CN103777245A - 基于地震资料的油气成藏条件定量评价方法 - Google Patents

Abstract

本发明为基于地震资料的油气成藏条件定量评价方法，本评价方法确定了地震层速度和砂岩透镜体反射振幅等地震参数与烃源岩剩余压力、等效排烃压力之间的数学模型，通过对地震资料进行校正处理，获取地震层速度，并通过地震层速度获取砂岩透镜体的烃源剩余压力；所述评价方法还通过所述砂岩透镜体的真厚度获取砂体孔隙度，并通过砂体孔隙度获取等效排烃压力；根据烃源剩余压力和等效排烃压力获取所述砂岩透镜体的油气成藏指数，完成对所述砂岩透镜体油气成藏条件的定量评价；本发明实现了在缺少钻井、测井资料的条件下，用地震参数对砂岩透镜体成藏条件进行定量评价，提高勘探的效率。

Description

基于地震资料的油气成藏条件定量评价方法

技术领域

本发明属于地震勘探和开发领域，尤其涉及一种基于地震资料的油气成藏条件定量评价方法。

背景技术

岩性油气藏已经是我国东部重要勘探目标，岩性油藏勘探实践表明，并不是所有包裹于烃源岩之中的砂岩体都可以形成岩性油气藏。如何对岩性油气藏成藏好坏进行有效预测和定量计算一直是石油勘探界致力研究的热点。

近年来，国内外许多学者对岩性成藏条件进行了富有成效的研究，指出砂岩体是否成藏取决于砂岩体本身的渗透性和烃源岩与砂岩体之间的剩余压力，即成藏动力和成藏阻力，只有前者大于后者，才可能形成岩性油藏。

成藏动力指的是烃源岩剩余压力P_s；成藏阻力指的是等效排烃压力P_e，即被烃源岩包围的砂岩透镜体边缘的突破压力，定义为压汞实验中进汞50%时的排替压力。成藏阻力主要与砂岩透镜体边缘的孔隙度和渗透率相关。孔隙度和渗透率越好则成藏阻力就越小，在相同烃源岩剩余围岩压力条件下，越有利于油气进入岩性圈闭成藏。

目前，对成藏条件预测方法和评价手段都是通过应用实钻数据、测井资料实现的。但是在缺少钻井、测井资料的条件下，现有技术均不能对岩性油藏成藏因素进行有效预测和定量计算。

发明内容

本发明针对现有技术在缺少钻井、测井资料的条件下，无法定量评价油气成藏条件的缺陷，提供了一种基于地震资料的油气成藏条件定量评价方法。本发明通过统计地质学等方法，对地震相关参数与岩性油藏成藏条件之间关系进行了研究，总结出地震层速度和砂岩透镜体的反射振幅与烃源岩剩余压力、等效排烃压力之间的内在联系，实现通过应用地震资料对岩性油藏成藏条件的定量预测和计算。

基于地震资料的油气成藏条件定量评价方法，所述评价方法通过对地震资料进行校正处理，获取地震层速度V_int，并通过地震层速度V_int获取砂岩透镜体的烃源剩余压力P_s；所述评价方法还通过所述砂岩透镜体的真厚度H_i获取砂体孔隙度

并通过砂体孔隙度

获取等效排烃压力P_e；根据烃源剩余压力P_s和等效排烃压力P_e获取所述砂岩透镜体的油气成藏指数I_d，完成对所述砂岩透镜体油气成藏条件的定量评价。

一般地，地下某一深度出现异常高压，表明该深度地层处于欠压实的状态，其孔隙度比相同深度处正常压实的孔隙度要高，地震层速度比同深度正常压实岩层的地震层速度小。利用这一特征，可以对地层中压力分布进行定量分析。在异常高压情况下，地层孔隙中的流体不得不支撑上覆岩石的压力，一般而言，异常压力越大，地层的孔隙度就越高，地震层速度就越小。

因此，只要准确获取到地震层速度，即可以获得砂岩透镜体的孔隙压力和烃源岩剩余压力。地震速度谱是求取地震层速度最主要的手段之一，通过应用地震速度谱资料即可获取烃源岩剩余压力P_s。

