XMAC测井也只能定性给出近井壁3m以内裂缝发育情况,难以了解储层横向变化或井壁裂缝向外延伸发育情况，其结果往往导致在该类储层中测井评价结果常与试油结果发生矛盾。

通过文献调研发现，以往在对这类隐蔽储层识别时，利用井震结合技术在识别井旁隐蔽储层方面发挥了一些作用，取得了一定的效果，但却在一定程度上存在很大的主观性和多解性。因为受地震分辨率的限制，这种方法给出的只能是较大范围地层构造的粗线条图像，其对深部地层的分辨率严重不足，难以描述小型地质构造和储层精细变化。针对这种情况，目前的远探测声波测井仪能够对井眼周围3到10m范围以内的地层界面、裂缝或断层构造进行成像分析,在分辨率及探测深度方面填补了测井与地震之间的空白,为井旁隐蔽储层的识别提供了新的技术手段。虽然远探测声波测井仪能够有效地提升探测深度，但是由于其处理解释***采用的是传统的叠后时间偏移处理方法，实际应用中还存在较多问题，突出表现在以下三个方面：1）成像结果存在大量噪声干扰，其成像结果分辨率较低；2）成像精度低，看不清井壁外地层构造形态，多解性强；3）解释处理复杂，主观性强，这些问题使得该技术在井旁隐蔽储层的识别应用中受到很大限制，因此如何识别井旁隐蔽缝洞储层发育情况是目前油气勘探开发中迫切要解决的问题。

发明内容

为了解决上述问题，本发明实施例提供一种井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的方法及装置。

本发明实施例提供一种井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的方法，包括：获取远探测声波测井资料以及与之相关的常规及电成像测井资料；对所述远探测声波测井资料进行预处理，并提取纵、横波时差信息；利用多尺度相关对比方法在所述远探测声波测井资料中提取反射波信息；根据所述纵、横波时差信息以及反射波信息，利用地震叠前逆时偏移算法，生成逆时偏移成像结果；根据所述的逆时偏移成像结果，结合所述常规及电成像测井资料，确定所述隐蔽储层所在层位及深度。

本发明实施例还提供一种井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的装置，包括：测井资料获取单元，用于获取远探测声波测井资料以及与之相关的常规及电成像测井资料；预处理单元，用于对所述远探测声波测井资料进行预处理，并提取纵、横波时差信息；反射波信息提取单元，用于利用多尺度相关对比方法在所述远探测声波测井资料中提取反射波信息；逆时偏移成像单元，用于根据所述纵、横波时差信息以及反射波信息，利用地震叠前逆时偏移算法，生成逆时偏移成像结果；隐蔽储层确定单元，用于根据所述的逆时偏移成像结果，结合所述常规及电成像测井资料，确定所述隐蔽储层所在层位及深度。

本发明实施例的井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的方法及装置，具有以下有益效果：1）首次创新性地将地震资料处理解释中的叠前逆时偏移思想引入到测井资料的处理中，并针对远探测声波采集***的具体要求对二维地面地震中的叠前逆时偏移算法进行了适应性改进；2）创新性引用多尺度相关对比方法进行反射波信息提取，该方法可以有效的消除直达波的影响，提高逆时偏移成像的准确性和精度；3）在远探测声波测井资料处理中首次突破性的引入并实现了多线程并行运算思想和方法，可以根据计算机的性能状态使得远探测声波测井资料的处理运算效率达到最佳状态，从而也为其它运算量庞大的测井新技术资料快速处理提供参考和借鉴，具有非常好的推广应用前景；4）创新性建立了一套完整基于井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的方法，在油田的现场应用中取得了非常好的应用效果，有效地提升了隐蔽储层的漏判率。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明实施例的井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的方法的流程图；

图2为本发明实施例的井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的装置的结构示意图；

图3为本发明实施例的预处理单元102的结构示意图；

图4为本发明实施例的逆时偏移成像单元104的结构示意图；

图5为本发明的逆时偏移成像单元104的另一实施例的结构示意图；

图6为本发明的逆时偏移成像单元104的又一实施例的结构示意图；

图7为本发明的逆时偏移成像单元104的再一实施例的结构示意图；

图8本发明的井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的装置的另一实施例的结构示意图；

图9为利用本发明实施例的井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的方法和装置进行隐蔽储层识别的一具体实施例中，生成的远探测声波成像结果与电成像结果的对比图；

图10为利用本发明实施例的井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的方法和装置进行隐蔽储层识别的一具体实施例中，远探测声波测井识别井旁隐蔽储层的成果图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

