一种砂泥岩薄互层层位的精细标定方法

摘要

本发明公开了一种砂泥岩薄互层层位的精细标定方法，该方法包括以下步骤：1.在岩相及测井相模式的指导下，确定标志层及砂泥岩薄互层的测井分层及单井相特征；2.地震、测井资料的加载；3.剖面极性判断；4.识别并分析标志层的地震剖面特征及砂泥岩薄互层的地震相特征；5.由统计性子波确定井旁道地震资料的主频，并在地震相模式的指导下，选用该主频的雷克子波进行标志层的“初次标定”；6.选用确定性子波进行“二次标定”；7.运用时变子波，完成“全井段、多目的层”的对应关系的研究；8.根据振幅与反射系数序列包络的关系，对标定结果进行验证。该方法对砂泥岩薄互层油藏的勘探、开发研究及应用具有重要的基础意义。

权利要求

1.一种砂泥岩薄互层层位的精细标定方法，其特征在于，该方法包括：

步骤一、测井分层和测井相特征的识别和描述；

步骤二、地震、测井数据的加载：建立数据库，分别向计算机、工作站软件系统中加载三维高精度地震数据和整理好的测井数据；

步骤三、判断地震剖面极性；

步骤四、识别和描述标志层的地震响应特征及研究区地震相特征；

步骤五、利用标志层的地震剖面特征与子波提取对某一目的层及全井段完成精细标定；该步骤五包括：利用时不变子波，运用“二次标定法则”对目的层完成精细标定，及利用时变子波对“长井段、多目的层”的井位完成全井段的精细标定；

步骤六、在标志层及典型地震相特征的指导下，确定合成记录的正确漂移方向和大小；

步骤七、根据振幅与反射系数序列包络的关系，对标定结果进行验证，达到砂泥岩薄互层层位精细标定的目的。

2.如权利要求1所述的砂泥岩薄互层层位的精细标定方法，其特征在于，所述步骤一具体包括：在岩相及测井相模式的指导下，根据岩性及测井曲线特征，确定标志层及砂泥岩薄互层的测井分层深度、测井相特征。

3.如权利要求1所述的砂泥岩薄互层层位的精细标定方法，其特征在于，所述步骤三具体包括：根据研究区地质特点，在无特殊岩性体的工区可根据地震子波极性判断方法，在有特殊岩性体的工区可根据特殊岩性体地震响应与地震子波极性判断相结合的方法，来进行剖面极性判断。

4.如权利要求1所述的砂泥岩薄互层层位的精细标定方法，其特征在于，在所述步骤四中具体包括，在岩相及测井相模式的指导下，在地震剖面上，识别并分析标志层的地震剖面特征及目的层沉积体系的地震相特征。

5.如权利要求1所述的砂泥岩薄互层层位的精细标定方法，其特征在于，所述利用时不变子波，运用“二次标定法则”对目的层完成精细标定具体包括：（1）提取统计性子波：根据统计性子波频率分析图，由统计性子波确定井旁道地震数据的主频fm；

（2）提取主频为fm的雷克子波：根据统计性子波确定的主频，提取该频率的雷克子波，并在地震相模式的指导下，选用该主频的雷克子波进行标志层的“初次标定”，达到合成记录与地震剖面主要标志层的吻合；

（3）选用确定性子波进行层位的“二次标定”：运用“二次标定法则”进行薄互层层位精细标定，在此过程中仅需在初次标定成果的基础上进行微调。

6.如权利要求5所述的砂泥岩薄互层层位的精细标定方法，其特征在于，所述对“长井段、多目的层”的井位完成全井段的精细标定包括：运用时变子波，在二次标定的基础之上进行分段调整，从而达到全井段的精细标定。

7.如权利要求1所述的砂泥岩薄互层层位的精细标定方法，其特征在于，所述步骤七具体包括：典型地震相特征的指导作用：根据研究区沉积相类型的地震相特征，对合成记录的标定过程进行指导，与标志层的地震响应特征结合，确定人工合成记录的漂移方向和大小，从而达到层位的正确标定；

