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合成地震记录是地震资料和地质解释结合的纽带，它的精度直接影响到地震地质层位的准确标定[1]。它不仅可以精确标定层位，而且还广泛应用于储层预测中的参数外推、地震资料宽带约束反演、速度建模等技术[2]。我国在南黄海累计钻井19口，主要钻遇第三系和白垩系地层，以往南黄海测井曲线合成地震记录存在的问题是采用单时窗理论子波合成地震记录，但由于不同深度地层的频率不同，合成地震记录与实际地震波组吻合不完全一致。本文针对这一问题，提出分时窗提取地震子波来合成地震记录的方法，此方法与实际地震剖面吻合较好，而且分辨率较高。
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常用的制作合成地震记录方法是：将声波测井得到的声波时差曲线转换成速度曲线，速度曲线和密度曲线相乘得到波阻抗曲线，对波阻抗曲线进行均匀采样得到反射系数，再与理论子波褶积得到合成地震记录。但这样得到的合成地震记录精度不高，其主要原因是：①反射系数精度不够[4]；②理论子波与实际子波有差异[4]；③时深转换过程中速度不准[3, 4]。
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由于目前测井资料的缺乏，只有测井曲线的纸剖面，所以需要对其进行矢量化。首先将测井曲线图上的声波和密度曲线进行数字化，在数字化过程中，纸剖面折损和人为因素，这些均可造成曲线的深度错动和数值改变[5]，所以需要进行后期的测井曲线校正，包括测井、地震作基准面校正和声波时差校正。
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在合成地震记录制作过程中要经过两次采样。第一次为深度采样，即将连续的声波测井曲线离散化，以便数字计算；第二次为时间采样，即将深度域数据转换到时间域，得到声波时差的时间序列。深度采样率要和层状模型解释的精度相适应，不大于层状模型解释的最小深度间隔；时间采样率要和深度采样率相适应，这样可保持原有的精度，又不至于增加计算工作量[5]。对南黄海的测井曲线进行全区测井曲线深度采样间隔为0.125 m，时间采样间隔为2 ms（与所标定的地震资料的采样率相匹配）。
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反射系数由实测声波和密度曲线求得：
$$ {{\rm{R}}_{\rm{i}}} = \left( {{{\rm{\rho }}_{{\rm{i}} + 1}}{{\rm{v}}_{{\rm{i}} + 1}} - {{\rm{\rho }}_{\rm{i}}}{{\rm{v}}_{\rm{i}}}} \right)/({{\rm{\rho }}_{{\rm{i}} + 1}}{{\rm{v}}_{{\rm{i}} + 1}} + {{\rm{\rho }}_{\rm{i}}}{{\rm{v}}_{\rm{i}}}) $$ 式中：Ri为第i层的界面反射系数；ρi、vi为第i层的密度和速度。目前使用的合成地震记录大多数没有考虑密度的影响，一般是通过garden公式用速度来计算密度，而在解决岩性精细问题上，需要用到实测密度。南黄海海域的黄7井缺少实测密度曲线，只能通过garden公式来求取，这对于勘探阶段地层标定是可行的。
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地震子波的提取方法有两大类：第一类是确定性子波提取方法；第二类是统计性子波提取方法。确定性子波提取方法是指利用测井资料首先计算出反射系数序列，然后结合井旁地震道由褶积理论求出地震子波，它的优点是不需要对反射系数序列的分布作任何假设，能够得到较为准确的子波。而统计性方法的优点是不需要测井信息也可以得到子波的估计，但缺点是需对所用的地震资料和地层反射系数序列的分布进行某种假设，所得子波精度不高[5, 6]。
地震波在传播过程中，高频成分会被地层吸收，子波频率在整个地震道上是不一致的[8]。一般来说，浅层在地震剖面上表现为波峰（波谷）窄，频率高；深层表现为波峰（波谷）宽，频率低。一般做法是对地震道各个层位段进行频率分析，提出频率分布范围并且得到主频值。
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黄7井对应的地质层位共有7个，从上到下分别为东台群Q，上盐城组N2s，下盐城组N1x2，古新统阜宁组E1f1（顶部缺失渐新统三垛组和始新统戴南组），白垩系泰州组K3t，白垩系赤山组K2c。由表1可以看出，层速度随着深度的增加而增加，一般情况下，地震波在传播过程中遇到高速层时，子波吸收系数大，从而频率降低。
表 1 黄7井层速度随深度的变化
Table 1. Formation parameter of Huang 7 well in South Yellow Sea
地层 顶部（m） 底部（m） 层速度（m/s） Q 0 259.5 2 542.75 N2s1 259.5 504 2 964.94 N2x2 504 888.5 3 486.11 E1f1 888.5 1 328 4 684.06 K3t2 1 328 1 655.5 5 561.05 K3t1 1 655.5 1 902 6 795.47 K2c 1 902 7 084.63 对井旁的地震道进行频谱分析，0-1 000 ms的地震频率较高，主频为30 Hz，且旁瓣高频分布的比例也大（图1a）；1 000-2 000 ms的地震频率相对较低，主频为20 Hz，旁瓣较多、尾巴长（图1b）。