图1为本发明实施例的井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的方法的流程图。如图所示，本实施例的识别隐蔽储层的方法包括：

步骤S101，获取远探测声波测井资料以及与之相关的常规及电成像测井资料；步骤S102，对所述远探测声波测井资料进行预处理，并提取纵、横波时差信息；步骤S103，利用多尺度相关对比方法在所述远探测声波测井资料中提取反射波信息；步骤S104，根据所述纵、横波时差信息以及反射波信息，利用地震叠前逆时偏移算法，生成逆时偏移成像结果；步骤S105，根据所述的逆时偏移成像结果，结合所述常规及电成像测井资料，确定所述隐蔽储层所在层位及深度。

在本实施例的步骤S101中，利用远探测声波测井仪器测量得到的井下测井资料，同时要搜集整理与之相关的常规及电成像测井资料。利用常规及电成像测井资料能够确定井壁附近储层发育情况，结合远探测声波测井资料进行储层发育部位及层位的确定。

在本实施例的步骤S102中，所述对所述远探测声波测井资料进行预处理，包括：对所述远探测声波测井资料进行增益恢复、滤除斯通利波及低频噪声。对测量获得的远探测声波测井资料进行预处理，其目的是对接收器到的波形数据进行增益恢复、滤除斯通利波及低频噪声；此外还要根据测量的远探测声波测井资料提取出地层纵、横波时差信息，地层纵、横波时差反映了声波在地层中的传播速度，为后续叠前逆时偏移处理时建立初始速度模型提供可靠的地层速度参数信息。

在本实施例的步骤S103中，远探测声波测井资料是井下各种直达、反射声波信息的综合反映，对此，本发明利用多尺度相关对比方法在所述远探测声波测井资料中提取反射波信息，将双树复小波变换与慢度时间相关法结合，实现了同时利用尺度-时间域的信息和阵列波形慢度信息的目的，有效消除了直达波的影响，提高了逆时偏移成像的准确性和精度。

本步骤具体的实现方法为：对共炮点道集做双树复小波变换，其次再对不同道上、同一尺度的分解系数进行抽取组成共尺度道集，进而实现对每一个共尺度道集做双树复小波反变换，得到共尺度道集的时域形式，最后再对每一时域的共尺度道集做慢度时间相关法，得到不同尺度的慢度时间相关法图，从而有效提取出所述反射波信息。

该步骤的优点体现在创新性采用多尺度相关对比法进行反射波信息的提取，可以有效的消除直达波的影响，提高逆时偏移成像的准确性和精度。

在本实施例的步骤S104中，在前期纵、横波时差信息和反射波信息提取的基础上，引入地震领域中先进的叠前逆时偏移算法，该方法的核心是：从记录到的波场开始，将某个时刻的时间切片逆时传播导入地下，构筑每一个时间步的完整波场，因此可以看到从记录面向反射点移动的能量快照，由于该方法对地震波传播方程的近似较少，因而是现有偏移方法中最精确的。考虑到远探测声波采集***的与二维地面地震观测***的不同，为了使逆时偏移算法能够真正的应用到测井资料的处理中来，还必须突破观测***转换、尺度转换和偏移速度模型重构这三项关键技术难点。

1）针对观测***的转换，本发明深入分析了远探测声波***采集***与二维单边地震采集***的异同，将所述二维单边地震采集***做90°转换，同时将所述二维单边地震采集***的参数按照远探测声波激发、接收关系与所述远探测声波***采集***进行一一对应，如下表1所示。

表1

2）针对尺度转换，本发明采用的创新思路是：采用同比放缩的方法，由于一般地震资料主频在30HZ左右，而远探测声波测井资料的主频在5000～10000HZ之间，如果直接应用地震叠前逆时偏移算法会出现数值频散和计算不稳定等现象。因此本发明采用在放大计算目标体N倍的同时相应缩小主频N倍，利用这样的方法将远探测声波测井资料的主频降低到地震频带范围。

3）针对偏移速度模型重构的技术难点，本发明的采用的技术方案是：首先将速度网格在空间尺度上放大N倍（与尺度转换中频率参数扩大相同的倍数），然后根据所选取的有限差分阶数确定网格差分密度，一般情况下差分阶数越高网格点数越少。例如：空间二阶差分要求一个波长内含有10个网格点以上，当达到20阶以上时一个波长内只要求含有2个网格点。如果在空间上使用伪谱法，那么一个波长内只需要2个网格点。根据具体算法重新差值重构模型使之相互匹配，来解决空间频散问题。

