CN108665545A - 录井参数三维地质模型建立方法 - Google Patents

录井参数三维地质模型建立方法 Download PDF

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Abstract

本发明涉及地质勘探开发技术领域，是一种录井参数三维地质模型建立方法，包括以下步骤：第一步：获取录井模型参数，录井模型参数包括录井油气指数、录井dc指数‑岩石硬度数据和录井岩性数据；第二步：根据录井油气指数、录井dc指数‑岩石硬度数据和录井岩性数据建立与之对应的录井油气指数模型、录井dc指数‑岩石硬度模型和录井岩性模型。本发明实现了对构造、多孔介质储层及其内部属性参数的精细表征，通过录井油气指数、录井dc指数‑岩石硬度数据和录井岩性数据建立与之对应的录井油气指数模型、录井dc指数‑岩石硬度模型和录井岩性模型，将确定性建模与随机建模相结合，实现了储层油气有利区域的预测，满足实际工作的需求。

Description

录井参数三维地质模型建立方法
技术领域
本发明涉及一种地质勘探开发技术领域，是一种录井参数三维地质模型建立方法。
背景技术
现有三维地质建模普遍采用的是将地质，测井、地球物理资料和各种解释结果或者概念模型综合在一起生成三维定量随机模型，包括构造模型、相模型和属性模型；构造模型是通过连井地层对比，形成地震合成记录，确定时深关系，根据地震合成记录建立应用层速度模型，应用层速度模型对时间域地震体进行时深转换。以深度域的地震资料为基础，对断层和层面追踪，以实钻断点和分层数据做校正，从而建立层面构造模型。相模型是将确定性相建模与随机建模相结合的思路：首先利用确定性赋值建模方法作为第一层次的相模型，建立起确定性模型；再将随机性的序贯指示建模方法建立的模型作为第二层次的相模型，为岩石相空间分布的随机性模型；最后将确定性模型与随机模型融合，形成高精度的三维岩石相模型。即以第一层次的确定性相模型作为约束，对第二层次随机性相模型进行修正，建立出确定性赋值模拟与随机模拟相结合的相模型。属性模型是在岩相模型的基础上，采用算法稳健的序贯高斯模拟在沉积相的控制下建立孔隙度、渗透率模型。不同岩性的储层参数分布规律不同，在建立储层岩性模型基础上，根据不同岩性的储层参数定量分布规律，分岩性带进行井间插值或随机模拟，以建立储层参数分布模型(如孔隙度、渗透率、含油饱和度模型)。
上述三维地质建模具有以下缺点：
(1)现有的三维地质建模技术缺乏一定的实时性，物性模型所需数据均为完井测井后的数据，无法实时指导正钻水平井地质导向，不能及时对模型进行校正和调整。
(2)现有的物性模型面对复杂、特殊储层，具有一定的局限性，如火成岩储层裂缝与基质孔隙共同影响油气的运移，常用的孔、渗、饱模型在火成岩储层评价中实用性较差。
发明内容
本发明提供了一种录井参数三维地质模型建立方法，克服了上述现有技术之不足，其能有效解决现有录井三维地质建模方法通过完井测井后的数据进行建模，缺乏一定的实时性，不能及时对模型进行校正和调整的问题，进一步解决了现有录井三维地质建模方法针对复杂、特殊储层实用性差的问题。
本发明的技术方案是通过以下措施来实现的：一种录井参数三维地质模型建立方法，包括以下步骤：
第一步：获取录井模型参数，录井模型参数包括录井油气指数、录井dc指数-岩石硬度数据和录井岩性数据；
根据现有录井荧光含量数据的离散化值和录井气测数据的气体重中比率计算获得录井油气指数；
将岩心硬度测量值、不同井深岩石的钻进dc指数分别与声波时差数据进行回归分析，计算获得录井dc指数-岩石硬度数据；
对现有的录井现场岩屑数据进行离散化获得录井岩性数据；
