0 引言

随钻地震技术(Seismic while drilling，SWD)可提供井点附近局部油藏模型、随钻地震反演等信息，从而指导钻井轨迹动态优化，具有精确、高效的特点^[1]，近年来在油气田开发中得到广泛应用。

传统意义上的随钻地震技术，最早可追溯到20世纪30年代，当时是用钻头作为震源信号研究地下信息，但由于钻头工艺的限制，一直未能取得期望的应用效果^[2]。1997年，Schlumberger公司提出随钻VSP(Vertical seismic profile，垂直地震剖面)技术，采用与零井源距常规VSP类似的观测系统：在地面设置震源，利用安装于井下钻具上的检波器接收地面震源释放的能量^[3]。该技术巧妙地回避了钻头问题，具有实时测量且不损失钻井时间等优点，但仪器稳定性受井况影响较大，且费用高昂，不利于规模化推广应用^[4]。

从单独的随钻资料仅能得到井点附近的信息，而地下地质体的精确定位受浅层一定范围内地层的共同影响。因此，将地面地震资料与随钻资料相结合，共同刻画地下目标的空间展布，可得到更精确的结果^[4]。2014年，塔里木油田舍弃成本高昂的常规随钻VSP实时采集，只在钻进至目的层时采集一次常规零井源距VSP，利用获取的速度信息和时深关系对地面地震速度场和各向异性参数进行修正，通过偏移成像得到更准确的地下信息，从而确定靶点位置，优化入靶轨迹。这样既可大幅度降低成本，达到规模化应用的目的，又很好地利用了地面地震资料信息，对目标体精确定位。但该技术在具体应用中面临诸多问题，其中最重要也最耗时的一环是随钻驱动处理，即用随钻VSP或测井得到的速度、深度等信息，动态更新地面地震深度偏移速度，并实时再处理，得到实时更新的成像结果。

随钻驱动处理既要做到精确成像，得到比常规叠前深度偏移更精确的地下地质体定位，又要兼顾时效性，尽量不额外占用钻井时间，这就对现有的地震数据处理技术提出了更高的要求。

随钻驱动处理需要解决的最核心问题是如何利用随钻资料快捷修正地面地震速度模型。本文在分析现有井控速度建模技术的基础上，提出适用于随钻驱动处理的井驱地震速度模型修正技术，在现有速度模型基础上，综合利用正钻井已钻地层的深度、速度信息，结合周围已钻井的测井及VSP资料，快速实现对速度模型和各向异性参数的修正，提高地震速度模型与井资料的匹配度，从而提高叠前深度偏移成像的精度。该方法的最大优势是综合利用已有地面地震速度和井信息，速度修正后不需对已钻地层进行反复迭代，显著节省了处理时间，满足了随钻处理的要求。

1 问题分析

随钻驱动处理需解决的最重要问题是地震成像的精度和时效性。提高地震成像精度的前提是要提高地震成像速度的精度^[5]。中国国内大多数油气藏都处于深层高速区域，由于炮检距和信噪比的限制，地震资料随着深度和速度的增大，对速度的敏感性变差，再加上地震速度存在多解性，仅依赖地震资料难以得到目标靶点位置的精确速度。而为了提高成像精度，速度建模中引入测井等资料，利用多信息约束以达到速度精细化的目的，但目前对井资料的应用大多集中于构建初始速度模型方面，更新迭代过程还是依靠道集拉平与构造合理性判断。该方法生成的速度模型精度仍受限于地震资料^[6]。本文提出的速度模型修正方法，将井资料经过调整后用于层析迭代后速度模型的优化，可获得更精确的地下速度。

之所以井速度(包括声波速度和VSP速度)不能直接用于地震速度建模，一是因为测井资料的纵向分辨率虽然比地震资料高数十倍，而横向上只能反映井点位置信息；二是因为测井资料在采集过程中使用的是高频声波，它与较低频地震波在相速度上存在差异^[7-8]。闭合差校正法是现有井震速度匹配方法中最简单可行的一种，本文对该方法进行改进，以准确的时深关系为基准，利用每一地质分层声波时差与同一界面时间域地震单程反射波旅行时之差进行校正，校正后的速度低频趋势与成像速度更吻合，但却保留了比常规地震速度更丰富的局部信息。这样就为用井速度优化地震速度模型提供了可靠的基础和前提条件。

井资料只能提供井点附近准确的垂向速度，不能提供准确的横向速度变化。实施随钻驱动处理的地区一般存在一套甚至几套前期地震处理得到的成果资料，从这些成果资料可得知地层的横向分布。但不同成果资料上的地层层位解释可能彼此有差别，或与新钻井所获层位信息存在差异。本文以最新的地质认识为导向，综合参考地震反射层位和地质层位，建立与最新钻井信息相符合的构造地质模型。在此基础上，利用基于射线追踪的剩余走时层析技术，校正地震速度和各向异性参数体，得到更精确的地震速度模型。

