地震地质综合标定是地震解释和储层预测的基础^[1-3]，而利用声波时差，采用褶积理论制作合成记录是普遍采用的井震标定技术^[4-10]。随着钻井技术的不断进步，实施水平井可以高效地评价地下某种分布特征的油气藏^[11-19]，如地层不整合油藏。如何制作水平井合成记录进行层位标定是勘探开发实际生产中面临的问题之一。

水平井合成记录的制作原理和直井相同，都是基于地震褶积模型，但制作过程中也有其特殊性，这主要是由水平井钻进方向与其揭示地层次序的新老关系决定的。当水平井钻进方向揭示的地层是正常次序(由新到老)时，如果地层倾角不大，制作合成记录的关键是确定水平段靶点的位置，然后按斜井制作合成记录，目前也形成了相应的技术手段^[20]；当水平井钻进方向上揭示的地层是由老到新的关系时，由于测井曲线测的是由老到新的地层，而地震波的传播方向始终是从上到下(即由新到老)，这时如果简单地按常规直井方法制作合成记录，在理论上及实际操作中都是行不通的。针对这种情况，刘传虎^[21]提出对测井曲线作反向和倾角转换处理的方法，虽然解决了合成记录反映的波阻抗界面同地震剖面上各同相轴代表的倾斜层界面方向不一致的问题，也可以在垂直倾斜地层方向上完成合成记录标定。但是，对测井曲线反向和角度转换相对容易实现，而将水平段钻井轨迹由水平方向变换为倾斜地层的垂直方向较为繁琐，需要计算给定不同位置的靶点坐标，且准确度不易保证。本文通过设置虚拟井和对地震数据体拉平的方法，就可以按常规直井的方法很容易地实现在垂直倾斜地层方向上制作合成记录并完成标定，制作出的合成记录既符合地震反射原理，质量和精度又相对较高。

图 1为水平井钻井轨迹与地层次序相反(由老到新)时，其与地震波传播路径的示意图。图中蓝色实线代表水平井钻进轨迹，红色实线为地震波传播路径，O为激发点，M₁、M₂为接收点，粉色实线代表倾斜地层，粉色虚线为倾斜地层法线方向。当沿着井轨迹方向用原始声波曲线和密度曲线制作合成地震记录，各同相轴反映的界面是各倾斜地层的底界面，而地震剖面上的各个同相轴代表的是各倾斜地层的顶界面，二者反映的界面恰好相反。另外，由于地震剖面代表的是倾斜界面共反射面元道集的叠加，相当于地震子波对某个倾斜界面垂直入射的结果。而沿着水平方向钻井轨迹制作合成记录，对倾斜地层而言，只是子波倾斜入射的结果，很显然，这不符合地震反射原理^[22]，并且水平方向上的合成地震道同井旁地震道的相关性很差，无法进行有效的对比标定。

图 1

图 1 水平井钻井轨迹与地震波传播路径示意图

针对水平井合成记录反映的界面信息同地震剖面不一致的问题，本文将声波时差及密度曲线由井底向水平段靶点方向作反向采样处理，利用反向测井曲线制作合成记录，保证了合成地震记录同地震剖面反映地层界面的一致性。同时，采用设置虚拟直井、对反向测井曲线作倾角转换处理，对地震数据体进行层拉平的处理方法，将复杂的水平井标定问题简单化为直井标定，并且实现了在垂直倾斜地层的方向上进行合成记录的制作及标定。

鉴于前面的分析，钻进方向与地层次序相反的水平井合成记录的制作及标定主要包括以下几个关键步骤。

对水平段测井曲线，从井底重新反向采样，采样起始深度为水平段靶点对应的深度，采样间隔为0.125m，得到反向声波时差曲线DT_反和反向密度曲线DEN_反。该步骤的目的主要是为了保证地震上的波阻抗界面和测井曲线计算波阻抗界面在方向上的一致性。

对水平井钻遇的一组倾斜界面进行三维层位解释，如图 1中的界面1、界面2、界面3，特别是对水平井水平段起始位置与倾斜地层相交处的界面(如图中的界面3)进行精细的闭合解释，得到三维解释层位。拉平该解释层位到倾斜地层原来所在的时间轴附近，得到拉平地震数据体，同时保证拉平前后地震数据体目的层附近层速度基本相当，这样制作合成地震记录时，初始时深关系不会偏差很大。

在拉平地震数据体上原水平井井底位置重新设置一口新井，该井为直井，坐标为原水平井井底坐标，并将DT_反和DEN_反曲线作倾角转换后加载至该井，计算波阻抗曲线和反射系数序列。采用褶积理论，给定理论子波或提取井旁子波制作合成记录。在拉平后的地震数据体上对该直井进行井旁道与合成记录道的对比与调整，相当于在倾斜地层法线方向上进行合成记录的标定。需注意的是，为保证地震数据和测井数据沿法线方向的一致性，测井曲线的每一个深度值和曲线值都要相应地作倾角转换处理，即：