第二步：根据录井油气指数、录井dc指数-岩石硬度数据和录井岩性数据建立与之对应的录井油气指数模型、录井dc指数-岩石硬度模型和录井岩性模型。
下面是对上述发明技术方案的进一步优化或/和改进：
上述第一步中获取录井油气指数的具体步骤如下：
(1)将现有录井荧光显示数据按荧光含量进行离散化处理，离散化处理如下所示：
A、若荧光含量为0，则对应的离散化值F＝0；
B、若荧光含量为大于0小于等于5％，则对应的离散化值F＝1；
C、若荧光含量为大于5小于等于10％，则对应的离散化值F＝2；
D、若荧光含量为大于10％，则对应的离散化值F＝3；
(2)根据现有录井气测数据的气测组分值计算气体重中比率，计算过程如下：
若C3＝0，则气体重中比率HM＝0；
若C3>0，则气体重中比率HM＝((C4+C5)2)/C3；
其中C3、C4、C5均为气测组分值；
(3)根据荧光含量离散化值和气体重中比率计算录井油气指数，计算过程如下：
若F＝0，则F(x)＝HM；
若F>0，则F(x)＝HM×F×10。
上述第一步中获取录井dc指数-岩石硬度数据的具体步骤如下：
(1)将岩心硬度测量值和声波时差数据进行回归分析，计算岩石硬度，计算公式如下式所示；
KhΔt＝1369.34e-0.0071Δt (1)
其中，KhΔt为岩石硬度，Δt为声波时差；
(2)根据不同井深岩石的钻进dc指数与声波时差数据，采用回归分析确定如式(2)所示的dc指数与声波时差的相关关系；
Δt＝151.9e-0.57dc (2)
(3)结合式(1)和式(2)计算录井dc指数-岩石硬度数据，结合式(1)和式(2)得出的计算公式如下：
ln(Khdc)＝-1.078e-57dc+7.222 (3)
其中，Khdc为录井dc指数-岩石硬度数据。
上述第二步中建立录井油气指数模型、录井dc指数-岩石硬度模型和录井岩性模型的具体过程如下：
建立录井油气指数模型的步骤如下：
(1)计算得到的录井油气指数进行离散化；
(2)将离散化的录井油气指数进行正态变换，使非正态分布转化为正态分布；
(3)根据不同研究区的具体情况，选择随机性相对适中变差函数模型；
(4)设置顺物源的主方向、次方向和垂直方向的参数，求取变差函数；
(5)对变差函数进行序贯高斯模拟，获得录井油气指数模型；
建立录井dc指数-岩石硬度模型和录井岩性模型的步骤与建立录井油气指数模型的步骤相同。
本发明针对复杂多变的储层，井震结合、引入录井参数三维地质建模的方法，获取录井油气指数、录井dc指数-岩石硬度数据和录井岩性数据，实现了对构造、多孔介质储层及其内部属性参数的精细表征，通过录井油气指数、录井dc指数-岩石硬度数据和录井岩性数据建立与之对应的录井油气指数模型、录井dc指数-岩石硬度模型和录井岩性模型，将确定性建模与随机建模相结合，实现了储层油气有利区域的预测，并通过录井dc指数-岩石硬度数据模型解决了现有地质物性模型所需数据均为完井测井后的数据，无法实时指导正钻水平井地质导向，不能及时对模型进行校正和调整的问题。
附图说明
附图1为本发明的流程图。
附图2为本发明获得录井油气指数的流程图。
附图3为本发明获取录井dc指数-岩石硬度数据的流程图。
具体实施方式
本发明不受下述实施例的限制，可根据本发明的技术方案与实际情况来确定具体的实施方式。
下面结合实施例及附图对本发明作进一步描述：
实施例1：如附图1所示，该录井参数三维地质模型建立方法包括以下步骤：
第一步：获取录井模型参数，录井模型参数包括录井油气指数、录井dc指数-岩石硬度数据和录井岩性数据；
根据现有录井荧光含量数据的离散化值和录井气测数据的气体重中比率计算获得录井油气指数；
将岩心硬度测量值、不同井深岩石的钻进dc指数分别与声波时差数据进行回归分析，计算获得录井dc指数-岩石硬度数据；