图 1 黄7井井旁地震频谱分析
Figure 1. Seismic spectrum analysis nearby Huang 7 Well
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从实际地震资料中提取地震子波（图2），即利用单时窗452-1 320 ms整道提取一个地震子波的波形和频谱图，从波形来看，介于20 Hz和30 Hz的雷克子波波形之间，与两者的吻合度一般，其频谱也介于20 Hz和30 Hz的雷克子波频谱之间。
图 2 单时窗提取子波与理论子波对比
Figure 2. Single- time-window wavelet extraction compared with the theoretical wavelet
用20 Hz的雷克子波、30 Hz的雷克子波和井旁地震道提取单道实际地震子波分别合成地震记录（图3），图3中（a）是主频20 Hz的子波合成地震记录，总体看地震波组对应较好，尤其N1x2以下的地层，波组吻合得更好，但是对于N1x2以上的地层，合成地震记录的分辨率太低，甚至有些反射界面被模糊化。（b）是主频30 Hz合成记录，此合成记录的分辨率也较好，能够识别浅层地层，但是N1x2以下的地层吻合得不好。（c）使用从井旁地震道中单时窗提取的实际地震子波，整体来看，效果较差，只能对应大套波组，且波形不稳定，峰值多。
图 3 20 Hz和30 Hz雷克子波和单时窗提取子波的合成地震记录
Figure 3. Synthetic seismograms of 20 Hz and 30 Hz Leike wave and single-time-window wavelet
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根据频谱分析结果，考虑到子波的时延特性，一般子波的长度为100 ms左右，采用两个时窗提取子波来分析，时窗1包含452-800 ms的实际地震道提取的子波（图4），时窗2包含1 100-1 320 ms的实际地震道提取的子波（图5）。
时窗1提取的实际地震子波与主频分别为20 Hz、30 Hz的雷克子波相比较，该子波的波形和频谱与主频为30 Hz的雷克子波的波形和频谱吻合得较好；时窗2提取的实际地震子波与主频为20 Hz的雷克子波的波形和频谱吻合得较好。
考虑到提取实际地震子波的不规则性，本文采用波形和频率一致的理论子波来代替实际地震子波，将上述两个时窗的理论子波进行合成地震记录，在合成地震记录和实际地震记录匹配过程中，可以对测井曲线进行微小的拉伸和压缩。
通过该方法合成地震记录与实际地震波组吻合得很好（图6），30 Hz的高频子波合成地震记录和N1x2以上地震波组匹对一致，20 Hz的低频子波合成地震记录和E1f1以下的地震波组对应较好。从波组特征、波形特征等方面来对比，合成地震记录和实际地震剖面的振幅，频率和相位都比较一致。
图 4 452-800 ms提取的实际地震子波与理论子波对比
Figure 4. 452-800 ms the actual extraction of the seismic wavelet and theory wavelet Comparison
图 5 1 000-1 320 ms提取的实际地震子波与理论子波对比
Figure 5. 1 000-1 320 ms the actual extraction of the seismic wavelet and theory wavelet Comparison
将分时窗合成地震记录（图6）和单时窗合成地震记录（图3）的效果进行对比，可以看出，在1 300 ms和1 450 ms左右，单时窗低频理论子波合成地震记录(图3a)的波峰相对实际地震剖面的波峰下错了半个相位；在1 550 ms左右，单时窗低频理论子波合成地震记录(图3a)的波峰相对实际地震剖面的波峰上错了半个相位。而分时窗子波合成的地震记录与地震剖面在以上几处都吻合得很好。
由此可见，分时窗子波合成地震记录比单时窗理论子波合成地震记录分辨率高，与实际地震剖面吻合度好。
图 6 分时窗理论子波合成地震记录
Figure 6. Synthetic seismograms of multi-time-windows theory wavelet
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鉴于南黄海地震和测井资料的缺乏，仍处于油气勘探阶段，本文对地震资料采用分时窗提取子波方法，相对单时窗提取的子波，其合成地震记录与实际地震记录匹对得更好，而且分时窗提取的地震子波符合了地层上下频率不同的特点（一般上地层的频率高，下地层的频率低），能够为南黄海层位解释提供良好的质量保证。主要结论如下：
1）通过对该区以往合成地震记录的研究认为，采用单时窗理论子波合成地震记录与实际地震地层标定差别较大；
2）通过对该区频谱分析以及子波时延特性的分析，选择了452-800 ms的时窗1和1 100-1 320 ms的时窗2作为地震道子波提取的范围；
3）和单时窗低频理论子波合成地震记录相比，分时窗子波合成地震记录与地震剖面吻合度更高。