式中  Depth_反——反向声波时差或反向密度曲线的原始深度；

    Depth_直——虚拟直井声波时差或密度曲线对应的深度；

    DT_直——虚拟直井的声波时差曲线；

    DEN_直——虚拟直井的密度曲线；

    α——近似为倾斜地层与水平面的夹角。

对测井、地震所作的处理及转换如图 2所示，其中绿色圆圈代表虚拟井的位置，黄色实线代表沿倾斜层底界面的解释层位，绿色实线为井轨迹，粉色测井曲线代表反向采样及倾角转换后的声波时差及密度曲线。在拉平后的地震数据体上(图 2b)，对虚拟井(声波时差、密度曲线作过反向采样和倾角变化)采用常规的、成熟的直井合成记录制作及井震标定方法，相当于是对水平井水平段进行合成记录的制作与标定。整个操作过程既符合地震反射原理，也很容易实现，不仅能够提取到直井段的井旁地震道，与合成记录道进行标定，得到相对准确的时深关系，并且测井曲线的反向采样和倾角转换只需给定计算公式，简单易行。

图 2

图 2 水平井标定时对测井、地震操作指示图 (a)拉平前井轨迹地震剖面；(b)地震数据体拉平、虚拟井设置及测井曲线反向处理

井震标定时，关键是标志层的确定^[23-24]。对进入不整合面之下便是水平段的钻井而言，处理前不整合面处的测井曲线为处理变换后DT_直和DEN_直的起始位置，所以不整合面仍可以作为虚拟直井合成记录标定的标志层。确定标志层后，再根据拉平后地震数据体上提取的井旁道与合成记录道能量及波组关系进行合成记录的调整。

桩202-平1井区处于埕岛—长堤—孤东潜山披覆构造带中部长堤油田的中西部(图 3)。中生界勘探程度低，但勘探潜力较大，目前已发现的油气主要分布于长堤断层上升盘桩205—桩202南北条带，纵向上位于中生界顶部的不整合面附近^[25-28]，油藏类型为典型的地层不整合油藏。地震剖面上，中生界顶面(T_r反射层)与下部地震反射同相轴呈角度相交的反射结构。在研究区实施水平井，可同时评价中生界多套地层的含油气情况，桩202-平1井正是基于这样的钻探目的。

图 3

图 3 长堤中生界区域构造位置

桩202-平1井于2016年11月9日完钻，目的层为中生界，完钻井深为3946.0m。该井在中生界3314.0~3740.5m解释油层5层233.5m(有效厚度为189.8m)，其中对3725.5~3734m井段试油，日产油14.34m³，日产水0.6m³，目前该井已累计产油53.48m³，累计产水46.02m³。依据录井、测井资料，对沙一段底界、沙三段底界及中生界内部三台组、蒙阴组不同组段地层分界面进行了划分。这些组段地层分界面和地震同相轴的对应关系如何?中生界油层段在地震剖面上对应哪几套同相轴，以便开展构造解释，为后期的储量计算做准备，这些工作必然要通过井震标定来确定和完成。但是用常规直井合成记录标定方法是行不通的，因为直井标定时井旁地震道无论是沿线方向、道方向还是任意线方向都很容易提取得到。然而，对桩202-平1井而言，其在中生界内的钻井轨迹是近水平的，钻进方向上地层由老到新，速度由大到小，常规合成记录反映的界面是各倾斜地层的底界面，而地震剖面上各地层反射界面始终是顶界面，而且目前的解释软件无法提取水平段的井旁道，所以必须探索新方法对桩202-平1井进行有效的标定。

采用本文第2章的处理方法，首先对桩202-平1井水平段的声波时差曲线和密度曲线从井底反向采样，这样可以解决井钻遇地层界面和地震反射界面方向不统一的问题；其次，精细解释出中生界内部倾斜地层的底界面，然后沿该解释层对地震数据体进行拉平处理；然后在原水平井井底位置虚设一口直井，井位坐标为桩202-平1井的井底坐标，并将反向声波时差曲线和密度曲线做倾角转换后加载至该井，进一步计算得到波阻抗曲线和反射系数；最后，利用拉平数据体，提取或给定地震子波，对该虚拟直井制作合成记录并进行标定，相当于是在垂直倾斜地层的方向(法线方向)上完成了合成记录的制作与标定(图 4)。从井旁地震道和合成记录道的对比来看，二者的相关性较好。通过该标定方法，桩202-平1井钻遇中生界三台组和蒙阴组。图 5为桩202-平1井标定结果，数字①~⑤为地震同相轴编号，分别代表不同的倾斜地层界面，其中三台组顶界(蒙阴组底界)对应第②个同相轴，桩202-平1井钻遇大套油层段的顶、底分别对应与第③和第②个同相轴。根据测井、录井资料，该套油层顶深3385m，底深3510m，厚度为125m。而地震剖面上第②和第③个同相轴之间水平方向上CDP个数为10，道间距为12.5m，两个同相轴之间的水平距离刚好为125m，印证了标定结果的准确性。

图 4

图 4 桩202-平1井合成记录制作

图 5

图 5 桩202-平1井标定结果

针对水平井钻进方向上地层由老到新、速度由大到小且地层倾角较大的地质条件，开发应用将测井曲线反向采样和倾角转换，设置虚拟直井并将地震数据体层拉平的合成记录制作及标定方法，层位标定结果符合地质认识，经钻井、录井及生产数据证实准确可靠，而且标定过程简单实用，对勘探开发过程中其他种类和钻探目的的水平井标定有一定的借鉴意义。