CN103424774B - 一种地震油气藏成像方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种地震油气藏成像方法及装置，该方法包括：对地震资料进行预处理，获得炮集数据；进行叠前反演，获得地层密度和地层体积模量；根据地层密度计算孔隙度；根据孔隙度和地层体积模量计算地层孔隙中流体体积模量；根据孔隙度和流体体积模量计算成像函数值；确定油气藏的孔隙度门槛值和油气饱和度门槛值，确定流体体积模量门槛值；根据流体体积模量门槛值和孔隙度门槛值确定油气藏成像阈值；根据成像函数值和成像阈值进行油气藏成像。全波形反演获得了成像区高精度的地层密度和体积模量数据，地层孔隙度和孔隙流体体积模量的计算获得了油气藏直接相关的两个参数，通过油气藏成像函数和成像条件直接提供油气藏图像，油气藏分布预测准确度高。

Description

一种地震油气藏成像方法及装置

技术领域

本发明关于油气藏勘探技术，特别是关于油气藏成像，具体的讲是一种地震油气藏成像方法及装置。

背景技术

油气藏成像是石油工业中地震勘探的最终目标。近半个世纪的地震成像指的都是偏移成像，即常规地震成像。现有的偏移成像只针对反射界面或地质体界面（构造）形态，是目前地震技术的常规方法。进入21世纪后，随着计算技术的飞快发展，基于全波形反演的定量地震成像开始呈现。定量地震成像不但对界面进行成像，同时提供了地质体内部弹性参数特征，是一种地质体成像。

常规偏移成像结果除与岩性、孔隙、流体有关，还与地层的接触关系、地震子波的特征有关，多解性非常强。定量地震成像消除了地层的接触关系和地震子波特征的影响，很大程度上降低了多解性，是勘探地球物理学家定量描述地下研究对象的基础。

但现有技术的定量地震成像仍是岩性、孔隙、孔隙流体这些多因素的综合，多解性问题仍然没有得到完全解决，不能直接标示油气藏的存在其品质。

发明内容

本发明实施例提供了一种地震油气藏成像方法，包括：

对在勘探区采集的地震资料进行预处理，获得炮集数据；

对所述炮集数据进行叠前反演，获得地层密度和地层体积模量；

根据反演获得的地层密度确定孔隙度；

根据所述孔隙度和反演获得的地层体积模量计算地层孔隙中流体体积模量；

根据所述孔隙度和流体体积模量，按照公式（1）计算成像函数值，

$I\left(x\right)=f(\mathrm{\φ}\left(x\right),K_f\left(x\right))=\frac{|K_w-K_f\left(x\right)|}{K_w}\·\frac{\mathrm{\φ}\left(x\right)}{{\mathrm{\φ}}_{\max }}---\left(1\right)$

其中，x表示地下空间位置，I(x)为成像函数值，φ(x)为地下空间位置x处的孔隙度，K_f(x)为地下空间位置x处的流体体积模量，φ_max为勘探区最大孔隙度值，K_w为测量获得的地层水体积模量；

根据所述勘探区的地质、测井和开发资料确定油气藏的孔隙度门槛值和油气饱和度门槛值；

根据油气饱和度门槛值、测量获得的地层水体积模量、测量获得的油或气的体积模量以及公式（2）确定流体体积模量门槛值；

$\frac{1}{K_{f0}}=\frac{S_0}{K_{o\left(g\right)}}+\frac{1-S_0}{K_w}---\left(2\right)$

其中，K_f0为流体体积模量门槛值，K_w为测量获得的地层水体积模量，K_o(g)为测量获得的油或气的体积模量，S₀为所述的油气饱和度门槛值；

根据流体体积模量门槛值和孔隙度门槛值确定油气藏成像阈值；

根据所述成像函数值和成像阈值进行油气藏成像。

同时，本发明还公开了一种油气藏成像装置，包括：

炮集数据获取单元，用于对采集到的勘探区的地震资料进行预处理，获得炮集数据；

反演单元，用于对所述炮集数据进行叠前反演，获得地层密度和地层体积模量；

孔隙度确定单元，用于根据反演获得的地层密度确定孔隙度；

流体体积模量确定单元，用于根据所述孔隙度和反演获得的地层体积模量计算地层孔隙中流体体积模量；

函数值确定单元，用于根据所述孔隙度和流体体积模量，按照公式（1）计算成像函数值，

$I\left(x\right)=f(\mathrm{\φ}\left(x\right),K_f\left(x\right))=\frac{|K_w-K_f\left(x\right)|}{K_w}\·\frac{\mathrm{\φ}\left(x\right)}{{\mathrm{\φ}}_{\max }}---\left(1\right)$

其中，x表示地下空间位置，I(x)为成像函数值，φ(x)为地下空间位置x处的孔隙度，K_f(x)为地下空间位置x处的流体体积模量，φ_max为勘探区最大孔隙度值，K_w为测量获得的地层水体积模量；

门槛值确定单元，用于根据所述勘探区的地质、测井和开发资料确定油气藏的孔隙度门槛值和油气饱和度门槛值；

流体体积模量门槛值确定单元，用于根据油气饱和度门槛值、测量获得的地层水体积模量、测量获得的油或气的体积模量以及公式（2）确定流体体积模量门槛值；

$\frac{1}{K_{f0}}=\frac{S_0}{K_{o\left(g\right)}}+\frac{1-S_0}{K_w}---\left(2\right)$

