CN104898161A - 一种基于测井响应模拟体的有效砂岩预测方法 - Google Patents
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Abstract
本发明是基于测井响应模拟体的有效砂岩预测方法。在工区测井、地震，得到目的层的双程反射时间厚度，将已知井的伽马、波阻抗、泥质含量、电阻率、波阻抗、泥质含量数据在坐标中散点交汇，得相应的交汇图，利用砂泥岩特征曲线和油水层干层特征曲线交汇，框圈定低伽马低密度的范围，将围内散点投到中标定的目的段上，得到伽马值为门槛值；利用特征曲线反演，得到模拟体；将砂岩、泥岩、油水层、干层确定的门槛值进行赋值，得到反映油水层的砂岩数据体，将平面图数据乘以采样间隔再除以2，得到的结果乘以层速度即得到有效砂岩储层平面厚度图。本发明能够将砂岩储层进一步区分为孔隙度渗透率好的砂岩和差的砂岩，即能够区分有效砂岩储层。
Description
技术领域
本发明涉及地球物理勘探方法，是一种基于测井响应模拟体的有效砂岩预测方法。
背景技术
地球物理勘探是根据地质学和物理学原理，利用电子学和信息论等多学科新技术建立起来的边缘学科，目的是利用各种物理仪器在地面或井中观测各种物理现象、推断、了解地下岩层的地质特点，寻找可能的储油构造。
在利用地震资料进行储层预测的地球物理方法中，地震反演是一个较好的方法，地震反演是利用地表观测的地震资料，以已知地质规律和钻井、测井资料为约束，对地下岩层空间结构和物理性质进行成像(求解)的过程。地震反演中，应用较多的是波阻抗反演，但由于在大部分地区波阻抗不能完全区分砂岩和泥岩，因此预测的砂岩中实际包含了太多的泥岩信息，且分辨率较低。近些年利用叠后地震资料进行地震反演中，应用较多的是地质统计反演，地质统计反演是以测井资料为硬约束、地震资料为软约束进行反演，分辨率与测井资料相当，具有分辨率高的特点，且能够很好预测砂岩。但地质统计反演仅是利用单一测井曲线进行反演，由于任何一种单一的测井曲线都不能够很好区分砂岩中的孔隙度和渗透率较高的砂岩，因此单一曲线地质统计反演虽然能够很好的预测砂岩，却无法预测有效砂岩，即孔隙度渗透率较高的砂岩。
发明内容
本发明目的在于提供一种可区分为孔隙度渗透率好的砂岩和差的砂岩，能够区分有效砂岩储层的基于测井响应模拟体的有效砂岩预测方法。
本发明通过以下的步骤实现：
1、在工区钻井并测井得到测井曲线，进行地震地质反射层位标定，确定目的层段在地震数据体上的双程反射时间厚度T；
2、将已知井的伽马数据、波阻抗数据及泥质含量数据在直角坐标系中进行散点交汇，得到砂、泥岩的伽马与波阻抗散点交汇图A；
所述的直角坐标系纵坐标为伽马数据，横坐标为波阻抗数据，色标为泥质含量数据，泥质含量高于75％的散点用冷色调表示，泥质含量低于25％的散点用暖色调表示。
将已知井的电阻率数据、波阻抗数据及泥质含量数据在直角坐标系中进行散点交汇，得到砂、泥岩的电阻率与波阻抗散点交汇图B；
所述的直角坐标系纵坐标为电阻率数据，横坐标为波阻抗数据，色标为泥质含量数据，泥质含量高于75％的散点用冷色调表示，泥质含量低于25％的散点用暖色调表示。
将已知井的密度数据、波阻抗数据及泥质含量数据在直角坐标系中进行散点交汇，得到砂、泥岩的密度与波阻抗散点交汇图C；
所述的直角坐标系纵坐标为密度数据，横坐标为波阻抗数据，色标为泥质含量数据，泥质含量高于75％的散点用冷色调表示，泥质含量低于25％的散点用暖色调表示。
在交汇图A、B和C中，根据暖色调和冷色调散点间有明显的分界为标准优选一个交汇图，优选的交汇图中有明显分界的数据曲线为砂泥岩特征曲线A；
所述的暖色调和冷色调的分界线是一条平行于横坐标或平行于纵坐标的直线。
3、分别将已知井的测井解释数据中的干层、水层、油层的伽马数据进行数据交汇，横坐标为类别干层、水层、油层，纵坐标为伽马数值；
分别将已知井的测井解释数据中的干层、水层、油层的电阻率数据进行数据交汇，横坐标为类别干层、水层、油层，纵坐标为电阻率数值；
