高精度地震时深转换方法研究及应用

徐立恒，鲜 波，薛玉英，李彦斌

1.大庆油田勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712

2.中油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000

3.东方地球物理公司研究院地质研究中心，河北 涿州 072751

4.大庆油田第六采油厂，黑龙江 大庆 163000

时深转换的精度和速度问题是地震研究非常重要的课题，为了提高时深转换精度，业界学者们投入了大量的精力。时深转换是将地震体及地震相关数据，如地震反演数据体，从时间域信号转变为深度域信号的一个处理步骤，是利用地震资料进行构造及储层解释的一个非常关键的环节。地震体的时深转换对于勘探井位布置、开发中的储量计算及开发方案的制定具有重大意义，不合理的时深转换结果会给油田生产带来极大困难。时深转换精度主要取决于时深转换速度模型的合理性，而速度模型的准确建立与研究地区储层的复杂程度、所处的勘探开发阶段、基础资料的多少及采用的速度求取方法息息相关［1－5］。

大庆长垣油田已开发50多年，历经4次井网加密，平均井距已达到80～200m。目前，油田已进入特高含水开发后期的密井网开采阶段，陆相河流－三角洲沉积微幅构造多、储层薄、平面非均质强的特点决定了单纯依靠井点资料进行构造及储层研究存在一定的不足，在某种程度上影响了油田开发的效果。从2007年开始，大庆长垣进行了高密度的三维地震采集，利用井震结合手段进行构造及储层研究，而地震体的时深转换是其重要的一环，成为影响地震在注水开发调整中能否发挥作用的关键因素［6－10］。

本次针对大庆长垣油田密井网区的地质特征及开发实际需求，开展地震时深转换方法研究，以提高地震体时深转换精度，充分发挥地震在储层精细刻画及指导剩余油挖潜中的作用。

1 常规时深转换方法及其局限性

1.1 利用地震叠加速度计算地层平均速度

在地震数据处理过程中，利用地震勘探的多次覆盖数据求取地下速度信息，再利用求取的速度对CMP（common middle point）道集进行NMO（normal moveout）校正，使得CMP道集的同相轴在各炮检距内都得到校正，然后叠加得到叠加剖面。因此，叠加速度既是对CMP道集进行的最佳叠加，又可作为平均速度预测目的层的深度，具体求法可参见文献［11］。

一组水平层状介质中某一界面以上介质的平均速度就是地震波垂直穿过该界面以上各层的总厚度与总传播时间之比：

式中：Hi为各层的厚度；ti为各层的传播时间。以平均速度计算的时深转换公式为

该方法的优点是可利用地震的高密度信息求取整个三维空间的速度，弥补钻井资料横向信息较少的劣势，在勘探初期能够发挥较大的作用；缺点是估算的速度值在纵向上的误差较大，在应用叠加速度进行时深转换时精度偏低，无法满足油田开发中储层精细刻画的需求［12－13］。

1.2 VSP速度

VSP（垂直地震剖面）资料为地表激发、井中接收的所有波场，经特殊处理可将地震剖面和钻井资料结合在一起获得速度信息。可使用单井VSP资料进行时深转换。首先，单井VSP资料与地震资料的时间相位对应，通过校正可使二者具有可比性；其次，VSP资料与井点合成地震记录的时深关系基本一致。因此，VSP是当前进行时深转换最可靠的资料。但VSP测井的成本高、测井数量少、控制点不够，而区块平面速度变化又较大；因此，单纯用少量的VSP资料进行时深转换达不到开发地震精度要求［14］。

1.3 合成记录曲线回归及空间速度场

1.3.1 合成地震记录曲线回归公式

该方法一般是利用声波测井曲线合成记录来标定层位，从而形成时间和深度的对应关系，再通过离散数据拟合出线性转换公式，形成整个研究区时深转换标定的速度尺。该方法的优点是层位界面时深转换前后形态一致；但是由于无法保证时深关系在空间上是唯一的固定关系（拟合公式），也就是说，所有离散点无法完全落到直线上，因此层位转换到深度域后常会出现与实际钻井分层不一致的现象，导致时深转换出现误差。