校正后的地震速度模型主要层位与地质信息相符，但层内速度高频信息欠丰富。利用校正后的井点速度增补速度模型高频信息，优化地震速度体，从而达到提高地震成像精度的目的。

由于本文提出的速度模型修正技术是在前期叠前深度偏移速度模型基础上的优化方法，它省去了速度重新建模的过程，修正后的速度不需对已钻地层进行反复迭代，大幅度地提高了处理效率，因此所提方法完全满足随钻处理对时效性的要求。

2 井驱地震速度模型修正技术 2.1 技术思路

基于前期地震叠前深度偏移速度模型，利用新获得的钻井信息、VSP地震信息，分别在纵向和横向上修正地震模型，从而得到更精确的速度和各向异性参数体，具体实现步骤或流程(图 1)如下：

(1) 在井点位置利用钻井信息、VSP测井信息、现有的地表地震速度模型信息进行高效而精确的井震速度匹配，使井点速度纵向趋势与井信息一致；

(2) 在井周围三维空间内，利用新钻井信息和地质认识建立新的地震构造模型，结合已有地面地震速度和各向异性参数体，通过保时层析技术进行模型校正，获得新的速度模型及各向异性参数；

(3) 利用融合后的井点速度对校正后的速度模型进行修正；

(4) 通过网格层析更新各向异性参数δ、ε，进行最终各向异性叠前深度偏移。

2.2 井震速度匹配校正技术

井速度与地震速度的匹配是本文方法应用的前提。实测的声波测井数据由于受到井径扩张和泥浆侵蚀等因素的影响，导致原始的声波测井数据含有大量的噪声，需做相应预处理。常用的预处理为中值滤波，它既可消除测量误差，也可实现对井速度的降频处理^[7-9]。一般认为VSP速度比声波测井更接近地震速度，但其准确度依赖于VSP资料初至的拾取精度，故应用前需对VSP初至做严格质控。

预处理之后，需对井资料进行精细的井震标定，以建立正确的时深关系。

以时深关系为约束，对每一层的测井速度进行校正，得到与成像速度低频趋势相匹配的井点速度。实现方法如下：

(1) 对于浅层、深层井速度缺失段，用地震速度进行拼接；

(2) 计算每一分层声波时差与相应地震层位时间厚度的差；

(3) 计算每一分层井速度误差因子；

(4) 对误差因子进行插值平滑；

(5) 计算校正后的井点速度。

由图 2可见，测井速度校正后低频趋势与传统各向异性建模速度相一致，但保留了更丰富的局部信息，这就为构建精细速度模型打下了基础。

2.3 井震约束地质构造模型建立及各向异性参数模型校正

因地震速度存在多解性，故利用地震资料得到的地下地质模型并不是唯一的。在建立构造模型过程中引入井资料和地质认识，将有利于得到更逼近真实构造形态的地质模型^[10-14]。在油田滚动开发中，可不断获得新的井资料和地质认识，这些资料和认识可能与地震资料处理时有所差异，以新的地质认识为导向，综合参考地震层位和地质层位，建立与新钻井信息相符合的更新构造模型。

前期地面地震处理虽不能提供精确的速度模型，但可提供相对准确的成像速度信息，也就是说前期地震速度是真实速度的等效模型，因此速度更新可省去重新进行叠前深度偏移的时间，根据新的构造模型与前期地震处理构造模型的差异，采用基于射线追踪的剩余走时层析技术修正速度及各向异性参数模型(图 3)。

基于射线追踪的剩余走时层析成像，或称保时层析成像，主要是求解一系列大型超定方程组，这些线性方程可看作是一组线性约束^[15]。在保时层析成像中有两种类型的线性约束：①设定每一对追踪射线为零旅行时误差；②将模型误差设定为任一层深度和各向异性速度参数误差。解该线性方程组可得到一个同时满足两类约束的各向异性参数模型，包含速度、Thomsen参数及各层深度等^[15]。

设t为射线旅行时，保时层析方程可写成

$ 0 = \Delta t = \sum\limits_i {\left( {A_V^i\Delta {V^i} + A_\varepsilon ^i\Delta {\varepsilon ^i} + A_\delta ^i\Delta {\delta ^i} + A_Z^i\Delta {Z^i}} \right)} $

