测井约束地震反演在河148井区的应用

马凤荣，於 奇，，张树林，3，李岳祥

（1.东北石油大学地球科学学院，黑龙江大庆，163318；2.哈尔滨石油学院，黑龙江哈尔滨，150028）

0 前言

在目前勘探目标主要是一些隐蔽的小砂体和薄层构造，原有的砂体解释技术已不能满足油田开发的需要，而要提高砂体的解释质量和描述精度这就需要提高地震信号的分辨率，所以只有充分利用测井资料和地震资料，以测井资料为约束，才能提高地震资料的分辨率，又可以把握储层物性参数在整个三维空间的变化情况。在有井的地方由测井曲线获得波阻抗参数，再从井旁地震道中求取各种地震属性，由从井旁地震道求取的地震属性和从井中获得的波阻抗参数构成训练样本集，并结合多学科知识，为储层的深度、厚度、物性的精细描述提供可靠的依据

1 地质概况

河148地区周缘构造上属于东营凹陷中央背斜带西段,是中央背斜带的一个次级正向构造。为一北东—南西走向的鼻状构造，由北东向西南方向倾没。主要含油层系为沙一、沙二、沙三段，沙三段为本次研究的目标层系，其中沙三中主要发育有东部物源的三角洲前缘滑塌浊积岩，储层物性由上而下逐渐变好，储层岩性为浅灰色中砂、细砂岩及少量的粉砂岩，岩石的主要成分为石英及长石，分选较差，胶结疏松—较致密，该区沙三中、下储层分布在巨厚的生油泥页岩中,含油的砂体面积小，单层厚度小，埋藏深横向变化大、分布规律不清楚,因而储层描述及预测难度大。由于常规地震剖面中的反射波对应于波阻抗界面,没有岩性（波阻抗）含义,要根据地震资料识别和预测砂体储层,必须将其转换为岩性(波阻抗)剖面。鉴于此,我们在本区的勘探中采用了测井约束波阻抗反演方法

2 测井约束反演的原理

目前应用比较成熟的方法主要有约束稀疏脉冲反演和模型约束反演,本文采用的是稀疏脉冲波阻抗反演

稀疏脉冲反演认为地震反射系数是由一系列大的反射系数叠加在高斯分布的小反射系数的背景上构成的，大的反射系数相当于不整合界面或主要的岩性界面。它的目的是寻找一个使目标函数最小的脉冲数目，然后得到波阻抗数据。其目标函数可以表示为OBJF=Σ│ri│p+λq(di-si)q+α2Σ(ti-zi)2

式中：OBJF为目标函数；

ri为反射系数；

di为地震数据；

si为合成地震数据；

α为趋势匹配系数；

ti为用户定义的趋势；

zi为用户定义的控制范围内的阻抗值；

缺省值 p=1；q=2。

这里第一项为反射系数绝对值的和，第二项为地震数据道与合成道之差，第三项为与阻抗趋势之差的平方总和。

在迭代运算过程中，先使用较少的脉冲个数，产生一个初始模型，然后修改模型，使目标函数达到最小。之后，再不断增加脉冲个数，再重复进行迭代，直到反演结果没有更大的改进时停止迭代，输出反演结果。

其过程在数学上可表述为求解带约束条件的优化问题，即：

Min[S(ri)2+λ2S(dj-Sj)2]

其中，ri=(Zi+1-Zi)/ (Zi+1+Zi)

并且，Zi满足下列条件，

ZLi＜ Zi＜ ZUi

式中: ri反射系数值；

Zi波阻抗值；

ZUi样点处的波阻抗上限值；

dj实际地震数据道；

式中，权系数λ对输出的阻抗（或反射系数）和数据的匹配性起重要的调节作用，即λ值小，则合成记录与实际地震数据之间的匹配性差，输出的阻抗（或反射系数）比较粗糙；而λ值大，则合成记录与实际地震数据之间的匹配性好，输出的阻抗（或反射系数）反映的细节比较细致。另外，阻抗的约束条件和反演用的地震子波与权系数λ一样对反演的效果起到关键的控制作用。

3 反演的关键步骤

3.1 测井资料的处理及标准化

3.1.1 收集整理：共收集了26口井的测井资料，选择其中具有代表性的26口井，测井曲线包括：声波时差（AC）、自然电位（SP）、自然伽玛（GR）、密度（DEN）、井径等曲线 ；另外，还搜集了地质分层数据、井位图、地震标准反射层构造图等。由于测井测量时许多井不是一次完成，曲线多数分为两段、三段，甚至四段，对这样的井进行曲线的拼接、合并、及格式转换。