1.3.2 合成地震记录建立空间时深关系

与曲线回归公式方法不同，该方法是通过多井地震合成记录建立空间的时深关系，从而建立空间速度场实现时深转换；要求井网密度大，从而保证空间速度的稳定性和精度。该方法适用于密井网区油层组级构造层面的时深转换，而不适用于地质沉积单元及油层组内部储层砂体的时深转换。原因在于：首先，地质沉积单元层面尺度小，在地震剖面上无法追踪，因此井震标定精度受到影响；第二，针对油层组内部储层进行时深转换时，如微幅构造区域，空间速度场精度低，时深转换之后地震体及地震反演砂体出现“变形”和“穿层”现象［15］。

2 一体化网格时深转换方法

以上常规方法无法满足大庆长垣油田开发地震时深转换需求。因此，笔者有针对性地开展了密井网时深转换方法研究，形成了高精度的一体化网格时深转换方法，从而有利于地震在长垣油田储层精细刻画及挖潜剩余油中更好地发挥作用。

以大庆长垣B区块SⅡ层为例，利用实际资料实现时深转换方法研究。研究区面积20km2，共2 276口井，井网密度达到114口/km2。2008年完成高密度三维地震资料采集，主频45Hz，频带宽度8～78Hz，地震采样频率为1ms×10m×10m。

文章所述的一体化网格时深转换方法包括两部分核心内容：一是油层组顶底界面利用由多井合成记录标定求取的平面时深关系进行转换（地震上可连续追踪油组层顶底界面）；二是顶底之间利用时间域和深度域网格一一对应关系进行“物理”搬运，使地震波形及地震反演砂体特征在时深转换前后保持一致。

2.1 油层组顶底界面时深转换

2.1.1 井震标定及时深关系求取

制作全区2 276口井点的合成记录，并与井旁实测地震剖面进行井震标定，每口井的合成记录与实测地震剖面的相关性要保证在80%以上，在此基础上求取每口井的时深关系曲线。利用多井时深关系曲线，以地震解释层位为约束，通过外部飘移克里金算法空间插值得到深时比值平面分布［16］。图1即为研究区SⅡ油层组顶底界面SⅡ顶、SⅡ底的时深关系值：二者分布相对平滑，没有异常值，且SⅡ底深/时值要大于SⅡ顶。原因是储层底部的压实程度要大于上部，速度较大。SⅡ顶、底界面时深关系的准确求取，为后续地震体的时深转换打下了好的基础。

2.1.2 构造层面解释及时深转换

图1 SⅡ油层组顶（a）、底（b）界面深/时值平面分布Fig.1 SⅡoil group of top（a），bottom（b）interface depth/duration distribution

图2 SⅡ油层组顶、底层面时间域（a）与深度域（b）连井剖面Fig.2 SⅡoil group of top，bottom level of time（a）and depth（b）domains connected wells profile

首先，在上述井震精细标定的基础上进行时间域SⅡ顶底界面解释追踪，生成时间域SⅡ顶、SⅡ底构造层面；第二，利用深/时平面值将解释的时间域层位进行时深转换，生成对应深度域的SⅡ顶、SⅡ底构造层面。图2为SⅡ油层组顶、底层面分别在时间域与深度域的某一连井剖面。从图2中可以看到，时间域和深度域的层面形态一致，并且与井点分层符合较好，反映了利用井震合成记录进行单一油层组顶、底层面时深转换的精度。

2.2 一体化网格模型的建立

利用上述方法分别生成了时间域和深度域的SⅡ顶、SⅡ底层面模型，在此基础上，以SⅡ顶、SⅡ底为界，分别建立一一对应关系的时间域和深度域网格模型，从而实现油层组内部地震体及地震反演砂体的转换。