对现有的录井现场岩屑数据进行离散化获得录井岩性数据；
第二步：根据录井油气指数、录井dc指数-岩石硬度数据和录井岩性数据建立与之对应的录井油气指数模型、录井dc指数-岩石硬度模型和录井岩性模型。
目前在油气评价过程中发现，录井的气测和荧光显示对于储层的油气比较“敏感”，而常规的测井油气评价参数对于低孔、低渗储层油气评价存在不足；因此，在低孔、低渗砂砾岩储层地质模型的建立过程中，特别引入“录井油气指数”参与建模，通过录井荧光显示和气测数据经归一化处理生成有利于评价低孔、低渗储层油气的录井油气指数。
录井油气指数是将气测组分轻重比例关系结合荧光显示面积加权处理得出的衡量油气显示好坏的综合指数，本发明中结合现有录井荧光含量数据的离散化值和录井气测数据的气体重中比率，分析计算获得录井油气指数，然后通过现有的地质建模软件(可为petrel地质建模软件)根据建立录井油气指数模型，录井油气指数模型可以在三维空间展示气测全烃的变化情况，亦可对未钻井区域进行录井油气指数预测，能展示油气显示的变化趋势，指示油气发育区。
由于声波在岩石中的传播速度与岩石的硬度存在很好的相关性，并且在正常钻进时dc指数和声波时差也存在一定的相关性，从而可以证明利用dc指数来计算岩石硬度是可行的。并且声波测井数据只有完钻测井后才能获得，无法在钻进过程中根据声波时差计算岩石硬度值，而dc指数则是录井在随钻过程中获得的数据，因此本发明依据录井随钻获得的dc指数获取录井dc指数-岩石硬度，根据录井dc指数-岩石硬度并通过现有的地质建模软件(可为petrel地质建模软件)建立录井dc指数-岩石硬度模型，从而增加了三维地质建模的实时性，解决了现有地质物性模型所需数据均为完井测井后的数据，无法实时指导正钻水平井地质导向，不能及时对模型进行校正和调整的问题。
录井岩性数据是通过对现有的录井现场岩屑数据进行离散化获得，即录井岩性数据是根据钻井返出的岩屑直接定名而成，因此根据录井岩性数据建立的录井岩性模型能更直观、准确的描述岩性。录井岩性模型相对于现有的测井岩性模型，适用性更加广泛。针对部分如火成岩储层的复杂、特殊储层，测井数据难以划分岩性，而录井岩性数据能更加直观、准确的描述岩性，因此录井岩性模型相对于现有的测井岩性模型，适用性更加广泛。
本发明实现了对构造、多孔介质储层及其内部属性参数的精细表征，通过录井油气指数、录井dc指数-岩石硬度数据和录井岩性数据建立与之对应的录井油气指数模型、录井dc指数-岩石硬度模型和录井岩性模型，将确定性建模与随机建模相结合，实现了储层油气有利区域的预测，并通过上述多个模型的叠加和综合，相比于以往单个模型反映单一属性在三维空间的变化情况，能更加准确的反映储层物性与含油性在三维空间的变化，满足实际工作的需求。
下面是对上述发明技术方案的进一步优化或/和改进：
如附图1、2所示，第一步中获取录井油气指数的具体步骤如下：
(1)将现有录井荧光显示数据按荧光含量进行离散化处理，离散化处理如下所示：
A、若荧光含量为0，则对应的离散化值F＝0；
B、若荧光含量为大于0小于等于5％，则对应的离散化值F＝1；
C、若荧光含量为大于5小于等于10％，则对应的离散化值F＝2；
D、若荧光含量为大于10％，则对应的离散化值F＝3；
(2)根据现有录井气测数据的气测组分值计算气体重中比率，计算过程如下：
若C3＝0，则气体重中比率HM＝0；
若C3>0，则气体重中比率HM＝((C4+C5)2)/C3；
其中C3、C4、C5均为气测组分值；
(3)根据荧光含量离散化值和气体重中比率计算录井油气指数，计算过程如下：
若F＝0，则F(x)＝HM；
若F>0，则F(x)＝HM×F×10。
