4-1时移地震
不同孔隙度砂岩油藏地震波振幅的百分数变化
4. 2 岩石物理学基础
4.2.3 地震能观测到什么
不同孔隙度碳酸盐岩油藏地震波振幅的百分数变化
4. 2 岩石物理学基础
4.2.3 地震能观测到什么
温 度 对 地 震 波 速 度 影 响 实 验
未固结饱和稠油砂岩随着温度升高时， 纵波速度明显下降，温度有250C增加到 1500C是，纵波速度降低22%－44%。 未固结砂岩含盐水饱和度 100%时，纵波速度几乎与温 度无关。
4.1 时移地震与油藏监测
4.1.2 油藏监测的过程
4.1 时移地震与油藏监测
4.1.2 油藏监测的过程
4. 2 岩石物理学基础
4.2.1 随时间变化的油藏特征 4.2.2 与时移地震有关的岩石物理特征 4.2.3 地震能观测到什么
4. 2 岩石物理学基础
4.2.1 随时间变化ຫໍສະໝຸດ 油藏特征油藏孔隙流体4. 2 岩石物理学基础
4.2.2与时移地震有关的岩石物理特征
孔隙流体可压缩性差异大的几种情况
4. 2 岩石物理学基础
4.2.2与时移地震有关的岩石物理特征
采油方式
采油过程中，油藏压力下降明显可使速度和密度增加， 时移地震应当有能力监测油藏的衰竭过程。 注水或水驱过程中，对轻油或活油的压缩系数之差变大， 对重油或死油的压缩系数应当变小。 高注入压力或酸化压裂后，使岩石发生破裂，引起速度 的明显改变。 热采过程中，油藏温度增加，也使岩石和孔隙流体的压 缩系数同时增加，使地震波速度和密度明显降低。 注CO2或气后，比原始油藏流体压缩系数变大。
注入井
蒸汽注入点 第一次监测的速度异常较小， 且均是孤立的，相互不连通 第二次监测显示热蒸汽已向周 围扩展，并向上传递，可能存 在渗透性良好的垂直通道。
注蒸汽过程中两次监测的速度差值剖面
第一次监测和第二次 监测在200米深度处的 速度差水平切片，反 映受热面积的扩大。
应用三维可视化技术 显示的第二次监测的 速度差值数据体。
4. 2 岩石物理学基础
4.2.2与时移地震有关的岩石物理特征
油层注水后的地震响应：
（1）振幅变化，在注水波及区 内反射振幅随含水饱和度的增加 而减小，在注水井附近表现为明 显的弱振幅带。 （2）同相轴抬升，由于注水过 程中水置换原始孔隙中的原油， 从而导致砂岩储层的可压缩性减 小，体积模量增大，进而引起砂 岩速度的增加以致出现了时间超 前现象，即同相轴抬升。
4.3 时移地震资料的互均化处理
时移地震资料互均化处理实例:
4.3 时移地震资料的互均化处理
非油藏区不同时间 观测资料的振幅差
相位校正已消除了 大部分非油藏差异
4.3 时移地震资料的互均化处理
4.3 时移地震资料的互均化处理
时移地震资料的处理流程
要求：
将地震数据转换为油藏数据 应采用可视化技术； 对油藏监测进行快速的采集、 处理和解释。
4.1 时移地震与油藏监测
4.1.1时移地震的含义及作用
综合岩石物理学，地质学和
油藏工程资料，利用不同时间 观测的地震资料上反射特征的 变化，实现对油藏的动态监测， 快速做出油藏评价，调整开发 方案，对油田进行有效的开发 提高采收率。
主要应用：
（1）寻找死油区，确定加密 井和扩边井等新井井位，以 及老井重新作业。
孔隙流体压缩系数
