专利名称：一种非均质泥砂岩储层储量确定方法
技术领域：
本发明涉及非均质油气田地震勘探与油藏预测与评价方法，特别是非均质泥砂岩储层储量确定方法。
背景技术：
非均质泥砂岩油气藏勘探与开发一直是我国油气勘探与开发研究的难点与重点， 也是勘探地球物理与油藏地球物理研究的难点与热点。目前针对非均质油气藏研究的重点集中在如何提高地震资料分辨率以及薄层反演精度，实现非均质油气藏的精确刻画与描述。但通过处理手段过度提高地震分辨率会影响地震资料保真度，而通过模型反演提高薄层识别精度具有较强的多解性，从而增加钻探风险。此外，地震波在地下介质中传播时是一种低频三维体波，因此其包含的弹性参数信息是一定三维空间内岩石弹性参数的综合，而非仅仅一个点的弹性特征。因此实际地震数据反映的地层弹性参数信息与基于高频射线理论得到的地层弹性参数信息不完全一致。基于高频射线理论得到的地层弹性参数信息反映了一个点的特征，而实际地震数据反映了三维体波范围内的弹性参数，只有当三维体波范围内为均勻介质时，高频射线理论得到的地层弹性参数信息才与实际地震数据反映的弹性参数一致。而对于实际非均质油气藏地震数据反映的地下介质弹性特征很难与在某一点上测量结果一致(如测井数据和岩石物理实验室测量数据)。因此，非均质泥砂岩油气藏复杂的油藏结构一方面给寻找更多的剩余油分布区提供了广阔的空间，另一方面单一非均质油藏薄层厚度超出地震分辨能力以及地震尺度下油藏参数与弹性参数的复杂关系很大程度上又阻碍了非均质泥砂岩勘探精度的提高。但应注意到，非均质泥砂岩油气藏的开发通常不取决于单一薄层，而是整个薄互层组合，且通常采用合注合采方式进行开发，因此将非均质储层作为整体，并利用受测量尺度与油藏结构影响较小的属性表征油藏特征，对于有效降低地震分辨率约束与测量尺度影响，实现非均质油气藏储层预测与表征十分有利。总之，目前非均质泥砂岩储层地震评价方法研究存在的主要问题是1、非均质泥砂岩储层结构变化复杂，泥岩薄层、砂岩薄层厚度超出了基于地震资料进行识别的能力范围，不能实现基于地震资料的单一薄层精细描述，更难以基于地震数据实现单一薄层的定量分析与评价。2、油藏参数与岩石弹性参数变化关系受测量尺度影响，基于测井数据、实验室岩芯测量数据建立的油藏参数与岩石弹性参数变化关系不能直接应用于地震波阻抗反演数据解释。3、传统的地震属性受储层泥岩薄层和砂岩薄层组合方式变化影响很大，而非均质泥砂岩储层组合方式变化大，因此利用传统属性难以对非均质泥砂岩储层整体进行横向对比与评价，无法确定储层储量。
发明内容
本发明的目的是针对现有技术的缺陷，提供一种非均质泥砂岩储层储量确定方法，是在岩石物理模型诊断基础上，利用边界理论计算地震尺度下弹性参数变化，建立地震尺度下非均勻油藏含水饱和度与储层净毛比定量解释模板，并通过油藏累积阻抗属性计算与数据交汇，定量解释油藏净毛比与含油气饱和度，从而实现非均勻泥砂岩油藏储量确定。为实现上述目的，本发明提供了一种非均质泥砂岩储层储量确定方法，该方法包括根据实际油藏地层条件，获得油藏原始地层条件参数，得到油藏完全饱和水时对应的纵波速度曲线、横波速度曲线、密度曲线、孔隙度曲线和泥质含量曲线；基于所述完全饱和水时实际测井曲线，结合测井数据解释成果针对实际油藏目标储层部分统计分析砂岩储层和泥岩夹层的泥质含量、孔隙度分布特征，并计算获取泥质含量、孔隙度正态分布函数参数；基于所述完全饱和水时实际测井曲线和统计的砂岩储层和泥岩夹层的泥质含量和孔隙度分布函数，利用纵波速度、孔隙度和泥质含量以及横波速度、孔隙度和泥质含量进行三参数交汇分析，并根据数据交汇特征，通过岩石物理诊断确定合适的岩石物理模型；基于确定的岩石物理模型以及相关参数和实际油藏砂岩储层与泥岩夹层泥质含量、孔隙度正态分布函数参数以及原始储层条件下储层流体弹性参数与密度参数，利用边界理论计算地震尺度下不同净毛比与含水饱和度条件下弹性参数，并形成用于实际油藏净毛比与含水饱和度定量解释的纵波阻抗值与纵、横波速度比值交汇图版，所述净毛比为砂岩储层占目标储层总厚度比例；基于实际油田地震数据反演得到的纵波阻抗和横波阻抗数据，将非均质储