CN113064202A - 一种基于纵横波叠前正演道集标定的速度精细建模方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种基于纵横波叠前正演道集标定的速度精细建模方法，包括：步骤S1：根据地震数据，获取相对准确的速度模型；步骤S2：利用所述速度模型，进行目标点叠前时间偏移CRP百分比速度扫描，获得不同百分比速度下偏移的CRP道集数据；步骤S3：根据测井资料中的纵波信息和横波信息，获取正演后的理论叠前地震道集；步骤S4：对偏移的CRP道集数据和理论叠前地震道集进行标定分析，选择标定结果最好的百分比速度，从而建立精确的偏移成像速度。本发明通过分析不同速度的叠前地震道集与理论叠前地震道集的差异，以此来确定与理论叠前地震道集匹配度最好的叠前地震道集，从而获得最佳的速度模型，提高测井与地震的标定精度，为油气识别提供更好的依据。
Description
技术领域
本发明涉及油气勘探领域，尤其涉及一种基于纵横波叠前正演道集标定的速度精细建模方法。
背景技术
随着油气勘探区域的复杂程度越来越高，对于油气钻井的风险也逐步加大，为了降低钻井的风险，提高钻井的成功率，针对为钻井井位提供重要依据的地震成像数据提出了更高的要求，尤其对偏移成像的效果提出了更高的要求。
地震偏移成像数据是落实地下地质构造最重要的依据之一，目前常用的方法是使用叠前时间偏移叠加数据与测井曲线进行较好的标定，使得地震剖面与测井划分的地质层位进行一一对应，从而找到有利油气藏的地层。采用偏移叠加数据标定，主要优势在于偏移叠加数据信噪比高、能量均衡，便于地质人员对偏移叠加数据和测井曲线进行有效比对，虽然在工作中依然存在一定的误差，但该方法在近几十年的油气勘探开发中，取得了非常好的效果。
随着油气勘探程度的深入，目前采用的方法面临着标定不准确的问题，主要原因是由于目前油气勘探已经从过去的构造油气藏转变为岩性油气藏勘探，甚至很多地区要落实厚度只有不到5米的薄储层，如果现阶段依然采用偏移叠加数据与测井资料的标定作为主要工作方向，工作难度将非常大，面临着标定不准确，偏移叠加数据上地震层位缺失等问题，限制了测井曲线的优势，导致地质层位认识不清。
发明内容
鉴于上述问题，提出了本发明以便提供克服上述问题或者至少部分地解决上述问题的一种基于纵横波叠前正演道集标定的速度精细建模方法。
根据本发明的一个方面，提供了一种基于纵横波叠前正演道集标定的速度精细建模方法，包括：步骤S1：根据地震数据，获取相对准确的速度模型；步骤S2：利用所述速度模型，进行目标点叠前时间偏移CRP百分比速度扫描，获得不同百分比速度下偏移的CRP道集数据；步骤S3：根据测井资料中的纵波信息和横波信息，获取正演后的理论叠前地震道集；步骤S4：对步骤S2中的偏移的CRP道集数据和步骤S3中的理论叠前地震道集进行标定分析，选择标定结果最好的百分比速度，从而建立精确的偏移成像速度。
根据一种可能的设计，所述步骤S1具体包括：对野外采集获得地震数据进行基础处理后获得较好的CMP道集，在此基础上进行叠前时间偏移速度分析，获得一套相对准确的速度模型。
根据一种可能的设计，所述步骤S2具体包括：步骤S21，利用所述速度模型，进行目标线叠前时间偏移；步骤S22，进行偏移剖面百分比速度扫描分析和目标点CRP道集百分比速度扫描，获得不同百分比速度下偏移的CRP道集数据；步骤S23，判断步骤S22中的CRP道集数据是否拉平，若否，重复步骤S21和S22。
根据一种可能的设计，所述步骤S3具体包括：使用测井资料中的纵波信息和横波信息，进行粘弹性波波动方程正演，获得正演后的理论叠前地震道集。
本发明采用测井资料中的纵波信息和横波信息，进行粘弹性波波动方程正演，获得正演后的理论叠前地震道集，该道集反映了对应位置地层的叠前地震响应。传统方法进行井震标定时，只考虑叠加后数据的标定，因而丢失了丰富的叠前信息。本发明通过分析不同速度的叠前地震道集与理论叠前地震道集的差异，以此来确定与理论叠前地震道集匹配度最好的叠前地震道集，从而获得最佳的速度模型，提高测井与地震的标定精度，为油气识别提供更好的依据。
上述说明仅是本发明技术方案的概述，为了能够更清楚了解本发明的技术手段，而可依照说明书的内容予以实施，并且为了让本发明的上述和其它目的、特征和优点能够更明显易懂，以下特举本发明的具体实施方式。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例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，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其它的附图。