由上述可以看出无荧光显示和无C2以后气测组分值的井段不参与计算，且在荧光含量离散化值相同的情况下，各气测组分之间的比例关系会对计算结果产生影响。
如附图1、3所示，第一步中获取录井dc指数-岩石硬度数据的具体步骤如下：
(1)将岩心硬度测量值和声波时差数据进行回归分析，计算岩石硬度，计算公式如下式所示；
KhΔt＝1369.34e-0.0071Δt (1)
其中，KhΔt为岩石硬度，Δt为声波时差；
(2)根据不同井深岩石的钻进dc指数与声波时差数据，采用回归分析确定如式(2)所示的dc指数与声波时差的相关关系；
Δt＝151.9e-0.57dc (2)
(3)结合式(1)和式(2)计算录井dc指数-岩石硬度数据，结合式(1)和式(2)得出的计算公式如下：
ln(Khdc)＝-1.078e-57dc+7.222 (3)
其中，Khdc为录井dc指数-岩石硬度数据。
上述得到式(1)的计算过程如下：
A、通过Kh＝轴向载荷/压头面积，得到岩石硬度的计算值Kh，再以Kh为纵坐标，以声波时差Δt为横坐标做散点图，并进行回归分析，得到声波时差Δt与岩石硬度计算值Kh之间的相关系数0.9573，则得到岩石硬度计算值Kh与声波时差Δt的拟合公式：
Kh＝117740e-0.0623Δt (4)
B、以岩心硬度实测数据Kh实测为纵坐标、以岩石硬度计算值Kh为横坐标做散点图，进行回归分析得到下式：
Kh实测＝446.1Kh -0.1185 (5)
C、将式(4)带入式(5)，得到修正后岩石硬度的计算值KhΔt：
KhΔt＝1179.66e-0.0074Δt (6)
D、根据上述推导思路，选取岩心硬度实测数据Kh实测和声波时差数据Δt进行回归分析，得到岩心硬度实测数据Kh实测和声波时差数据Δt的相关系数达到0.9125，则得到岩石硬度计算值Kh与声波时差Δt的拟合公式：
Kh＝12951e-0.06Δt (7)
E、重复步骤B，得到下式：
Kh实测＝442.5Kh -0.1193 (8)
F、将式(7)带入式(8)，得到修正后岩石硬度的计算值KhΔt：
KhΔt＝1369.34e-0.0071Δt
如附图1所示，第二步中建立录井油气指数模型、录井dc指数-岩石硬度模型和录井岩性模型的具体过程如下：
建立录井油气指数模型的步骤如下：
(1)计算得到的录井油气指数进行离散化；
(2)将离散化的录井油气指数进行正态变换，使非正态分布转化为正态分布；
(3)根据不同研究区的具体情况，选择随机性相对适中变差函数模型；
(4)设置顺物源的主方向、次方向和垂直方向的参数，求取变差函数；
(5)对变差函数进行序贯高斯模拟，获得录井油气指数模型；
建立录井dc指数-岩石硬度模型和录井岩性模型的步骤与建立录井油气指数模型的步骤相同。
上述模型建立过程为现有公知技术，序贯高斯模拟的前提条件是变量分布要求服从高斯分布即正态分布，因此在对录井参数进行离散化后，需将离散化的录井油气指数进行正态变换，使非正态分布的数据转化为正态分布。变差函数模型主要有三种：指数模型、球状模型、高斯模型，指数模型适合河道型地质条件，产生的结果相对随机性大，球状模型适合大型河道和相对稳定的三角洲沉积环境，相对随机性适中，高斯模型适合海河等稳定沉积环境，连续性最好，这三种变差函数模型可根据不同研究区的具体情况进行选择。设置顺物源的主方向、次方向和垂直方向的参数，其中的参数包括带宽、搜索半径、步长、角度容限等。求取变差函数得到地质变量在空间上的相关性分布规律。
以上技术特征构成了本发明的最佳实施例，其具有较强的适应性和最佳实施效果，可根据实际需要增减非必要的技术特征，来满足不同情况的需求。

Claims (5)

1.一种录井参数三维地质模型建立方法，其特征在于包括以下步骤：
