对井震标定中一个特殊情况的思考

陈 林，邓 勇，盖永浩，吴 斌，张 毅

（中海石油有限公司 湛江分公司，湛江 524057）

0 引言

井震标定是连接地震与地质的桥梁，精细的井震标定是进行层位解释和油藏描述的基础和前提。在井震标定中，需要注意测井资料、地震资料、子波等对标定结果的影响，同时准确的时深关系也是完成深度域井信息与时间域地震信息对比的关键因素。对于物探方法，常用的时深关系有两个，①来源于VSP测井的时深对；②由声波测井资料计算得到的时深对。通常对有VSP测井的井用VSP标定；对本身没有VSP测井的井，会借用相邻井的VSP资料或利用本井声波测井资料来标定［1］。而在实际工作中，由于井况差等工程原因及勘探成本原因，将会导致某些井获取的有效声波数据较短且未进行VSP测井（海上油气勘探中此类情况尤其多见）。对具有这类特殊情况的井，应该怎样高效率、高精度地完成标定工作呢？我们将以工作中的实例来说明。

1 实例分析

A7井是A断块油田上的一口评价井，在古近系L1段钻遇三套油层，为了落实这三套油层的储量，需要对其精细标定。但由于固井质量差，井眼垮塌严重等工程原因导致A7井获取的有效声波数据较短，仅局限在油层段附近的200m，较短的声波数据导致了合成记录较短，难以寻找明显的标志性反射界面，同时A7井未进行VSP测井。较短的合成记录和不确定的时深关系制约了A7井标定的准确性，如何完成A7井标定，成为制约本区域下步勘探的一个重要因素。

1.1 用声波标定存在的问题

众所周知，在没有VSP测井资料的情况下，通常利用声波曲线通过积分获得时深对，具体计算公式见式（1）。

式中 t（h）为深度h处的声波时差值（μs／m）；积分下限a为声波曲线的起始深度（m）；积分上限b为待求点的深度（m）；tb为声波到达深度b的旅行时间（ms）；ta为起始深度a对应的旅行时间（ms）。

由式（1）可知，tb是由声波曲线自身积分得到的，而声波由于受井径、泥浆侵泡、能量衰减的影响，难以得到准确的地下层速度序列，因此声波测井曲线计算得到的时深对存在较大的误差［2］。

同时由于声波测井往往不是全井段观测，而是从某一深度开始观测，因此用它求取平均速度时，必须在地面与观测起始点之间作一定假设，根据给定的初始速度通过积分来获得时深对，这也是声波速度测井用于求取地层平均速度和井震标定时的一大缺陷［3－4］。

用声波曲线计算得到的时深对进行井震标定，还要注意频散现象引起的标定误差。岩石物理理论研究与实验结果均表明，声波在地层中传播时存在速度频散现象，即传播速度随声波频率的变化而变化，且频率越高速度频散现象越严重。由于声波测井与地震勘探所使用的仪器和观测方式均不相同：前者主要在井孔内很小的范围沿井壁观测，所使用的震源频率较高，通常为10Hz～25 000Hz；后者在地面的较大范围内观测，所使用的震源频率较低，通常为10Hz～200Hz。因此地震数据和声波测井数据之间必然存在由速度频散引起的差异［5－7］，速度频散是将声波速度测井用于求取地层平均速度和井震标定时的另一大缺陷。

由于声波测井用于井震标定存在多个缺陷，导致了求取的地层平均速度精度较差，因此用声波数据作为基础时深关系进行标定时的飘移量较大。同时A7井较短的声波数据导致合成记录较短，难以寻找明显的标志性反射界面，无法准确判断飘移量的多少和标定方案的合理性（图1），标定存在很大的不确定性，因此仅用声波做为时深关系难以准确完成A7井的标定工作。

1.2 用邻井VSP标定存在的问题

VSP数据是在井眼的某一深度接收地面震源激发的地震波到达的时间而得到的深度与时间点对值，通常认为VSP测井中地震波的速度传播规律和常规地震剖面中地震波的速度传播规律是一致的，VSP测井能准确反映地震波在地层中传播速度的变化规律。尽管由于合成记录和常规地震剖面在地震记录的获取方式上存在差异，考虑到AVO效应，可能存在一定的标定误差［8－11］，但通过速度微调，VSP数据能较准确地实现时深转换，是井震标定首选的时深关系。