在解决完观测***转换、尺度转换和偏移速度模型重构等三项技术难点后，可以进行叠前逆时偏移处理。该过程包括三个阶段：1）波场正演；2）波场逆推；3）逆时成像。在本发明，通过采用高阶有限差分法求解带PML（完全匹配层）边界的二维声波方程来完成阶段1）和阶段2）。其具体计算公式如下：

带PML边界的二维声波方程如下：

$\left\{\begin{array}{c}\frac{{\∂p}^x}{\∂t}+d\left(x\right)p^x=v^2\frac{{\∂A}^x}{\∂x}\\ \frac{{\∂p}^z}{\∂t}+d\left(z\right)p^z=v^2\frac{{\∂A}^z}{\∂z}\\ \frac{{\∂A}^x}{\∂t}+d\left(x\right)A^x=\frac{{\∂p}^x}{\∂x}+\frac{{\∂p}^z}{\∂x}\\ \frac{{\∂A}^z}{\∂t}+d\left(z\right)A^z=\frac{{\∂p}^x}{\∂z}+\frac{{\∂p}^z}{\∂z}\end{array}\right.;$

其中，声波波场为p=p(x,z,t)，速度场为v=v(x,z)，将所述声波波场p=p(x,z,t)分解为x和z两个方向：p=p^x+p^z，并引入中间变量A=A^x+A^z，d(x),d(z)为所述PML边界中的吸收参数。

阶段3）是在完成阶段1）和阶段2）的基础上采用相对保幅的互相关成像条件进行的。具体计算公式如下：

$\mathrm{Map}(x,z)=\∫\frac{P_r(x,z,t)P_s(x,z,t)}{P_s(x,z,t)*P_s(x,z,t)}\mathrm{dt};$

其中，Map(x,z)为单炮成像结果，P_r(x,z,t)为所述逆推波场，P_s(x,z,t)为所述正演波场。

利用公式（2）即可得到单炮成像结果，在得到单炮成像结果后，采用多炮成像结果叠加的方法得到完整的逆时偏移成像结果。

地面地震资料叠前逆时偏移不同，针对远探测声波测井资料叠前逆时偏移流程中偏移速度场建模，提出直接利用远探测声波资料中的直达波计算出纵波时差，在利用此时差曲线建立水平横向均匀的层速度模型。

采用步骤S104的方法进行逆时偏移成像的优势是：

1：避免了速度频散问题，反射波频率与模型频率相当；

2：由于远探测声波探测深度只有10米，所以建立的水平横向均匀的速度模型符合偏移算法低频准确的要求；

3：远探测声波目前主要是应用在碳酸盐岩岩溶型储层中，其储层多为孔、洞、缝；储层发育在整块灰岩的背景下与模型假设相吻合。

因此，通过以上处理将地面地震的叠前逆时偏移算法成功引入到远探测声波成像中，并且有效的规避了地面地震中的两个关键问题：低信噪比和初速速度模型不准，实现了远探测声波资料的高质量逆时偏移成像。

在本实施例的步骤S104中，在根据所述纵、横波时差信息以及反射波信息，利用地震叠前逆时偏移算法，生成储层成像结果的步骤中，可利用多线程并行处理方法，分段成像，再采用迭代重合的方法去掉不同井段的重叠图像，并采用高通滤波压制偏移背景噪声，形成完整的井下逆时偏移成像结果。该方法的目的是有效提高计算机的处理速度，采用的技术手段是引入多线程并行处理思想，根据处理程序设置的计算程序自动计算处理机器的CPU个数，并将其分配以不同的处理井段，进行分段成像，最后采用迭代重合的思想去掉不同井段的重叠图像，并采用高通滤波处理压制偏移背景噪声，形成完整的井下逆时偏移图像；例如：假设要处理的井段长度为L。首先通过计算机程序自动计算出计算机CPU的数目N，并将要处理的井段平均分成N份，每段长度为L/N。接着通过观测***信息确定每段叠合部位长度为L_d，通过加入L_d使得每段的L/N井段内均为满覆盖区域。通过以上划分方式井段被分成了N段，且每段的长度分别为L/N+L_d。完后将每段分别分配给1个CPU，在每个CPU上分别进行步骤4的处理过程。最后将N个CPU的成像结果进行叠加组合，去掉每段中L_d段成像结果保留L/N井段内成像结果，最终得到全井段的成像结果。