流体成分改变，具体表现在流体之间存在着压缩系数差 异，具有高差异压缩系数的情况有：当油被气，蒸汽或CO2 置换时，压缩系数明显减小；如果置换的是高矿化度的盐水， 即使是没有溶解气的死油，二者之间的压缩系数差异也是高 的，活油压缩系数随溶解气的逸出而减小，低温油和高温油 之间的压缩系数差异也较明显。通常，高压缩系数对应着低 速度和低密度；低压缩系数对应着高速度和高密度，即压缩 系数的明显差异通过地震波的速度和密度改变反映到地震特 征的变化上来。
油气的采出，水驱使含油饱和度下降
油藏孔隙压力 油气采出使孔隙压力下降，流体的注入使其增加。 油藏温度 注冷水、注蒸汽、火烧 其它间接因素 油藏压实、孔隙度、密度、上覆压力、油藏裂缝
4. 2 岩石物理学基础
4.2.2与时移地震有关的岩石物理特征
油藏岩石骨架弹性特征
弹性特征是指岩石受力后产生形变的能力。具有低骨架
静校正、初至切除、振幅均衡、反褶积、成像速度、多道 去噪 互均化处理的目标：消除时间推移地震中那些不需要的随时间 的变化，而只保留油藏反射的动态变化。
4.3 时移地震资料的互均化处理——匹配滤波
时间校正
在油藏外面或上方选择一段与油藏无关的反射，在这个时 窗内用相关方法计算时移观测与基础观测之间的时差，作为 一个静校正量，用来对时移观测进行静校正。在频率域这就 是一个纯线性相位滤波器。 振幅校正 用上述同样的方法开一个时窗，计算基础观测与时移观测 的均方根振幅，将两者的比值作为校正因子，对时移观测进 行振幅校正处理，使与油藏无关的振幅尽可能趋于一致，而 不改变油藏反射应该存在的差异。
引起差异的原因：
不同时间的环境噪声不同，采集环境的改变（地面建
设、钻井和采油设施的增加，近地表潜水面季节变化，全球
化潮汐变化等），环境产生的直接的或次生的噪声会降低信 噪比，产生几到十几毫秒的时间差，采集系统、采集参数和
定位精度不同，处理软件和处理参数的不同。
4.3 时移地震资料的互均化处理
影响一致性的处理因素：
油藏深度：埋藏浅，岩石一般未固结，可压缩，孔隙流 体压力通常较大，流体饱和度或流体成分置 换的影响较大，再加上浅层地震资料信噪比 高，频带宽，能够高分辨率成象。
油藏温度：对油气的压缩系数依赖性大，而对水的压缩 系数依赖性小。
孔隙度：高孔隙度相对于低孔隙度来说，孔隙流体的变 化和岩石骨架的变化一般要明显。 渗透率：影响流体的流动，低渗透率区域不利于流体流 动使地震特征不易发生改变。
弹性特征的岩石也称为软岩石，这类岩石包括未固结或粗劣
固结砂岩，弱颗粒连接岩石，具有张裂缝的岩石，低上覆地
层压实压力下的岩石。这类岩石孔隙度通常都很大，速度和 密度很低，孔隙流体变化对速度和密度的改变通常都是很大
的，以致孔隙流体的改变能引起地震特征的明显变化。
4. 2 岩石物理学基础
4.2.2与时移地震有关的岩石物理特征
4. 2 岩石物理学基础
4.2.3 地震能观测到什么
速度 随温 度变 化的 幅度 与含 油饱 和度 有关
含油饱和度100%时，速度随温度的变化最明显，随着含油饱和度的 降低，速度随温度升高而降低的幅度将变小。
4. 2 岩石物理学基础
4.2.3 地震能观测到什么
固结砂岩 的速度下 降小于10%
温 度 对 地 震 波 速 度 影 响 实 验
（2）监测注入流体，如水、 蒸汽、CO2和气等流体的移动， 调整注入井和采油井。
4.1 时移地震与油藏监测
4.1.1时移地震的含义及作用
时移地震的类型：
（1）时移三维地震，也称4D，成本高，效果好
（2）时移二维地震，也称重复地震，成本低，易实现 （3）时移VSP，它是研究井史及井旁油藏特征变化规 律的好方法，3C，9C （4）井间时移地震，它是利用重复井间地震方法来实 现油藏动态管理的。
