一種海上斜井井間地震疊前逆時深度偏移成像方法
2023-10-30 07:57:12
一種海上斜井井間地震疊前逆時深度偏移成像方法
【專利摘要】本發明涉及一種海上斜井井間地震疊前逆時深度偏移成像方法，包括以下步驟：1)收集或野外施工採集斜井井間地震資料；2)將地震資料進行TTI介質層析反演，得到二維TTI介質偏移模型；3)對斜井井間地震資料進行波場處理，得到用於成像的轉換波場和反射波場；4)對二維TTI介質偏移模型進行網格劃分；5)將網格化的二維TTI介質偏移模型採用初至波射線追蹤方法，計算每個網格的初至波時間；6)基於二維TTI介質偏移模型，將地震資料的反射波場進行波場逆時延拓計算，得到地震資料不同時刻的波場值；7)將地震資料不同時刻的波場值應用成像條件在每一個網格進行成像，得到斜井井間地震深度偏移成像剖面。
【專利說明】一種海上斜井井間地震疊前逆時深度偏移成像方法
【技術領域】
[0001]本發明涉及能源勘探開發領域，特別是關於一種海上斜井井間地震疊前逆時深度偏移成像方法。
【背景技術】
[0002]井間地震波場豐富，既有上行反射波場，也有下行反射波場，波場分尚難度較大，特別是在海上斜井的情況下，由於三分量檢波器定向難度加大，波場分離的難度就更加明顯。常規的反射波疊加成像方法(如VSP-⑶P疊加成像方法)要求輸入為單波場，因此波場分離不乾淨往往會導致成像效果不理想。此外，由於油田的持續開發，井間儲層變化相對較大，各向異性問題比較突出，因此常規深度域偏移成像方法始終存在一定問題，其主要表現在兩個方面:一是成像條件計算要求更精確，速度更快；二是速度模型要求更複雜，精度更高。
[0003]一般情況下，深度域偏移成像方法分為偏移模型建立、成像條件計算和逆時深度偏移成像三個部分。在成像條件方面，目前主要有相關成像條件和激發時間成像條件兩種。相關成像條件是對波場進行正演計算和反演逆推，再將兩者進行相關，其計算量較大。激發時間成像條件是時間一致性成像原理的推廣，其是以震源點到成像區域中每一點的單程旅行時間作為該點的成像條件。計算激發時間成像條件是波動方程逆時偏移的一個關鍵問題。目前常採用的激發時間成像條件的計算方法有射線追蹤法和有限差分法兩種。其中，射線追蹤法是以震源點到成像區域中每一點的最小旅行時間作為該點的成像條件，該方法要求速度及速度界面是光滑的，對速度及速度界面的描述有相當嚴格的要求，而且，在一定的速度結構下，存在射線達不到的陰影區；有限差分法是用矩形網格剖分速度場，從震源點開始一環一環地計算，模擬波前面的傳播，速度模型越複雜，矩形網格需要剖分的越細，計算量也越大。在速度模型計算方面，目前主要採用測井插值模型或者是各向同性介質直達波層析成像結果作為深度域偏移成像的模型輸入，這兩種模型都無法滿足目前油氣開發的精度要求。
【發明內容】
[0004]針對上述問題，本發明的目的是提供一種能夠滿足油氣開發的精度要求、以二維彈性傾斜橫向各向同性介質(Titled Transversely Isotropic medium,簡稱TTI介質)層析結果為模型的海上斜井井間地震疊前逆時深度偏移成像方法。
[0005]為實現上述目的，本發明採取以下技術方案:一種海上斜井井間地震疊前逆時深度偏移成像方法，包括以下步驟:1)收集或野外施工採集斜井井間地震資料；2)將斜井井間地震資料進行TTI介質層析反演，得到二維TTI介質偏移模型；3)對斜井井間地震資料進行波場處理，得到用於成像的轉換波場和反射波場，轉換波場和反射波場共同組成井間地震資料的反射波場；4)按照成像精度要求，對步驟2)得到的二維TTI介質偏移模型進行網格劃分，得到網格化的二維TTI介質偏移模型；5)將網格化的二維TTI介質偏移模型採用初至波射線追蹤方法，計算每個網格的初至波時間，所得初至波時間即為成像條件；6)基於二維TTI介質偏移模型，將地震資料的反射波場進行波場逆時延拓計算，得到地震資料不同時刻的波場值；7)將地震資料不同時刻的波場值應用成像條件在每一個網格進行成像，得到斜井井間地震深度偏移成像剖面。
[0006]所述步驟2)的具體步驟為:①將採集到的斜井井間地震資料進行初至時間拾取，得到斜井井間地震資料的初至波時間；②將斜井井間地震資料的初至時間採用TTI介質層析反演算法進行反演，得到地層TTI介質參數，即二維TTI介質偏移模型。