以塔里木油田某井远探测声波资料处理为例，该井处理井段为5913.00-6725.00米，则处理的井段长度L=6725.00-5913.00=812.00米。首先通过计算机程序自动计算出处理使用计算机CPU数目N为8，据此可将处理井段平均分为8段，每段的处理长度为L/N=812.00/8=101.50米。然后根据测量观测***信息确定每段叠合部位长度，对远探测声波测量仪器一般取L_d=30.00米。通过上述划分，将井段分成了8段，且每段的长度分别为101.50+30.00=131.50米，以此将井段划分结果同时分配给每个CPU，在每个CPU上分别进行步骤4的处理过程。最后将8个CPU的成像结果进行叠加组合，并去掉每段中的叠合段成像结果，得到最终全井段的成像结果。

通过分段并行处理技术，在保证处理图像质量的同时，有效提高了计算机CPU的使用率，提升了成像处理速度。

在本实施例的步骤S105中，根据所述的逆时偏移成像结果，结合所述常规及电成像测井资料，确定所述隐蔽储层所在层位及深度，包括：

在井旁缝洞发育的地方，所述逆时偏移成像结果上会显示出明显的异常，再结合所述常规及电成像测井资料分析到的井壁附近的储层发育情况，综合识别出所述隐蔽储层的发育部位及其所在的层位和深度。

上述实施例提供了一种实用的利用远探测声波测井技术和逆时偏移成像方法相结合的井下隐蔽储层识别方法，具有以下有益效果：1）首次创新性地将地震资料处理解释中的叠前逆时偏移思想引入到测井资料的处理中，并针对远探测声波采集***的具体要求对二维地面地震中的叠前逆时偏移算法进行了适应性改进；2）创新性引用多尺度相关对比方法进行反射波信息提取，该方法可以有效的消除直达波的影响，提高逆时偏移成像的准确性和精度；3）在远探测声波测井资料处理中首次突破性的引入并实现了多线程并行运算思想和方法，可以根据计算机的性能状态使得远探测声波测井资料的处理运算效率达到最佳状态，从而也为其它运算量庞大的测井新技术资料快速处理提供参考和借鉴，具有非常好的推广应用前景；4）创新性建立了一套完整基于井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的方法，在油田的现场应用中取得了非常好的应用效果，有效地提升了隐蔽储层的漏判率。

利用本发明实施例的识别方法在塔里木油田39口井中进行了现场应用，酸化压裂后测试证明，发现隐蔽储层的成功率高达86%，创造了在常规方法认为根本没有储层的地方射出高产工业油气流的奇迹，为油田的增储上产提供了很好的技术支持。

对应于上述的方法实施例，图2为本发明实施例的井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的装置的结构示意图。如图2所示，本实施例的井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的装置包括：测井资料获取单元101，用于获取远探测声波测井资料以及与之相关的常规及电成像测井资料；预处理单元102，用于对所述远探测声波测井资料进行预处理，并提取纵、横波时差信息；反射波信息提取单元103，用于利用多尺度相关对比方法在所述远探测声波测井资料中提取反射波信息；逆时偏移成像单元104，用于根据所述纵、横波时差信息以及反射波信息，利用地震叠前逆时偏移算法，生成逆时偏移成像结果；隐蔽储层确定单元105，用于根据所述的逆时偏移成像结果，结合所述常规及电成像测井资料，确定所述隐蔽储层所在层位及深度。

在本实施例中，如图3所示，所述预处理单元102包括：增益恢复模块1021，用于对所述远探测声波测井资料进行增益恢复；滤波模块1022，用于滤除所述远探测声波测井资料中的斯通利波及低频噪声；以及纵横波提取模块1023，用于从所述远探测声波测井资料中提取所述纵、横波时差信息。地层纵、横波时差反映了声波在地层中的传播速度，为后续叠前逆时偏移处理时建立初始速度模型提供可靠的地层速度参数信息。

在本实施例中，所述反射波信息提取单元103利用多尺度相关对比方法在所述远探测声波测井资料中提取反射波信息，将双树复小波变换与慢度时间相关法结合，实现了同时利用尺度-时间域的信息和阵列波形慢度信息的目的，有效消除了直达波的影响，提高了逆时偏移成像的准确性和精度。其具体的实现方法为：对共炮点道集做双树复小波变换，其次再对不同道上、同一尺度的分解系数进行抽取组成共尺度道集，进而实现对每一个共尺度道集做双树复小波反变换，得到共尺度道集的时域形式，最后再对每一时域的共尺度道集做慢度时间相关法，得到不同尺度的慢度时间相关法图，从而有效提取出所述反射波信息。

