本帖最后由 Ming170 于 2016-6-16 17:35 编辑
前面给大家介绍了井震标定，提到了井震相关性的重要性，同时提到如果井震不吻合时可能地震或者测井有问题，但有的时候我们发现本身测井曲线和地震数据质控都没有太大问题，但合成记录相关性依然不好，还会有什么问题影响呢？
还是拿项目实例来说话吧！
问题发现
这是该区一口井的合成地震记录，从最右边红色的GR曲线可以看到，该区下部有砂有泥，特征清楚，中间是一套巨厚的不是特别纯净的泥岩，对声波曲线不做拉伸（drift=1）制作的合成记录（左2列）和地震特征（左1列）还是比较吻合的，但如果看第三列的相关系数可以发现，整体相关性较差，但在最下部目的层附近直井段相关性还是很不错的。
很多朋友这时就要动手开始曲线拉伸了,且慢，在轴对轴的拉伸之前我们先分析一下为什么会对的不好?
原因检查
首先通过测井资料的质控，发现测井资料基本可靠，井径曲线比较平直，没有明显的扩径
再对地震资料进行质控，发现井点位于地震资料满覆盖区，地震的空间一致性还是比较好的，也没有明显异常振幅存在，剖面的反射特征也很正常
看来还是要拉伸的，那么我们先来一个整体拉伸看看：给DT*1.06，再来做合成记录看看（至于为什么是1.06，而不是其他的数，我先卖一下关子，最后告诉大家答案）。
你会发现整体合成记录和地震的相关性好了很多，大段井吻合的很好了，当然，仔细对比发现目的层直井段变差了，显然这也不是我们期望的结果。
从合成记录上我们看到，这口井是个大斜度井，难道井震对不好会和井斜轨迹有关？
原因分析：
根据地表露头及以往经验，在砂岩沉积地层中，由于石英骨架的抗压性，压实后在纵向和水平方向上的差异不大，如下图右上角砂岩电镜照片所示，这时各个方向的速度基本一致，我们称之为“各向同性”
但在泥岩中，由于泥的颗粒细腻，在压实后会有很强的成层性，如上图右下角照片所示，这时沿着层理方向的速度和垂直层理方向的速度就会有很大的差异，根据 Fred J. Hilterman 在“Seismic Amplitudeinterpretation”一书中的介绍，这种差异可达14% ，我们在国内页岩气井水平段测井速度和相同地层垂直井段测井速度对比也得到相似的结论，我们称之为“垂向各向异性”，这样的介质称之为VTI介质。
资料校正
发现了问题，我们找到了井震不符的原因，接下来我们就要对测井曲线进行校正，校正的基本参数就是各向异性因子，井斜角，地层泥质含量，校正前后的速度差异如下图所示，我们只需对速度进行校正，密度是体积测量，故无需校正。
问题解决
利用校正后的声波测井曲线和密度曲线重新制作合成记录，不做任何拉伸，大家可以看到，从浅到深全井段的合成记录吻合的很好，不但斜井段相关系数大幅度提高，就连深部目的层附近的直井段的相关性也得到很大提高，显然利用这样的标定就更容易得到好的时深关系，提取到更加稳健的子波，当然储层预测的精度也会得到提高。
结论
本例在井震不吻合的情况下，排除常规问题后，依然不能吻合，通过借助岩石物理分析，搞清隐含在井震标定之后的各种地球物理假设，利用岩石物理的方法，对测井曲线进行了各向异性校正，从而使合成记录品质得到较大改善，进而得到合理的时深关系和稳定的子波，为后期储层预测奠定了坚实的基础。
由于岩性的复杂性，如果在井震标定发现不一致后，不仔细分析，只是简单拉伸压缩，表面看合成记录吻合了，但实际上时深关系、反射序列以及子波形态都乱了，那样做出的预测结果和实际就南辕北辙了，更不可能经得起钻头的检验。
文章开头给大家留了一个问题，就是为什么要给DT*1.06，而不是其他的数，实际上我们在开始分析的时候可以根据上下地震反射特征和合成记录进行较大幅度拉伸，使相关性较好，之后在拉伸因子上分析拉伸量大小及分布差异，你会发现在大井斜段平均值在1.06左右，不过大家要注意，这样分析是可以的，但这样粗暴拉伸压缩是不好的。
给大家一个建议：在做合成地震记录的时候尽量不要拉伸或少拉伸，如果确实需要拉伸压缩，一定要有一个充分的符合物理规律的理由。 后续我还有更多类似的实际例子展示给大家，敬请关注我们的公众号。
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发表于 2016-6-16 17:30:57
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