层作为整体，计算获得储层顶、底之间纵波与横波累积阻抗属性，并将纵波累积阻抗属性与横波累积阻抗属性分别除以油藏储层总厚度，得到纵波累积阻抗平均属性与横波累积阻抗平均属性，并计算获取纵波速度与横波速度比值；将实际油田纵波累积阻抗平均属性以及纵波速度与横波速度比值进行交汇分析并与建立的纵波阻抗值与纵、横波速度比值交汇图版叠合，根据实际油田纵波累积阻抗平均以及纵波速度与横波速度比值交汇点在图版中的位置，确定该点对应的储层净毛比与含水饱和度；将根据图版确定的储层净毛比与实际油田储层厚度进行乘积，得到实际油藏储层有效砂岩厚度；将储层有效砂岩厚度与油藏含油气饱和度乘积得到油藏储量。本发明实施例提供的非均质泥砂岩储层储量确定方法，利用地震尺度下弹性参数计算与图版建立方法，实现了非均质泥砂岩油藏净毛比和饱和度变化的定量评价，有效提高了非均质泥砂岩油藏评价精度，降低了钻探风险，并采用地震累积阻抗属性，具有更好的稳定性，提高非均质油气藏评价的精度，并且可以拓展到三维空间进行应用。
此处所说明的附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本申请的一部分，并不构成对本发明的限定。在附图中图1是本发明一种非均质泥砂岩储层储量确定方法的流程图；图2是流体替换前、后实际测井曲线，自左至右以此是伽马测井曲线、密度测井曲线、声波测井曲线、孔隙度曲线、纵波阻抗测井曲线，实曲线为流体替换前含气储层对应测井曲线，点曲线为流体替换后饱和水储层对应测井曲线；图3是流体替换前，纵波速度随孔隙度变化，自左至右自上到下四幅图中的颜色分别代表泥质含量值、油藏埋藏深度、密度和含水饱和度；图4是流体替换后，纵波速度随孔隙度变化，自左至右自上到下四幅图中的颜色分别代表泥质含量值、油藏埋藏深度、密度和含水饱和度；图5是基于测井资料统计得到砂岩储层孔隙度概率分别特征(左)，砂岩储层泥质含量概率分别特征(右)；图6是基于测井资料统计得到泥岩层孔隙度概率分别特征(左)，泥岩层泥质含量概率分别特征(右)；图7是基于纵波速度随孔隙度变化进行岩石物理诊断，图中点数据为油藏储层部分实际测井数据，而曲线是基于一致性胶结砂岩模型计算的结果；图8是纵波阻抗与纵、横波速度比值交汇图，上图中曲线为净毛比等值线，而下图中曲线为含水饱和度等值线；图9是储层含气时，基于纵波阻抗与纵、横波速度比值建立的净毛比与含水饱和度定量计算图版；图10是储层含油时，基于纵波阻抗与纵、横波速度比值建立的净毛比与含水饱和度定量计算图版；图11是基于实际地震资料叠前反演得到的纵波阻抗剖面图(上图)与横波阻抗剖面图(下图)，阻抗单位km/s*g/CC ；图12是基于实际油藏纵波阻抗与横波阻抗计算得到的油藏累积纵波阻抗平均属性和纵、横波阻抗比值随CDP变化，纵波阻抗平均属性单位km/s*g/CC ；图13是基于建立的纵波阻抗与纵横波速度比值交汇图版和实际油藏累积纵波阻抗平均属性和纵横波阻抗比值，确定实际油藏储层净毛比与含水饱和度；图14是基于图版解释结果得到实际油藏储层净毛比随CDP变化(上图)和实际油藏储层有效厚度随CDP变化(下图)，实际油藏储层有效厚度单位m。
具体实施例方式为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合实施例和附图，对本发明实施例做进一步详细说明。在此，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，但并不作为对本发明的限定。如图1所示，为本发明实施例一种非均质泥砂岩储层储量确定方法的流程图，具体包括步骤110 根据实际油藏地层条件，获得油藏原始地层条件参数，得到油藏完全饱和水时对应的纵波速度曲线、横波速度曲线、密度曲线、孔隙度曲线和泥质含量曲线；步骤120 基于所述完全饱和水时实际测井曲线，结合测井数据解释成果针对实际油藏目标储层部分统计分析砂岩储层和泥岩夹层的泥质含量、孔隙度分布特征，并计算获取泥质含量、孔隙度正态分布函数参数；步骤130 基于所述完全饱和水时实际测井曲线和统计的砂岩储层和泥岩夹层的泥质含量和孔隙度分布函数，利用纵波速度、孔隙度和泥质含量以及横波速度、孔隙度和泥质含量进行三参数交汇分析，并根据数据交汇特征，通过岩石物理诊断确定合适的岩石物理模型；
