一种低信噪比资料的井约束速度谱拾取方法

周　巍， 刘旭跃， 刘百红， 何　英

(中国石油化工股份有限公司　石油物探技术研究院，南京　211103)



一种低信噪比资料的井约束速度谱拾取方法

周巍， 刘旭跃， 刘百红， 何英

(中国石油化工股份有限公司石油物探技术研究院，南京211103)

摘要：针对低信噪比地区的地震资料质量差，速度拾取困难等问题，提出用声波测井速度约束速度谱拾取的方法。采用厚度加权法提取声波低频速度，用线性预测方法对低频速度进行浅层补偿和向下延伸，获得声波测井浅层和深层的速度信息。通过合成记录层位标定获取时深关系，进而求取时间域的测井均方根速度。提出了用VSP井的均方根速度校正声波测井均方根速度的方法，最后将校正后的测井均方根速度投影到井旁的CMP道集速度谱上,因为有井速度约束，速度趋势明显，减少了拾取的随机性，从而提高速度拾取的精度。通过实际资料的处理，效果良好。

关键词：速度谱； 声波测井； VSP测井； 线性预测； 时深关系； 低频速度

0前言

基于谱的速度分析是地震资料处理中求取叠加速度的一个重要手段，是速度分析的一个基本工具，这种方法依据速度谱中能量团的强弱拾取叠加速度，对于低信噪比地震资料，速度谱中能量团很弱，甚至没有能量团，或者出现假能量团。在这种情况下，处理人员只能凭经验拾取，或者通过提高地震资料信噪比的处理(如复杂地表的静校正、去噪等[1-2]),后者虽然能够在一定程度上改善速度谱的质量，但需要投入很多人力和物力，对一些特别差的地震资料往往收效甚微。

VSP测井能够获得较准确的地层层速度，不少学者对利用VSP测井求取层速度进行了大量研究，取得了一些可喜的成果，但由于VSP测井成本高，数量少，因而应用受到限制。声波测井相对VSP测井成本低，数量多，一般情况下，每口井都作了声波测井，而VSP测井视情况而定。在地震速度分析中很少利用声波速度，这是因为①声波测井往往只观测了某一深度段，浅层和深层缺失，而地面地震是从浅到深连续记录，声波测井需要补偿浅层和深层记录，尤其是浅部记录，以便获得速度和旅行时信息；②声波测井速度与VSP测井对同一段地层测得的层速度不相等，即所谓的“声波漂移”现象,漂移值的大小因地区而异,根据国外大量实测资料表明，漂移值约在±0.5 ms～±1.0 ms /100 m[3]。因此，声波测井速度应用到地震中必须做浅层和深层补偿和“声波漂移”校正。

作者采用线性预测方法获取浅层和深层的声波速度[4-5]，为了增强计算的稳定性，采用声波低频速度作为预测速度，而不是原始声波速度，因为低频速度变化相对平稳。传统的获取声波测井低频速度的方法是对速度曲线进行滤波和平滑[6]，这种方法的缺点是不容易把握滤波频率和平滑点数。Christopher等[7-8]采用“厚度加权”的方法，从声波全波测井资料中提取薄互层结构地层的各向异性参数，用这种方法获取的垂向速度的频率与地震速度频率相当。为此作者把“厚度加权”法用于估计声波测井的低频速度，通过实际资料的应用，取得了良好的效果，为估计声波测井的低频速度提供了一个新途径。

传统的“声波漂移”校正是在深度域进行的，按照不同的深度段计算VSP与声波单程时之差，通过数据统计分析得出校正值[3]，这种方法实现起来较繁琐。作者提出了一种简单有效的均方根速度校正方法，因为速度谱分析中拾取的是均方根速度，通过计算测井均方根速度与VSP均方根速度的偏差，得到偏差随t0时变化曲线，用多项式拟合该曲线，得到不同时间的均方根速度校正值。