分别将已知井的测井解释数据中的干层、水层、油层的密度数据进行数据交汇，横坐标为类别干层、水层、油层，纵坐标为密度数值；
从以上三个交汇中优选纵坐标没有数据范围重叠的数据为油水层、干层特征曲线数据B，数据纵坐标的不重合分界为一条直线；
所述干层、水层、油层在数据交汇时分别用数字1、2、3表示。
4、利用砂泥岩特征曲线A和油水层干层特征曲线B进行曲线交汇，在交汇图上用方框圈定低伽马低密度的范围，将方框范围内的散点投到步骤1)中标定的目的段上，散点为厚度不一的水平条带，将得到的水平条带与已知井的试油解释成果图对比，若是数量和厚度与试油成果一一对应，则所圈定低 伽马低密度的范围合适，得到方框的上边框所对应的伽马值为门槛值H，方框的右边框对应的密度值为门槛值I；
当范围不合适时调整方框在交汇图中的位置，重复上述对比过程，直到对比吻合。
5、利用砂泥岩特征曲线A进行地质统计反演，得到A曲线的模拟体A'；
6、利用油水层和干层特征曲线B进行地质统计反演，得到B曲线的模拟体B’；
7、将A'模拟体按照步骤4中确定的门槛值H进行0和1的赋值，以门槛值H为界，将代表砂岩的一边的数值赋值为1，将代表泥岩一边的数值赋值为0，得到数据体X；
8、将B'模拟体按照步骤4中确定的门槛值I进行0和1的赋值，以门槛值I为界，将代表油水层一边的数值赋值为1，将代表干层一边的数值赋值为0，得到数据体Y；
9、将X数据体与Y数据体相乘，得即求取X和Y的交集，得到反映油水层的砂岩数据体Z，数值1表示含有油层或水层的砂岩，即有效砂岩储层；
10、将对Z数据体沿地震解释的层位上下取步骤1中所确定的双程反射时间厚度T求取振幅，得到平面的有效砂岩储层平面分布图。
11、将步骤10中的平面图数据乘以采样间隔再除以2，得到的结果乘以层速度即得到有效砂岩储层平面厚度图。
本发明能够将砂岩储层进一步区分为孔隙度渗透率好的砂岩和差的砂岩，即能够区分有效砂岩储层。
附图说明
图1为地震资料与声波、密度测井曲线综合井震标定图，目的层标定在同一相位上，区域反射特征一致，井震匹配关系很好。
图2中图A为砂泥岩自然伽马和波阻抗交汇图，冷色调散点代表泥岩，暖色调散点代表砂岩，图中波阻抗不能将砂泥岩区分，伽马可将砂泥岩很好区分。图B为电阻率和波阻抗交汇图，波阻抗不能将砂泥岩区分，电阻率不能将砂泥岩区分。图C为密度和波阻抗交汇图，波阻抗不能将砂泥岩区分，密度不能将砂泥岩区分。
图3为砂岩中的干层、水层、油层分别与自然伽马(上)、电阻率(中)、密度(下)交汇图，其中密度可以将干层、油水层很好区分。
图4为确定自然伽马砂泥岩门槛值、密度干层和油水层门槛值的交汇图，交汇图中自然伽马的砂泥岩门槛值为78，密度的干层和油水层门槛值为2.45
图5为地质统计反演计算的自然伽马数据体剖面，红暖色调代表砂岩。
图6为地质统计反演计算的密度数据体剖面，红暖色调代表砂岩。
图7将自然伽马数据体转换成0和1的剖面，即砂岩剖面。
图8将密度数据体转换成0和1的剖面，即含油砂岩和部分泥岩剖面。
图9将自然伽马体转换的0-1剖面与密度体转换的0-1剖面求交集的结果，即有效砂岩数据体剖面。
图10沿油层顶部向下开20ms时窗提取的有效砂岩振幅属性图。
图11为有效砂岩厚度图。
具体实施方式
利用多种测井曲线和地震数据体进行测井响应数据体模拟，计算出能够反映砂泥岩和油水层-干层的数据体，在此基础上，通过求取曲线数据体的交集，从而能够在砂岩储层中进一步识别有效砂岩储层，解决常规地震反演不能在砂岩储层中进一步识别有效砂岩的问题。
以下结合附图和实例具体说明本发明步骤：
1、利用钻井分层、声波时差和密度测井曲线制作人工合成地震记录，进行地震地质反射层位标定，通过研究区域范围内已知井的资料建立井震关系，确定目的层段在地震数据体上的双程反射时间厚度T；如图1所确定的双程反射时间为沿层向下20毫秒。
2、将已知井目的井段范围内的伽马数据、波阻抗数据及泥质含量数据在直角坐标系中进行散点交汇，纵坐标为伽马数据，横坐标为波阻抗数据，色标为泥质含量数据，泥质含量高于75％的散点用冷色调表示，泥质含量低于25％的散点用暖色调表示，得到砂、泥岩的伽马与波阻抗散点交汇图A，如图2中图A；