3.1.2 曲线编辑：包括对声波时差曲线进行滤波、局部幅度编辑、自然电位基线偏移校正。

3.1.3 标准化处理

在单纯的利用井的内插来建立的波组抗模型，可以明显看出，井与井之间在同一井段，同一岩性的速度明显不同。这是由于对原始测井资料来说，存在两种误差：即系统误差和非系统误差。系统误差是由于所选择的测井仪器型号、测井时间、井体结构和井眼泥浆性质的不同，使得相同层段、相同岩性的测井响应整体偏大或偏小。在河148井区，通过多井对比时发现，沙二10这一套储层发育连续，横向变化稳定，是该区主要的标志层，可以作为测井曲线标准化的标准层，对反演区所选用的26口井进行统计，平均值作为该段泥岩的标准时差值，利用直方图校正的方法，把26口井该段的泥岩速度都校正到标准值上，这样消除井之间的系统误差。（图1-图2）

其从古代借鉴中国历代名画风格与中国画绘制手法上的结合，与熟练掌握新彩技法与新彩料性特征。这样既吸取前人的基础，又能从陶瓷这种独特的材质料性上有一种新的提升，从而能准确把技法与绘画的特性充分表达，形成自己独特的绘画风格。

(图1)曲线拼接、基线校正、归一化处理、滤波前后对比图Fig1.curve splicing,baseline correction,normalization,filter before and after comparison chart

图2 河148声波曲线直方图校正前后对比图Fig2.He148 Acoustic curve histogram before and after correction comparison chart

3.1.4 速度分析

通过对本区探井的速度统计分析，本区目的层埋深在2700－－3500米左右，砂泥岩速度有着较大的差异，从层速度散点图上分析，砂岩层速度约在3500――4100米/秒，泥岩速度在3100――3800米/秒，砂泥岩具有明显的波阻抗界面，能够形成明显的地震反射，说明地震反射反映了砂岩的存在，能够利用地震资料的反演技术研究砂岩的分布情况。(图3)

图3 河148井区各岩性散点图Fig3 He148 Well area Lithologic scatter diagram

3.2 子波提取与合成记录的标定

子波的提取是地震资料合成记录标定中最重要的技术环节,子波的好坏将直接影响到反演结果的多解性和分辨率

处理后的地震资料目的层合成记录是沟通地震与地质的桥梁和纽带，也是测井约束反演的基础。标定的准确与否，关系到储层的追踪，油藏描述的准确与否.本次多井测井约束反演对河148井区26口井进行了精细的合成记录标定，通过多元标定后，目的层段的相关系数在沙三中目的层段高达70%，记录与地震剖面相关性较好(图4)

4 初始模型建立及反演处理

首先用给定的理论子波和声波测井数据合成地震道,进行初次层位标定,通过标志层对比,消除平均速度的系统差;其次从井旁道提取子波,通过调整时窗范围以达到子波相位的稳定及波形的完整;最后用本井井旁道提取的子波制作的合成记录与井旁道对比,找出波组的对应关系,直到两者最佳匹配.合成记录与井旁地震道进行标定,建立每一口井的时深关系,时深关系正确才能使地震解释结果与地质分层一致，才能得到一个好的框架模型。正确细致的框架模型加上好的井资料和子波才能产生一个好的波阻抗模型，即初始波阻抗模型

基于AC参数为主的井约束波阻抗反演，先后应用多井、多剖面的AC测井参数进行层位标定，取得波阻抗参数，对井旁地震道选择和提取与波阻抗关系密切、变化敏感的特征参数，通过相关训练后推而广之，得出相应的波阻抗反演剖面。(图5)

5 测井约束反演的处理效果分析

反演结果与井的测井曲线对比表明：波阻抗稀疏脉冲反演结果与地震剖面有较好对应关系，它具有以下特点：

(1)横向上的外推是可靠的。

一是反演结果与井的吻合程度;二是反演结果与地质规律的吻合程度利用综合录井曲线与反演剖面进行对比，二者吻合很好，说明测井约束反演技术是可信的，同时利用残差剖面，可以看出反演与地震资料残差较小，说明其边界主要是由地震资料来控制，因此横向上的外推时准确的。

(2)横向上储层反映直观

在处理的彩色剖面上，用色标指示速度变化。剖面上与井的对应关系好，砂体横向分布合理，尖灭点清楚

(3)纵向上剖面分辨率高

测井约束反演的最大特点就是纵向分辨率高。河148地区沙三中单层砂体的厚度大多小于10m，而且这些砂体以砂层组的形式随机组合在一起，因此，利用常规剖面只能对砂层组（砂包）进行描述，而测井约束反演资料可以识别5－10米的单砂层，且在剖面上反映得很好，纵向分辨率大大提高，较常规剖面能更好地识别砂层

6 结论

(1) 反演结果与地震资料保持了较好的对应关系，并能够充分反映储层的空间分布特征。

(2) 反演结果与测井曲线具有良好的对应关系，储层在纵向上能很好分辨，横向砂体的尖灭点也较为清楚。

(3) 反演剖面不仅能够对常规地震资料分辨的储层进行反映，而且对一些地震资料无法分辨的储层也能起到明显的反映。

图5 河140-1-河148波阻抗反演剖面Fig5 He140-1-He148 Wave impedance inversion profile

图4 河148井测井合成记录－层位标定与极性判定Fig4 He148 Logging synthetic record - horizon calibration and polarity determination

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