其中，K_f0为流体体积模量门槛值，K_w为测量获得的地层水体积模量，K_o(g)为测量获得的油或气的体积模量，S₀为所述的油气饱和度门槛值；

油气藏成像阈值确定单元，用于根据流体体积模量门槛值和孔隙度门槛值确定油气藏成像阈值；

成像单元，用于根据所述成像函数值和成像阈值进行油气藏成像。

本发明利用声波全波形反演获得的地层密度和体积模量计算地层孔隙度和孔隙流体体积模量，通过油气藏成像函数和成像条件直接提供油气藏图像，克服了现有技术的多解性，油气藏分布预测准确度高。

为让本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举较佳实施例，并配合所附图式，作详细说明如下。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明油气藏成像方法的流程图；

图2为本发明油气藏成像装置结构框图；

图3为本发明实施例中砂岩气藏模型图；

图4为本发明实施例中用于反演的炮集数据图；

图5为本发明实施例中反演的地层密度剖面图；

图6为本发明实施例中反演的地层体积模量剖面图；

图7为本发明实施例中气藏成像图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

本发明提供了一种地震油气藏成像方法，如图1所示，该方法包括：

步骤S101，对采集到的勘探区的地震资料进行预处理，获得炮集数据；

步骤S102，对炮集数据进行叠前反演，获得地层密度和地层体积模量，本实施例中对炮集数据进行的叠前反演为两参数声波方程全波形反演；

步骤S103，根据反演获得的地层密度确定孔隙度，孔隙度φ的计算公式如下：

$\mathrm{\φ}=\frac{{\mathrm{\ρ}}_s-{\mathrm{\ρ}}_e}{{\mathrm{\ρ}}_s-{\mathrm{\ρ}}_f}-\mathrm{SH}\×\frac{{\mathrm{\ρ}}_s-{\mathrm{\ρ}}_{\mathrm{sh}}}{{\mathrm{\ρ}}_s-{\mathrm{\ρ}}_f},$ ρ_f=S_wρ_w+(1-S_w)ρ_o(g)；

其中，ρ_e为地层密度；

SH为泥质含量，由测井数据获得

ρ_s为骨架固体密度，由实验室测量获得；

ρ_sh为泥岩密度，由实验室测量获得；

ρ_f为流体密度；

ρ_o(g)为油或气密度，根据各油田确定；

S_w为含水饱和度，由炮集地震数据获得；

步骤S104，根据孔隙度和反演获得的地层体积模量计算地层孔隙中流体体积模量，本实施例中采用下式计算体积模量：

$K_f=\frac{\mathrm{\φ}}{\frac{{(1-K_d/K_s)}^2}{K_e-K_d}+\frac{K_d}{K_s^2}-\frac{1-\mathrm{\φ}}{K_s}},$ $K_d=\frac{K_s(1-\mathrm{\φ})}{1+\frac{3K_s\mathrm{\φ}}{4{\mathrm{\μ}}_s}};$

φ为所述孔隙度；

K_e为所述地层体积模量；

K_s为骨架固体体积模量，由实验室测量获得；

K_d为干骨架体积模量；

μ_s为骨架固体剪切模量，由实验室测量获得；

步骤S105，根据孔隙度和流体体积模量，按照公式（1）计算成像函数值：

$I\left(x\right)=f(\mathrm{\φ}\left(x\right),K_f\left(x\right))=\frac{|K_w-K_f\left(x\right)|}{K_w}\·\frac{\mathrm{\φ}\left(x\right)}{{\mathrm{\φ}}_{\max }}---\left(1\right)$

其中，x表示地下空间位置，I(x)为成像函数值，φ(x)为地下空间位置x处的孔隙度，K_f(x)为地下空间位置x处的流体体积模量，φ_max为勘探区最大孔隙度值，K_w为测量获得的地层水体积模量；

步骤S106，根据勘探区的地质、测井和开发资料确定油气藏的孔隙度门槛值和油气饱和度门槛值；

步骤S107，根据油气饱和度门槛值、测量获得的地层水体积模量、测量获得的油或气的体积模量以及公式（2）确定流体体积模量门槛值：

$\frac{1}{K_{f0}}=\frac{S_0}{K_{o\left(g\right)}}+\frac{1-S_0}{K_w}---\left(2\right)$

