[发明专利]一种海上斜井井间地震叠前逆时深度偏移成像方法

说明书

技术领域

本发明涉及能源勘探开发领域，特别是关于一种海上斜井井间地震叠前逆时深度偏移成像方法。

背景技术

井间地震波场丰富，既有上行反射波场，也有下行反射波场，波场分离难度较大，特别是在海上斜井的情况下，由于三分量检波器定向难度加大，波场分离的难度就更加明显。常规的反射波叠加成像方法(如VSP-CDP叠加成像方法)要求输入为单波场，因此波场分离不干净往往会导致成像效果不理想。此外，由于油田的持续开发，井间储层变化相对较大，各向异性问题比较突出，因此常规深度域偏移成像方法始终存在一定问题，其主要表现在两个方面：一是成像条件计算要求更精确，速度更快；二是速度模型要求更复杂，精度更高。

一般情况下，深度域偏移成像方法分为偏移模型建立、成像条件计算和逆时深度偏移成像三个部分。在成像条件方面，目前主要有相关成像条件和激发时间成像条件两种。相关成像条件是对波场进行正演计算和反演逆推，再将两者进行相关，其计算量较大。激发时间成像条件是时间一致性成像原理的推广，其是以震源点到成像区域中每一点的单程旅行时间作为该点的成像条件。计算激发时间成像条件是波动方程逆时偏移的一个关键问题。目前常采用的激发时间成像条件的计算方法有射线追踪法和有限差分法两种。其中，射线追踪法是以震源点到成像区域中每一点的最小旅行时间作为该点的成像条件，该方法要求速度及速度界面是光滑的,对速度及速度界面的描述有相当严格的要求，而且，在一定的速度结构下，存在射线达不到的阴影区；有限差分法是用矩形网格剖分速度场，从震源点开始一环一环地计算，模拟波前面的传播，速度模型越复杂，矩形网格需要剖分的越细，计算量也越大。在速度模型计算方面，目前主要采用测井插值模型或者是各向同性介质直达波层析成像结果作为深度域偏移成像的模型输入，这两种模型都无法满足目前油气开发的精度要求。

发明内容

针对上述问题，本发明的目的是提供一种能够满足油气开发的精度要求、以二维弹性倾斜横向各向同性介质(Titled Transversely Isotropic medium，简称TTI介质)层析结果为模型的海上斜井井间地震叠前逆时深度偏移成像方法。

为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：一种海上斜井井间地震叠前逆时深度偏移成像方法，包括以下步骤：1)收集或野外施工采集斜井井间地震资料；2)将斜井井间地震资料进行TTI介质层析反演，得到二维TTI介质偏移模型；3)对斜井井间地震资料进行波场处理，得到用于成像的转换波场和反射波场，转换波场和反射波场共同组成井间地震资料的反射波场；4)按照成像精度要求，对步骤2)得到的二维TTI介质偏移模型进行网格划分，得到网格化的二维TTI介质偏移模型；5)将网格化的二维TTI介质偏移模型采用初至波射线追踪方法，计算每个网格的初至波时间，所得初至波时间即为成像条件；6)基于二维TTI介质偏移模型，将地震资料的反射波场进行波场逆时延拓计算，得到地震资料不同时刻的波场值；7)将地震资料不同时刻的波场值应用成像条件在每一个网格进行成像，得到斜井井间地震深度偏移成像剖面。

所述步骤2)的具体步骤为：①将采集到的斜井井间地震资料进行初至时间拾取，得到斜井井间地震资料的初至波时间；②将斜井井间地震资料的初至时间采用TTI介质层析反演算法进行反演，得到地层TTI介质参数，即二维TTI介质偏移模型。

所述步骤②中，所述TTI介质层析反演算法采用共轭梯度法求解带约束的阻尼最小二乘问题。

所述步骤4)中，所述网格的大小根据实际观测系统和成像精度要求进行确定。

所述步骤5)中，所述初至波射线追踪方法采用分区多步改进型最短路径射线追踪方法。

所述步骤6)中，所述波场逆时延拓采用交错网格有限差分算法。