CN100349006C - 一种用波阻抗反演技术确定岩性和流体分布的方法 - Google Patents

Abstract

一种用于石油物理勘探技术领域的用波阻抗反演技术确定岩性和流体分布的方法，得出AI曲线和EI曲线，选择能明显区分不同岩性的地震入射角度，由测井曲线绘制AI-EI交会图；根据该角度入射角度提取的地震角道叠加数据；根据提取的地震角道叠加数据进行过井测线的EI反演；利用全叠加数据进行过井测线的AI反演；利用AI-EI交会图上解释出的正交的岩性和流体投影线作为确定岩性和流体分布的依据，确定出的岩性、流体分布和实际工区比较吻合。

Description

一种用波阻抗反演技术确定岩性和流体分布的方法

技术领域

本发明涉及石油物理勘探技术领域，属于地震资料反演范畴，具体是一种用波阻抗反演技术确定岩性和流体分布的方法。

背景技术

地震勘探的过程，就是在地面上的一系列点上，利用人工激发地震波，地震波向地下传播，当遇到波阻抗界面(即上下地层波阻抗不相等面)时，在波阻抗界面上地震波产生反射现象，地震波传播方向发生改变，地震波开始向上传播，在地面上的一系列接收点上安置着接收器，接收向上传播的地震波，这是地震勘探的正过程(野外勘探过程)。波阻抗就是地震波传播速度与地层密度的函数，它的大小反映了地下地层的结构和构造以及储层中油气的分布情况，是油气勘探、开发、开采过程中十分重要的参数。波阻抗反演就是根据地面接收到的反映地下地层界面的反射信号，求取地下地层波阻抗的过程，属于反过程。

波阻抗反演始于七十年代，通常指利用叠后地震资料进行反演的一种技术方法，是在二维和三维空间进行储层特征描述、开展储层研究的重要手段之一。它将地震资料、测井资料、地质解释相结合，充分利用测井资料具有较高的垂向分辨率和地震剖面有较好的横行连续性的特点，将地震剖面“转换成”波阻抗剖面，不仅便于解释人员将地震资料与测井资料连接对比，而且能够有效的对地层物性参数的变化进行研究，已成为解释技术中不可缺少的一项解释性处理技术。

声波阻抗(AI)是地震纵波速度与地层密度的沉积，AI反演的基本假设是叠加后的地震振幅与法向入射的反射系数成正比，而忽略了振幅随炮检距变化的信息。AI反演是岩性预测的一种常用技术，但是在某些地区，利用声波阻抗进行岩性反演多解性比较严重。在这种情况下，就有必要引入带有横波速度信息的反演方法。

弹性波阻抗(EI)反演是一种结合了常规声波阻抗反演和叠前振幅随炮检距变化(AVO)反演的地震反演技术，它的优势在于考虑了地震反射振幅随着入射角是变化的，可以计算出不同入射角情况下的波阻抗。由于EI综合了对流体和岩性变化比较敏感的横波信息，所以利用它确定岩性和流体空间展布是目前比较流行的方法。

但是在有些复杂地区，当入射角在40度或者更高角度以上才能够用EI完全区分开不同岩性，而这样高角度的地震资料往往在实际采集过程中是很难获得的，这时利用单纯的EI反演同样不能得到令人满意的结果。

发明内容

本发明的目的在于提供一种在利用AI和中、低角度EI环境中对地震资料处理确定岩性效果不佳时用波阻抗反演技术确定岩性和流体分布的方法。

本发明提供的岩性和流体预测方法，具体实现步骤包括：

(1)由已知测井的密度曲线、纵波曲线和横波曲线利用下面公式求出AI曲线和EI曲线。

AI计算公式如下：

AI＝ρV

AI＝ρV

EI计算方法如下：

$\mathrm{EI}\left(\mathrm{\β}\right)=V_{p0}{\mathrm{\ρ}}_0\left[{\left(\frac{V_p}{V_{p}0}\right)}^{{\cos }^p\mathrm{\β}+{\sin }^p\mathrm{\β}}{\left(\frac{V_s}{V_{s0}}\right)}^{-8K{\sin }^p\mathrm{\β}}{\left(\frac{\mathrm{\ρ}}{{\mathrm{\ρ}}_0}\right)}^{{\cos }^p\mathrm{\β}-4K{\sin }^p\mathrm{\β}}\right]$

