[发明专利]一种斜井井间地震波场的成像方法

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波场的成像方法。

背景技术

目前，井间地震成像方法从射线理论发展到了弹性波动理论，从直井向斜井成像方法方向发展。井间地震波场复杂丰富，既有上行反射波场，也有下行反射波场，波场分离难度大。特别是在海上斜井的情况下，分离难度就更加明显。现有大多数基于射线理论的常规井间地震叠加成像方法，成像结果的保真性和保幅性较差。常规的反射波叠加成像方法，如VSP-CDP叠加成像要求输入为单波场，往往由于波场分离不干净而导致成像效果不理想。对于开发多年的油层，井间储层变化相对较大，各向异性问题较突出，常规波场成像方法始终存在一定问题。

发明内容

针对上述问题，本发明的目的是提供一种斜井井间地震波场的成像方法，其可实现全波场成像，即不需要波场分离，既可以实现上行和下行的反射波、透射波，以及转换波的同时成像，也可以使用单一波场成像，同时适应较复杂介质和复杂波场。

为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：一种斜井井间地震波场的成像方法，其包括以下步骤：1)将相邻两斜井井间的空间区域离散网格化，并且将每一网格节点都看作为一个二次源点；2)采用初至波旅行时非线性插值射线追踪方法计算震源S传播到每一个网格节点所需的时间TSD；3)通过接收点将实际记录到的波场作为源，采用速度-应力一阶微分方程交错网格有限差分法将波场在每一个网格节点上逆时间外推到TSD时刻，此时刻的波场就是该网格节点的像；4)当波场传播到介质边界时，由于边界波阻抗差异较大，采用完全匹配层吸收边界，即PML层，将波场吸收衰减掉，而不至于在反射回介质内部，形成干扰。

本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：1、本发明的计算方法采用弹性波动方程交错网格有限差分算法，网格可剖分任意大小，提高了成像精度，同时保持了波场的运动学和动力学特征。2、本发明的成像条件采用初至波旅行时非线性插值射线追踪方法进行计算，可适应各向同性介质和横向各向同性介质，该方法计算速度快，计算精度高。3、本发明边界处理采用完全匹配层吸收边界条件，它是一种吸收效果近乎完美的吸收边界条件，能较好地衰减成像时的边界反射问题。4、本发明方法与常规基于射线理论的成像方法相比，较好地保持了波场的运动学和动力学特征，可适应复杂构造地层以及各向异性和横向各向同性介质，总体成像精度高于常规成像方法。5、本发明方法可实现全波场成像，避免了井间地震波场分离的困难，同时也可实现单波场成像，适应性较广。6、本发明成像结果的精度和可靠性要高于常规方法，其保幅性是常规方法做不到的。

附图说明

图1是本发明总体方法流程示意图

图2是本发明激发点经绕射点到接收点的绕射路线示意图

图3是本发明为克服边界效应所采用的完全匹配层吸收边界模型示意图

图4是本发明采用完全匹配层吸收边界条件下完全弹性模型正演波场记录

图5是本发明与图3模型正演初至波波场记录对应的振幅衰减曲线

图6是本发明依据表1和表2建立的斜井井间断层模型及观测系统示意图

图7是本发明依据图6模型和观测系统进行正演模拟的结果示意图，左图为WL井激发WR井接收的正演地震记录垂直分量示意图；右图为WR井激发WL井接收的正演地震记录垂直分量示意图

图8是本发明依据图7正演波场记录进行逆时偏移成像结果示意图，左图为水平分量波场深度剖面示意图，右图为垂直分量波场深度剖面示意图

图9是本发明实际资料分别于V2井激发V7井接收(左)和V7井激发V2井接收(右)所得到的地震波场Z分量记录示意图

图10是本发明依据图9提供的井间实际地震资料叠前逆时深度偏移成像剖面示意图(左-水平分量成像剖面，右-垂直分量成像剖面)

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明进行详细的描述。

如图1所示，本发明方法包括两部分：初至射线追踪和逆时偏移成像。初至射线追踪主要是通过输入的离散化的模型和观测系统计算炮点(震源S)到每一个网格节点的初至时间，作为逆时偏移成像的成像条件；逆时偏移成像主要是通过输入的离散化的模型和观测系统以及叠前全波场或单波场记录，并运用初至时间作为逆时偏移成像的成像条件，将波场沿逆时间方向外推成像，达到逆时偏移成像的目的。