其中，K_f0为流体体积模量门槛值，K_w为测量获得的地层水体积模量，K_o(g)为测量获得的油或气的体积模量，S₀为所述的油气饱和度门槛值；

步骤S108，根据流体体积模量门槛值和孔隙度门槛值确定油气藏成像阈值；

步骤S109，根据成像函数值和成像阈值进行油气藏成像。

本发明实施例中对地震资料进行预处理包括：对勘探区采集的地震资料进行静校正，地表一致性振幅补偿和叠前去除噪音。

优选的，本实施例中根据反演获得的地层密度确定孔隙度，包括：

利用测井数据处理方法从伽玛测井数据中求得井孔处地层的泥质含量，对所述井孔处地层的泥质含量进行内插和外推获得整个成像区域泥质含量；

对测井获得的含水饱和度进行内插和外推处理获得整个成像区域含水饱和度数据，并用公式（3）计算孔隙中流体密度：

ρ_f=S_wρ_w+(1-S_w)ρ_o(g)（3）

其中，ρ_f为孔隙中流体的密度，ρ_o(g)为勘探区油或气密度，ρ_w为地层水的密度，通常取ρ_w=1.013g/cm³，S_w为含水饱和度；

根据反演的地层密度、泥质含量、孔隙中流体密度及公式（4）计算地层孔隙度：

$\mathrm{\φ}=\frac{{\mathrm{\ρ}}_s-{\mathrm{\ρ}}_e}{{\mathrm{\ρ}}_s-{\mathrm{\ρ}}_f}-\mathrm{SH}\×\frac{{\mathrm{\ρ}}_s-{\mathrm{\ρ}}_{\mathrm{sh}}}{{\mathrm{\ρ}}_s-{\mathrm{\ρ}}_f}---\left(4\right)$

其中，φ为地层孔隙度，ρ_e为反演的地层密度，SH为泥质含量，ρ_s为测量获得的地层骨架固体的密度，ρ_sh为测量获得的泥岩密度；

从确定的所述地层孔隙度中确定成像区的最大孔隙度值；

优选的本发明实施例中，孔隙度和反演获得的地层体积模量计算地层孔隙中流体体积模量包括：

根据所述勘探区的地层骨架固体体积模量、剪切模量以及所述地层孔隙度，用公式（5）计算干地层体积模量：

$K_d=\frac{K_s(1-\mathrm{\φ})}{1+\frac{3K_s\mathrm{\φ}}{4{\mathrm{\μ}}_s}}---\left(5\right)$

其中，K_s为地层骨架固体体积模量，μ_s为地层骨架固体剪切模量，K_d为干地层体积模量；

根据反演的地层体积模量、孔隙度、干地层体积模量及公式（6）计算地层孔隙中流体体积模量：

$K_f=\frac{\mathrm{\φ}}{\frac{{(1-K_d/K_s)}^2}{K_e-K_d}+\frac{K_d}{K_s^2}-\frac{1-\mathrm{\φ}}{K_s}}---\left(6\right)$

其中，φ为所述孔隙度，K_e为反演的地层体积模量，K_f为孔隙中流体体积模量。

优选的，本实施例中根据勘探区地层水的密度和声波速度、油气的密度和声波速度以及油气饱和度门槛值，确定流体体积模量门槛值，包括：

根据勘探区的地层水密度和声波速度，利用公式（7a）计算地层水体积模量：

$K_w={\mathrm{\ρ}}_w\·V_w^2---\left(7a\right)$

其中，K_w为地层水体积模量，ρ_w为地层水密度，V_W为地层水声波速度；

根据勘探区油气密度和声波速度，利用公式（7b）计算地层油气体积模量：

$K_{o\left(g\right)}={\mathrm{\ρ}}_{o\left(g\right)}\·V_{o\left(g\right)}^2---\left(7b\right)$

其中，K_o(g)为油气体积模量，ρ_o(g)为测量获得的油气密度，V_o(g)为测量获得的油气声波速度；

根据所述地层水体积模量和油气体积模量以及所述勘探区的油气饱和度门槛值，用公式（2）计算流体体积模量门槛值，

$\frac{1}{K_{f0}}=\frac{S_0}{K_{o\left(g\right)}}+\frac{1-S_0}{K_w}---\left(2\right)$

其中，K_f0为流体体积模量门槛值，K_w为地层水体积模量，K_o(g)为油气的体积模量，S₀为油气饱和度门槛值。

优选的，本发明实施例中根据流体体积模量门槛值和孔隙度门槛值确定油气藏成像阈值，包括：

利用下式计算油气藏成像阈值，

$I_0=\frac{|K_w-K_{f0}|}{K_w}\·\frac{{\mathrm{\φ}}_0}{{\mathrm{\φ}}_{\max }}---\left(8\right)$

其中，I₀为成像阀值，K_w为地层水体积模量，K_f0为流体体积模量门槛值，φ₀为孔隙度门槛值，φ_max为成像区最大孔隙度值。

优选的，本发明实施例中根据成像函数值和成像阈值进行油气藏成像，包括：判断所述成像函数值大于或等于成像阈值时进行油气藏成像，否则为非油气藏区。

根据勘探区成像阈值，确定油气藏成像条件：

其中，I₀为成像阈值，I(x)为成像函数；

利用不等式（9），当成像函数值大于或等于成像阈值时进行油气藏成像，否则为非油气藏区。

本发明还公开了一种地震油气藏成像装置，如图2所示为本实施例进行油气藏成像的装置示意图，输入地震数据，对炮集地震数据进行声波全波形反演，获得地层密度和体积模量，然后计算孔隙度和流体体积模量，并计算成像阈值I₀，计算成像函数值，根据成像函数和成像条件进行油气藏成像。如图2所示，本发明的油气藏成像装置20包括：

炮集数据获取单元201，用于对采集到的勘探区的地震资料进行预处理，获得炮集数据；

反演单元202，用于对所述炮集数据进行叠前反演，获得地层密度和地层体积模量；

孔隙度确定单元203，用于根据反演获得的地层密度确定孔隙度；

流体体积模量确定单元204，用于根据所述孔隙度和反演获得的地层体积模量计算地层孔隙中流体体积模量；

函数值确定单元205，用于根据所述孔隙度和流体体积模量，按照公式（1）计算成像函数值：

$I\left(x\right)=f(\mathrm{\φ}\left(x\right),K_f\left(x\right))=\frac{|K_w-K_f\left(x\right)|}{K_w}\·\frac{\mathrm{\φ}\left(x\right)}{{\mathrm{\φ}}_{\max }}---\left(1\right)$