虽然A7井没有进行VSP测井，但周边的A1井和A2井都测定有VSP资料，其中A2井距离A7井最近，因此借用A2井VSP资料对A7井进行标定，标定结果见图2。

从图2可知，合成记录与井旁道的吻合度很高，各个同相轴的振幅和频率特征基本相似，波组特征也基本类似。但看似正确的标定结果却和压力资料存在很大矛盾。两口井的压力资料表明：A7井和A 2井钻遇的III油组属于同一压力系统，因此应该是同一油藏.但根据标定结果来看，A7井和A2井的Ⅲ油组并不是同一同相轴，而两井间无断层和地层缺失，因此标定结果存在不确定性。

图1 A7井的3个标定方案（用声波做时深关系标定）Fig.1 Three calibration scheme of A7well（use acoustic wave as time－depth relationship）

图2 A7井标定剖面（借用A2井VSP数据）Fig.2 The well－seismic calibration profile of A7well（use VSP of A2well）

为了验证设想，借用A1井的VSP资料对A7井进行标定，标定结果见图3。合成记录与井旁道的吻合度很高，各个同相轴的振幅和频率特征基本相似，波组特征也基本类似，但却和用A2井VSP标定结果存在明显差异，其中I油组和II油组的标定结果基本相同，都在同一相位上，但III油组的标定结果差了一个相位。如果据此标定结果分析，A7井和A2井的III油组正好处在同一同相轴，与从压力资料得到的油藏认识非常吻合，可以初步判断借用A1井VSP资料标定的结果是准确的。

图3 A7井标定剖面（借用A1井VSP数据）Fig.3 The well－seismic calibration profile of A7well（use VSP of A1well）

由此可见，对本身没有VSP资料测井的井，如果不加选择地随意借用相邻井的VSP资料来标定，可能产生错误的标定结果，导致标定工作陷入误区。

2 特殊情况下的标定方法探讨

通过前面两次标定可知，虽然III油组的标定方案存在差异，但Ⅰ油组和Ⅱ油组没有区别，这说明两次标定结果在Ⅰ油组和Ⅱ油组都是可信的，因此可以先借用A1井VSP资料初步标定，确定Ⅰ油组和Ⅱ油组的反射界面后，以这两个反射界面为标定基准面，再用A7井声波数据精细标定Ⅲ油组，以此获得最终标定结果（图4），此结果和借用A1井VSP资料标定的结果是基本一致的，说明借用A1井VSP资料标定的结果是准确可信的。

图4 A7井标定剖面（先借用A1井VSP标定，再用本井声波标定）Fig.4 The well－seismic calibration profile of A7 well（use VSP of A1well to calibrate first，then use own acoustic wave to calibrate）

图5 A油田围区7口井标定后的时深关系对比图Fig.5 The comparison diagram of 7wells，calibrated time－depth relationship in A oilfield area

为了进一步说明其正确性，对A7井周边七口井标定后的时深关系进行统计分析。从图5可知，在2 600m以上的浅层，区域平均速度基本一致；在2 600m以下，速度趋势存在变化和分异，其中A1井、A4井、A7井的速度趋势一致，A2井、A3井、A5井、A6井的速度趋势一致。综合区域地质因素分析认为，之所以A2井、A3井、A5井、A6井的速度趋势一致且深层的地层平均速度较大，原因在于处在同一断裂带（涠西南二号断裂带），而二号断裂带受走滑运动影响，在断裂带内部形成挤压高速带，因此整体速度较大（图6）。A7井和A1井虽然距离较远（相比A7井和A2井），且存在约300m的埋深差，但两口井处在同一个构造脊上，钻遇地层相近，因此速度相近（图7）。

图6 A油田井位示意图Fig.6 The Schematic diagram of well locations in A oilfield

图7 过A2、A7、A1连井纯波地震剖面Fig.7 The Seismic section crossing A2well、A7well，A1well

由此可见，通过“先用邻井VSP资料初步标定，再用本剖面的声波测井井孔资料进行精细标定”的方法，以及“将标定结果与区域速度趋势和区域地质背景相匹配”的验证方式，可以高效率、高精度地对声波数据较短的井进行标定，同时有效规避了“滥用邻井VSP资料标定”引起的误区。

3 结论

（1）对声波数据较短且未进行VSP资料测量的井标定时，可以先借用同一构造带上的、钻遇地层相似的邻井VSP资料进行初步标定，确定标志性反射界面位置后，再用本剖面的井孔声波资料进行精细标定，最后用“区域速度趋势”结合“区域地质背景”验证标定结果的可靠性。

（2）声波测井由于受井况、频散现象、初始速度未知性等的影响，声波测井用于求取地层平均速度和井震标定时存在较大的不确定性。

（3）在借用邻井VSP对地震剖面标定时，“距离”并不是借用VSP时的首选因素，“是否处在同一断裂带（构造脊）”和“钻遇地层是否相似”才是首选条件。

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