对所述砂岩透镜体的烃源岩剩余压力P_s进行定量评价，其评价步骤为，

步骤1-1，对地震速度谱进行校正处理，获得叠加速度V_s；

地震速度谱是在对野外采集的地震资料数据进行叠加分析处理过程中产生的中间产品，由于影响地震速度谱异常的因素较多，必须对地震速度谱进行校正处理；校正处理的主要方法是制订了对岩性差别因素、地层变化因素、构造影响、多次波影响速度谱资料异常干扰校正的四准则，包括二维极值点能量准则、层速度准则、趋势贴近准则以及最小路径准则。

二维极值点能量准则：二维极值点的能量反映了地震波的能量，在不考虑多次波和异常波的情况下，二维极值的能量越强，说明地震反射界面的波阻抗越大，因而可靠性就越大。因此，二维极值点的能量大小是主要判别校正的依据。

层速度准则：要求选取的速度谱点的曲线变化梯度合理，符合实际地质情况。

趋势贴近准则：速度谱上二维能量极值点的分布大致上反映了真实地层的速度变化趋势。

最小路径准则：由当前二维能量点向下延伸识别时，应优先考虑选取最小路径的点。

步骤1-2，通过叠加速度V_s获取地震层速度V_int；

步骤1-3，通过地震层速度V_int获取孔隙流体压力P_k，

V_int=V₀+AP_k ^B      （1）；

其中，V₀为地表层速度；A、B为待定系数，A的取值范围是1～100，B的取值范围是0.001～0.9999；

步骤1-4，通过地层压力曲线或者地层密度资料获取上覆岩层压力P_h；

步骤1-5，通过所述孔隙流体压力P_k以及上覆岩层压力P_h获取烃源岩剩余压力P_S；

P_s＝P_k-P_h    （2）；

其中，P_k为孔隙流体压力，P_h为上覆岩层压力。

在所述步骤1-1中，当地层为水平层状介质时，叠加速度V_s即为均方根速度V_r；当地层界面存在倾角时，叠加速度V_s为等效速度，对等效速度进行倾角校正，获得均方根速度V_r；

V_r=V_scosα    （3）；

其中，α为反射界面倾角，V_s为叠加速度m/s；

在所述步骤1-2中，通过叠加速度V_s获取均方根速度V_r，并通过均方根速度V_r获取地震层速度V_int；

$V_{\mathrm{int}}=\sqrt{\frac{V_{r,n}^2{t}_{0,n}-V_{r,n-1}^2{t}_{0,n-1}}{t_{0,n}-t_{0,n-1}}}---\left(4\right);$