根据反射系数序列与振幅的对应关系，对层位精细标定结果进行验证：根据反射系数序列与子波的极性，对合成记录的标定结果进行检验。

说明书

一种砂泥岩薄互层层位的精细标定方法

技术领域

[0001] 本发明有关一种石油勘探和开发地质领域中的滩坝砂岩的分析标定方法，特别是指一种以岩相划分为基础，结合测井数据与地震数据的对应关系，在对地质分层及地震层位特征进行分析的基础上，通过不同类型子波的应用和不同标定方法的研究，对砂泥岩薄互层层位进行精细标定的方法。

背景技术

[0002] 目前，岩相、测井和地震资料的综合解释和分析是油气勘探和开发过程中最基本、最重要的一种综合分析手段，以岩相划分为基础，结合测井数据与地震数据的对应关系，对砂泥岩薄互层进行精确标定，是精确进行构造解释的关键因素，对薄储层的识别和描述也是一种挑战。

[0003] 目前，针对砂泥岩薄互层精细标定的方法很多，针对反射系数序列改进的方法主要有：拟声波曲线重构方法、测井曲线由深度域转换到时间域重采样的方法等；针对子波改进的方法主要有：子波参数调整方法、AGC（自动增益控制）窗口调整方法和多时窗子波提取方法等。以上两类方法从合成记录形成的两个参数出发，有一定的合理性，却忽略了根据子波形成的特点，从标定过程进行研究，尤其对于砂泥岩薄互层层位来说，标定准确度不高，影响油气勘探的进展。

发明内容

[0004] 有鉴于此，本发明的主要目的在于提供一种以岩相划分为基础，结合测井数据与地震数据的对应关系，对砂泥岩薄互层层位进行精细标定的方法。

[0005] 为达到上述目的，本发明提供一种砂泥岩薄互层层位的精细标定方法，该方法包括：

[0006] 步骤一、测井分层和测井相特征的识别和描述；

[0007] 步骤二、地震、测井数据的加载：建立数据库，分别向计算机、工作站软件系统中加载三维高精度地震数据和整理好的测井数据；

[0008] 步骤三、判断地震剖面极性；

[0009] 步骤四、识别和描述标志层的地震响应特征及研究区地震相特征；

[0010] 步骤五、利用标志层的地震剖面特征与子波提取对某一目的层及全井段完成精细标定；

[0011] 步骤六、根据振幅与反射系数序列包络的关系，对标定结果进行验证，达到砂泥岩薄互层层位精细标定的目的。

[0012] 所述步骤一具体包括：在岩相及测井相模式的指导下，根据岩性及测井曲线特征，确定标志层及砂泥岩薄互层的测井分层深度、测井相特征。

[0013] 所述步骤三具体包括：根据研究区地质特点，在无特殊岩性体的工区可根据地震子波极性判断方法，在有特殊岩性体（如基岩顶面、火成岩顶面等）的工区可根据特殊岩性体地震响应与地震子波极性判断相结合的方法，来进行剖面极性判断。

[0014] 在所述步骤四中具体包括，在岩相及测井相模式的指导下，在地震剖面上，识别并分析标志层的地震剖面特征及目的层沉积体系的地震相特征。

[0015] 所述步骤五包括：利用时不变子波，运用“二次标定法则”对目的层完成精细标定，及对“长井段、多目的层”的井位完成全井段的精细标定。

[0016] 所述利用时不变子波，运用“二次标定法则”对目的层完成精细标定具体包括：

[0017] （1）提取统计性子波：根据统计性子波频率分析图，由统计性子波确定井旁道地震数据的主频fm；

[0018] （2）提取主频为fm的雷克子波：根据统计性子波确定的主频，提取该频率的雷克子波，并在地震相模式的指导下，选用该主频的雷克子波进行标志层的“初次标定”，达到合成记录与地震剖面主要标志层的吻合；

[0019] （3）选用确定性子波进行层位的“二次标定”：运用“二次标定法则”进行薄互层层位精细标定，在此过程中仅需在初次标定成果的基础上进行微调。

[0020] 所述对“长井段、多目的层”的井位完成全井段的精细标定包括：运用时变子波，在二次标定的基础之上进行分段调整，从而达到全井段的精细标定。

[0021] 所述步骤六具体包括：

[0022] 典型地震相特征的指导作用：根据研究区沉积相类型的地震相特征，对合成记录的标定过程进行指导，与标志层的地震响应特征结合，确定人工合成记录的漂移方向和大小，从而达到层位的正确标定；