步骤140 基于确定的岩石物理模型以及相关参数和实际油藏砂岩储层与泥岩夹层泥质含量、孔隙度正态分布函数参数以及原始储层条件下储层流体弹性参数与密度参数，利用边界理论计算地震尺度下不同净毛比与含水饱和度条件下弹性参数，并形成用于实际油藏净毛比与含水饱和度定量解释的纵波阻抗值与纵、横波速度比值交汇图版，所述净毛比为砂岩储层占目标储层总厚度比例；步骤150 基于实际油田地震数据反演得到的纵波阻抗和横波阻抗数据，将非均质储层作为整体，计算获得储层顶、底之间纵波与横波累积阻抗属性，并将纵波累积阻抗属性与横波累积阻抗属性分别除以油藏储层总厚度，得到纵波累积阻抗平均属性与横波累积阻抗平均属性，并计算获取纵波速度与横波速度比值；步骤160 将实际油田纵波累积阻抗平均属性以及纵波速度与横波速度比值进行交汇分析并与建立的纵波阻抗值与纵、横波速度比值交汇图版叠合，根据实际油田纵波累积阻抗平均以及纵波速度与横波速度比值交汇点在图版中的位置，确定该点对应的储层净毛比与含水饱和度；步骤170 将根据图版确定的储层净毛比与实际油田储层厚度进行乘积，得到实际油藏储层有效砂岩厚度；将储层有效砂岩厚度与油藏含油气饱和度乘积得到油藏储量。本发明具体采取以下工作步骤来实现上述技术方案基于实际油藏参数与流体特征对测井数据进行流程替换与数据交汇分析一基于测井数据进行储层油藏参数分布特征统计分析与统计参数确定一利用岩石物理模型诊断与岩石物理参数优化方法确定适合实际油藏特征岩石物理模型与相关参数一利用Hashin-Shtrikman边界平均方法计算获得地震尺度下不同净毛比储层油藏弹性参数随含水饱和度变化关系与数据，并基于计算数据建立纵波阻抗与纵横波速度比值交汇图，形成利用纵波阻抗与纵横波速度比值交汇点确定非均质储层净毛比和含水饱和度的图版一将非均质储层作为整体，利用实际地震资料纵波阻抗、横波阻抗反演结果得到纵波累积阻抗属性与横波累积阻抗属性以及纵、横波累积阻抗平均属性一对累积纵波阻抗平均属性与累积纵、横波阻抗平均属性比值进行交汇，并利用建立的图版确定储层净毛比与含水饱和度一将储层净毛比与油藏厚度乘积得到有效砂岩厚度，并采用有效砂岩厚度与含油气饱和度交汇与乘积的方法完成对非均质泥砂岩储层的定量评价。技术方案与工作步骤详细叙述如下(1)根据实际油藏地层条件，获得油藏原始地层条件参数，包括温度、地层压力和流体压力，并通过实验室直接测量或Batzle-Wang流体弹性参数方程计算获得该条件下地下流体包括气、油和地层水体积模量与密度参数；并利用油藏流体弹性参数和实际油藏测井曲线，包括纵波速度曲线、横波速度曲线、密度曲线、孔隙度曲线和泥质含量曲线，基于 (iassmarm方程进行流体替换处理，得到油藏完全饱和水时对应的纵波速度曲线、横波速度曲线、密度曲线、孔隙度曲线和泥质含量曲线；通过数据交汇分析，对比油藏流体替换前后纵、横波速度变化随孔隙度变化关系，以及泥质含量变化、埋藏深度变化、饱和度变化和密度变化等对该关系的影响，确保流体替换处理的有效性。油藏流体弹性参数可以根据油藏原始地层条件在实验室测定，也可以利用根据 Batzle-Wang流体弹性参数方程进行计算。进行流体替换时，首先根据如下式(1)所示 Gassmann方程，利用实际测井曲线获得干岩石体积模量与剪切模块
权利要求