其中，V_r,n和V_r，n-1分别为第n和第n-1层的均方根速度，单位是m/s；t_0,n和t_0，n-1分别为第n层和第n-1层顶界面的双程旅行时。

对所述砂岩透镜体的等效排烃压力P_e进行定量评价，其评价步骤为，

步骤2-1，对所述砂岩透镜体进行地震检测，获取所述砂岩透镜体的地震反射振幅A_i以及反射频率F_i；

步骤2-2，通过所述砂岩透镜体的地震反射振幅A_i以及反射频率F_i获取所述砂岩透镜体的真厚度H_i；

$H_i=\frac{{\mathrm{KA}}_i}{F_i}+\mathrm{\Δh}---\left(5\right);$

其中，A_i为砂岩透镜体的反射振幅；F_i为砂岩透镜体的反射频率；K、Δh为待定系数，k的取值范围是0.0001～0.0099，Δh的取值范围是-5～5；

步骤2-3，根据所述砂岩透镜体的真厚度Hi获取所述砂岩透镜体的孔隙度

其中，H_i为砂岩透镜体的真厚度，e为常数；

如图2的关系曲线所示，砂岩透镜体的孔隙度

与真厚度H_i之间的相关系数为0.8903，因此，通过砂岩透镜体的真厚度H_i可以准确获取到砂岩透镜体的孔隙度

步骤2-4，根据所述砂岩透镜体的孔隙度获取所述砂岩透镜体的等效排烃压力P_e；

其中，

为所述砂岩透镜体的孔隙度

在所述步骤2-2中，当所述砂岩透镜体的真厚度H_i大于调谐厚度时，通过标准方法获取所述砂岩透镜体的真厚度H_i；当所述砂岩透镜体的真厚度H_i小于调谐厚度时，地震资料的时间不能分辩，不能用标准方法计算其真厚度，但是其地震反射与同样厚度的单层砂岩透镜体的反射效应基本相同，因此可以直接根据砂岩透镜体的地震的反射特征，即公式（5），获取所述砂岩透镜体的真厚度H_i。

根据所述砂岩透镜体的烃源剩余压力P_s和等效排烃压力P_e获取所述砂岩透镜体的油气成藏指数I_d；

I_d＝P_s/P_e    （8）；

其中，P_s为烃源岩剩余压力，P_e为等效排烃压力；

对油气成藏指数I_d进行分析输出，得到油气藏成藏条件的定量分析结果图。

在岩性油气藏的勘探中，由于油气藏的成藏条件存在较大差异，其产量也存在较大的差别，成藏指数高的油气藏，可以获得高产的工业油气流，而成藏条件差的，油气产量就低，甚至是干井。因此，通过本发明，解决了在缺少钻井、测井资料的条件下，通过地震层速度和砂岩透镜体的反射振幅对岩性油气藏的烃源岩剩余压力和等效排烃压力进行定量评价，实现了对砂岩透镜体含油程度的定量预测，提高了勘探的效率。

附图说明

图1为本发明基于地震资料的油气藏成藏条件定量评价方法流程图；

图2为砂岩透镜体厚度与砂岩孔隙度的关系图；

图3为牛25－C砂岩透镜体的反射振幅和频率的平面展布情况；

图4为牛25－C的成藏指数分布图；

下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细地说明，本发明的保护范围不局限于下述的具体实施方式。

具体实施方式

如图1所示，基于地震资料的油气藏成藏条件定量评价方法，包括如下步骤；

对所述砂岩透镜体的烃源岩剩余压力P_s进行定量评价，其评价步骤为，

步骤1-1，对地震速度谱进行校正处理，获得叠加速度V_s；

当地层为水平层状介质时，叠加速度V_s即为均方根速度V_r；当地层界面存在倾角时，叠加速度V_s为等效速度，对等效速度进行倾角校正，获得均方根速度V_r；

V_r=V_scosα    （3）；

其中，α为反射界面倾角，V_s为叠加速度m/s；

步骤1-2，通过叠加速度V_s获取均方根速度V_r，并通过均方根速度V_r获取地震层速度V_int；

$V_{\mathrm{int}}=\sqrt{\frac{V_{r,n}^2{t}_{0,n}-V_{r,n-1}^2{t}_{0,n-1}}{t_{0,n}-t_{0,n-1}}}---\left(4\right);$

其中，V_r,n和V_r，n-1分别为第n和第n-1层的均方根速度，单位是m/s；t_0,n和t_0,n-1分别为第n层和第n-1层顶界面的双程旅行时。

步骤1-3，通过地震层速度V_int获取孔隙流体压力P_k，

V_int=V₀+AP_k ^B    （1）；

其中，V₀为地表层速度；A、B为待定系数，A的取值范围是1～100，B的取值范围是0.001～0.9999；

步骤1-4，通过地层压力曲线或者地层密度资料获取上覆岩层压力P_h；

步骤1-5，通过所述孔隙流体压力P_k以及上覆岩层压力P_h获取烃源岩剩余压力P_s；

P_s＝P_k－P_h      （2）；

其中，P_k为孔隙流体压力，P_h为上覆岩层压力。

对所述砂岩透镜体的等效排烃压力P_e进行定量评价，其评价步骤为，

步骤2-1，对所述砂岩透镜体进行地震检测，获取所述砂岩透镜体的地震反射振幅A_i以及反射频率F_i；

步骤2-2，如图3所示，通过砂岩透镜体地震反射同相轴，并使用解释软件对砂岩透镜体进行踪解释，得到其反射振幅和频率的平面展布情况；根据得到的振幅测量结果获取砂岩透镜体的真厚度H_i；