将已知井目的井段范围内的电阻率数据、波阻抗数据及泥质含量数据在直角坐标系中进行散点交汇，纵坐标为电阻率数据，横坐标为波阻抗数据，色标为泥质含量数据，泥质含量高于75％的散点用冷色调表示，泥质含量低于25％的散点用暖色调表示，得到砂、泥岩的电阻率与波阻抗散点交汇图B，如图2中图B；
将已知井目的井段范围内的密度数据、波阻抗数据及泥质含量数据在直角坐标系中进行散点交汇，纵坐标为密度数据，横坐标为波阻抗数据，色标为泥质含量数据，泥质含量高于75％的散点用冷色调表示，泥质含量低于25％的散点用暖色调表示，得到砂、泥岩的密度与波阻抗散点交汇图C，如图2中图C；
在交汇图A、B和C中，根据交汇图中暖色调和冷色调散点间有明显的分界为标准优选一个交汇图，该交汇图中有明显分界的数据曲线为砂泥岩特征曲线A。暖色调和冷色调的分界线是一条平行于横坐标或平行于纵坐标的直线。
步骤2所优选的交汇图是伽马数据、波阻抗数据及泥质含量数据交汇图，如图2中图A，暖色调和冷色调散点间有一条平行于X坐标轴的分界线，分界线以下表示砂岩，分界线以上表示泥岩，图中砂、泥岩范围得到有效区分，伽马数据曲线为砂泥岩特征曲线A。
3、分别将已知井目的井段范围内的测井解释数据中的干层、水层、油层的伽马数据进行数据交汇，横坐标为类别干层、水层、油层，纵坐标为伽马数值；
分别将已知井目的井段范围内的测井解释数据中的干层、水层、油层的电阻率数据进行数据交汇，横坐标为类别干层、水层、油层，纵坐标为电阻率数值；
分别将已知井目的井段范围内的测井解释数据中的干层、水层、油层的密度数据进行数据交汇，横坐标为类别干层、水层、油层，纵坐标为密度数值；
如图3，从三个交汇图中优选纵坐标没有数据范围重叠的是干层、水层、油层与密度数据交汇图，密度数据曲线为油水层、干层的特征曲线数据B，纵坐标数据不重合分界为一条直线；
所述类别干层、水层、油层在数据交汇时分别用数字1、2、3表示。
4、利用砂泥岩特征曲线A伽马数据曲线和油水层干层特征曲线B密度数据曲线进行曲线交汇，如图4，在交汇图上用方框圈定低伽马低密度的范围，将方框范围内的散点投到目的井段上，这些散点在井段上表现为厚度不一的水平条带，将得到的水平条带与已知井的试油解释成果图对比，若是数量和厚度与试油成果一一对应，则所圈定的方框合适，反之则方框范围不合适，需调整方框在交汇图中的位置，重复上述对比过程，直到对比吻合。这个方框的上边框所对应的伽马值为门槛值H，H值为78，方框的右边框对应的密度值为门槛值I，I值为2.45。
5、利用砂泥岩特征曲线A伽马数据曲线进行地质统计反演，得到A曲线的伽马曲线模拟体A'，如图5为伽马曲线模拟体剖面，图中暖色调色标表示砂岩，包含干层砂岩和含油砂岩，冷色调色标表示泥岩。
6、利用油水层和干层特征曲线B密度数据曲线进行地质统计反演，得到B曲线的密度曲线模拟体B’，如图6为密度曲线模拟体剖面，图中暖色调色标表示低密度的岩性，包含泥岩和含油砂岩，冷色调色标表示干层砂岩。
7、将A'模拟体按照步骤4中确定的门槛值H进行0和1的赋值，以门槛值H为界，将代表砂岩的一边的数值赋值为1，将代表泥岩一边的数值赋值为0，得到数据体X。如图7为门槛值H为78进行赋值后的伽马曲线模拟体A'的岩性数据体X的剖面，深色调的区域表示砂岩，浅色调的区域表示泥岩。
8、将B'模拟体按照步骤4中确定的门槛值I进行0和1的赋值，以门槛值I为界，将代表油水层一边的数值赋值为1，将代表干层一边的数值赋值为0，得到数据体Y。如图8为门槛值I为2.45进行赋值后的密度曲线模拟体B'的岩性数据体Y的剖面，深色调的区域表示含油砂岩及泥岩，浅色调的区域表示干层砂岩。
9、将X数据体与Y数据体相乘，得即求取X和Y的交集，得到反映油水层的有效砂岩数据体Z，数值1表示含有油层或水层的砂岩，即有效砂岩储层。如图9为反映油水层的有效砂岩数据体Z的剖面，深色调的区域表示含油水的有效砂岩，浅色调的区域表示为干层和泥岩。