在本实施例中，如图4所示，所述逆时偏移成像单元104包括：

观测***转换模块1041，用于分析远探测声波***采集***与二维单边地震采集***的异同，将所述二维单边地震采集***做90°转换，同时将观测***参数按照远探测声波激发、接收关系进行一一对应。

尺度转换模块1042，用于采用放大计算目标体N倍的同时相应缩小主频N倍的方法，将所述远探测声波测井资料的主频降低到地震频带范围。由于一般地震资料主频在30HZ左右，而远探测声波测井资料的主频在5000～10000HZ之间，如果直接应用地震叠前逆时偏移算法会出现数值频散和计算不稳定等现象。因此本发明采用在放大计算目标体N倍的同时相应缩小主频N倍，利用这样的方法将远探测声波测井资料的主频降低到地震频带范围。

偏移速度模型重构模块1043，用于将速度网格在空间尺度上放大N倍，根据所选取的有限差分阶数确定网格差分密度，解决空间频散问题。一般情况下差分阶数越高网格点数越少。例如：空间二阶差分要求一个波长内含有10个网格点以上，当达到20阶以上时一个波长内只要求含有2个网格点。如果在空间上使用伪谱法，那么一个波长内只需要2个网格点。根据具体算法重新差值重构模型使之相互匹配，来解决空间频散问题。

在本实施例中，如图5所示，所述逆时偏移成像单元104还包括：

波场正演、逆推模块1044，用于在完成所述观测***转换、尺度转换以及偏移速度模型重构后，采用高阶有限差分法求解带PML边界的二维声波方程完成波场正演和波场逆推，其计算公式为：

$\left\{\begin{array}{c}\frac{{\∂p}^x}{\∂t}+d\left(x\right)p^x=v^2\frac{{\∂A}^x}{\∂x}\\ \frac{{\∂p}^z}{\∂t}+d\left(z\right)p^z=v^2\frac{{\∂A}^z}{\∂z}\\ \frac{{\∂A}^x}{\∂t}+d\left(x\right)A^x=\frac{{\∂p}^x}{\∂x}+\frac{{\∂p}^z}{\∂x}\\ \frac{{\∂A}^z}{\∂t}+d\left(z\right)A^z=\frac{{\∂p}^x}{\∂z}+\frac{{\∂p}^z}{\∂z}\end{array}\right.;$

其中，声波波场为p=p(x,z,t)，速度场为v=v(x,z)，将所述声波波场p=p(x,z,t)分解为x和z两个方向：p=p^x+p^z，并引入中间变量A=A^x+A^z，d(x),d(z)为所述PML边界中的吸收参数。

在本实施例中，如图6所示，所述逆时偏移成像单元104还包括：

逆时成像模块1045，用于在完成波场正演和波场逆推后，采用相对保幅的互相关成像条件进行逆时成像，采用的计算公式是：

$\mathrm{Map}(x,z)=\∫\frac{P_r(x,z,t)P_s(x,z,t)}{P_s(x,z,t)*P_s(x,z,t)}\mathrm{dt};$

其中，Map(x,z)为单炮成像结果，P_r(x,z,t)为所述逆推波场，P_s(x,z,t)为所述正演波场。

在本实施例中，如图7所示，所述逆时偏移成像单元104还包括：

成像叠加模块1046，用于在得到单炮成像结果后，采用多炮成像结果叠加的方法得到完整的逆时偏移成像结果。

在另一实施例中，如图8所示，所述井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的装置还包括：

多线程处理单元106，用于利用多线程并行处理方法，分段成像，再采用迭代重合的方法去掉不同井段的重叠图像，并采用高通滤波压制偏移背景噪声，形成完整的井下逆时偏移成像结果。该方法的目的是有效提高计算机的处理速度，采用的技术手段是引入多线程并行处理思想，根据处理程序设置的计算程序自动计算处理机器的CPU个数，并将其分配以不同的处理井段，进行分段成像，最后采用迭代重合的思想去掉不同井段的重叠图像，并采用高通滤波处理压制偏移背景噪声，形成完整的井下逆时偏移图像；例如：假设要处理的井段长度为L。首先通过计算机程序自动计算出计算机CPU的数目N，并将要处理的井段平均分成N份，每段长度为L/N。接着通过观测***信息确定每段叠合部位长度为L_d，通过加入L_d使得每段的L/N井段内均为满覆盖区域。通过以上划分方式井段被分成了N段，且每段的长度分别为L/N+L_d。完后将每段分别分配给1个CPU，在每个CPU上分别进行步骤4的处理过程。最后将N个CPU的成像结果进行叠加组合，去掉每段中L_d段成像结果保留L/N井段内成像结果，最终得到全井段的成像结果。