$H_i=\frac{{\mathrm{KA}}_i}{F_i}+\mathrm{\Δh}---\left(5\right);$

其中，A_i为砂岩透镜体的反射振幅；F_i为砂岩透镜体的反射频率；K、Δh为待定系数，k的取值范围是0.0001～0.0099，Δh的取值范围是-5～5；

步骤2-3，根据所述砂岩透镜体的真厚度H_i获取所述砂岩透镜体的孔隙度

砂岩透镜体的真厚度H_i与孔隙度的关系如图2所示；

其中，H_i为砂岩透镜体的真厚度，e为常数；

步骤2-4，根据所述砂岩透镜体的孔隙度

获取所述砂岩透镜体的等效排烃压力P_e；

其中，

为所述砂岩透镜体的孔隙度

根据所述砂岩透镜体的烃源剩余压力P_s和等效排烃压力P_e获取所述砂岩透镜体的油气成藏指数I_d；

I_d＝P_s/P_e      （8）；

其中，P_s为烃源岩剩余压力，P_e为等效排烃压力；

对油气成藏指数I_d进行分析输出，得到油气藏成藏条件的定量分析结果图。实施例

利用本发明的评价方法，对某地区的砂岩透镜体进行成藏条件定量评价。待测砂岩透镜体为牛25－C砂岩透镜体，埋深为3250m，面积为10km²，是典型的砂岩透镜体油藏。区内构造形态简单，地震资料分辨率和信噪比较高。地震速度与岩性变化存在较好的对应关系。

首先，根据速度谱资料获取地震层速度V_int，再根据地震层速度V_int获取砂岩透镜体的孔隙流体压力Pk，通过地层压力曲线或者地层密度资料获取上覆岩层压力P_h，通过所述孔隙流体压力P_k以及上覆岩层压力P_h获取烃源岩剩余压力P_s；

根据结果显示，本区高压层段从2820m开始，在埋深3250m处地层孔隙流体压力P_k为51MPa，烃源岩剩余压力P_s为16MPa。

牛25－C砂岩透镜体最大厚度不足25m，小于调谐厚度，而且砂层较单一，层间干扰比较少，利用地震反射振幅A_i和反射频率F_i获取砂岩透镜体的真厚度H_i；通过标定牛25－C砂岩透镜体地震反射同相轴，并使用解释软件对砂岩透镜体进行踪解释，得到其反射振幅和频率的平面展布情况，计算砂岩透镜体的孔隙度

并通过砂岩透镜体的孔隙度

获取砂岩透镜体的等效排烃压力P_e。

根据所述砂岩透镜体的烃源剩余压力P_s和等效排烃压力P_e获取所述砂岩透镜体的油气成藏指数I_d。

如图4所示，牛25－C砂岩透镜体成藏指数分布图，从图中可以明显看出，预测的结果与实际钻探情况基本吻合，成藏指数大于12的牛25、牛43、牛23、牛42、牛101等井都获得较高的油气产量；成藏指数在5～12之间的牛41、牛25－14等井钻遇的油层较薄；而成藏指数小于5的牛38、牛39等井没有见到油层。

上述技术方案只是本发明的一种实施方式，对于本领域内的技术人员而言，在本发明公开了应用方法和原理的基础上，很容易做出各种类型的改进或变形，而不仅限于本发明上述具体实施方式所描述的方法，因此前面描述的方式只是优选地，而并不具有限制性的意义。

Claims (6)

1.基于地震资料的油气成藏条件定量评价方法，其特征在于：

所述评价方法通过对地震资料进行校正处理，获取地震层速度V_int，并通过地震层速度V_int获取砂岩透镜体的烃源剩余压力P_s；所述评价方法还通过所述砂岩透镜体的真厚度H_i获取砂体孔隙度并通过砂体孔隙度