图1为本发明实施例提供的一种基于纵横波叠前正演道集标定的速度精细建模方法的流程示意图；
图2为本发明实施例提供的另一种基于纵横波叠前正演道集标定的速度精细建模方法的流程示意图。
具体实施方式
下面将参照附图更详细地描述本公开的示例性实施例。虽然附图中显示了本公开的示例性实施例，然而应当理解，可以以各种形式实现本公开而不应被这里阐述的实施例所限制。相反，提供这些实施例是为了能够更透彻地理解本公开，并且能够将本公开的范围完整的传达给本领域的技术人员。
本发明的说明书实施例和权利要求书及附图中的术语“包括”和“具有”以及他们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤或单元。
下面结合附图和实施例，对本发明的技术方案做进一步的详细描述。
如图1-2，本发明实施例提供一种基于纵横波叠前正演道集标定的速度精细建模方法，包括：
步骤S1：根据地震数据，获取相对准确的速度模型。
具体的，首先对野外采集获得地震数据进行基础处理后获得较好的共中心点道集(Common Middle Point简称CMP)，在此基础上进行叠前时间偏移(Pre-Stack TimeMigration简称PSTM)速度分析，获得一套相对准确的速度模型。
步骤S2：利用所述速度模型，进行目标点叠前时间偏移共反射点道集(CommonReflection Point简称CRP)百分比速度扫描，获得不同百分比速度下偏移的CRP道集数据。
具体地，步骤S2具体包括：
步骤S21，利用所述速度模型，进行目标线叠前时间偏移；
步骤S22，进行偏移剖面百分比速度扫描分析和目标点CRP道集百分比速度扫描，获得不同百分比速度下偏移的CRP道集数据；
步骤S23，判断步骤S22中的CRP道集数据是否拉平，若否，重复步骤S21和S22。
步骤S3：根据测井资料中的纵波信息和横波信息，获取正演后的理论叠前地震道集。
具体的，使用测井资料中的纵波信息和横波信息，进行粘弹性波波动方程正演，获得正演后的理论叠前地震道集。
步骤S4：对步骤S2中的偏移的CRP道集数据和步骤S3中的理论叠前地震道集进行标定分析，选择标定结果最好的百分比速度，从而建立精确的偏移成像速度。
本发明采用测井曲线中纵波信息和横波信息进行粘弹性波波动方程正演，从而获得理论的叠前道集，即纵横波正演道集，该道集反映了测井所在位置的地震叠前成像道集理论上应该呈现的反射特征，与不同百分比速度的地震偏移叠前道集进行标定，从而确定最终的成像速度。
以上的具体实施方式，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上仅为本发明的具体实施方式而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (4)
1.一种基于纵横波叠前正演道集标定的速度精细建模方法，其特征在于，包括：
步骤S1：根据地震数据，获取相对准确的速度模型；
步骤S2：利用所述速度模型，进行目标点叠前时间偏移CRP百分比速度扫描，获得不同百分比速度下偏移的CRP道集数据；
步骤S3：根据测井资料中的纵波信息和横波信息，获取正演后的理论叠前地震道集；
步骤S4：对步骤S2中的偏移的CRP道集数据和步骤S3中的理论叠前地震道集进行标定分析，选择标定结果最好的百分比速度，从而建立精确的偏移成像速度。
2.根据权利要求1所述的基于纵横波叠前正演道集标定的速度精细建模方法，其特征在于，所述步骤S1具体包括：
对野外采集获得地震数据进行基础处理后获得较好的CMP道集，在此基础上进行叠前时间偏移速度分析，获得一套相对准确的速度模型。
3.根据权利要求1所述的基于纵横波叠前正演道集标定的速度精细建模方法，其特征在于，所述步骤S2具体包括：
步骤S21，利用所述速度模型，进行目标线叠前时间偏移；
步骤S22，进行偏移剖面百分比速度扫描分析和目标点CRP道集百分比速度扫描，获得不同百分比速度下偏移的CRP道集数据；
步骤S23，判断步骤S22中的CRP道集数据是否拉平，若否，重复步骤S21和S22。
4.根据权利要求1所述的基于纵横波叠前正演道集标定的速度精细建模方法，其特征在于，所述步骤S3具体包括：
使用测井资料中的纵波信息和横波信息，进行粘弹性波波动方程正演，获得正演后的理论叠前地震道集。
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