1基本原理

1.1声波测井低频速度计算

声波测井低频速度计算采用“厚度加权”方法，该方法最初源于Backus[8]提出的用于估算由各向同性的薄层构成的VTI介质的各向异性参数。因为该方法估算的垂向速度频率与地震相当，所以，这里把它用于估算声波测井的低频速度，其方法原理为VTI介质弹性刚度矩阵见公式(1)，有五个独立的弹性参数。

(1)

其中，

(2)

cij为弹性参数。

(3)

式中：ρ为地层密度。

假设钻井是垂直的，根据文献[8]，当地震波长远大于薄层厚度时，C33可以表示为式(4)。

(4)

式中：λ为拉梅常数；μ为切变模量，由纵、横波速度和密度计算得到；符号<.>为厚度加权运算。将式(4)代入式(3)得式(5)。

(5)

式中：ρ为测井密度，用式(5)计算的速度vp0的频率接近地震频率。

如果有声波全波测井资料，已知纵、横波速度和密度，根据式(5)可以估计垂向速度vp0。如果仅有声波测井资料，先利用纵波速度，预测出横波速度，再根据式(5)计算vp0。

1.2声波测井数据外推

对声波测井数据进行外推运算(浅层补偿和向下延伸)，目前比较常用的数据外推方法是线性预测法[4-7]，该方法的优点简单快速，但也存在抗干扰差、计算不太稳定等问题。为了克服这些问题，选择低频声波速度vp0外推，而不是原始声波速度，低频速度随深度变化相对平缓，没有随机干扰。

(6)

(7)

设ε为残差平方和，则

(8)

(9)

式(9)用自相关函数法得到矩阵方程(10)。

(10)

Ri为自相关函数，设数据长度为N，Ri由式(11)计算得到。

(11)

1.3层位标定

层位标定的目的是获取井震关系，即深时转换，把井速度转换到时间域。目前的层位标定方法有VSP、合成记录、平均速度精确标定等[12-16]，这里采用的是合成记录层位标定法。

合成地震记录制作方法是利用声波和密度测井资料求取一反射系数序列，再将这一反射系数序与某一子波反褶积得到结果。

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

(12)

式中：S(t)为合成地震记录；R(t)为反射系数序列；W(t)为地震子波。

从式(12)可知，要得到精确的合成地震记录，必须从提高反射系数准确性以及子波精度两方面入手。而反射系数序列的准确性和精确程度又与测井资料(声波、密度)的采集、处理等过程密切相关。因此，需要对基础测井资料进行环境校正，消除泥浆等井眼环境的影响，同时剔除声波与密度测井数据异常值。对于子波的选择，则要考虑子波的长度、相位、频率等诸多因素。这里采用零相位雷克子波，为了与地震资料零相位匹配，子波的主频以及频宽依据井旁地震道的频谱分析确定。

完成资料整理和子波选取后，制作合成记录。首先，对工区内大的标志层进行标定，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，将钻井分层的深度与井旁地震记录上的时间对应，求得合成记录的校正时间，从而确定准确的时-深对应关系[13]。

1.4均方根速度校正及在速度谱上的投影

1.4.1 利用VSP速度校正声波测井均方根速度

根据时深关系，把深度域的声波测井速度转换到时间域的层速度，根据式(13)得到均方根速度。

(13)

由式(13)可看出，某一时间位置的均方根速度是这一时间范围内所有层的层速度平方与层间t0时间乘积的累加求和，所以均方根速度随着时间的增大单调增大，而每层的层速度是不等的。因此，对均方根校正更容易。

校正步骤为：

(i=1,2,3,…，N)

(14)

2)设计一个多项式：

f(t)=a0+a1t+a2t2+…

(15)

使它与Δvrms(ti)曲线最佳匹配，从而确定系数(a0,a1,a2,…)。

(16)

1.4.2均方根速度在速度谱上的投影

图1是均方根速度在速度谱上投影显示的示意图，假设速度谱中速度扫描的最大和最小速度分别为vmin和vmax，速度谱显示中的左上角屏幕坐标为(x0,y0)，右下角屏幕坐标为(x1,y1)，最大时间为tmax，最小时间是零，则第i个点的测井均方根速度vrms(i)在速度谱上的投影位置(屏幕坐标)(xi,yi)为：