第一步：获取录井模型参数，录井模型参数包括录井油气指数、录井dc指数-岩石硬度数据和录井岩性数据；根据现有录井荧光含量数据的离散化值和录井气测数据的气体重中比率计算获得录井油气指数；将岩心硬度测量值、不同井深岩石的钻进dc指数分别与声波时差数据进行回归分析，计算获得录井dc指数-岩石硬度数据；对现有的录井现场岩屑数据进行离散化获得录井岩性数据；
第二步：根据录井油气指数、录井dc指数-岩石硬度数据和录井岩性数据建立与之对应的录井油气指数模型、录井dc指数-岩石硬度模型和录井岩性模型。
2.根据权利要求1所述的录井参数三维地质模型建立方法，其特征在于第一步中获取录井油气指数的具体步骤如下：
(1)将现有录井荧光显示数据按荧光含量进行离散化处理，离散化处理如下所示：
A、若荧光含量为0，则对应的离散化值F＝0；
B、若荧光含量为大于0小于等于5％，则对应的离散化值F＝1；
C、若荧光含量为大于5小于等于10％，则对应的离散化值F＝2；
D、若荧光含量为大于10％，则对应的离散化值F＝3；
(2)根据现有录井气测数据的气测组分值计算气体重中比率，计算过程如下：
若C3＝0，则气体重中比率HM＝0；
若C3>0，则气体重中比率HM＝((C4+C5)2)/C3；
其中C3、C4、C5均为气测组分值；
(3)根据荧光含量离散化值和气体重中比率计算录井油气指数，计算过程如下：
若F＝0，则F(x)＝HM；
若F>0，则F(x)＝HM×F×10。
3.根据权利要求1或2所述的录井参数三维地质模型建立方法，其特征在于第一步中获取录井dc指数-岩石硬度数据的具体步骤如下：
(1)将岩心硬度测量值和声波时差数据进行回归分析，计算岩石硬度，计算公式如下式所示；
KhΔt＝1369.34e-0.0071Δt (1)
其中，KhΔt为岩石硬度，Δt为声波时差；
(2)根据不同井深岩石的钻进dc指数与声波时差数据，采用回归分析确定如式(2)所示的dc指数与声波时差的相关关系；
Δt＝151.9e-0.57dc (2)
(3)结合式(1)和式(2)计算录井dc指数-岩石硬度数据，结合式(1)和式(2)得出的计算公式如下：
ln(Khdc)＝-1.078e-57dc+7.222 (3)
其中，Khdc为录井dc指数-岩石硬度数据。
4.根据权利要求1或2所述的录井参数三维地质模型建立方法，其特征在于第二步中建立录井油气指数模型、录井dc指数-岩石硬度模型和录井岩性模型的具体过程如下：
建立录井油气指数模型的步骤如下
(1)计算得到的录井油气指数进行离散化；
(2)将离散化的录井油气指数进行正态变换，使非正态分布转化为正态分布；
(3)根据不同研究区的具体情况，选择随机性相对适中变差函数模型；
(4)设置顺物源的主方向、次方向和垂直方向的参数，求取变差函数；
(5)对变差函数进行序贯高斯模拟，获得录井油气指数模型；
建立录井dc指数-岩石硬度模型和录井岩性模型的步骤与建立录井油气指数模型的步骤相同。
5.根据权利要求3所述的录井参数三维地质模型建立方法，其特征在于第二步中建立录井油气指数模型、录井dc指数-岩石硬度模型和录井岩性模型的具体过程如下：
建立录井油气指数模型的步骤如下：
(1)计算得到的录井油气指数进行离散化；
(2)将离散化的录井油气指数进行正态变换，使非正态分布的数据转化为正态分布；
(3)根据不同研究区的具体情况，选择随机性相对适中变差函数模型；
(4)设置顺物源的主方向、次方向和垂直方向的参数，求取变差函数；
(5)对变差函数进行序贯高斯模拟，获得录井油气指数模型；
建立录井dc指数-岩石硬度模型和录井岩性模型的步骤与建立录井油气指数模型的步骤相同。
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