1.一种非均质泥砂岩储层储量确定方法，其特征在于，该方法包括根据实际油藏地层条件，获得油藏原始地层条件参数，得到油藏完全饱和水时对应的纵波速度曲线、横波速度曲线、密度曲线、孔隙度曲线和泥质含量曲线；基于所述完全饱和水时实际测井曲线，结合测井数据解释成果针对实际油藏目标储层部分统计分析砂岩储层和泥岩夹层的泥质含量、孔隙度分布特征，并计算获取泥质含量、孔隙度正态分布函数参数；基于所述完全饱和水时实际测井曲线和统计的砂岩储层和泥岩夹层的泥质含量和孔隙度分布函数，利用纵波速度、孔隙度和泥质含量以及横波速度、孔隙度和泥质含量进行三参数交汇分析，并根据数据交汇特征，通过岩石物理诊断确定合适的岩石物理模型；基于确定的岩石物理模型以及相关参数和实际油藏砂岩储层与泥岩夹层泥质含量、孔隙度正态分布函数参数以及原始储层条件下储层流体弹性参数与密度参数，利用边界理论计算地震尺度下不同净毛比与含水饱和度条件下弹性参数，并形成用于实际油藏净毛比与含水饱和度定量解释的纵波阻抗值与纵、横波速度比值交汇图版，所述净毛比为砂岩储层占目标储层总厚度比例；基于实际油田地震数据反演得到的纵波阻抗和横波阻抗数据，将非均质储层作为整体，计算获得储层顶、底之间纵波与横波累积阻抗属性，并将纵波累积阻抗属性与横波累积阻抗属性分别除以油藏储层总厚度，得到纵波累积阻抗平均属性与横波累积阻抗平均属性，并计算获取纵波速度与横波速度比值；将实际油田纵波累积阻抗平均属性以及纵波速度与横波速度比值进行交汇分析并与建立的纵波阻抗值与纵、横波速度比值交汇图版叠合，根据实际油田纵波累积阻抗平均以及纵波速度与横波速度比值交汇点在图版中的位置，确定该点对应的储层净毛比与含水饱和度；将根据图版确定的储层净毛比与实际油田储层厚度进行乘积，得到实际油藏储层有效砂岩厚度；将储层有效砂岩厚度与油藏含油气饱和度乘积得到油藏储量。
2.根据权利要求1所述的非均质泥砂岩储层储量确定方法，其特征在于，油藏原始地层条件参数包括温度、地层压力和流体压力，并通过实验室直接测量或Batzle-Wang方程计算获得该条件下地下流体包括气、油和地层水体积模量与密度参数。
3.根据权利要求1所述的非均质泥砂岩储层储量确定方法，其特征在于，所述油藏完全饱和水时对应的纵波速度曲线、横波速度曲线、密度曲线、孔隙度曲线和泥质含量曲线是利用实际资料测井曲线，基于fessmarm方程进行流体替换研究得到的。
4.根据权利要求3所述的非均质泥砂岩储层储量确定方法，其特征在于，所述确定合适的岩石物理模型的步骤还包括通过参数扫描、模拟数据与实际数据相关分析，确定岩石物理模型的参数，包括临界孔隙度、接触点数和剪切模量调整值。
5.根据权利要求1所述的非均质泥砂岩储层储量确定方法，其特征在于，形成所述交汇图版具体包括 通过随机模拟得到不同的泥质含量与孔隙度组合，并计算砂岩储层占目标储层总厚度比例，和不同含水饱和度条件下储层各点的体积模量与剪切模量以及体积平均密度，并采用广义Hashin-Shtrikman上、下边界弹性参数平均的方法获取地震尺度下不同净毛比和含水饱和度储层对应的体积模量、剪切�？橐约疤寤骄芏龋换诟眉扑闶菁扑慊竦枚杂Φ淖莶ㄗ杩怪狄约白荨⒑岵ㄋ俣缺戎担⒔辛秸呓换惴治鲇氲染幻鹊愫偷群ズ投鹊懔咝纬伤鼋换阃及�。
6.根据权利要求1所述的非均质泥砂岩储层储量确定方法，其特征在于所述油藏含油气饱和度为1.0减去所述根据图版确定的含水饱和度。
7.根据权利要求6所述的非均质泥砂岩储层储量确定方法，其特征在于将储层有效砂岩厚度与油藏含油气饱和度进行乘积得到油藏储量分布，从而确定油田储层有利的勘探区域。
全文摘要
本发明涉及一种非均质泥砂岩储层储量确定方法，包括获得油藏原始地层条件参数，进行测井数据流体替换得到储层饱和水时对应弹性参数曲线；基于饱和水测井曲线和统计得到的砂岩储层和泥岩夹层的泥质含量和孔隙度分布函数，利用岩石物理诊断确定岩石物理模型，并利用边界理论计算地震尺度下非均质油藏弹性参数变化与含水饱和度和储层净毛比关系，建立模板；利用地震阻抗数据计算累积阻抗属性，并通过建立的模板定量解释储层有效砂岩厚度与含油气饱和度，并乘积得到油藏储量。本发明通过地震尺度下弹性参数计算和图版建立，并利用地震累积阻抗属性，实现了非均质泥砂岩油藏净毛比和饱和度的定量评价，达到确定储量的目的。
文档编号G01V1/40GK102426390SQ201110322888
公开日2012年4月25日 申请日期2011年10月21日 优先权日2011年10月21日
发明者李景叶, 王守东, 陈小宏 申请人:中国石油大学(北京)
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