4. 4 如何实施一个4D地震项目
4. 4 如何实施一个4D地震项目
4. 5 时移地震油藏监测的应用
4.5.1 Alberto稠油热采监测
4.5.2 Holt火烧油层的三维地震监测
4.5.3 井间地震监测稠油热采
4. 5 时移地震油藏监测的应用
4.5.1 时移地震油藏监测的应用之一
生产井
观测井
油藏压力：流体压力下降，气从溶解状态脱离出来，使 得油藏的气油比增加，速度下降。
4. 2 岩石物理学基础
4.2.2与时移地震有关的岩石物理特征
时移地震技术的应用条件：
孔隙度较大（〉25%）
岩石较疏松
深度较浅
厚度较大
地震资料信噪比较高
水驱采油最好是轻油或气
热驱采油应当是重油
4. 2 岩石物理学基础
注汽井
加拿大阿尔伯达东北部Gregoire湖区稠油热采的小三维地震监测
稠油层埋深 190米，厚度 约为50米； 温度增加 1000C，稠油 层速度下降 了60%；受 热稠油层反 射振幅增强， 底界面（泥 盆系石灰岩 顶面）同相 轴呈现下拉 现象；为了 避免浅层低 速度的干扰， 检波器埋置 于井下可得 到高信噪比 的地震记录。
应用地震方法监 测注水过程的理 论模型实验
三个不同注水时 刻的地震响应：
随着注水波及范 围的扩大，剖面内 弱振幅区的横向分 布范围也在扩大， 且振幅变化较为显 著，与此同时同相 轴抬升也较为明显， 同相轴抬升的范围 也随之扩大。
4. 2 岩石物理学基础
4.2.2与时移地震有关的岩石物理特征
油藏参数
地震振 幅直接与 储层的声 波速度和 密度的改 变成比例， 砂体受热 后速度将 下降，只 要有足够 的厚度， 那么就将 显示不同 时间地震 振幅的变 化。
4. 5 时移地震油藏监测的应用
4.5.1 时移地震油藏监测的应用之一
注入井
注蒸汽4周以后
连续注蒸汽10周以后
注蒸汽前后合成声波测井的速度差值平面分布图
（1）技术可行性 对油藏特性、采油方式和地 震资料的信噪比、分辨率、可 重复性等进行评价分析，以确 定所研究的油藏是否适合进行 时移地震监测。 （2）经济可行性
使用时移地震监测是否能够 在油藏开采中得到良好的回报 率进行评价。
4. 4 如何实施一个4D地震项目
可 行 性 研 究 需 要 调 查 的 一 些 参 数
可减少资金投入的风险。
4. 4 如何实施一个4D地震项目
（3）油田大规模应用
将现场先导试验中调整过的一整套参数和方法 用于整个油田。一方面先导试验为其降低技术风 险提供了保障；另一方面，时移地震的大规模使 用使得监测费用可以均摊在整个油田生产期，减 小成本。
地震资料解释-层位标定和剖面对比
二 维 偏 移 剖 面 交 点 不 闭 合
a)表示有一个倾斜界面，沿走向布置 测线B，沿倾向布置A，任意方向 布置C；
b)是测线A的剖面图；二维偏移后由 D点偏移到D′〔真正的反射点〕
c)是测线B的剖面图，因测线是沿界 面走向，虽然界面是倾斜的，但 反射同相轴是水平的，偏移后D 的位置不变，所以，二维偏移后 这两条线在交点处的深度不闭合。
② 选择比照层位；在各基干剖面上都能出现的
〔2〕反射层位的代号 对选出的标准层，由浅至深依次编号。
层位代号通常用“T“x ， "T" 代 表 反 射 波 , 下标"X"代表具体层位编号; 如T1 ,T2 ,T3 , ,TA ,TB ,TC ,. 或用“TXy ”表示; y 1,2 ,3 ,这时,Tx代表某一层位, TX1 ,TX2 ,TX3 为Tx层中从上至下的 各反射界面的代号.
