一種低信噪比資料的井約束速度譜拾取方法

周　巍， 劉旭躍， 劉百紅， 何　英

(中國石油化工股份有限公司　石油物探技術研究院，南京　211103)

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一種低信噪比資料的井約束速度譜拾取方法

周巍， 劉旭躍， 劉百紅， 何英

(中國石油化工股份有限公司石油物探技術研究院，南京211103)

摘要：針對低信噪比地區(qū)的地震資料質(zhì)量差，速度拾取困難等問題，提出用聲波測井速度約束速度譜拾取的方法。采用厚度加權法提取聲波低頻速度，用線性預測方法對低頻速度進行淺層補償和向下延伸，獲得聲波測井淺層和深層的速度信息。通過合成記錄層位標定獲取時深關系，進而求取時間域的測井均方根速度。提出了用VSP井的均方根速度校正聲波測井均方根速度的方法，最后將校正后的測井均方根速度投影到井旁的CMP道集速度譜上,因為有井速度約束，速度趨勢明顯，減少了拾取的隨機性，從而提高速度拾取的精度。通過實際資料的處理，效果良好。

關鍵詞：速度譜； 聲波測井； VSP測井； 線性預測； 時深關系； 低頻速度

0前言

基于譜的速度分析是地震資料處理中求取疊加速度的一個重要手段，是速度分析的一個基本工具，這種方法依據(jù)速度譜中能量團的強弱拾取疊加速度，對于低信噪比地震資料，速度譜中能量團很弱，甚至沒有能量團，或者出現(xiàn)假能量團。在這種情況下，處理人員只能憑經(jīng)驗拾取，或者通過提高地震資料信噪比的處理(如復雜地表的靜校正、去噪等[1-2]),后者雖然能夠在一定程度上改善速度譜的質(zhì)量，但需要投入很多人力和物力，對一些特別差的地震資料往往收效甚微。

VSP測井能夠獲得較準確的地層層速度，不少學者對利用VSP測井求取層速度進行了大量研究，取得了一些可喜的成果，但由于VSP測井成本高，數(shù)量少，因而應用受到限制。聲波測井相對VSP測井成本低，數(shù)量多，一般情況下，每口井都作了聲波測井，而VSP測井視情況而定。在地震速度分析中很少利用聲波速度，這是因為①聲波測井往往只觀測了某一深度段，淺層和深層缺失，而地面地震是從淺到深連續(xù)記錄，聲波測井需要補償淺層和深層記錄，尤其是淺部記錄，以便獲得速度和旅行時信息；②聲波測井速度與VSP測井對同一段地層測得的層速度不相等，即所謂的“聲波漂移”現(xiàn)象,漂移值的大小因地區(qū)而異,根據(jù)國外大量實測資料表明，漂移值約在±0.5 ms～±1.0 ms /100 m[3]。因此，聲波測井速度應用到地震中必須做淺層和深層補償和“聲波漂移”校正。

作者采用線性預測方法獲取淺層和深層的聲波速度[4-5]，為了增強計算的穩(wěn)定性，采用聲波低頻速度作為預測速度，而不是原始聲波速度，因為低頻速度變化相對平穩(wěn)。傳統(tǒng)的獲取聲波測井低頻速度的方法是對速度曲線進行濾波和平滑[6]，這種方法的缺點是不容易把握濾波頻率和平滑點數(shù)。Christopher等[7-8]采用“厚度加權”的方法，從聲波全波測井資料中提取薄互層結構地層的各向異性參數(shù)，用這種方法獲取的垂向速度的頻率與地震速度頻率相當。為此作者把“厚度加權”法用于估計聲波測井的低頻速度，通過實際資料的應用，取得了良好的效果，為估計聲波測井的低頻速度提供了一個新途徑。