通过以上处理将地面地震的叠前逆时偏移算法成功引入到远探测声波成像中，并且有效的规避了地面地震中的两个关键问题：低信噪比和初速速度模型不准，实现了远探测声波资料的高质量逆时偏移成像。

在本实施例中，所述隐蔽储层确定单元105具体用于：在井旁缝洞发育的地方，所述逆时偏移成像结果上会显示出明显的异常，再结合所述常规及电成像测井资料分析到的井壁附近的储层发育情况，综合识别出所述隐蔽储层的发育部位及其所在的层位和深度。

通过以上实施例，利用远探测声波测井技术和逆时偏移成像识别井下隐蔽储层的装置，具有以下有益效果：1）首次创新性地将地震资料处理解释中的叠前逆时偏移思想引入到测井资料的处理中，并针对远探测声波采集***的具体要求对二维地面地震中的叠前逆时偏移算法进行了适应性改进；2）创新性引用多尺度相关对比方法进行反射波信息提取，该方法可以有效的消除直达波的影响，提高逆时偏移成像的准确性和精度；3）在远探测声波测井资料处理中首次突破性的引入并实现了多线程并行运算思想和方法，可以根据计算机的性能状态使得远探测声波测井资料的处理运算效率达到最佳状态，从而也为其它运算量庞大的测井新技术资料快速处理提供参考和借鉴，具有非常好的推广应用前景；4）创新性建立了一套完整基于井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的方法，在油田的现场应用中取得了非常好的应用效果，有效地提升了隐蔽储层的漏判率。

图9为利用本发明实施例的井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的方法和装置进行隐蔽储层识别的一具体实施例中，生成的远探测声波成像结果与电成像结果的对比图；图10为利用本发明实施例的井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的方法和装置进行隐蔽储层识别的一具体实施例中，远探测声波测井识别井旁隐蔽储层的成果图。

图9中第1道是井壁电成像测井图像、第3道是根据电成像测井图像识别的地层裂缝发育情况、第4道是处理完成的远探测声波逆时偏移成像结果、第5道是根据远探测声波成像显示识别的井旁裂缝发育情况、第6道是6193.00-6194.00m井壁电成像测井三维显示图像。由图9可见，远探测声波成像显示该井段井旁有缝洞体发育，且在6190.00-6195.00m位置有一条明显过井眼高角度裂缝，通过计算其倾角约为70度。而从6193.00-6194.00m井壁电成像测井图像上同样清晰可见一条倾角为73度的过井裂缝发育，从而验证了远探测声波成像结果的正确性。

图10中第1-4道是常规测井曲线、第5道是井壁电成像测井图像、第6道是常规测井计算地层孔隙度曲线、第8道是远探测声波逆时偏移成像图像。由图可见，根据常规测井曲线，6680.00-6750.00米电阻率为高-特高值，三孔隙度曲线显示该层段孔隙不发育，测井计算该层段的平均孔隙度在2%以下，根据常规测井曲线的显示储层不发育；同样，在井壁电成像测井图像上，显示该层段岩性较为致密，6700.00-6710.00米层段发育钻井诱导缝，整个井段未见明显次生缝洞孔隙发育，因此综合常规和电成像测井资料将该层段解释为非储层。而由远探测声波逆时偏移成像图像上则明显可见在井旁附近有缝洞体发育且延展性较好，因此在常规及成像测井并不支持的情况下将该层段解释为储层发育段，经酸压后获得高产油流，截止到2012年12月3日累计产油2.1万吨，气367万立方米。

本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、***、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质（包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等）上实施的计算机程序产品的形式。

本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备（***）、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。

这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。

这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。

本发明中应用了具体实施例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。

Claims (18)

1.一种井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的方法，其特征在于，所述方法包括：

获取远探测声波测井资料以及与之相关的常规及电成像测井资料；

对所述远探测声波测井资料进行预处理，并提取纵、横波时差信息；

利用多尺度相关对比方法在所述远探测声波测井资料中提取反射波信息；

根据所述纵、横波时差信息以及反射波信息，利用地震叠前逆时偏移算法，生成逆时偏移成像结果；

根据所述的逆时偏移成像结果，结合所述常规及电成像测井资料，确定所述隐蔽储层所在层位及深度。

2.根据权利要求1所述的井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的方法，其特征在于，所述对所述远探测声波测井资料进行预处理，包括：

对所述远探测声波测井资料进行增益恢复、滤除斯通利波及低频噪声。

3.根据权利要求1所述的井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的方法，其特征在于，所述利用多尺度相关对比方法在所述远探测声波测井资料中提取反射波信息，具体包括：