用相邻工区钻井和地震层位进展比照。但使用邻区的地震 层位比照时，野外采集处理都应一样。
５．利用区域地质资料和其他物探资料
也可根据区域地质资料中关于地层厚度的估算和沉积规律， 结合其他物探资料，推断各反射层所相当的地质层位。 但误差较大。
4、地震反射层位的地层学解释
时间剖面上的反射代表什么？
反射代表岩性分界面是不确切的。岩性纵、横向是渐变 化的。
波组与波系比照
3．剖面闭合比照
两条相交剖面交点处同一反射层t0一样〔在水 平叠加剖面和三维偏移剖面上〕。
剖面闭合应在整个测网内进展。闭合差超过半个 相位时，就认为不闭合。
不闭合主要表现在t0存在闭合差、振幅、相位 不一致。不闭合的原因有：
① 采集因素造成的不闭合；如各测线完成的时 间不同、地形测量存在误差等等。
浅孔VSP技术
浅孔VSP技术VSP即垂直地震剖面。
其工作方法为：把检波器置于钻孔中，沿不同深度布置或通过移动检波器的深度位置，以记录地表激法的地震信号。
VSP与地面勘探方法的区别如下：1)VSP检波器位于井中，通常为三分量检波器，激发点沿地面布置，可接收到下行波和上行反射波等。
2)地面勘探方法检波器和激发点均放在地面，一般为单分量接收，可接收到双程反射波及直达波和折射波等。
地面勘探方法的示意图 VSP示意图浅孔VSP主要用于工程勘探，勘探的深度较浅。
孔的深度一般为几十米到几百米之间。
它与能源勘察中的VSP技术在原理上是相同的，但又具有其自身特点：1) 干扰因素多且严重,获取高信噪比地震记录比较困难。
2)分辨的地层厚度较薄,探测的地质体几何尺度较小，地质调查要求的精度较高。
3) 为探测较小尺度的几何地质体,需采用较小的深度采样间隔，这使得VSP 记录上各相邻道的时差较小,上、下行波场分离困难。
4) 工程勘查要求周期短、精度高,从而要求VSP 技术具有高效、高分辨率和高准确度等特点。
1. VSP的特点初至下行波与上行波同相轴的交点是产生该上行反射波的地层深度。
优点：检波器离目的层很近，可记录到较准确的地震子波波形，便于反褶积；避开地表，低降速带变化的干扰，随机噪声小，易于准确识别各种波；可以接收上行波，下行波，转换波。
2.震源常规的炸药震源、人工可控震源、电火花、空气枪、锤击等。
遵循的原则：其震源最好与井旁地震剖面震源波形一致；各次激发的震源子波应具有高度的一致性和重复性；输出强度适中。
3.观测系统可在裸眼井，和有套管井中观测。
主要分为以下几类：零偏移距垂直地震剖面，非零偏移距VSP离开一段距离观测，移动震源或多偏移距VSP，斜井VSP观测。
4.干扰波（1）井筒波：沿井柱流体传播的波，是井柱流体和周围地层的界面波，可能由内套管振动、地面瑞利波等引起。
（2）井下仪器与地层藕合不良引起的噪声。
（3）电缆波：因电缆振动引起噪声，有时形成初至波。
VSP地震勘探讲义
8．反褶积 9.走廊叠加（VSPLOG)
1．编辑（编排）
• -将采集记录变为计算机格式。剔除不工作道， 不正常道，并把所放炮次按深度大小，由浅而 深进行编排。
2．垂直叠加—叠加，提高信躁比。
• 当震源较弱时，为了加强信号能量，常 采用叠加的方法，目的提高资料的信噪 比，
6．静态时移（静校正和排齐）
• a图射线路径图 • b图排齐之前的记录 • C上行波排齐后的记
录 • d将坐标转动90度的
结果，这种显示方式 便于与地表地震剖面 对比。
三、资料处理
6．静态时移（静校正和排齐）:
• 对于零偏移距水平界面的VSP观测，假设井中检波器 都接收到直达波（t1）、上行波（t2）、下行波（二 次）（t3），地面接收到的反射波（t0），有t2＋t1＝ t3－t1＝t0，
t 1 2Hh2d2
v