[0023] 根据反射系数序列与振幅的对应关系，对层位精细标定结果进行验证：根据反射系数序列与子波的极性，对合成记录的标定结果进行检验。

[0024] 本发明是一种新的对砂泥岩薄互层层位进行精细标定的方法，该方法以岩相划分为基础，结合测井信息与地震剖面的对应关系，以地震相为指导，采用多种子波交替综合应用来解决砂泥岩薄互层层位精细标定的问题，为薄互层层位精细构造解释和储层预测提供技术支持。

附图说明

[0025] 图1为本发明砂泥岩薄互层层位的精细标定方法的流程图。

具体实施方式

[0026] 为便于对本发明的方法及达到的效果有进一步的了解，现结合附图并举较佳实施例详细说明如下。

[0027] 本文利用子波的不同特点，对砂泥岩薄互层层位精细标定过程进行研究，来提高砂泥岩薄互层层位精细标定的精度，其关键技术包括：①地震剖面极性判断技术；②不同类型子波的提取与应用技术；③“二次标定技术”；④地震相特征的指导作用；⑤反射系数序列分析技术。以上述技术手段为基础，在实现砂泥岩薄互层层位精细标定的过程中，关键是在剖面极性确定的前提下，在标志层的框架内，如何利用地震相模式的指导作用，实现人工合成记录和地震剖面的精确匹配，从而达到对地震响应特征较弱的砂泥岩薄互层进行精确识别的目的。

[0028] R．E．Sheriff(1980)指出：“极性是表示一个波阻抗界面增加或减少的反射系数（或正或负）的符号。”在地震资料分辨率的范围之内，强波阻抗是否能产生强振幅值与剖面极性相关。因此，在对砂泥岩薄互层层位精细标定方法进行探讨之前，首先需要对剖面进行极性判断。用于地震剖面极性判断的方法很多，根据实例区块的特点及方法的适用性，本发明拟采用根据特殊岩性体的地震响应和根据地震子波的极性两种方法，进行剖面极性的判断。

[0029] 根据特殊岩性体进行剖面极性判断的方法如下：首先根据区域地质分析或钻、测井地质资料获取地层界面信息，然后根据反射系数界面的正、负与地震剖面响应的对应关系，来确定地震剖面的极性。如果特殊岩性体（如基岩顶面、火成岩顶面等）的反射系数界面为正，对应波峰，在地震剖面上表现为单轨强峰反射，则表明为正极性剖面，反之，则为负极性剖面；如大套油页岩顶面，则表现为双轨强峰反射，则为正极性剖面，反之，则为负极性剖面。这样，就可以根据这些特殊岩性体的地震响应，来确定地震剖面为正极性剖面还是负极性剖面。

[0030] 根据确定性子波正负进行剖面极性判断是另外一种较为常用的地震剖面极性判别方法。利用反射系数序列和井旁道信息提取的确定性子波的极性可确定地震剖面的极性。如子波极性为正，则为正极性剖面；反之，则为负极性剖面。

[0031] 子波提取原理不同，其应用也有所不同。根据子波时窗的变化与否，分为时不变子波和时变子波，其中时不变子波除标准雷克子波之外，还包括统计性子波和确定性子波。统计性子波在假定子波的自相关系数与提取时窗段的地震道自相关相同的前提下，给定输入子波的相位及提取时窗和地震道范围提出，该类型子波形状标准，能反映井旁地震道的频率信息；雷克子波为标准零相位子波，根据统计性子波确定的主频，用该频率的雷克子波可进行层位初次标定；确定性子波既用到了测井曲线得到的反射系数序列，又考虑到井旁地震道信息，与测井数据和地震资料均具有较强的相关性，可用于层位的精细标定（即二次标定）。“二次标定法则”主要用于单个目的层标定，如果井段较长且存在多目的层，就可采用时变子波，该子波主要通过对地震数据加窗实现。