对共炮点道集做双树复小波变换，其次再对不同道上、同一尺度的分解系数进行抽取组成共尺度道集，进而实现对每一个共尺度道集做双树复小波反变换，得到共尺度道集的时域形式，最后再对每一时域的共尺度道集做慢度时间相关法，得到不同尺度的慢度时间相关法图，从而有效提取出所述反射波信息。

4.根据权利要求1所述的井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的方法，其特征在于，在根据所述纵、横波时差信息以及反射波信息，根据叠前逆时偏移算法，生成储层成像结果的步骤中，包括：

观测***的转换：分析远探测声波***采集***与二维单边地震采集***的异同，将所述二维单边地震采集***做90°转换，同时将所述二维单边地震采集***的参数按照远探测声波激发、接收关系与所述远探测声波***采集***进行一一对应；

尺度转换：采用放大计算目标体N倍的同时相应缩小主频N倍的方法，将所述远探测声波测井资料的主频降低到地震频带范围；

偏移速度模型重构：将速度网格在空间尺度上放大N倍，根据所选取的有限差分阶数确定网格差分密度，解决空间频散问题。

5.根据权利要求4所述的井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的方法，其特征在于，在完成所述观测***转换、尺度转换以及偏移速度模型重构后，采用高阶有限差分法求解带PML边界的二维声波方程完成波场正演和波场逆推，其计算公式为：

$\left\{\begin{array}{c}\frac{{\∂p}^x}{\∂t}+d\left(x\right)p^x=v^2\frac{{\∂A}^x}{\∂x}\\ \frac{{\∂p}^z}{\∂t}+d\left(z\right)p^z=v^2\frac{{\∂A}^z}{\∂z}\\ \frac{{\∂A}^x}{\∂t}+d\left(x\right)A^x=\frac{{\∂p}^x}{\∂x}+\frac{{\∂p}^z}{\∂x}\\ \frac{{\∂A}^z}{\∂t}+d\left(z\right)A^z=\frac{{\∂p}^x}{\∂z}+\frac{{\∂p}^z}{\∂z}\end{array}\right.;$

其中，声波波场为p=p(x,z,t)，速度场为v=v(x,z)，将所述声波波场p=p(x,z,t)分解为x和z两个方向：p=p^x+p^z，并引入中间变量A=A^x+A^z，d(x),d(z)为所述PML边界中的吸收参数。

6.根据权利要求5所述的井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的方法，其特征在于，在完成波场正演和波场逆推后，采用相对保幅的互相关成像条件进行逆时成像，采用的计算公式是：

$\mathrm{Map}(x,z)=\∫\frac{P_r(x,z,t)P_s(x,z,t)}{P_s(x,z,t)*P_s(x,z,t)}\mathrm{dt};$

其中，Map(x,z)为单炮成像结果，P_r(x,z,t)为所述逆推波场，P_s(x,z,t)为所述正演波场。

7.根据权利要求5所述的井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的方法，其特征在于，在得到单炮成像结果后，采用多炮成像结果叠加的方法得到完整的逆时偏移成像结果。

8.根据权利要求1所述的井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的方法，其特征在于，在根据所述纵、横波时差信息以及反射波信息，利用地震叠前逆时偏移算法，生成储层成像结果的步骤中，利用多线程并行处理方法，分段成像，再采用迭代重合的方法去掉不同井段的重叠图像，并采用高通滤波压制偏移背景噪声，形成完整的井下逆时偏移成像结果。

9.根据权利要求1所述的井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的方法，其特征在于，根据所述的逆时偏移成像结果，结合所述常规及电成像测井资料，确定所述隐蔽储层所在层位及深度，包括：

在井旁缝洞发育的地方，所述逆时偏移成像结果上会显示出明显的异常，再结合所述常规及电成像测井资料分析到的井壁附近的储层发育情况，综合识别出所述隐蔽储层的发育部位及其所在的层位和深度。

10.一种井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的装置，其特征在于，所述装置包括：

测井资料获取单元，用于获取远探测声波测井资料以及与之相关的常规及电成像测井资料；

预处理单元，用于对所述远探测声波测井资料进行预处理，并提取纵、横波时差信息；

反射波信息提取单元，用于利用多尺度相关对比方法在所述远探测声波测井资料中提取反射波信息；

逆时偏移成像单元，用于根据所述纵、横波时差信息以及反射波信息，利用地震叠前逆时偏移算法，生成逆时偏移成像结果；

隐蔽储层确定单元，用于根据所述的逆时偏移成像结果，结合所述常规及电成像测井资料，确定所述隐蔽储层所在层位及深度。

11.根据权利要求10所述的井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的装置，其特征在于，所述预处理单元包括：