傳統(tǒng)的“聲波漂移”校正是在深度域進行的，按照不同的深度段計算VSP與聲波單程時之差，通過數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析得出校正值[3]，這種方法實現(xiàn)起來較繁瑣。作者提出了一種簡單有效的均方根速度校正方法，因為速度譜分析中拾取的是均方根速度，通過計算測井均方根速度與VSP均方根速度的偏差，得到偏差隨t0時變化曲線，用多項式擬合該曲線，得到不同時間的均方根速度校正值。

1基本原理

1.1聲波測井低頻速度計算

聲波測井低頻速度計算采用“厚度加權”方法，該方法最初源于Backus[8]提出的用于估算由各向同性的薄層構成的VTI介質(zhì)的各向異性參數(shù)。因為該方法估算的垂向速度頻率與地震相當，所以，這里把它用于估算聲波測井的低頻速度，其方法原理為VTI介質(zhì)彈性剛度矩陣見公式(1)，有五個獨立的彈性參數(shù)。

(1)

其中，

(2)

cij為彈性參數(shù)。

(3)

式中：ρ為地層密度。

假設鉆井是垂直的，根據(jù)文獻[8]，當?shù)卣鸩ㄩL遠大于薄層厚度時，C33可以表示為式(4)。

(4)

式中：λ為拉梅常數(shù)；μ為切變模量，由縱、橫波速度和密度計算得到；符號<.>為厚度加權運算。將式(4)代入式(3)得式(5)。

(5)

式中：ρ為測井密度，用式(5)計算的速度vp0的頻率接近地震頻率。

如果有聲波全波測井資料，已知縱、橫波速度和密度，根據(jù)式(5)可以估計垂向速度vp0。如果僅有聲波測井資料，先利用縱波速度，預測出橫波速度，再根據(jù)式(5)計算vp0。

1.2聲波測井數(shù)據(jù)外推

對聲波測井數(shù)據(jù)進行外推運算(淺層補償和向下延伸)，目前比較常用的數(shù)據(jù)外推方法是線性預測法[4-7]，該方法的優(yōu)點簡單快速，但也存在抗干擾差、計算不太穩(wěn)定等問題。為了克服這些問題，選擇低頻聲波速度vp0外推，而不是原始聲波速度，低頻速度隨深度變化相對平緩，沒有隨機干擾。

(6)

(7)

設ε為殘差平方和，則

(8)

(9)

式(9)用自相關函數(shù)法得到矩陣方程(10)。

(10)

Ri為自相關函數(shù)，設數(shù)據(jù)長度為N，Ri由式(11)計算得到。

(11)

1.3層位標定

層位標定的目的是獲取井震關系，即深時轉(zhuǎn)換，把井速度轉(zhuǎn)換到時間域。目前的層位標定方法有VSP、合成記錄、平均速度精確標定等[12-16]，這里采用的是合成記錄層位標定法。

合成地震記錄制作方法是利用聲波和密度測井資料求取一反射系數(shù)序列，再將這一反射系數(shù)序與某一子波反褶積得到結果。

S(t)=W(t)*R(t)

(12)

式中：S(t)為合成地震記錄；R(t)為反射系數(shù)序列；W(t)為地震子波。

從式(12)可知，要得到精確的合成地震記錄，必須從提高反射系數(shù)準確性以及子波精度兩方面入手。而反射系數(shù)序列的準確性和精確程度又與測井資料(聲波、密度)的采集、處理等過程密切相關。因此，需要對基礎測井資料進行環(huán)境校正，消除泥漿等井眼環(huán)境的影響，同時剔除聲波與密度測井數(shù)據(jù)異常值。對于子波的選擇，則要考慮子波的長度、相位、頻率等諸多因素。這里采用零相位雷克子波，為了與地震資料零相位匹配，子波的主頻以及頻寬依據(jù)井旁地震道的頻譜分析確定。