其中，x表示地下空间位置，I(x)为成像函数值，φ(x)为地下空间位置x处的孔隙度，K_f(x)为地下空间位置x处的流体体积模量，φ_max为勘探区最大孔隙度值，K_w为测量获得的地层水体积模量；

门槛值确定单元206，用于根据所述勘探区的地质、测井和开发资料确定油气藏的孔隙度门槛值和油气饱和度门槛值；

流体体积模量门槛值确定单元207，用于根据油气饱和度门槛值、测量获得的地层水体积模量、测量获得的油或气的体积模量以及公式（2）确定流体体积模量门槛值；

$\frac{1}{K_{f0}}=\frac{S_0}{K_{o\left(g\right)}}+\frac{1-S_0}{K_w}---\left(2\right)$

其中，K_f0为流体体积模量门槛值，K_w为测量获得的地层水体积模量，K_o(g)为测量获得的油或气的体积模量，S₀为所述的油气饱和度门槛值；

油气藏成像阈值确定单元208，用于根据流体体积模量门槛值和孔隙度门槛值确定油气藏成像阈值；

成像单元209，用于根据所述成像函数值和成像阈值进行油气藏成像。

优选的，本发明实施例中孔隙度确定单包括：

泥质含量确定模块，用于利用测井数据处理方法从伽玛测井数据中求得井孔处地层的泥质含量，对井孔处地层的泥质含量进行内插和外推获得整个成像区域泥质含量；

流体密度计算模块，用于对测井获得的含水饱和度进行内插和外推处理获得整个成像区域含水饱和度数据，并用公式（3）计算孔隙中流体密度：

ρ_f=S_wρ_w+(1-S_w)ρ_o(g)（3）

其中，ρ_f为孔隙中流体的密度，ρ_o(g)为勘探区油或气密度，ρ_w为地层水的密度，通常取ρ_w=1.013g/cm³，S_w为含水饱和度；

地层孔隙度计算模块，用于根据反演的地层密度、泥质含量、孔隙中流体密度及公式（4）计算地层孔隙度：

$\mathrm{\φ}=\frac{{\mathrm{\ρ}}_s-{\mathrm{\ρ}}_e}{{\mathrm{\ρ}}_s-{\mathrm{\ρ}}_f}-\mathrm{SH}\×\frac{{\mathrm{\ρ}}_s-{\mathrm{\ρ}}_{\mathrm{sh}}}{{\mathrm{\ρ}}_s-{\mathrm{\ρ}}_f}---\left(4\right)$

其中，φ为地层孔隙度，ρ_e为反演的地层密度，SH为泥质含量，ρ_s为测量获得的地层骨架固体的密度，ρ_sh为测量获得的泥岩密度；

最大孔隙度至确定模块，用于根据确定的所述地层孔隙度确定成像区的最大孔隙度值；

优选的，本发明实施例中流体体积模量确定单元包括：

干地层体积模量计算模块，用于根据所述勘探区的地层骨架固体体积模量、剪切模量以及所述地层孔隙度，用公式（5）计算干地层体积模量：

$K_d=\frac{K_s(1-\mathrm{\φ})}{1+\frac{3K_s\mathrm{\φ}}{4{\mathrm{\μ}}_s}}---\left(5\right)$

其中，K_s为地层骨架固体体积模量，μ_s为地层骨架固体剪切模量，K_d为干地层体积模量；

地层孔隙中流体体积模量计算模块，用于根据反演的地层体积模量、孔隙度、干地层体积模量及公式（6）计算地层孔隙中流体体积模量：

$K_f=\frac{\mathrm{\φ}}{\frac{{(1-K_d/K_s)}^2}{K_e-K_d}+\frac{K_d}{K_s^2}-\frac{1-\mathrm{\φ}}{K_s}}---\left(6\right)$

其中，φ为所述孔隙度，K_e为反演的地层体积模量，K_f为孔隙中流体体积模量。

优选的，本发明实施例中门槛值确定单元包括：

地层水体积模量计算模块，用于根据勘探区的地层水密度和声波速度，利用公式（7a）计算地层水体积模量：

$K_w={\mathrm{\ρ}}_w\·V_w^2---\left(7a\right)$

其中，K_w为地层水体积模量，ρ_w为地层水密度，V_W为地层水声波速度；

地层油气体积模量计算模块，用于根据勘探区油气密度和声波速度，利用公式（7b）计算地层油气体积模量：

$K_{o\left(g\right)}={\mathrm{\ρ}}_{o\left(g\right)}\·V_{o\left(g\right)}^2---\left(7b\right)$

其中，K_o(g)为油气体积模量，ρ_o(g)为测量获得的油气密度，V_o(g)为测量获得的油气声波速度；

流体体积模量门槛值确定模块，用于根据所述地层水体积模量和油气体积模量以及所述勘探区的油气饱和度门槛值，用公式（2）计算流体体积模量门槛值，

$\frac{1}{K_{f0}}=\frac{S_0}{K_{o\left(g\right)}}+\frac{1-S_0}{K_w}---\left(2\right)$