[0032] 地震相指的是沉积相的地震响应，沉积类型不同，其地震响应特征也有所不同。本发明实施例的研究区为滩坝砂岩沉积，滩坝砂是典型的薄互层砂体，地震剖面特征为“短轴状、中强振幅、不连续”，且该研究目的层在油页岩集中段的下部，因此，对砂泥岩薄互层有明显的指示作用。坝砂厚度较大，根据坝砂的地震相特征，可以确定漂移的方向，通过对坝砂地震相特征进行准确标定，达到对薄互层精细标定的目的。

[0033] 反射系数序列对层位标定的结果起到验证作用。反射系数序列由测井资料获得，具体过程如下，先由声波测井资料可知波在岩石中的传播速度，再根据Gardnar公式计算出密度值，最终得到反射系数序列。反射系数序列具有较高的采样率，如果子波为正极性子波，则反射系数序列的包络与地震剖面的波峰相对应，由此达到对层位标定结果进行验证的目的。

[0034] 本发明综合运用以上方法技术，根据砂泥岩薄互层的特点，采用特定技术流程，实现砂泥岩薄互层层位的精细标定，具体步骤流程如下：

[0035] 步骤一、测井分层和测井相特征的识别和描述：在岩相及测井相模式的指导下，根据岩性及测井曲线特征，确定标志层及砂泥岩薄互层的测井分层深度、测井相特征；

[0036] 步骤二、地震、测井数据的加载：建立数据库，分别向计算机、工作站相应软件系统中加载三维高精度地震数据和整理好的测井数据；

[0037] 步骤三、判断地震剖面极性：根据研究区地质特点，特殊岩性体（如基岩、火成岩顶面、油页岩集中段等）的工区，可根据特殊岩性体地震响应与地震子波极性判断相结合的方法，来进行剖面极性判断，对于其他无特殊岩性体的工区，可根据地震子波极性判断方法，；

[0038] 步骤四、识别和描述标志层的地震响应特征及研究区（砂泥岩薄互层）地震相特征：在岩相及测井相模式的指导下，在地震剖面上，识别并分析标志层的地震剖面特征及目的层沉积体系的地震相特征；

[0039] 步骤五、利用标志层的地震剖面特征与子波提取对某一目的层及全井段完成精细标定；

[0040] 步骤六、根据振幅与反射系数序列包络的关系，对标定结果进行验证，达到砂泥岩薄互层层位精细标定的目的。

[0041] 其中步骤五中具体包括：

[0042] （1）提取统计性子波：根据统计性子波频率分析图，由统计性子波确定井旁道地震数据的主频fm；

[0043] （2）提取主频为fm的雷克子波：根据统计性子波确定的主频，提取该频率的雷克子波，并在地震相模式的指导下，选用该主频的雷克子波进行标志层的“初次标定”，达到合成记录与地震剖面主要标志层的吻合；

[0044] （3）选用确定性子波进行层位的“二次标定”：运用“二次标定法则”进行薄互层层位精细标定，在此过程中仅需在初次标定成果的基础上进行微调；

[0045] （4）“多目的层、长井段”的标定：针对“长井段、多目的层”的井位，运用时变子波，在二次标定的基础之上进行分段调整，从而达到全井段的精细标定。

[0046] 所述步骤六具体包括：

[0047] 典型地震相特征的指导作用：根据研究区沉积相类型的地震相特征，对合成记录的标定过程进行指导，与标志层的地震响应特征结合，确定人工合成记录的漂移方向和大小，从而达到层位的正确标定；

[0048] 根据反射系数序列与振幅的对应关系，对层位精细标定结果进行验证：根据反射系数序列与子波的极性，对合成记录的标定结果进行检验。

[0049] 以下以一具体案例分析本发明具体的精细标定过程：

[0050] 本发明以位于东营洼陷西部的滨东滩坝砂岩构造为例，发育层系为沙四上亚段纯下次亚段，该区滩坝砂岩具有“层薄、延展范围小、地震响应弱”的特点。根据测井、岩性资料特点可以有效的识别出滩、坝砂体的测井相、沉积相特征并确定其所在地质层位，但从地震剖面上只能观察到坝主体及厚度较大的坝侧缘的地震反射特征，厚度较薄的坝侧缘及其滩砂很难进行识别，采用本发明的方法，对砂泥岩薄互层层位进行精细标定，具有重要的研究意义。