完成資料整理和子波選取后，制作合成記錄。首先，對工區(qū)內(nèi)大的標志層進行標定，分析井旁地震道的振幅、相位、波阻特征，找出反映某一特定界面的相位，將鉆井分層的深度與井旁地震記錄上的時間對應，求得合成記錄的校正時間，從而確定準確的時-深對應關系[13]。

1.4均方根速度校正及在速度譜上的投影

1.4.1 利用VSP速度校正聲波測井均方根速度

根據(jù)時深關系，把深度域的聲波測井速度轉(zhuǎn)換到時間域的層速度，根據(jù)式(13)得到均方根速度。

(13)

由式(13)可看出，某一時間位置的均方根速度是這一時間范圍內(nèi)所有層的層速度平方與層間t0時間乘積的累加求和，所以均方根速度隨著時間的增大單調(diào)增大，而每層的層速度是不等的。因此，對均方根校正更容易。

校正步驟為：

(i=1,2,3,…，N)

(14)

2)設計一個多項式：

f(t)=a0+a1t+a2t2+…

(15)

使它與Δvrms(ti)曲線最佳匹配，從而確定系數(shù)(a0,a1,a2,…)。

(16)

1.4.2均方根速度在速度譜上的投影

圖1是均方根速度在速度譜上投影顯示的示意圖，假設速度譜中速度掃描的最大和最小速度分別為vmin和vmax，速度譜顯示中的左上角屏幕坐標為(x0,y0)，右下角屏幕坐標為(x1,y1)，最大時間為tmax，最小時間是零，則第i個點的測井均方根速度vrms(i)在速度譜上的投影位置(屏幕坐標)(xi,yi)為：

(17)

其中，t0(i)為速度，vrms(i)為對應的時間。

在實際計算速度譜時，通常是按照等間隔CDP進行計算，在無井的CMP處，可以通過已知井的速度沿構造層位插值，得到該CDP位置的井速度。

圖1　測井速度在速度譜上投影的示意圖Fig．1　Schematic diagram of logging velocity projection in thevelocity spectrum

按照上述原理，采用的計算流程見圖2所示。

2實際資料應用效果分析

2.1塔河油田井資料約束速度譜拾取

2.1.1低頻速度曲線估算和淺層、深度補償

圖3是塔河油田某測線的一個CDP道集記錄及其速度譜.從CDP道集記錄中(圖3(a))可以看出深層信噪比較高，有明顯的同相軸；淺層小偏移距記錄的能量弱，大偏移距能量強，表現(xiàn)在速度譜中，出現(xiàn)低速強能量(圖3(b))，給速度譜拾取造成不確定性。

圖2　計算流程圖Fig．2　The calculate workflow

該區(qū)聲波測井資料較多，遺憾的是聲波全波測井很少，密度資料不全，但有較豐富的巖心測試資料，為此,利用實驗室觀測的縱、橫波速度及密度信息得到的實驗關系預測聲波測井的橫波速度和密度[11]。該區(qū)有一口VSP測井，這有利于校正聲波速度。

圖3　塔河油田某測線的一個CDP道集記錄及其速度譜Fig．3　One CDP gather and it’s velocity spectrum of Tahe oil field(a)CDP記錄；(b)速度譜

低頻速度估算結果見圖4，圖4中VP曲線是由聲波時差AC曲線轉(zhuǎn)換的縱波速度，VS和DEN曲線為預測的橫波速度和密度，VP0曲線是用“厚度加權”法計算的低頻速度。為了與VSP對比，圖中曲線都進行了重采樣，采樣間隔為10 m。

從圖4看出，測井曲線的起始深度是800 m，800 m以上缺失，為了獲取淺層速度信息，必須對測井曲線進行淺層補償，對以下兩種補償方式進行了試算：

1)對原始聲波速度進行淺層補償，用補償后的曲線計算低頻速度，原始聲波速度補償結果見圖5(a)中的紅色矩形范圍內(nèi)的VP曲線，其他曲線分別為根據(jù)VP曲線預測的橫波速度曲線VS、密度曲線DEN及估計的低頻速度曲線VP0。