(17)

其中，t0(i)为速度，vrms(i)为对应的时间。

在实际计算速度谱时，通常是按照等间隔CDP进行计算，在无井的CMP处，可以通过已知井的速度沿构造层位插值，得到该CDP位置的井速度。

图1　测井速度在速度谱上投影的示意图Fig．1　Schematic diagram of logging velocity projection in thevelocity spectrum

按照上述原理，采用的计算流程见图2所示。

2实际资料应用效果分析

2.1塔河油田井资料约束速度谱拾取

2.1.1低频速度曲线估算和浅层、深度补偿

图3是塔河油田某测线的一个CDP道集记录及其速度谱.从CDP道集记录中(图3(a))可以看出深层信噪比较高，有明显的同相轴；浅层小偏移距记录的能量弱，大偏移距能量强，表现在速度谱中，出现低速强能量(图3(b))，给速度谱拾取造成不确定性。

图2　计算流程图Fig．2　The calculate workflow

该区声波测井资料较多，遗憾的是声波全波测井很少，密度资料不全，但有较丰富的岩心测试资料，为此,利用实验室观测的纵、横波速度及密度信息得到的实验关系预测声波测井的横波速度和密度[11]。该区有一口VSP测井，这有利于校正声波速度。

图3　塔河油田某测线的一个CDP道集记录及其速度谱Fig．3　One CDP gather and it’s velocity spectrum of Tahe oil field(a)CDP记录；(b)速度谱

低频速度估算结果见图4，图4中VP曲线是由声波时差AC曲线转换的纵波速度，VS和DEN曲线为预测的横波速度和密度，VP0曲线是用“厚度加权”法计算的低频速度。为了与VSP对比，图中曲线都进行了重采样，采样间隔为10 m。

从图4看出，测井曲线的起始深度是800 m，800 m以上缺失，为了获取浅层速度信息，必须对测井曲线进行浅层补偿，对以下两种补偿方式进行了试算：

1)对原始声波速度进行浅层补偿，用补偿后的曲线计算低频速度，原始声波速度补偿结果见图5(a)中的红色矩形范围内的VP曲线，其他曲线分别为根据VP曲线预测的横波速度曲线VS、密度曲线DEN及估计的低频速度曲线VP0。

2)直接补偿低频速度，结果见图5(b)中虚线所示的VP0曲线。比较这两个图发现，直接补偿低频速度效果更好，补偿的低频速度曲线变化更平稳。

2.1.2均方根速度校正

图6(a)是测井均方根速度与VSP均方根速度的比较，黑色曲线是由图4中的低频速度VP0，经过深时转换，根据公式(13)计算的时间域的均方根速度，红色曲线是VSP测井的均方根速度。可以看出，在浅层两者区别较大，随着时间的增加，差别逐渐减小，在3 000 ms以下，两者基本相同。

图6(b)是根据式(14)计算的测井与VSP均方根速度差随时间的变化关系，红色线是用二次曲线拟合的结果。

图4　塔河油田某井声波速度Vp曲线,预测的Vs曲线，以及估算的低频速度Vp0曲线Fig．4　One well of Tahe oilfield sonic velocity Vp curve，predicted Vscurve,and estimated low frequency velocity Vp0 curve

图5　声波速度曲线浅层补偿Fig．5　Sonic velocity curve shallow compensation(a)声波速度Vp浅层补偿结果以及用补偿速度计算低频速度Vp0曲线；(b)直接对Vp0曲线进行浅层补偿的结果

图6　用VSP测井均方根速度校正声波测井的均方根速度Fig．6　The correction of sonic logging RMS velocityusing VSP RMS velocity(a)测井均方根速度与VSP均方根速度比较;(b)测井与VSP均方根速度差随时间变化关系;(c)测井均方根速度校正后结果

