基于地质模型的映射采样地震数据体时深转换方法及应用

(中石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712)

随着地质统计学建模技术的发展，储层模拟技术在油田开发阶段越来越受到重视，但受井网密度、井位空间分布和储层非均质性的综合影响，单靠井上硬数据的地质统计学规律很难实现储层空间描述的准确性。地震数据平面上采集密度大，在横向上具有较好的连续性和预测性，可以对储层横向分布起到较好的趋势约束作用[1，2]，但是地震信息在垂向上分辨率低，面临从时间域到深度域的转换精度问题。在层面构造进行时深转换已形成了多种成熟的方法，在二维层面上的转换可以实现高精度，然而这些方法并不适用于三维数据体的精细时深转换[3～5]。因此，三维精细速度场的建立和高精度的时深转换是研究人员需要解决的一个重要且具有挑战性的问题[6～8]。

一个可靠的速度场需要结合所有可用的、最佳的来自地震和井的速度信息，根据适当的分层方案，考虑岩性、地质条件变化和地层内各向异性的影响，以地震速度分析为基础、井点速度为标尺，建立一个包含不同层速度的速度模型。对于地震速度的精确分析求取，研究人员进行了长期大量的研究工作，初期主要集中于传统的叠加速度分析，应用Dix公式方法求取层速度[9，10]，但该方法仅适用于水平层状、横向无变速介质。为解决速度横向变化问题，学者们研究了基于贝叶斯理论的速度反演分析，在一定程度上解决了该问题，但仍是基于水平层状介质的假设，倾斜地层对速度分析精度影响较大。20世纪中期发展起来的偏移地震成像技术，促进了多种以地震成像最优的偏移速度分析方法的形成，在存在横向速度变化的情况下，偏移成像相当于求解描述成像射线运动学和几何扩散的偏微分方程，其过程就是找到一个精确的区间速度。偏移速度具有更高的分析精度，但依然不能满足横向速度变化剧烈、构造复杂的成像精度。继而提出了基于地震波运动学和动力学分析的层析成像方法，进一步提高了成像速度分析精度[11,12]，但受地震资料品质等多条件影响，速度分析始终存在较大的不确定性。

无论哪种速度场建立方法，其空间不确定性都始终存在。为此，笔者在伊拉克哈法亚油田M层油藏开展了基于地质模型的映射采样地震数据体时深转换方法研究，以规避速度场空间变化的不确定性，提高时深转换精度，充分发挥地震数据在油田开发中后期对储层精细描述的约束和指导作用。

1 传统速度场的不确定性

建立速度场的数据源主要有3个：地震数据的速度、声波测井资料得到的速度和VSP(垂直地震剖面)井间地震得到的速度。

由地震数据得到的速度，不论处理解释得到的叠加速度谱、偏移速度或者反演得到的层速度及其他类型的速度资料，都需要经过修饰校正处理，即以地震解释层位为约束，利用Dix公式将叠加速度转换为层速度和平均速度。由于 Dix 公式是在水平层状介质中射线垂直入射条件下建立起来的速度关系式，前提条件非常苛刻，当地层产状复杂时，用其求取的层速度或平均速度会产生较大误差[13,14]，横向连续性好但纵向分辨率不够。

由声波测井资料得到的速度一般通过拟合公式、合成记录曲线回归、克里金插值法、随机模拟法等[15～17]建立速度场，其核心是依据井上速度按照趋势插值计算，建立的速度场在近井区精度较高，但在远井区速度不确定性增加。

VSP井间地震得到的平均速度和层速度是比较可靠的地层真实速度，但是VSP资料成本高，信息量少，一般达不到单独建立速度场的要求。

任何一种方法求取、建立速度场都受到一定地质条件的限制，建立的速度场无法兼顾全区不同地质条件变化的影响，不能避免速度场在井间的不确定性和由上至下的误差累计，难以满足三维数据体精细时深转换的要求。

2 映射采样时深转换方法

要实现映射采样时深转换有2个关键点：一是区域稳定标志层的精确井震标定，得到可靠的时间域构造图，并实现层面的高精度时深转换；二是时间域和深度域地质模型网格建立的完全一致，保证时间和深度域实现一一对应的映射关系。

2.1 层位标定解释与时深转换

综合录井、测井和区域地质研究，找到稳定的区域标志层，通过多井地震合成记录标定，建立地震记录与地质分层的时深联系，保证单井的合成记录与地震反射的相关性；在该基础上进行层面解释，生成时间域层位构造图，根据全区合成记录和VSP资料校正建立的时深关系生成深度域层位构造图。

2.2 网格模型与时深转换

2.2.1 深度域网格模型

基于Petrel建模软件，根据时间与深度构造图分别建立地质网格模型。首先选取建模工区范围，根据地震采集面元、井密度和构造方向设置平面网格面元大小和I、J方向(见图1)；再根据地震解释深度域构造图建立地层框架模型(Horizon)；然后在单井地质分层与地震面趋势约束下，建立各层内的小层组地层网格(Zone)；最后根据小层组地层厚度和垂向分辨率需要等比例设置小层组的细分网格数(Layer)。深度域模型完成后对网格质量进行质量检查，保证网格没有负体积和扭曲。