式中，V_p为纵波速度、V_s为横波速度、ρ为密度， $K=V_s^2/V_p^2$ 为常数，取为相邻层的平均值。V_p0、V_s0和ρ₀为三个参考常数，目的是为了使得求取的不同角度下的EI值与AI值在同一个尺度之下。β是自变量，与入射角θ之间的关系为tan^pβ＝sin²θ，范数p是一个大于零的实数，p值可以动态调整，当两层介质的纵、横波速度差异同向增减时，可以适当放大p，相反情况下则可以使p趋近一个小数。

(2)由测井曲线绘制不同入射角情况下的AI-EI交会图，选择一个地震入射角度(在该角度下不同岩性能很好的区分开来)，根据该角度入射角度提取的地震角道叠加数据。不同于常规全叠加数据，地震角道叠加数据并不把来自于所有反射角度的数据都叠加起来，而只是把选定的一个反射角度范围内的数据叠加起来，这样的叠加数据与角度有很大关系。

(3)根据提取的地震角道叠加数据进行过井测线的EI反演。

(4)利用全叠加数据进行过井测线的AI反演。

(5)结合其它有用的测井信息、地质信息等，在测井曲线的AI-EI交会图解释出相互正交的岩性投影线和流体投影线，根据它们确定出砂岩的分布位置以及不同流体的分布位置，并把该解释结果投影到AI和EI的叠和剖面上，确定不同岩性和流体在过井测线的剖面上的空间分布。

本发明的岩性和流体预测的具体实现原理如下：

由已知井的密度曲线、纵波曲线和横波曲线求出EI曲线和AI曲线，绘制不同入射角度下的AI与EI交会图，在入射角度较小的情况下，用AI和EI都不能较好的区分开不同岩性时，根据已知井信息在在交会图上解释出相互正交的岩性投影线和流体投影线，在岩性投影线上，不同岩性可以得到最大的区分，在流体投影线上，不同类型流体可以得到最大的区分。

根据岩性投影线和流体投影线选择出一个合适的地震入射角度，对该角度的地震角度叠加数据进行弹性波阻抗反演，并对常规叠加资料进行声波阻抗反演，得到了以上两种阻抗体之后，以解释出了岩性投影线和流体投影线的AI-EI交会图作为指导，把交会图上解释出的不同岩性区域和流体区域分别投影到EI和AI的叠合剖面上，就可以确定出岩性和流体的分布。

本发明利用AI-EI交会图上解释出的正交的岩性和流体投影线作为确定岩性和流体分布的依据，确定出的岩性、流体分布和实际工区比较吻合，同时大部分含气砂岩位于含水砂岩之上，这也符合地质规律。

附图说明

图1(a)为0度至90度入射角下的AI-EI交会图示意图；

图1(b)为本发明入射角25度的AI-EI交会图；

在图1中，白色代表泥岩、蓝色为净砂岩、绿色为渗砂岩；红色为气层、黄色为气水同层。天蓝色线条为岩性投影线，粉色线条为流体投影线，并在交会图上显示出了岩性投影线和流体投影线，由此确定岩性和流体分布情况。

图2(a)为过井剖面声波阻抗的反演结果图。

图2(b)为入射角为25度时的EI反演结果图；

图3为本发明确定的过井测线的岩性分布位置图；

图3左上为AI-EI25°交会图，圈定区为砂岩；色标为伽马(GAPI)值，其中，砂岩：GAPI＜100，泥岩：GAPI＞100；图3下方为EI25°反演剖面，图中黑色区对应左上图的圈定区。

图4为本发明确定的过井测线的含气砂岩和含水砂岩的分布情况图；

其中：左上的红色曲线包围区域为含气砂岩分布位置，对应下图的红色区域；

右上图的红色曲线包围区域为气水砂岩分布位置，对应下图的黄色区域。

图4可见，大部分含气砂岩位于含水砂岩之上。

图5(a)是本发明测试数据AI与EI曲线；

图5(b)是常规叠加剖面。

图5(c)是25度角道叠加剖面。

具体实施方式

由已知井的密度曲线、纵波曲线和横波曲线求出EI和AI曲线，分析绘制不同入射角度下的AI与EI交会图。当没有密度曲线时可以由Gardner公式根据纵波(Vp)曲线求出，该公式表示如下：