其中，K_f0为流体体积模量门槛值，K_w为地层水体积模量，K_o(g)为油气的体积模量，S₀为油气饱和度门槛值。

下面结合具体实施例对本发明技术方案做进一步详细说明。

我国西部致密砂岩气田多为海陆交互大型三角洲沉积环境，构造平缓，砂体广泛分布，但横向上极不连续，纵向上分布层次多，且相互叠置。多口井钻井测试情况表明，勘探区内含流体情况复杂，高低部位均出现有干井、微气井、工业气井和气水同产井，表明含气范围主要受岩性控制。有效储层以单层厚度纵横向变化显著的薄互层为特征，单层厚度一般为2～10m，累积厚度30～40m。孔隙度分布区间1%～14%，最大可达15.1%，平均4.07%。砂岩含气体后，与围岩差异小，反射地震特征模糊，常规方法难辨识。

根据西部致密砂岩气藏特征和某气田五口井的资料，设计了一个砂岩气藏模型，如图3所示。目标地层总厚度在50～70m左右，含气砂岩分布在其中。砂岩气藏模型的各地层参数如下表1所示。

表1

本实施例中，在图3所示的模型上共放了14炮，炮间距100m，道间距10m，最大偏移距1000m，采样率为2ms，记录长度0.8s，图4显示了采集的其中一炮的地震数据。本发明实施例中将这14炮地震数据作为输入数据，进行气藏成像。具体步骤如下：

1、用常规方法设计气藏模型，如图3所示；

2、根据表1中的声波时差数据Ac和横波时差数据DTs计算各地层纵波速度和横波速度；

3、给各地层赋表1列出的相应的纵波速度、横波速度和密度值；

4、用常规弹性波动方程正演模拟采集的14炮地震数据（即相当于预处理后的炮集地震数据），如图4所示。炮间距100m，道间距10m，最大偏移距1000m，采样率为2ms，记录长度0.8s；

5、将14炮的z分量数据作为全波形反演的输入炮集地震数据，进行声波全波形反演，获得地层密度和体积模量（图5和图6所示）；

6、用反演的地层密度和下式计算地层孔隙度φ，并寻找出成像区最大孔隙度值φ_max；

$\mathrm{\φ}=\frac{{\mathrm{\ρ}}_s-{\mathrm{\ρ}}_e}{{\mathrm{\ρ}}_s-{\mathrm{\ρ}}_f}-\mathrm{SH}\×\frac{{\mathrm{\ρ}}_s-{\mathrm{\ρ}}_{\mathrm{sh}}}{{\mathrm{\ρ}}_s-{\mathrm{\ρ}}_f}$

ρ_f=S_wρ_w+(1-S_w)ρ_o(g)

其中，ρ_e为全波形反演的地层密度；

SH为泥质含量，由测井数据获得；

ρ_s为骨架固体密度，由实验室测量获得；

ρ_sh为泥岩密度，由实验室测量获得；

ρ_f为流体密度；

ρ_o(g)为油或气密度，根据各油田确定；

S_w为含水饱和度，由炮集地震数据获得。

7、根据地层孔隙度、反演的地层体积模量和下式计算孔隙中流体的体积模量：

$K_f=\frac{\mathrm{\φ}}{\frac{{(1-K_d/K_s)}^2}{K_e-K_d}+\frac{K_d}{K_s^2}-\frac{1-\mathrm{\φ}}{K_s}}$

$K_d=\frac{K_s(1-\mathrm{\φ})}{1+\frac{3K_s\mathrm{\φ}}{4{\mathrm{\μ}}_s}}$

φ为所述孔隙度；

K_e为所述地层体积模量；

K_s为骨架固体体积模量，由实验室测量获得；

K_d为干骨架体积模量；

μ_s为骨架固体剪切模量，由实验室测量获得；

8、设定气藏孔隙度和饱和度门槛值，用下式计算流体体积模量门槛值，

$K_w={\mathrm{\ρ}}_w\·V_w^2,$

$K_{o\left(g\right)}={\mathrm{\ρ}}_{o\left(g\right)}\·V_{o\left(g\right)}^2,$

$\frac{1}{K_{f0}}=\frac{S_0}{K_{o\left(g\right)}}+\frac{1-S_0}{K_w},$

其中，K_f0为流体体积模量门槛值，S₀为油气饱和度门槛值，K_w为地层水体积模量，V_W为地层水声波速度，取V_W=1500m/s，ρ_w为地层水密度，取ρ_w=1.013g/cm³，K_o(g)为油或气的体积模量，V_o(g)为油气声波速度（由实验室测量获得），ρ_o(g)为油气密度（由实验室测量获得）；

9、根据孔隙度和流体体积模量门槛值，用下式计算油气藏成像阈值I₀：

$I_0=\frac{|K_w-K_{f0}|}{K_w}\·\frac{{\mathrm{\φ}}_0}{{\mathrm{\φ}}_{\max }}$

其中，K_w为地层水体积模量，K_f0为流体体积模量门槛值，φ₀为孔隙度门槛值。

10、根据下式计算成像函数值，并根据成像条件进行气藏成像，

$I\left(x\right)=f(\mathrm{\φ}\left(x\right),K_f\left(x\right))=\frac{|K_w-K_f\left(x\right)|}{K_w}\·\frac{\mathrm{\φ}\left(x\right)}{{\mathrm{\φ}}_{\max }}$