图6(c)是根据拟合曲线对测井均方根速度进行校正的结果，从图6(c)可以看出，经过校正后的声波均方根速度与VSP均方根速度基本一致，说明这种方法是有效的。

2.1.3测井均方根速度在速度谱上投影

图7是塔河油田某区井约束速度谱拾取结果，图7中白色虚线是测井均方根速度。从图7可以看出，在浅层0 ms～1 300 ms之间，出现一些低速的强能量团，如果没有测井速度的约束，很容易误导速度拾取。由于这些强能量的压制，使得真实的速度谱能量较弱(图7中虚线所示)，不易识别。有了井速度的约束，速度变化趋势就一目了然，速度拾取变得很容易。沿着测井均方根速度的轨迹拾取速度谱，刚好与深层强能量的速度谱变化趋势一致。图7中带“十”字的白色线为拾取的均方根速度，这很好地解决了弱能量速度谱拾取问题。

图7　塔河油田某区井约束速度谱拾取图Fig．7　The map of well constrained velocity spectrum picking of Tahe oil feild

2.2西部X地区井资料约束速度谱拾取

该地区位于准噶尔盆地与和什托洛盖盆地结合部，部分灰岩出露地表，有不同程度的风化。区内断裂比较发育，使得地震记录信噪比较低，浅层能量弱，如图8所示，是某测线的深度偏移剖面。从图8可以看到，整体信噪比较低，浅层基本看不到有效的同相轴，主要原因可能是浅层速度没有求准，从后面的速度谱中(图11)可看到浅层速度拾取比较困难。

图8　X地区某测线的地震叠前深度偏移剖面Fig．8　The prestack depth migration section of seismic data

2.2.1均方根速度校正

图9是该区A井的声波测井和VSP测井资料，从图9中看到浅层记录比较完整，起始记录深度30 m，因此不需要做浅层补偿处理，可以用来计算均方根速度。图10(a)中的黑色线和红色线分别是声波测井速度计算的均方根速度和VSP测井计算的均方根速度，因为声波测井和VSP测井激发和观测方式不同，可以看到两者的均方根速度不相同，浅层差别大，越往深处，差距减小；图10(b)中黑色线是经过VSP校正后的声波均方根速度，红色线是VSP均方根速度，可以看出，两者基本一致。

图9　A井的声波测井速度和VSP测井速度Fig．9　Log velocity and VSP velocity of A well(a)A井声波测井速度；(b)A井的VSP 测井速度

图10　用A井的VSP测井均方根速度校正声波测井的均方根速度Fig．10　The correction of sonic logging RMS velocity usingVSP RMS velocity of A well(a)校正前的声波测井速度和VSP速度；(b)校正后的声波测井速度和VSP速度

2.2.2测井均方根速度在速度谱上投影

图11是将声波均方根速度投影到速度谱上的结果，图11中1 500 ms上方的白色虚线是测井均方根速度，带“十”字的白色线为拾取的均方根速度，右边的白色实线为由均方根速度转换成的层速度。因为有井的约束，从而减少了浅层速度谱拾取的盲目性，提高速度精度。

图11　井约束速度谱拾取校正声波测井的均方根速度Fig．11　The map of log curve constrained 　velocity spectrum picking

3结束语

实际资料处理证明，作者提出的测井曲线浅层和深层补偿方法以及均方根速度校正方法，是获取测井均方根速度比较有效的方法，对低信噪比地区的速度谱拾取起到了约束和参考作用，减少了速度拾取的盲目性和随机性，从而提高了速度拾取的精度，比传统的通过去噪处理提高速度谱质量的方法更简单，效率更高。但在应用中还需注意以下几个问题：①该方法应用的前提条件是探区内井资料比较丰富，最好有横波速度资料；②测井曲线井眼环境影响校正，消除泥浆对声波时差的影响，声波和密度曲线的奇异值编辑；③时深转换时，选择正确的时深关系很重要。

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收稿日期：2015-04-15改回日期：2015-07-22

作者简介：周巍(1963-)，女，高级工程师，主要从事偏移速度分析及速度建模软件开发工作，E-mail：zhouwei.swty@sinopec.com。

文章编号：1001-1749(2016)03-0367-08

中图分类号：P 631.8

文献标志码：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