2)直接補償?shù)皖l速度，結果見圖5(b)中虛線所示的VP0曲線。比較這兩個圖發(fā)現(xiàn)，直接補償?shù)皖l速度效果更好，補償?shù)牡皖l速度曲線變化更平穩(wěn)。

2.1.2均方根速度校正

圖6(a)是測井均方根速度與VSP均方根速度的比較，黑色曲線是由圖4中的低頻速度VP0，經(jīng)過深時轉(zhuǎn)換，根據(jù)公式(13)計算的時間域的均方根速度，紅色曲線是VSP測井的均方根速度?？梢钥闯觯跍\層兩者區(qū)別較大，隨著時間的增加，差別逐漸減小，在3 000 ms以下，兩者基本相同。

圖6(b)是根據(jù)式(14)計算的測井與VSP均方根速度差隨時間的變化關系，紅色線是用二次曲線擬合的結果。

圖4　塔河油田某井聲波速度Vp曲線,預測的Vs曲線，以及估算的低頻速度Vp0曲線Fig．4　One well of Tahe oilfield sonic velocity Vp curve，predicted Vscurve,and estimated low frequency velocity Vp0 curve

圖5　聲波速度曲線淺層補償Fig．5　Sonic velocity curve shallow compensation(a)聲波速度Vp淺層補償結果以及用補償速度計算低頻速度Vp0曲線；(b)直接對Vp0曲線進行淺層補償?shù)慕Y果

圖6　用VSP測井均方根速度校正聲波測井的均方根速度Fig．6　The correction of sonic logging RMS velocityusing VSP RMS velocity(a)測井均方根速度與VSP均方根速度比較;(b)測井與VSP均方根速度差隨時間變化關系;(c)測井均方根速度校正后結果

圖6(c)是根據(jù)擬合曲線對測井均方根速度進行校正的結果，從圖6(c)可以看出，經(jīng)過校正后的聲波均方根速度與VSP均方根速度基本一致，說明這種方法是有效的。

2.1.3測井均方根速度在速度譜上投影

圖7是塔河油田某區(qū)井約束速度譜拾取結果，圖7中白色虛線是測井均方根速度。從圖7可以看出，在淺層0 ms～1 300 ms之間，出現(xiàn)一些低速的強能量團，如果沒有測井速度的約束，很容易誤導速度拾取。由于這些強能量的壓制，使得真實的速度譜能量較弱(圖7中虛線所示)，不易識別。有了井速度的約束，速度變化趨勢就一目了然，速度拾取變得很容易。沿著測井均方根速度的軌跡拾取速度譜，剛好與深層強能量的速度譜變化趨勢一致。圖7中帶“十”字的白色線為拾取的均方根速度，這很好地解決了弱能量速度譜拾取問題。

圖7　塔河油田某區(qū)井約束速度譜拾取圖Fig．7　The map of well constrained velocity spectrum picking of Tahe oil feild

2.2西部X地區(qū)井資料約束速度譜拾取

該地區(qū)位于準噶爾盆地與和什托洛蓋盆地結合部，部分灰?guī)r出露地表，有不同程度的風化。區(qū)內(nèi)斷裂比較發(fā)育，使得地震記錄信噪比較低，淺層能量弱，如圖8所示，是某測線的深度偏移剖面。從圖8可以看到，整體信噪比較低，淺層基本看不到有效的同相軸，主要原因可能是淺層速度沒有求準，從后面的速度譜中(圖11)可看到淺層速度拾取比較困難。

圖8　X地區(qū)某測線的地震疊前深度偏移剖面Fig．8　The prestack depth migration section of seismic data