成像条件为：

其中，x=（x，y，z），表示地下空间位置；

I(x)为成像函数；

φ(x)为地下空间x处的孔隙度；

K_f(x)为地下空间x处的流体体积模量。

本实施例中，图3为砂岩气藏模型，图4是采集的其中一炮数据（三个分量），其中z分量用于气藏成像的输入数据。图5和图6分别是反演获得的地层密度和体积模量剖面图。密度剖面图上，密度大的干砂岩区别明显，密度相对低的含气砂岩与围岩接近，很难识别。体积模量剖面图上砂岩与泥岩区分明显，含气砂岩、和干砂岩也具有明显的区别，含水砂岩位置显示不明显。密度和体积模量剖面图上都很难辨别含水砂岩。图7为气藏成像图。图中除水砂位置处微小差别外（可能与少量含气有关），其它地方气藏成像的结果与模型非常吻合。

本发明利用声波全波形反演获得的高精度地层密度和体积模量计算地层孔隙度和孔隙流体体积模量，通过油气藏成像函数和成像条件直接提供油气藏图像，克服了现有技术的多解性，油气藏分布预测准确度高。

本发明中应用了具体实施例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。

Claims (16)

1.一种地震油气藏成像方法，其特征在于，所述的方法包括：

对在勘探区采集的地震资料进行预处理，获得炮集数据；

对所述炮集数据进行叠前反演，获得地层密度和地层体积模量；

根据反演获得的地层密度确定孔隙度；

根据所述孔隙度和反演获得的地层体积模量计算地层孔隙中流体体积模量；

根据所述孔隙度和流体体积模量，按照公式(1)计算成像函数值，

$I\left(x\right)=f\left(\mathrm{\φ}\right(x),K_f(x\left)\right)=\frac{|K_w-K_f\left(x\right)|}{K_w}\·\frac{\mathrm{\φ}\left(x\right)}{{\mathrm{\φ}}_{\max }}---\left(1\right)$

其中，x表示地下空间位置，I(x)为成像函数值，φ(x)为地下空间位置x处的孔隙度，K_f(x)为地下空间位置x处的流体体积模量，φ_max为勘探区最大孔隙度值，K_w为测量获得的地层水体积模量；

根据所述勘探区的地质、测井和开发资料确定油气藏的孔隙度门槛值和油气饱和度门槛值；

根据油气饱和度门槛值、测量获得的地层水体积模量、测量获得的油或气的体积模量以及公式(2)确定流体体积模量门槛值；

$\frac{1}{K_{f0}}=\frac{S_0}{K_{o\left(g\right)}}+\frac{1-S_0}{K_w}---\left(2\right)$

其中，K_f0为流体体积模量门槛值，K_w为测量获得的地层水体积模量，K_o(g)为测量获得的油或气的体积模量，S₀为所述的油气饱和度门槛值；

根据流体体积模量门槛值和孔隙度门槛值确定油气藏成像阈值；

根据所述成像函数值和成像阈值进行油气藏成像。

2.如权利要求1所述的地震油气藏成像方法，其特征在于，所述的地震资料进行预处理包括：对在所述勘探区采集的地震资料进行静校正，地表一致性振幅补偿和叠前去除噪音。

3.如权利要求1所述的地震油气藏成像方法，其特征在于，所述的对所述炮集数据进行的叠前反演为两参数声波方程全波形反演。

4.如权利要求1所述的地震油气藏成像方法，其特征在于，所述的根据反演获得的地层密度确定孔隙度，包括：

利用测井数据处理方法从伽玛测井数据中求得井孔处地层的泥质含量，对所述井孔处地层的泥质含量进行内插和外推获得整个成像区域泥质含量；

对测井获得的含水饱和度进行内插和外推处理获得整个成像区域含水饱和度数据，并用公式(3)计算孔隙中流体密度：

ρ_f＝S_wρ_w+(1-S_w)ρ_o(g)(3)

其中，ρ_f为孔隙中流体的密度，ρ_o(g)为勘探区油或气密度，ρ_w为地层水的密度，取ρ_w＝1.013g/cm³，S_w为含水饱和度；

根据反演的地层密度、泥质含量、孔隙中流体密度及公式(4)计算地层孔隙度：

$\mathrm{\φ}=\frac{{\mathrm{\ρ}}_s-{\mathrm{\ρ}}_e}{{\mathrm{\ρ}}_s-{\mathrm{\ρ}}_f}-SH\×\frac{{\mathrm{\ρ}}_s-{\mathrm{\ρ}}_{sh}}{{\mathrm{\ρ}}_s-{\mathrm{\ρ}}_f}---\left(4\right)$

其中，φ为地层孔隙度，ρ_e为反演的地层密度，SH为泥质含量，ρ_s为测量获得的地层骨架固体的密度，ρ_sh为测量获得的泥岩密度；

根据确定的所述地层孔隙度确定成像区的最大孔隙度值。

5.如权利要求1所述的地震油气藏成像方法，其特征在于，所述的根据所述孔隙度和反演获得的地层体积模量计算地层孔隙中流体体积模量包括：

根据所述勘探区的地层骨架固体体积模量、剪切模量以及所述地层孔隙度，用公式(5)计算干地层体积模量：

$K_d=\frac{K_s(1-\mathrm{\φ})}{1+\frac{3K_s\mathrm{\φ}}{4{\mathrm{\μ}}_s}}---\left(5\right)$