获取等效排烃压力P_e；根据烃源剩余压力P_s和等效排烃压力P_e获取所述砂岩透镜体的油气成藏指数I_d，完成对所述砂岩透镜体油气成藏条件的定量评价。

2.根据权利要求1所述的油气成藏条件定量评价方法，其特征在于：

对所述砂岩透镜体的烃源岩剩余压力P_s进行定量评价，其评价步骤为，

步骤1-1，对地震速度谱进行校正处理，获得叠加速度V_s；

步骤1-2，通过叠加速度V_s获取地震层速度V_int；

步骤1-3，通过地震层速度V_int获取孔隙流体压力P_k，

V_int=V₀+AP_k ^B      （1）；

其中，V₀为地表层速度；A、B为待定系数，A的取值范围是1～100，B的取值范围是0.001～0.9999；

步骤1-4，通过地层压力曲线或者地层密度资料获取上覆岩层压力P_k；

步骤1-5，通过所述孔隙流体压力P_k以及上覆岩层压力P_h获取烃源岩剩余压力P_s；

P_s＝P_k-P_h      （2）；

其中，P_k为孔隙流体压力，P_h为上覆岩层压力。

3.根据权利要求2所述的油气成藏条件定量评价方法，其特征在于：

在所述步骤1-1中，当地层为水平层状介质时，叠加速度V_s即为均方根速度V_r；当地层界面存在倾角时，叠加速度V_s为等效速度，对等效速度进行倾角校正，获得均方根速度V_r；

V_r＝V_scosα    （3）；

其中，α为反射界面倾角，V_s为叠加速度m/s；

在所述步骤1-2中，通过叠加速度V_s获取均方根速度V_r，并通过均方根速度V_r获取地震层速度V_int；

$V_{\mathrm{int}}=\sqrt{\frac{V_{r,n}^2{t}_{0,n}-V_{r,n-1}^2{t}_{0,n-1}}{t_{0,n}-t_{0,n-1}}}---\left(4\right);$

其中，V_r,n和V_r，n-1分别为第n和第n-1层的均方根速度，单位是m/s；t_0,n和t_0,n-1分别为第n层和第n-1层顶界面的双程旅行时。

4.根据权利要求1所述的油气成藏条件定量评价方法，其特征在于：

对所述砂岩透镜体的等效排烃压力P_e进行定量评价，其评价步骤为，

步骤2-1，对所述砂岩透镜体进行地震检测，获取所述砂岩透镜体的地震反射振幅A_i以及反射频率F_i；

步骤2-2，通过所述砂岩透镜体的地震反射振幅A_i以及反射频率F_i获取所述砂岩透镜体的真厚度H_i；

$H_i=\frac{{\mathrm{KA}}_i}{F_i}+\mathrm{\Δh}---\left(5\right);$

其中，A_i为砂岩透镜体的反射振幅；F_i为砂岩透镜体的反射频率；K、Δh为待定系数，k的取值范围是0.0001～0.0099，Δh的取值范围是-5～5；

步骤2-3，根据所述砂岩透镜体的真厚度Hi获取所述砂岩透镜体的孔隙度

其中，H_i为砂岩透镜体的真厚度，e为常数；

步骤2-4，根据所述砂岩透镜体的孔隙度获取所述砂岩透镜体的等效排烃压力P_e；

其中，

为所述砂岩透镜体的孔隙度

5.根据权利要求4所述的油气成藏条件定量评价方法，其特征在于：

在所述步骤2-2中，当所述砂岩透镜体的真厚度H_i大于调谐厚度时，通过标准方法获取所述砂岩透镜体的真厚度H_i；当所述砂岩透镜体的真厚度H_i小于调谐厚度时，通过公式（5）获取所述砂岩透镜体的真厚度H_i。

6.根据权利要求1、2、4之一所述的油气成藏条件定量评价方法，其特征在于：

根据所述砂岩透镜体的烃源剩余压力P_s和等效排烃压力P_e获取所述砂岩透镜体的油气成藏指数I_d；

I_d＝P_s/P_e      （8）；

其中，P_s为烃源岩剩余压力，P_e为等效排烃压力；

对油气成藏指数I_d进行分析输出，得到油气藏成藏条件的定量分析结果图。

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