v*dddhtv
2Hh2d2
h2H
>0
当d=0时，二次下行波反射波同相轴近似为直线；
当d≠0时，二次下行波反射波同相轴双曲线。
视速度为正值。
一、基本原理
2．VSP时距曲线分析
讨论： 当d=0时，直达波及二次下行波时距方程为
h tdv
2Hh tdn v
• 对于零偏移距水平界面的VSP观测，假设井中检波器 接收到直达波、上行波。下行波（二次），到达时间 分别为t1、t2和t3，地面接收到的反射波旅行时为t0， 它们具有如下关系：
• t2+t1=t3-t1=t0 • 如果将上行波各道都加上初至时间，相当于将检波器
放在井口地面处接收反射界面的反射波，则上行波将 按其从地表到界面的双程时间排齐，将加初至时间的 过程叫静态时移（静校正和排齐）。与此同时，初至 波也增加了一倍时间，同相轴的斜率也将增加一倍
利用正演模型分析河流相地震属性的敏感性
地震 属 性 是 地震 资料 中可 描述 、 定 量化 的特 可
征， 刻 画 、 是 描述 地 层结 构 、 岩性 以及 物 性 等信 息 的
地震 特 征 量 图 ［ １ ］ 有 喜利 用 正 演模 型 技 术研 究 了 。乐 地震 波传 播 速 度 、 度 及 深 度 与地 震 属 性 之 间 的关 密 系［。马 中高 等 人 曾利 用 岩 心物 性 测试 数 据 和正 演 ２ １ 模 型来 优 选 地 震 属 性 ［ 。Ｈａｔ 述 了通 过 正 演 模 ３ １ ｒ论 型 建 立 地 震 属 性 与 岩 石 物 理 性 质 之 间 的 关 系 的
关键 词 ： 流 相 ； 演 模 型 ；敏感 属性 ； 皮 尔 曼 系 数 河 正 斯 中 图 分 类 号 ：６ １ Ｐ３． ４ 文 献 标 识 码 ： Ａ 文章 编 号 ：６ ３ １ ８ （ ０ １ ０ — ０ ７ ０ １ ７ — ９ ０ ２ １ ）４ ０ ０ — ３
河 流相储 层 是我 国渤 海湾 地 区广泛 发 育 的储 集 类 型 ． 皇 岛３ —油 田位 于渤 海 中部海 域 ． 渤海 海 秦 ２６ 是
Ｐｆ Ｃｆ × （：× ） ＼ ｍ
一
／ １
（ １ ）
１ 地 震 属 性 分 类
早 期 的地震 属 性 分 类 主要 有 两 种 ： 种 是２ 世 一 ０ 纪 ９ 年 代 初 由Ｔ ｎ ｒ 人 提 出 的将 地 震 属 性 分 为 几 ０ ａ ｅ等 何 属 性 和物 理属 性［： 一种 是 １ ９ 年 由Ｂ ｏ ｎ 人 ６另 ］ ９６ ｒｗ 等 提 出的将地 震 属性 分 为时 间 、 幅 、 率 、 振 频 衰减４ 类 大 属 性 。 目前 最常 用 的是Ｑｕｎ ｙＣ ｅ 提 出的属 性 分 ｉｃ ｈｎ 类［ ８ ］ 根 据波 的运 动学 、 力学 和储 层 特征将 地 震 。他 动 属性归纳为振幅 、 波形 、 率 、 减 、 位 、 关 、 频 衰 相 相 能
一种用于消除海上地震多次波的新方法(1)
油气地球物理 ＰＥＴＲＯＬＥＵＭ ＧＥＯＰＨＹＳＩＣＳ
第４卷 第４期
一种用于消除海上地震多次波的新方法
Ｊｉａｎｗｕ Ｊｉａｏ 等著 司娟娟 摘译
摘要$针对传统波动方程衰减多次波存在的问题"提出一种新的多次波衰减方法! 该方法通过对波动方程偏移算法 进行适当的约束"可以更好地进行多次波预测’自适应衰减和空间假频衰减! 用此方法对加拿大东部海上地震资料 进行的实际处理取得了较好的效果! 关键词$波动方程#多次波#自适应衰减#空间假频
波动方程法是目前比较通用的消除多次波方 法! 其基于波动理论并需相关自由表面反射率和震 源波场的信息! 对于海洋资料来说"一般假定自由 表面反射率为!１# 通过自适应方式消除多次波估 计出震源子波!