式中：i为模型网格序号；ΔV、Δε和Δδ、ΔZ对应为纵波速度、Thomsen参数、各层深度的变化量；A_Vⁱ、A_εⁱ、A_δⁱ和A_Zⁱ为相应的影响因子。在该式中，已知深度的变化量，根据V、ε、δ的相互关系确定影响因子，反演得到V、ε、δ的变化量，从而得到更新后的V、ε、δ。

基本实现步骤如下：

(1) 获取新构造模型与原构造模型中各地层的深度误差；

(2) 建立保时层析线性方程组；

(3) 求解方程组，得到新的速度和各向异性参数模型。

2.4 垂向地震速度修正

新得到的各向异性速度模型主要层位与地质认识相符，但层内缺乏高频信息，利用校正后的井速度增加速度模型高频信息，可优化地震速度体，提高地震成像精度(图 4)。具体实现方法如下：

(1) 求校正后井速度与井旁地震速度的比例因子；

(2) 用新的构造模型约束进行比例因子的插值与外推，获得比例因子数据体；

(3) 从比例因子数据体获得新的各向异性速度体。

2.5 各向异性参数优化及叠前深度偏移

利用上述方法求取的速度和各向异性参数一般可直接用于偏移，这样该速度修正流程中只需做一遍各向异性叠前深度偏移，显著节省了处理时间。

少数情况下各向异性参数可能存在一定的误差，这主要是由前期地震速度建模误差引起的。此时需对各向异性参数做一轮迭代优化。

根据弱各向异性的假设，δ的取值范围一般在-0.2~0.2，且在同一地层中较稳定。根据上述条件对δ进行编辑优化，然后应用网格层析方法在保持速度不变的情况下进行一轮优化(图 4)。

对于另一各向异性参数V，可令ε=δ，获得初始值，然后调整δ，使CRP道集远道拉平。

利用通过本文建模方法获得的速度和各向异性参数进行偏移，可得到更精确地下成像。

3 应用实例

中国西部盆地广泛分布碳酸盐岩，油气资源丰富，其中复杂的断溶型缝洞碳酸盐岩是油气勘探开发的主要目标之一，也是油田“十二·五”以来原油增储上产的主要领域。但古生界缝洞型碳酸盐岩储层埋藏普遍较深(部分超过7000m)，断溶体储集空间小，非均质性极强，藏内油、气、水分布规律复杂，钻井过程中准确入靶的难度大、要求高。缝洞型储层的开发尤其需要随钻地震技术，通过随钻约束处理得到更精准的靶点定位，提高钻探成功率。在井资料较丰富的A区块，利用本文提出的井驱地震速度修正技术，对工区现有地震速度及各向异性参数体进行修正，利用修正后的速度和各向异性体进行了克希霍夫叠前深度偏移。

实践证明，井驱地震速度修正技术在不进行叠前深度偏移迭代的情况下，可高效地获得更精确的速度模型及各向异性参数体。实例中更新井周围36km²范围内的模型，用时在12h以内，显著缩减了数据处理时间，满足了随钻地震的要求。

利用修正后的速度和各向异性参数场进行各向异性叠前深度偏移，得到的成像结果(图 6a)与原始各向异性叠前深度偏移(图 6b)相比，各个地质层位与测井资料吻合更好，且对本区勘探目标缝洞体而言，本文方法偏移成像结果较原成像位置有所变动(图 7)。最终利用该处理成果调整后的钻井轨迹正中储层中心，进一步验证了本文方法的可靠性。

4 结论

目前地面地震速度建模方法在时效性和精度上都不能满足随钻地震约束处理的要求，本文提出的井驱地震模型修正技术，充分利用了前期地面地震信息和新的钻井信息，不需做叠前深度偏移迭代，直接修正现有速度和各向异性参数体，得到更精确的模型及成像结果，是一种更精确、高效的各向异性速度模型更新方法，满足了随钻处理的需求。

(1) 本文方法是在现有地面地震各向异性速度模型基础上，利用新钻井提供的已钻地层速度、深度信息，不需叠前深度偏移迭代，直接快速实现速度模型和各向异性参数的修正，提高地震速度模型与井资料的匹配度，从而提高叠前深度偏移成像的精度。

(2) 本文提出的井震速度匹配校正方法，以正确的时深关系为约束，对井速度进行适当校正，可得到与地震速度匹配且保留了比地震速度更丰富的局部信息。利用该校正后速度对现有速度模型进行修正可得到更精确的速度模型。此校正也可用于传统的井控速度建模中，校正后的井速度与地震速度更匹配。

(3) 本文提出的井驱速度模型修正方法已经在油田实际生产中得到了应用，利用此修正后的精确速度模型和对应的各向异性参数进行叠前深度偏移，得到成像结果与测井数据的吻合度更高，成像位置更精确。