10、将对Z数据体沿地震解释的层位上下取步骤1中所确定的双程反射时间厚度T求取振幅，这里的T为20ms，得到平面的有效砂岩储层平面分布图。如图10为有效砂岩振幅属性图，图中深色调的区域表示有效砂岩平面分布区。
11、将步骤10中的平面图数据乘以采样间隔再除以2，得到的结果乘以层速度即得到有效砂岩储层平面厚度图。如图11为有效砂岩厚度图。
Claims (2)
1.一种基于测井响应模拟体的有效砂岩预测方法，特点是采用以下步骤：
1)在工区钻井并测井得到测井曲线，进行地震地质反射层位标定，确定目的层段在地震数据体上的双程反射时间厚度T；
2)将已知井的伽马数据、波阻抗数据及泥质含量数据在直角坐标系中进行散点交汇，得到砂、泥岩的伽马与波阻抗散点交汇图A；
所述的直角坐标系纵坐标为伽马数据，横坐标为波阻抗数据，色标为泥质含量数据，泥质含量高于75％的散点用冷色调表示，泥质含量低于25％的散点用暖色调表示；
将已知井的电阻率数据、波阻抗数据及泥质含量数据在直角坐标系中进行散点交汇，得到砂、泥岩的电阻率与波阻抗散点交汇图B；
所述的直角坐标系纵坐标为电阻率数据，横坐标为波阻抗数据，色标为泥质含量数据，泥质含量高于75％的散点用冷色调表示，泥质含量低于25％的散点用暖色调表示；
将已知井的密度数据、波阻抗数据及泥质含量数据在直角坐标系中进行散点交汇，得到砂、泥岩的密度与波阻抗散点交汇图C；
所述的直角坐标系纵坐标为密度数据，横坐标为波阻抗数据，色标为泥质含量数据，泥质含量高于75％的散点用冷色调表示，泥质含量低于25％的散点用暖色调表示；
在交汇图A、B和C中，根据暖色调和冷色调散点间有明显的分界为标准优选一个交汇图，优选的交汇图中有明显分界的数据曲线为砂泥岩特征曲线A；
3)分别将已知井的测井解释数据中的干层、水层、油层的伽马数据进行数据交汇，横坐标为类别干层、水层、油层，纵坐标为伽马数值；
分别将已知井的测井解释数据中的干层、水层、油层的电阻率数据进行数据交汇，横坐标为类别干层、水层、油层，纵坐标为电阻率数值；
分别将已知井的测井解释数据中的干层、水层、油层的密度数据进行数据交汇，横坐标为类别干层、水层、油层，纵坐标为密度数值；
从以上三个交汇中优选纵坐标没有数据范围重叠的数据为油水层、干层特征曲线数据B，数据纵坐标的不重合分界为一条直线；
4)利用砂泥岩特征曲线A和油水层干层特征曲线B进行曲线交汇，在交汇图上用方框圈定低伽马低密度的范围，将方框范围内的散点投到步骤1)中标定的目的段上，散点为厚度不一的水平条带，将得到的水平条带与已知井的试油解释成果图对比，若是数量和厚度与试油成果一一对应，则所圈定低伽马低密度的范围合适，得到方框的上边框所对应的伽马值为门槛值H，方框的右边框对应的密度值为门槛值I；
当范围不合适时调整方框在交汇图中的位置，重复上述对比过程，直到对比吻合；
5)利用砂泥岩特征曲线A进行地质统计反演，得到A曲线的模拟体A'；
6)利用油水层和干层特征曲线B进行地质统计反演，得到B曲线的模拟体B’；
7)将A'模拟体按照步骤4)中确定的门槛值H进行0和1的赋值，以门槛值H为界，将代表砂岩的一边的数值赋值为1，将代表泥岩一边的数值赋值为0，得到数据体X；
8)将B'模拟体按照步骤4中确定的门槛值I进行0和1的赋值，以门槛值I为界，将代表油水层一边的数值赋值为1，将代表干层一边的数值赋值为0，得到数据体Y；
9)将X数据体与Y数据体相乘，得即求取X和Y的交集，得到反映油水层的砂岩数据体Z，数值1表示含有油层或水层的砂岩，即有效砂岩储层；
10)将对Z数据体沿地震解释的层位上下取步骤1)中所确定的双程反射时间厚度T求取振幅，得到平面的有效砂岩储层平面分布图；
11)将步骤10)中的平面图数据乘以采样间隔再除以2，得到的结果乘以层速度即得到有效砂岩储层平面厚度图。
2.根据权利要求一的方法，步骤3)所述干层、水层、油层在数据交汇时分别用数字1、2、3表示。
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