波动方程外推法和自适应衰减法是衰减海底 多次波和层间多次波的有效方法"但在应用过程中 可 能 会 遇 到 以 下 问 题 $"不 同 炮 检 距 和 不 同 空 间 采 样 会 导 致 空 间 假 频 ##海 底 层 间 多 次 波 并 不 能 完 全 反 映 海 底 的 真 实 几 何 形 状 #$ 在 自 适 应 滤 波 中 采 用 的约束不恰当会造成一次有效波的损失! 可以通过 对波动方程偏移算法进行适当约束来解决这些问 题! 首先"外推换算同相轴时差前"在炮检距域用线 性动校正% ＬＭＯ& 增大非空间假频信号的带宽"提前 用 !%" 预测滤波器完成道内插" 以减少空间假频" 这里需强调的是要用一个近似的炮间距和道间距# 然后"用一有效相移外推法预测出各种海底几何形 状的 ２Ｄ 多次波模型#最后"为了尽可能地预测出一 次波同相轴"除了约束滤波外"还应增加空间约束! 这种波动方程衰减多次波的新技术包括以下几个 方面!
地震资料数字处理 第六章 反射地震资料的偏移(3).ppt
复杂的非双曲线时差
叠前偏移
3D构造
3D偏移
国外有学者通过研究给出了一个构造复杂程度、速度变化状 况及应采用的偏移方法之间的关系表：
简单构造 复杂构造
常 速 速度随深度 速度横向缓慢 速度横向急剧变
变化
变化
化
垂直射线深 成像射线深度 真深度偏移
度转换
转换
时间偏 时间偏移+垂 时间偏移+成 真深度偏移
第6-4节 地震资料的叠前偏移(简介)
一.问题的提出
前面介绍的偏移方法都是叠后偏移,其输入剖面是水平叠 加剖面,因此其偏移效果和质量不仅与偏移方法本身及其 参数选择有关,而且也和水平叠加剖面本身的质量有直接 的关系。而我们知道，水平叠加理论是建立在界面水平、 均匀，无横向速度变化的假设前提之上的，一旦不满足 这些假设，如地层倾角较大、横向速度变化剧烈，或叠 加速度求取不准时，水平叠加效果就会很差；而如果利 用这样差的资料进行偏移处理，即使采用方法再好（如 使用波动方程的深度偏移），也很难取得理想的效果。
介质假设），因此在处理横向变速的地震资料时，就存在 着理论缺陷，以致造成偏移归位错误。
8.0-8
8.0-9
8.0-10
8.0-9
strong
mild to moderate
8.0-11
8.0-12
由图可知,当横 向速度变化严 重时,绕射点的 响应是一畸变 的旅行时曲线, 意味着构造解 释会出现失误, 时间偏一不再 是可接受的,必 须用深度偏移
的基础上的。由于地层倾角和空间速度变化造成叠后偏移剖面与实际地质 构造存在很大的差异，特别是在复杂构造或横向变速情况下其差异很大。 传统的叠加+偏移无法正确揭示深度—速度场信息，不能正确处理速度界 面产生的绕射，从而导致同相轴错位和不聚焦，以致不能产生正确反映反 射层位置的成象，有时根本得不到反射信号的成象。针对偏移问题，四川 地调处采用了“用构造模式和速度模型对地震资料的偏移进行指导和检 验”。他们根据高陡构造的特点，研制了多种偏移方法。
GeoEast-RE油藏地球物理软件介绍
地震数据处理 第一章：地震数据处理基础
3.速度分析(velocity Analysis)；