[0051] 第一步，在岩相及测井相模式的指导下，确定标志层及滩坝砂岩薄互层的测井分层及测井相特征。研究区标志层包括一个主要标志层和一个参考标志层，主要标志层位于纯下次亚段底部，为一套5-10m左右的泥岩，高GR(伽马)、低电阻率且呈锯齿状、SP(自然电位)为泥岩基线，在标志层之下，电阻率曲线整体趋于平直，感应曲线中途抬升且变化幅度小；参考标志层为沙三下的油页岩集中段，GR（伽马）曲线剧烈锯齿化，高电阻率，SP（自然电位）平直且接近泥岩基线，全区分布稳定。

[0052] 第二步，测井、地震数据的加载，本发明的软件平台为Schlumberger公司的Geoframe解释软件。

[0053] 第三步，剖面极性判断。由于研究区存在稳定发育的油页岩集中段，本研究实例采用特殊岩性体地震响应与地震子波极性判断相结合的方法，综合判断研究区地震剖面的极性。由于研究区大套油页岩顶面表现为双轨强峰反射，初步判断研究区地震剖面为正极性剖面，同时，提取研究区14口的确定性子波，根据研究区子波极性判断的结果，进一步验证了以上结论。

[0054] 第四步，在岩相及测井相模式的指导下，识别并分析标志层的地震剖面特征及滩坝砂岩的地震相特征。在地震剖面上，主要标志层在工区范围内的强弱有所不同，南部地震反射同相轴能量较强，北部地震反射同相轴能量较弱；东西向地震反射同相轴强、弱间互，没有特别明显的差异性。参考标志层在整个滨东滩坝砂岩发育稳定，表现为“强双轨”的地震反射特征。对滩坝砂岩的地震相特征而言，滩砂无明显的地震相特征，坝砂的典型地震相特征表现为“短轴状、中强振幅、不连续”。

[0055] 第五步，“多类型子波提取”及“二次标定法则的应用”。以B001井为例，根据各类型子波的特点及应用顺序，首先提取统计性子波，由该井的频率分析图可知该井的主频fm为24Hz；然后提取主频为24Hz的雷克子波，用于合成记录的初次标定，标定结果达到目的层附近标志层的波组对应关系一致；接着提取确定性子波，在用该子波对层位进行标定的过程中，仅需对初次标定成果进行细微调整，达到目的层段波组的完全对应；最后，针对该井“井段长、目的层多”的特点，采用时变子波，全井分时窗进行调整，达到整个井段人工合成记录和地震剖面的一致对应。

[0056] 第六步，典型地震相特征的指导作用。研究目的层位于油页岩集中段下部，为典型的滩坝砂岩沉积，滩砂层薄范围广，无明显的地震响应特征，坝砂厚度较大，表现为“短轴状、中强振幅、不连续”的地震相特征。为此，在进行标定的过程中，已知B001井油页岩集中段及坝砂的深度，在标志层及典型地震相特征的指导下，确定合成记录的正确漂移方向和大小，从而保证层位的正确标定和标定结果的准确性。

[0057] 第七步，通过反射系数序列分析对标定结果进行验证。反射系数序列分辨率较高，与分辨率相对较低的地震剖面很难存在一致对应，但反射系数序列的包络与波阻抗界面存在对应关系。B001井的子波为正极性，因此，反射系数序列的包络的方向与振幅的方向一致。

[0058] 从砂泥岩薄互层的层位精细标定结果来看：目的层段具备“泥包砂”地质特征，即使厚度较薄的砂岩，也有可分辨的地震响应特征。在整个井段层位对应一致的基础上，地震反射特征不明显的薄层也取得较为理想的标定结果，达到对砂泥岩薄互层进行精细标定的目的。

[0059] 本发明是一种新的对砂泥岩薄互层层位进行精细标定的方法，该方法以岩相划分为基础，结合测井数据与地震数据的对应关系，以地震相为指导，采用多种子波交替综合应用来解决砂泥岩薄互层层位精细标定的问题，为薄互层层位精细构造解释和储层预测提供技术支持。

[0060] 以上所述，仅为本发明的较佳实施例而已，并非用于限定本发明的保护范围。