其中，K_s为地层骨架固体体积模量，μ_s为地层骨架固体剪切模量，K_d为干地层体积模量；

根据反演的地层体积模量、孔隙度、干地层体积模量及公式(6)计算地层孔隙中流体体积模量：

$K_f=\frac{\mathrm{\φ}}{\frac{{(1-K_d/K_s)}^2}{K_e-K_d}+\frac{K_d}{K_s^2}-\frac{1-\mathrm{\φ}}{K_s}}---\left(6\right)$

其中，φ为所述孔隙度，K_e为反演的地层体积模量，K_f为孔隙中流体体积模量。

6.如权利要求1所述的地震油气藏成像方法，其特征在于，所述的根据油气饱和度门槛值、测量获得的地层水体积模量、测量获得的油或气的体积模量以及公式(2)确定流体体积模量门槛值包括：

根据勘探区的地层水密度和声波速度，利用公式(7a)计算地层水体积模量：

$K_w={\mathrm{\ρ}}_w\·V_w^2---\left(7a\right)$

其中，K_w为地层水体积模量，ρ_w为地层水密度，V_W为地层水声波速度；

根据勘探区油气密度和声波速度，利用公式(7b)计算地层油气体积模量：

$K_{o\left(g\right)}={\mathrm{\ρ}}_{o\left(g\right)}\·V_{o\left(g\right)}^2---\left(7b\right)$

其中，K_o(g)为油气体积模量，ρ_o(g)为测量获得的油气密度，V_o(g)为测量获得的油气声波速度；

根据所述地层水体积模量和油气体积模量以及所述勘探区的油气饱和度门槛值，用公式(2)计算流体体积模量门槛值，

$\frac{1}{K_{f0}}=\frac{S_0}{K_{o\left(g\right)}}+\frac{1-S_0}{K_W}---\left(2\right)$

其中，K_f0为流体体积模量门槛值，K_w为地层水体积模量，K_o(g)为油气的体积模量，S₀为油气饱和度门槛值。

7.如权利要求1所述的地震油气藏成像方法，其特征在于，所述的根据流体体积模量门槛值和孔隙度门槛值确定油气藏成像阈值，包括：

利用下式计算油气藏成像阈值，

$I_0=\frac{\left|K_w-K_{f0}\right|}{K_w}\·\frac{{\mathrm{\φ}}_0}{{\mathrm{\φ}}_{max}}---\left(8\right)$

其中，I₀为成像阈值，K_w为地层水体积模量，K_f0为流体体积模量门槛值，φ₀为孔隙度门槛值，φ_max为成像区最大孔隙度值。

8.如权利要求1所述的地震油气藏成像方法，其特征在于，所述的根据成像函数值和成像阈值进行油气藏成像，包括：判断所述成像函数值大于或等于成像阈值时进行油气藏成像，否则为非油气藏区。

9.一种地震油气藏成像装置，其特征在于，所述的装置包括：

炮集数据获取单元，用于对采集到的勘探区的地震资料进行预处理，获得炮集数据；

反演单元，用于对所述炮集数据进行叠前反演，获得地层密度和地层体积模量；

孔隙度确定单元，用于根据反演获得的地层密度确定孔隙度；

流体体积模量确定单元，用于根据所述孔隙度和反演获得的地层体积模量计算地层孔隙中流体体积模量；

函数值确定单元，用于根据所述孔隙度和流体体积模量，按照公式(1)计算成像函数值，

$I\left(x\right)=f\left(\mathrm{\φ}\right(x),K_f(x\left)\right)=\frac{|K_w-K_f\left(x\right)|}{K_w}\·\frac{\mathrm{\φ}\left(x\right)}{{\mathrm{\φ}}_{\max }}---\left(1\right)$

其中，x表示地下空间位置，I(x)为成像函数值，φ(x)为地下空间位置x处的孔隙度，K_f(x)为地下空间位置x处的流体体积模量，φ_max为勘探区最大孔隙度值，K_w为测量获得的地层水体积模量；

门槛值确定单元，用于根据所述勘探区的地质、测井和开发资料确定油气藏的孔隙度门槛值和油气饱和度门槛值；

流体体积模量门槛值确定单元，用于根据油气饱和度门槛值、测量获得的地层水体积模量、测量获得的油或气的体积模量以及公式(2)确定流体体积模量门槛值；

$\frac{1}{K_{f0}}=\frac{S_0}{K_{o\left(g\right)}}+\frac{1-S_0}{K_w}---\left(2\right)$

其中，K_f0为流体体积模量门槛值，K_w为测量获得的地层水体积模量，K_o(g)为测量获得的油或气的体积模量，S₀为所述的油气饱和度门槛值；

油气藏成像阈值确定单元，用于根据流体体积模量门槛值和孔隙度门槛值确定油气藏成像阈值；

成像单元，用于根据所述成像函数值和成像阈值进行油气藏成像。

10.如权利要求9所述的地震油气藏成像装置，其特征在于，所述的炮集数据获取单元对采集到的勘探区的地震资料进行预处理包括：对在所述勘探区采集的地震资料进行静校正，地表一致性振幅补偿和叠前去除噪音。