4.动校正(Normal Moveout Correction)消除由于炮检距不同引起同一
反射波达到时间的差异;
5.叠加(Stack)； 6.显示叠加剖面 (Display) (有波形、变面积、波形+变面积三种显示方式)；
从波形可看出波的振幅、周期、频率等动力学特点；从变面积的角度，它又突出了 反射层，较直观地反映地下构造形态的特点
ICTFT
f (t )
时 域 恢 复 时 域 抽 样
LT
F ( s)
S j j S
F ( j )
截 取 主 周 期 频 域 周 期 延 拓
ILT
j j n F ( e ) f ( n ) e n- DTFT : j j n f ( n) 1 F ( e ) e d 2
地震波不是简谐波，从波剖面中可得到相邻两峰或谷 间的距离称为视波长，其倒数为视波数。
地 震 波 场
地 震 波 场 时 间 切 片， 即 波 动 图
一ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ付里叶变换
一个正弦运动要用频率、振幅和相位才能完整 的描述。
在计算机中用快速算法实现付里叶变换（FFT）。
付里叶变换：
正变换：时域信号 分解 频域信号；
时 间 （s）
频率（Hz）
图1.1－11 几个没有相位延迟但峰值振幅相同的正弦波的总和产生一个带限对称子波， 表示在右边一道上(由星号标出)，这是一个零相位非对称子波
图1.1—12表示给在图1.l-11中的各正弦 波一个线性相位移所产生的结果。线性相 位移在频率域定义为：
时 间 （s）
模拟与数字信号 一道地震信号是一个连续的时间函数。在地震记录中，连续（模拟） 的地震信号在时间域按照固定的比例取样，叫做采样间隔。典型采样间 隔范围在1到4ms，高分辨率要求采样间隔小到0.25ms。 一般地说，给定采样间隔 ，则可恢复的最高频率为尼奎斯特（Niquist） 频率。公式如下：
合成地震记录
应用合成地震记录来标定地震层位是地震资料解释中非常重要的手段，也是将地震资料与测井资料相结合的一条纽带。
它最终使抽象的地震数据与实际的地质模型连接起来，为地震资料解释的可靠性提供了依据。
合成记录的精度将直接影响到地震地质层位标定的准确性，因此，提高合成记录的精度就成了地震层位标定的首要问题。
１合成记录的方法原理１．１合成地震记录制作的一般方法一般而言，人工合成地震记录，是利用声波和密度测井资料求取一反射系数序列，再将这一反射系数序列与某一子波反褶积得到结果。
Ｓ（ｔ） ＝ Ｒ（ｔ） ＊ Ｗ（ｔ） （１）式中 Ｓ（ｔ） —— 合成地震记录； Ｒ（ｔ） —— 反射系数序列； Ｗ（ｔ） —— 地震子波。
上式表明，合成记录的好坏与反射系数序列的求取和子波的选择有着密切的关系。
反射系数序列的准确性和精确程度又与测井资料（声波、密度）的采集、处理等过程密切相关；子波的选择，则要考虑子波的长度、相位、频率等诸多因素。
在实际工作中，所得到的结果往往不尽人意［１］，主要表现在：（１） 合成地震记录与井旁地震道附近的地震剖面层位不吻合现象较多，或者说同相轴吻合的时窗长度有限；（２） 合成地震记录与井旁地震道附近的地震剖面能量不吻合现象较多，或者说同相轴“胖瘦”程度吻合有限；（３） 合成地震记录与井旁地震道附近的地震剖面存在一定的时移。