[0007]所述步驟②中，所述TTI介質層析反演算法採用共軛梯度法求解帶約束的阻尼最小二乘問題。
[0008]所述步驟4)中，所述網格的大小根據實際觀測系統和成像精度要求進行確定。
[0009]所述步驟5)中，所述初至波射線追蹤方法採用分區多步改進型最短路徑射線追蹤方法。
[0010]所述步驟6)中，所述波場逆時延拓採用交錯網格有限差分算法。
[0011]本發明由於採取以上技術方案，其具有以下優點:1、本發明由于波場延拓計算採用彈性波動方程交錯網格有限差分算法進行逆時間外推，網格可剖分任意大小，因此得到的成像精度高，同時保持了波場的運動學和動力學特徵；2、本發明由於二維TTI介質偏移模型輸入採用TTI介質初至波層析反演成像結果，可得到地層的各向異性展布(即各向異性參數分布)，使得輸入的模型滿足油氣開發的成像精度要求；3、本發明由於採用適用於TTI介質的分區多步改進型最短路徑射線追蹤方法計算成像條件，因此可適應各向同性介質和TTI介質，且該方法計算速度快，計算精度高；4、本發明的成像方法由於較好地保持了波場的運動學和動力學特徵，因此與常規基於射線理論的成像方法相比，本方法可適應複雜構造地層以及各向同性和TTI介質，總體成像精度高於常規成像方法；5、本發明成像方法由於可實現全波場成像，避免了井間地震波場分離的困難，同時也可實現單波場成像，因此適應性較廣；6、本發明成像方法由於在計算過程中沒有對波動方程進行近似，與常規的反射波疊加成像方法相比具備天然保幅性，因此成像結果的精度和可靠性要高於常規的反射波疊加成像方法。因此本發明可廣泛應用於能源勘探開發過程中。
【專利附圖】
【附圖說明】
[0012]圖1是本發明方法流程不意圖；
[0013]圖2是本發明激發點經繞射點到接收點的繞射路徑示意圖；
[0014]圖3是本發明中用作建立TTI介質模型的TTI介質初至波層析反演結果示意圖，其中，圖(a)是採用TTI介質層析反演算法利用初至時間反演得到的TTI介質的彈性參數all的分布圖，圖(b)是採用TTI介質層析反演算法利用初至時間反演得到的TTI介質的彈性參數al3的分布圖，圖(c)是採用TTI介質層析反演算法利用初至時間反演得到的TTI介質的彈性參數a33的分布圖，圖(d)是採用TTI介質層析反演算法利用初至時間反演得到的TTI介質的彈性參數a44的分布圖；
[0015]圖4是本發明中用作成像條件的TTI介質分區多步改進型最短路徑法計算得到的初至波時間示意圖，其中「 ☆」表示震源，色塊之間的黑色曲線是初至時間的等值線，表示等時的波前面，黑色的折線表示該震源的初至波射線路徑。
【具體實施方式】
[0016]下面結合附圖和實施例對本發明進行詳細的描述。
[0017]如圖1所示，本發明的海上斜井井間地震疊前逆時深度偏移成像方法，通過接收點接收到的單炮地震記錄，即疊加成像前的單炮地震記錄，計算繞射點處開始發生繞射時的波形，分為二維TTI介質偏移模型的建立、成像條件計算和逆時深度偏移成像三個部分，具體包括以下步驟:
[0018]1、收集或野外施工採集斜井井間地震資料；
[0019]如圖2所示，本發明實施例採集井間地震資料過程為:假設有相鄰兩個斜井，定義左邊的為左井，右邊的為右井。震源S位於左井上，地震波由震源S發出，傳播到繞射點D，地震波由震源S傳播到繞射點D所需的時間為Tsd ;地震波在繞射點D將發生繞射，一部分地震波由繞射點D直接到達右井上的接收點G，另一部分地震波經過地層反射後再傳播至右井上的接收點G ;接收點G接收到的地震記錄即為採集到的井間地震資料。本發明通過接收點G接收到的地震記錄，計算繞射點D處開始發生繞射時的波形，即繞射點D在Tsd時刻的波形。
[0020]2、將斜井井間地震資料進行TTI介質層析反演，得到二維TTI介質偏移模型，具體步驟為:
[0021]2.1)將採集到的斜井井間地震資料進行初至時間拾取，得到斜井井間地震資料的初至波時間；
[0022]2.2)將斜井井間地震資料的初至時間採用TTI介質層析反演算法進行反演，得到地層TTI介質參數(如圖3所示)，即二維TTI介質偏移模型，其中，TTI介質層析反演算法可以採用共軛梯度法求解帶約束的阻尼最小二乘問題進行非線性反演；
[0023]3、對斜井井間地震資料進行波場處理，得到用於成像的轉換波場和反射波場，轉換波場和反射波場共同組成井間地震資料的反射波場，波場處理的具體過程為:
[0024]3.1)將斜井井間地震資料採用現有技術進行波場處理，去除直達波場，得到地震資料的轉換波場和反射波場；
[0025]3.2)將轉換波場和反射波場採用現有技術進行去噪處理，進一步提高地震資料的信噪比；
[0026]4、按照成像精度要求，對步驟2得到的二維TTI介質偏移模型進行網格劃分，得到網格化的二維TTI介質偏移模型，其中，網格的大小可以根據實際觀測系統和成像精度要求進行確定，在此不作限定；
[0027]5、將網格化的二維TTI介質偏移模型採用初至波射線追蹤方法，計算每個網格的初至波時間(如圖4所示)，所得初至波時間即為成像條件，其中，初至波射線追蹤方法可以採用分區多步改進型最短路徑射線追蹤方法；
[0028]6、基於二維TTI介質偏移模型，將地震資料的反射波場進行波場逆時延拓計算，得到地震資料不同時刻的波場值，其中，波場逆時延拓可以採用交錯網格有限差分算法；
[0029]7、將地震資料不同時刻的波場值應用成像條件在每一個網格進行成像，得到斜井井間地震深度偏移成像剖面，將得到的深度偏移成像剖面用於油藏精細解釋，指導油氣開發。
[0030]上述各實施例僅用於說明本發明，其中各參數設置等都是可以有所變化的，凡是在本發明技術方案的基礎上進行的等同變換和改進，均不應排除在本發明的保護範圍之外。
【權利要求】
1.一種海上斜井井間地震疊前逆時深度偏移成像方法，包括以下步驟: 1)收集或野外施工採集斜井井間地震資料； 2)將斜井井間地震資料進行TTI介質層析反演，得到二維TTI介質偏移模型； 3)對斜井井間地震資料進行波場處理，得到用於成像的轉換波場和反射波場，轉換波場和反射波場共同組成井間地震資料的反射波場； 4)按照成像精度要求，對步驟2)得到的二維TTI介質偏移模型進行網格劃分，得到網格化的二維TTI介質偏移模型； 5)將網格化的二維TTI介質偏移模型採用初至波射線追蹤方法，計算每個網格的初至波時間，所得初至波時間即為成像條件； 6)基於二維TTI介質偏移模型，將地震資料的反射波場進行波場逆時延拓計算，得到地震資料不同時刻的波場值； 7)將地震資料不同時刻的波場值應用成像條件在每一個網格進行成像，得到斜井井間地震深度偏移成像剖面。
2.如權利要求1所述的一種海上斜井井間地震疊前逆時深度偏移成像方法，其特徵在於:所述步驟2)的具體步驟為: ①將採集到的斜井井間地震資料進行初至時間拾取，得到斜井井間地震資料的初至波時間； ②將斜井井間地震資料的初至時間採用TTI介質層析反演算法進行反演，得到地層TTI介質參數，即二維TTI介質偏移模型。
3.如權利要求2所述的一種海上斜井井間地震疊前逆時深度偏移成像方法，其特徵在於:所述步驟②中，所述TTI介質層析反演算法採用共軛梯度法求解帶約束的阻尼最小二乘問題。
4.如權利要求1或2或3所述的一種海上斜井井間地震疊前逆時深度偏移成像方法，其特徵在於:所述步驟4)中，所述網格的大小根據實際觀測系統和成像精度要求進行確定。
5.如權利要求1或2或3所述的一種海上斜井井間地震疊前逆時深度偏移成像方法，其特徵在於:所述步驟5)中，所述初至波射線追蹤方法採用分區多步改進型最短路徑射線追蹤方法。
6.如權利要求4所述的一種海上斜井井間地震疊前逆時深度偏移成像方法，其特徵在於:所述步驟5)中，所述初至波射線追蹤方法採用分區多步改進型最短路徑射線追蹤方法。
7.如權利要求1或2或3或6所述的一種海上斜井井間地震疊前逆時深度偏移成像方法，其特徵在於:所述步驟6)中，所述波場逆時延拓採用交錯網格有限差分算法。
8.如權利要求4所述的一種海上斜井井間地震疊前逆時深度偏移成像方法，其特徵在於:所述步驟6)中，所述波場逆時延拓採用交錯網格有限差分算法。
9.如權利要求5所述的一種海上斜井井間地震疊前逆時深度偏移成像方法，其特徵在於:所述步驟6)中，所述波場逆時延拓採用交錯網格有限差分算法。
【文檔編號】G01V1/40GK104391327SQ201410730015
【公開日】2015年3月4日 申請日期:2014年12月4日 優先權日:2014年12月4日
【發明者】胡光義, 孫淵, 李緒宣, 範廷恩, 張顯文, 馬淑芳, 俞岱, 田建華, 範洪軍, 趙衛平 申請人:中國海洋石油總公司, 中海油研究總院