2.2.1均方根速度校正

圖9是該區(qū)A井的聲波測井和VSP測井資料，從圖9中看到淺層記錄比較完整，起始記錄深度30 m，因此不需要做淺層補償處理，可以用來計算均方根速度。圖10(a)中的黑色線和紅色線分別是聲波測井速度計算的均方根速度和VSP測井計算的均方根速度，因為聲波測井和VSP測井激發(fā)和觀測方式不同，可以看到兩者的均方根速度不相同，淺層差別大，越往深處，差距減小；圖10(b)中黑色線是經(jīng)過VSP校正后的聲波均方根速度，紅色線是VSP均方根速度，可以看出，兩者基本一致。

圖9　A井的聲波測井速度和VSP測井速度Fig．9　Log velocity and VSP velocity of A well(a)A井聲波測井速度；(b)A井的VSP 測井速度

圖10　用A井的VSP測井均方根速度校正聲波測井的均方根速度Fig．10　The correction of sonic logging RMS velocity usingVSP RMS velocity of A well(a)校正前的聲波測井速度和VSP速度；(b)校正后的聲波測井速度和VSP速度

2.2.2測井均方根速度在速度譜上投影

圖11是將聲波均方根速度投影到速度譜上的結果，圖11中1 500 ms上方的白色虛線是測井均方根速度，帶“十”字的白色線為拾取的均方根速度，右邊的白色實線為由均方根速度轉(zhuǎn)換成的層速度。因為有井的約束，從而減少了淺層速度譜拾取的盲目性，提高速度精度。

圖11　井約束速度譜拾取校正聲波測井的均方根速度Fig．11　The map of log curve constrained 　velocity spectrum picking

3結束語

實際資料處理證明，作者提出的測井曲線淺層和深層補償方法以及均方根速度校正方法，是獲取測井均方根速度比較有效的方法，對低信噪比地區(qū)的速度譜拾取起到了約束和參考作用，減少了速度拾取的盲目性和隨機性，從而提高了速度拾取的精度，比傳統(tǒng)的通過去噪處理提高速度譜質(zhì)量的方法更簡單，效率更高。但在應用中還需注意以下幾個問題：①該方法應用的前提條件是探區(qū)內(nèi)井資料比較豐富，最好有橫波速度資料；②測井曲線井眼環(huán)境影響校正，消除泥漿對聲波時差的影響，聲波和密度曲線的奇異值編輯；③時深轉(zhuǎn)換時，選擇正確的時深關系很重要。

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收稿日期：2015-04-15改回日期：2015-07-22

作者簡介：周巍(1963-)，女，高級工程師，主要從事偏移速度分析及速度建模軟件開發(fā)工作，E-mail：zhouwei.swty@sinopec.com。

文章編號：1001-1749(2016)03-0367-08

中圖分類號：P 631.8

文獻標志碼：A

DOI：10.3969/j.issn.1001-1749.2016.03.12

A well constrained velocity spectral picking method of low SNR seismic data

ZHOU Wei， LIU Xu-yue， LIU Bai-hong， HE Ying

(Sinopec Geophysical Research Institute ,Nanjing211103,China)

Abstract:To solve the problem of velocity picking with difficult in the low SNR region,we put forward the method of sonic logging velocity constraint velocity spectrum pickup. The sonic logging low frequency velocities are extracted using thickness weighted method. which are shallow compensation and downward extension with linear prediction method. The information of shallow and deep sonic logging velocity are obtained. Time-depth relationship is derived from calibrating synthetic seismogram. Then the logging root mean square velocity in time domain is calculated. A method is proposed for the correction of logging root mean square velocity with VSP RMS velocity. Finally the logging correction RMS velocity is projected to CMP gathers velocity spectrum near the well. The accuracy of velocity picking can be improved due to the logging velocity constraint, velocity trend obviously and reducing the random pick-up. It is proved that the method is effective and good by the testing of the actual data processing.

Key words:velocity spectrum; sonic logging; VSP logging; Liner predition; time-depth relationshtp;low frequency velocity