$\mathrm{\ρ}=a{V}_p^b$

其中，a，b是常数。

当没有横波(Vs)曲线时，可以由下面的Castagna公式求出：

V_p＝1.16V_s+1.36

当单独利用AI或中、低角度EI都不能把不同岩性分离开时，在测井曲线的AI-EI交会图上解释出相互正交的岩性投影线和流体投影线。同时选出一个地震入射角度θ，以便求取该角度下的地震角道叠加数据，该入射角度不能太大，一般在25～35度以下，因为高角度的地震数据在实际采集中是很难采集到的。

选取以θ为中心角的一个角度范围，根据过井的动校后叠前CMP道集，求取地震角道叠加数据，这个角度范围一般以5～10度为宜。然后应用常规反演软件对该数据进行弹性波阻抗反演，同时应用常规叠加资料做声波阻抗反演。

在得到了以上两种阻抗体之后，根据测井曲线的AI-EI交会图上解释出的岩性投影线和流体投影线，在交会图上确定出不同岩性和流体的位置区域，再把它们分别投影到EI和AI的叠合剖面上，从而确定出岩性和流体在整条测线上的空间分布。

图5所示的是测试数据。

(a)是AI与EI曲线，其中红色为AI曲线，深灰色为EI曲线。

(b)是常规叠加剖面。

(c)是25度角道叠加剖面。

先根据AI与EI曲线作出交会图，然后应用交会图上的双投影线选取了入射角为25度的角道叠加剖面进行EI反演，最后以25度的AI-EI交会图作为指导，联合应用AI、EI反演结果确定出了岩性和流体的分布位置。

Claims (4)

1、一种用波阻抗反演技术确定岩性和流体分布的方法，通过常规手段采集物探资料，经过分析得到已知的测井的密度曲线、纵波曲线和横波曲线，其特征在于采用以下步骤实现：

(1)由利用下面公式得出声波阻抗AI曲线和弹性波阻抗EI曲线；

AI＝ρV

$\mathrm{EI}\left(\mathrm{\β}\right)=V_{p0}{\mathrm{\ρ}}_0\left[\begin{array}{ccc}{\left(\frac{V_p}{V_{p0}}\right)}^{{\cos }^p\mathrm{\β}+{\sin }^p\mathrm{\β}}& {\left(\frac{V_s}{V_{s0}}\right)}^{-8K{\sin }^p\mathrm{\β}}& {\left(\frac{\mathrm{\ρ}}{{\mathrm{\ρ}}_0}\right)}^{{\cos }^p\mathrm{\β}-4K{\sin }^p\mathrm{\β}}\end{array}\right]$

式中，V_p为纵波速度、V_s为横波速度、ρ为密度， $K=V_s^2/V_p^2$ 为常数，取为相邻层的平均值，V_p0、V_s0和ρ₀为三个参考常数，β是自变量，与入射角θ之间的关系为tan^pβ＝sin²θ，范数p是一个大于零的实数；

(2)选择能明显区分不同岩性的地震入射角度，由测井曲线绘制AI-EI交会图；根据该角度入射角度提取的地震角道叠加数据；

当单独利用AI或中、低角度EI都不能把不同岩性分离开时，在测井曲线的AI-EI交会图上解释出相互正交的岩性投影线和流体投影线，选地震入射角度θ为30-35度，选取以θ为中心角的一个角度范围为5-10度；

(3)根据提取的地震角道叠加数据进行过井测线的EI反演；

(4)利用全叠加数据进行过井测线的AI反演；

(5)根据已知的测井、地质资料，在AI-EI交会图绘出相互正交的岩性投影线和流体投影线，并把交会图上的岩性区域和流体区域分别投影到EI和AI的叠合剖面上，确定出岩性和流体在整条测线上的分布位置。

2、根据权利要求1所述的一种用波阻抗反演技术确定岩性和流体分布的方法，其特征在于：范数p值动态调整，当两层介质的纵、横波速度差异同向增减时，放大p，相反情况下则使p趋近一个小数。

3、根据权利要求1所述的一种用波阻抗反演技术确定岩性和流体分布的方法，其特征在于：当没有密度曲线时用以下公式根据纵波Vp曲线得到：

ρ＝aV_p ^b

其中，a，b是常数。

4、根据权利要求1所述的一种用波阻抗反演技术确定岩性和流体分布的方法，其特征在于：当没有横波Vs曲线时，由以下公式得到：

V_p＝1.16V_s+1.36

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