11.如权利要求9所述的地震油气藏成像装置，其特征在于，所述的反演单元对所述炮集数据进行的叠前反演为两参数声波方程全波形反演。

12.如权利要求9所述的地震油气藏成像装置，其特征在于，所述的孔隙度确定单包括：

泥质含量确定模块，用于利用测井数据处理方法从伽玛测井数据中求得井孔处地层的泥质含量，对所述井孔处地层的泥质含量进行内插和外推获得整个成像区域泥质含量；

流体密度计算模块，用于对测井获得的含水饱和度进行内插和外推处理获得整个成像区域含水饱和度数据，并用公式(3)计算孔隙中流体密度：

ρ_f＝S_wρ_w+(1-S_w)ρ_o(g)(3)

其中，ρ_f为孔隙中流体的密度，ρ_o(g)为勘探区油或气密度，ρ_w为地层水的密度，取ρ_w＝1.013g/cm³，S_w为含水饱和度；

地层孔隙度计算模块，用于根据反演的地层密度、泥质含量、孔隙中流体密度及公式(4)计算地层孔隙度：

$\mathrm{\φ}=\frac{{\mathrm{\ρ}}_s-{\mathrm{\ρ}}_e}{{\mathrm{\ρ}}_s-{\mathrm{\ρ}}_f}-SH\×\frac{{\mathrm{\ρ}}_s-{\mathrm{\ρ}}_{sh}}{{\mathrm{\ρ}}_s-{\mathrm{\ρ}}_f}---\left(4\right)$

其中，φ为地层孔隙度，ρ_e为反演的地层密度，SH为泥质含量，ρ_s为测量获得的地层骨架固体的密度，ρ_sh为测量获得的泥岩密度；

最大孔隙度至确定模块，用于根据确定的所述地层孔隙度确定成像区的最大孔隙度值。

13.如权利要求9所述的地震油气藏成像装置，其特征在于，所述的流体体积模量确定单元包括：

干地层体积模量计算模块，用于根据所述勘探区的地层骨架固体体积模量、剪切模量以及所述地层孔隙度，用公式(5)计算干地层体积模量：

$K_d=\frac{K_s(1-\mathrm{\φ})}{1+\frac{3K_s\mathrm{\φ}}{4{\mathrm{\μ}}_s}}---\left(5\right)$

其中，K_s为地层骨架固体体积模量，μ_s为地层骨架固体剪切模量，K_d为干地层体积模量；

地层孔隙中流体体积模量计算模块，用于根据反演的地层体积模量、孔隙度、干地层体积模量及公式(6)计算地层孔隙中流体体积模量：

$K_f=\frac{\mathrm{\φ}}{\frac{{(1-K_d/K_s)}^2}{K_e-K_d}+\frac{K_d}{K_s^2}-\frac{1-\mathrm{\φ}}{K_s}}---\left(6\right)$

其中，φ为所述孔隙度，K_e为反演的地层体积模量，K_f为孔隙中流体体积模量。

14.如权利要求9所述的地震油气藏成像装置，其特征在于，所述的流体体积模量门槛值确定单元包括：

地层水体积模量计算模块，用于根据勘探区的地层水密度和声波速度，利用公式(7a)计算地层水体积模量：

$K_w={\mathrm{\ρ}}_w\·V_w^2---\left(7a\right)$

其中，K_w为地层水体积模量，ρ_w为地层水密度，V_W为地层水声波速度；

地层油气体积模量计算模块，用于根据勘探区油气密度和声波速度，利用公式(7b)计算地层油气体积模量：

$K_{o\left(g\right)}={\mathrm{\ρ}}_{o\left(g\right)}\·V_{o\left(g\right)}^2---\left(7b\right)$

其中，K_o(g)为油气体积模量，ρ_o(g)为测量获得的油气密度，V_o(g)为测量获得的油气声波速度；

流体体积模量门槛值确定模块，用于根据所述地层水体积模量和油气体积模量以及所述勘探区的油气饱和度门槛值，用公式(2)计算流体体积模量门槛值，

$\frac{1}{K_{f0}}=\frac{S_0}{K_{o\left(g\right)}}+\frac{1-S_0}{K_w}---\left(2\right)$

其中，K_f0为流体体积模量门槛值，K_w为地层水体积模量，K_o(g)为油气的体积模量，S₀为油气饱和度门槛值。

15.如权利要求9所述的地震油气藏成像装置，其特征在于，所述的油气藏成像阈值确定单元根据流体体积模量门槛值和孔隙度门槛值确定油气藏成像阈值，包括：

利用下式计算油气藏成像阈值，

$I_0=\frac{\left|K_w-K_{f0}\right|}{K_w}\·\frac{{\mathrm{\φ}}_0}{{\mathrm{\φ}}_{max}}---\left(8\right)$

其中，I₀为成像阈值，K_w为地层水体积模量，K_f0为流体体积模量门槛值，φ₀为孔隙度门槛值，φ_max为成像区最大孔隙度值。

16.如权利要求9所述的地震油气藏成像装置，其特征在于，所述的成像单元根据成像函数值和成像阈值进行油气藏成像，包括：判断所述成像函数值大于或等于成像阈值时进行油气藏成像，否则为非油气藏区。