首先，利用时间域的SⅡ顶、SⅡ底分别建立时间域框架模型，在时间域模型下建立网格，标准为1ms×10m×10m，该值的大小与实测地震的采样间隔一致，并计算框架模型的总网格数N＝V（10×10×1）（V为模型体积）。其次，在深度域SⅡ顶、SⅡ底框架模型约束下，建立与时间域相同网格数N的网格模型，形成与时间域网格在空间上的一一对应关系。最后，利用时间域SⅡ顶、SⅡ底层面约束控制，将地震及地震反演数据体导入时间域网格模型中，并根据时深网格一一对应关系进一步导入到深度域网格模型中，完成地震体的时深转换处理过程（图3）。

图3 时间域（a）和深度域（b）网格模型Fig.3 Mesh model of time domain（a）and depth domain（b）

图4 时深转换前后地震剖面对比分析Fig.4 Seismic section analysis before and after time to depth conversion

图5 空间速度场和一体化网格时深转换方法效果对比剖面Fig.5 Compared profiles of time to depth conversion methods between space velocity and integration grid

图6 井震结合储层顶面构造图Fig.6 Structural map of reservoir top surface for combination of well and seismic

从上述的一体化网格时深转换方法流程可知，油层组顶、底界面的生成是利用合成记录标定求取的时深关系进行转换，而油层组内部是利用时间域和深度域网格一一对应关系进行“物理”搬运。其中涉及到2个关键环节：一是时间域网格模型与深度域网格模型，二者网格总数必须保证一致，这样才能在空间上建立二者一一对应的关系；二是时深转换的目的层厚度不宜过大，即顶底层位的速度差别不宜过大。针对大庆长垣来说，以单个油层组级别进行时深转换比较合适，纵向上网格不会出现拉伸不均，从而确保时深转换前后地震及地震相关数据体的一致性。

3 时深转换精度分析

利用一体化网格时深转换方法，将研究区地震体从时间域转换到深度域，形成深度域的三维地震体。图4即为时深转换前后地震对比剖面，可见转换前后地震波型特征保持一致，确保了深度域进行构造及储层解释的精度。

为了进一步验证一体化网格时深转换方法的精度，将该方法与空间速度场模型方法进行对比。图5即为分别利用上述2种方法将地震反演数据体进行时深转换的效果对比剖面。在图5中可以看到，经一体化网格方法时深转换后，地震反演砂体与井匹配程度要高于速度场建模方法，时深转化前后反演砂体展布特征保持一致，减小了累计误差，较好地解决了传统速度场建模方法出现数据失真的问题。

4 开发应用实例

长垣油田B区井距达120m，其剩余油挖潜的重心落实在断层边部。断层区域砂体井控程度较低、注采关系不够完善，存在剩余油潜力。首先通过井震结合落实该区域断层位置、储层顶构造分布；其次通过地震反演储层预测方法刻画砂体的分布特征，并利用一体化网格时深转换方法将地震反演体转到深度域，在深度域内刻画断层附近的砂体发育带；最后，分析认为断层①和断层②附近为构造高点，井控程度低，存在剩余油，因此设计、部署了L213、L211、L221三口水平井（图6），以提高油层动用程度，实现挖潜断层边部剩余油的目的。

图7列出L213水平井实钻轨迹及深度域波阻抗地震反演砂体分布剖面，同时列出了实测的自然伽马（GR）、密度（Den）曲线。该井实钻水平段长度292m，钻遇砂岩厚度277.2m；经与实测曲线对比，显示砂体预测率达到98%。3口水平井年产油17 000t，深度域反演预测的砂体与实钻轨迹很好地吻合，充分体现了地震反演及其时深转换的精度和可靠性。

图7 L213井实钻轨迹、测井解释及地震反演剖面图Fig.7 L213well drilling trajectory，logging and seismic inversion profiles

5 结论

1）地震叠加速度法、VSP、空间速度场等常规时深转换具有局限性，无法满足油田开发地震时深转换精度的要求。一体化网格时深转换方法利用时间域和深度域网格一一对应关系进行“物理”搬运，减小了转换前后的累计误差，提高了精度。

2）地震体及地震反演体从时间域转到深度域后，地震波形特征及反演砂体展布特征时深转换前后保持一致，并在油田实际开发中得到应用，提高了断层区域水平井的钻遇精度，实现了挖潜断层边部剩油的目的，展现了良好的应用前景。

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