2.2.2 时间域网格模型

时间域地质模型建立步骤与深度域模型保持一致，使用同一平面网格系统，根据时间域构造图建立地层框架模型，在建立时间域小层组地层网格时，采用Isochore厚度约束方式由深度域模型的小层组厚度做约束，保证小层组在时间和深度域分布一致；然后对小层组进行等比例细分网格，细分数目保持与深度域一致。由此建立的深度域和时间域模型在平面和垂向有一致的映射关系，搭建了时间域到深度域转换的物理指数通道(见图1)。

2.2.3 映射采样时深转换

通过Seismic resampling地震重采样模块把地震资料采样到时间域的网格中，该过程为时间域地震数据到时间域模型网格采样，数据完全保真。因为映射采样只能在同一域下进行，所以在地震采样完成后，把时间域模型的域模式改变为深度域，通过Properties-Scale up粗化模块，把时间域地震属性数据通过Zone mapping映射采样的方式从时间域网格采样到深度域网格，完成数据的时深转换(见图2)。应用基于地质模型映射采样实现了高精度的时深转换，保证了地震数据转换后的精度和保真度。

注：T0为时间域层序顶界面；T1为时间域三级层序顶界面；T2为时间域层序中、下部最大海泛面；T3为时间域层序底界面；D0、D1、D2、D3分别为T0、T1、T2、T3对应的深度域位置。图1 时间域与深度域网格模型

图2 时间域模型映射采样到深度域模型

3 应用与效果分析

3.1 应用

利用该方法对伊拉克哈法亚油田M层油藏进行分析。M层属于晚白垩世被动大陆边缘沉积，开始沉积时为台地斜坡相，在沉积期抬升、拆离为一个独立的陆架边缘滩相沉积，后期整体抬升暴露遭受剥蚀演变为附属陆架。其沉积演化主要受相对海平面升降和阿拉伯板块隆升控制，与上下地层呈不整合接触关系，为一个完整的三级层序，沉积厚度约300m。

该油田三维地震工区面积280km2，共有井312口，经过数据质量控制后对其中283口井进行了井震标定。在井震精细标定的基础上，对标志层和反射特征明显连续可追踪的油层组层面进行解释，追踪了三级层序顶界面、中下部最大海泛面及底界面，结合精细追踪结果生成时间构造图，再根据井震精细标定的时深关系和井分层校正得到对应的深度域构造图。从时间域与深度域3个标志层对比剖面来看，构造形态在时深转换前后保持一致，构造变化合理且与井分层相符，层面时深转换精度满足地质模型需要(见图3)。

图3 时间域与深度域的标志层井标定及连井剖面对比

按照上述方法建立深度域和时间域模型，其平面上网格大小为100m×100m。首先根据地震解释层位建立3个地层框架模型；然后根据井分层和地震层位约束建立13个小层组格架模型，根据等比例划分方法把13个小层组在垂向上分为486个网格层，平均网格厚度为0.6m，保证垂向网格划分精度高于地震采样分辨率。根据上述方法对研究区波阻抗反演数据进行时深转换，从对比剖面(见图4)上可以看出，传统速度场时深转换方法转换为深度域后，波阻抗反演数据形态发生改变，在中部一个小层反演数据发生了拉伸变形，层内下部低波阻抗深度转换后到了下一层内，发生了“穿层”现象(见图4方框)；而通过映射采样方法转换为深度域后，波阻抗反演数据形态与时间域保持完全一致，说明该方法规避掉了空间速度场的不确定性，减小了时深转换误差，更准确地实现了数据体的时深转换。

图4 映射采样与传统速度场时深转换波阻抗反演剖面效果对比

3.2 效果分析

由于剩余油分布和地面条件限制，油田开发中后期钻井多为多分支、大斜度或水平井，对油藏储层精细描述模拟提出了更高的要求。经过映射采样的地震反演数据保持了真实的地质信息，通过数据分析得出波阻抗反演与储层孔隙度有着较高的相关性，应用波阻抗反演体对模型属性模拟进行约束，依据模拟结果进行新井部署。钻井结果证实，深度域储层波阻抗反演能够很好地预测储层分布，井轨迹与目的层符合度较高，测井曲线也验证了储层属性预测的精度(见图5)；投产后2口井初始日产油分别为2052桶和1889桶，平均年产油分别为924751桶和499418桶，含水率分别为4.57%和5.23%，充分验证了映射采样时深转换的精度和可靠性。

图5 新井轨迹、测井曲线与波阻抗反演剖面对比图

4 结语

基于地质模型的映射采样方法规避了常规地震体时深转换中速度场的不确定性，可以实现平面面元和垂向分辨率任意划分，保证了转换后数据信息的精度和保真度。应用该方法转换后的地震数据体在储层模拟中能够起到更好的约束和指导作用，给油田开发阶段井位部署、钻井跟踪、方案预测等工作提供更具有确定性的科学依据。在伊拉克哈法亚油田M层油藏的应用结果表明，该方法应用效果较好，能够对油田开发部署起到了较好的指导作用，具有可推广性。