其原因主要在于：①子波受地质条件变化的影响，难以给得恰到好处；②深—时转换存在误差；③褶积模型并不能完全准确地反应地震记录；④实际地震记录存在噪声。
１．２实用优化方法１．２．１校正测井数据首先对测井数据进行校正，对反射系数序列进行非均匀采样［２，３］。
１．２．２选择合适的子波（１）子波的类型。
常用的子波有两类，一是典型子波，如Ｒｉｃｈｅｒ、Ｔｒａｐｅｒｉｏｄ子波等；二是提取子波，提取子波一般有维纳—莱文森混相位子波提取法和自相关子波提取法两种［４，５］。
从剖面提取的实际子波制作的合成记录，虽然其合成地震记录层位精细标定应用研究＊洪余刚 陈景山 代宗仰 李凌峰（西南石油学院资源与环境学院，四川省成都市６１０５００）摘 要：通过对合成记录制作的一般方法进行分析，结合研究区实际地质、地震资料，提出合成记录的制作在层位标定中的实用优化方法，强调了子波的提取方法和子波相位引起的偏差。
基于二维的伪三维地震数据构建
基于二维的伪三维地震数据构建一、引言地震勘探是石油勘探中不可或缺的一个环节，而地震数据的处理和解释是地震勘探的核心。
在地震数据处理中，二维伪三维技术被广泛应用。
本文将从二维伪三维技术的基本原理、数据处理流程以及实际应用等方面进行详细介绍。
二、二维伪三维技术的基本原理1. 二维地震数据二维地震数据是指在一个平面内采集到的地震数据，它只能提供垂直于该平面方向上的信息。
因此，需要将其转换为三维模型以获得更全面的信息。
2. 伪三维技术伪三维技术是指通过对二维地震数据进行处理和重构，使其呈现出类似于真正三维地震数据的效果。
其原理主要包括两个方面：一是通过叠加多次相同方向上不同位置的剖面来形成一个新的剖面；二是通过对该新剖面进行插值和平滑等操作来生成类似于真正三维模型的效果。
3. 伪三维技术与真正三维技术的区别伪三维技术与真正三维技术的区别在于，伪三维技术是在二维地震数据上进行处理和重构，而真正的三维地震数据则是直接在三维空间内采集得到的。
因此，伪三维技术所呈现出来的效果虽然类似于真正的三维地震数据，但其精度和准确性仍然不能与真正的三维地震数据相比。
三、二维伪三维技术的数据处理流程1. 数据预处理进行数据预处理主要包括去除噪声、校正时间和幅度等操作。
其中，去除噪声可以通过滤波等方法实现；校正时间可以通过静校正和动校正等方法实现；幅度校正可以通过分析反射系数进行计算。
2. 剖面叠加剖面叠加是指将多个相同方向上不同位置的剖面叠加起来形成一个新的剖面。
该过程需要对各个剖面进行时移、增益调整等操作后再进行叠加。
3. 插值和平滑插值和平滑是指对新生成的剖面进行插值和平滑操作以生成类似于真正三维模型的效果。
插值可以通过三次样条插值等方法实现；平滑可以通过小波变换等方法实现。
4. 建立模型建立模型是指将生成的伪三维地震数据转化为真正的三维模型。
该过程需要对伪三维数据进行立体视觉效果的处理，使其能够以三维形式呈现出来。
四、二维伪三维技术的实际应用1. 油气勘探二维伪三维技术在油气勘探中得到了广泛应用，它可以帮助勘探人员更全面地了解地下构造和油气分布情况，从而提高勘探效率和成功率。