增益恢复模块，用于对所述远探测声波测井资料进行增益恢复；

滤波模块，用于滤除所述远探测声波测井资料中的斯通利波及低频噪声；以及

纵横波提取模块，用于从所述远探测声波测井资料中提取所述纵、横波时差信息。

12.根据权利要求10所述的井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的装置，其特征在于，所述反射波信息提取单元具体用于：对共炮点道集做双树复小波变换，其次再对不同道上、同一尺度的分解系数进行抽取组成共尺度道集，进而实现对每一个共尺度道集做双树复小波反变换，得到共尺度道集的时域形式，最后再对每一时域的共尺度道集做慢度时间相关法，得到不同尺度的慢度时间相关法图，从而有效提取出所述反射波信息。

13.根据权利要求10所述的井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的装置，其特征在于，所述逆时偏移成像单元包括：

观测***转换模块，用于分析远探测声波***采集***与二维单边地震采集***的异同，将所述二维单边地震采集***做90°转换，同时将所述二维单边地震采集***的参数按照远探测声波激发、接收关系与所述远探测声波***采集***进行一一对应；

尺度转换模块，用于采用放大计算目标体N倍的同时相应缩小主频N倍的方法，将所述远探测声波测井资料的主频降低到地震频带范围；

偏移速度模型重构模块，用于将速度网格在空间尺度上放大N倍，根据所选取的有限差分阶数确定网格差分密度，解决空间频散问题。

14.根据权利要求13所述的井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的装置，其特征在于，所述逆时偏移成像单元还包括：

波场正演、逆推模块，用于在完成所述观测***转换、尺度转换以及偏移速度模型重构后，采用高阶有限差分法求解带PML边界的二维声波方程完成波场正演和波场逆推，其计算公式为：

$\left\{\begin{array}{c}\frac{{\∂p}^x}{\∂t}+d\left(x\right)p^x=v^2\frac{{\∂A}^x}{\∂x}\\ \frac{{\∂p}^z}{\∂t}+d\left(z\right)p^z=v^2\frac{{\∂A}^z}{\∂z}\\ \frac{{\∂A}^x}{\∂t}+d\left(x\right)A^x=\frac{{\∂p}^x}{\∂x}+\frac{{\∂p}^z}{\∂x}\\ \frac{{\∂A}^z}{\∂t}+d\left(z\right)A^z=\frac{{\∂p}^x}{\∂z}+\frac{{\∂p}^z}{\∂z}\end{array}\right.;$

其中，声波波场为p=p(x,z,t)，速度场为v=v(x,z)，将所述声波波场p=p(x,z,t)分解为x和z两个方向：p=p^x+p^z，并引入中间变量A=A^x+A^z，d(x),d(z)为所述PML边界中的吸收参数。

15.根据权利要求14所述的井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的装置，其特征在于，所述逆时偏移成像单元还包括：

逆时成像模块，用于在完成波场正演和波场逆推后，采用相对保幅的互相关成像条件进行逆时成像，采用的计算公式是：

$\mathrm{Map}(x,z)=\∫\frac{P_r(x,z,t)P_s(x,z,t)}{P_s(x,z,t)*P_s(x,z,t)}\mathrm{dt};$

其中，Map(x,z)为单炮成像结果，P_r(x,z,t)为所述逆推波场，P_s(x,z,t)为所述正演波场。

16.根据权利要求15所述的井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的装置，其特征在于，所述逆时偏移成像单元还包括：

成像叠加模块，用于在得到单炮成像结果后，采用多炮成像结果叠加的方法得到完整的逆时偏移成像结果。

17.根据权利要求10所述的井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的装置，其特征在于，所述井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的装置还包括：

多线程处理单元，用于利用多线程并行处理方法，分段成像，再采用迭代重合的方法去掉不同井段的重叠图像，并采用高通滤波压制偏移背景噪声，形成完整的井下逆时偏移成像结果。

18.根据权利要求10所述的井下逆时偏移成像识别隐蔽储层的装置，其特征在于，所述隐蔽储层确定单元具体用于：

在井旁缝洞发育的地方，所述逆时偏移成像结果上会显示出明显的异常，再结合所述常规及电成像测井资料分析到的井壁附近的储层发育情况，综合识别出所述隐蔽储层的发育部位及其所在的层位和深度。

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