IMPROVE ACCURACY OF SYNTHETIC SEISMOGRAMS IN SOUTH YELLOW SEA
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摘要: 南黄海以往一般采用单时窗合成地震记录，即对测井曲线求得反射系数与理论子波进行褶积，但由于地层浅部和深部的频率不同，导致合成地震记录和实际地震剖面吻合得不好。本文提出了对地震资料采用分时窗提取子波合成地震记录的方法，从井旁地震道提取的地震子波进行频谱分析，地层浅部和深部地震子波的主频和波形不同，并考虑时延特性，采用分析结果的地震子波进行分时窗合成地震记录。与以往用单时窗合成地震记录相比，分时窗合成地震记录提高了合成地震记录与地震波组的吻合度和分辨率。Abstract: The south yellow sea use single-time-window synthetic seismogram in the past, namely reflection coefficient of logging curve and theory wavelet deconvolution, but the formation of shallow and deep have different frequency, leading to synthetic seismogram and real seismic profiles match poorly. This paper proposes on seismic wavelet extraction using multi-time-window synthetic seismogram, extraction of seismic wavelet and spectrum analysis, the formation of shallow and deep seismic wavelet frequency and waveform is different, and considering the time delay characteristic, apply the analysis results of seismic wavelet to do multi-time-window synthetic seismogram. compared to the previous single-time-window synthetic seismogram, multi-time-window synthetic seismograms is advance, and improve the synthetic seismogram and seismic wave group match degree and resolution rate.
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Key words:
- South Yellow Sea /
- multi-time-window /
- wavelet /
- synthetic seismogram
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图 2 单时窗提取子波与理论子波对比
Figure 2. Single- time-window wavelet extraction compared with the theoretical wavelet
图 3 20 Hz和30 Hz雷克子波和单时窗提取子波的合成地震记录
Figure 3. Synthetic seismograms of 20 Hz and 30 Hz Leike wave and single-time-window wavelet
图 4 452-800 ms提取的实际地震子波与理论子波对比
Figure 4. 452-800 ms the actual extraction of the seismic wavelet and theory wavelet Comparison
图 5 1 000-1 320 ms提取的实际地震子波与理论子波对比
Figure 5. 1 000-1 320 ms the actual extraction of the seismic wavelet and theory wavelet Comparison
图 6 分时窗理论子波合成地震记录
Figure 6. Synthetic seismograms of multi-time-windows theory wavelet
表 1 黄7井层速度随深度的变化
Table 1. Formation parameter of Huang 7 well in South Yellow Sea
地层 顶部（m） 底部（m） 层速度（m/s） Q 0 259.5 2 542.75 N2s1 259.5 504 2 964.94 N2x2 504 888.5 3 486.11 E1f1 888.5 1 328 4 684.06 K3t2 1 328 1 655.5 5 561.05 K3t1 1 655.5 1 902 6 795.47 K2c 1 902 7 084.63 
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