CN109425896B - 白云岩油气储层分布预测方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种白云岩油气储层分布预测方法及装置，包括：获取待测储层的地震数据和测井数据；将地震数据进行消除各向异性处理得到CRP、CMP道集数据体；将测井数据进行环境校正得到密度测井资料；解释待测储层的孔隙度和声波时差；建立待测储层白云岩段的岩石物理模型；进行白云岩目的层系岩石物理弹性参数交汇分析，确定待测储层的岩石物理弹性参数类别及槛值范围；根据分入射角地震子叠加数据体和测井数据联合反演；解释待测储层的岩石物理弹性参数反演成果数据体得到待测储层的储层段对应累积厚度和有效储层段对应累积厚度。本发明提供的白云岩油气储层分布预测方法及装置提高了白云岩油气储层分布预测的准确性。

Description

白云岩油气储层分布预测方法及装置

技术领域

本发明涉及油气田开发技术，尤其涉及一种白云岩油气储层分布预测方法及装置。

背景技术

碳酸盐岩广泛分布于各地质时代,约占沉积岩总面积的五分之一，世界上有大约三分之一的油气资源存在碳酸盐岩中,其中又有一半是在白云岩中。白云岩中的各种次生孔隙被认为是潜在的油气储集空间。塔里木盆地下古生界寒武系发育规模巨大的白云岩地层,白云岩的厚度达1600余米,且横向上分布范围很广泛。下古生界的白云岩储层是目前最重要的待勘探区域之一。

现有技术中预测油气储层分布时，通过获取岩石物性和岩石物理弹性参数等储层参数，根据储层参数预测岩石储层的分布。

由于下古生界的白云岩储层相应不明确、油气层分布规律较为复杂，采用现有技术获取的岩石物性和岩石物理弹性等储层参数误差较大，使得白云岩油气储层分布预测的准确性较差。

发明内容

本发明提供一种白云岩油气储层分布预测方法及装置，提高了白云岩油气储层分布预测的准确性。

本发明提供一种白云岩油气储层分布预测方法，包括：

获取待测储层的地震数据和测井数据；

将所述地震数据进行消除各向异性处理得到共接收点CRP、共中心点CMP道集数据体和地震成果数据体；

将所述测井数据进行环境校正得到密度测井资料；

根据所述密度测井资料计算获取所述待测储层的孔隙度和声波时差，其中，孔隙度为所述待测储层中非储层的判断标识应用于测井的储层解释；

根据所述密度测井资料建立所述待测储层白云岩段的岩石物理模型，根据所述岩石物理模型计算所述待测储层的横波资料、泊松比和纵横波速度比；

根据所述密度测井资料进行白云岩目的层系岩石物理弹性参数交汇分析，确定所述待测储层的岩石物理弹性参数类别及槛值范围；

根据所述CRP、CMP道集数据体和地震成果数据体计算获取分入射角地震子叠加数据体；

根据所述分入射角地震子叠加数据体和所述测井数据联合反演，得到所述待测储层的岩石物理弹性参数反演成果数据体；

根据所述待测储层与流体定量解释模板，解释所述待测储层的岩石物理弹性参数反演成果数据体得到所述待测储层的储层段对应累积厚度和有效储层段对应累积厚度。

在本发明一实施例中，所述将所述地震数据进行消除各向异性处理得到CRP、CMP道集数据体和地震成果数据体包括：求取所述地震数据的各向异性关键参数和各向异性偏移；所述地震数据为井控处理标定后的地质分层和地震资料的分层之间的差异；所述井控处理包为多道井控反褶积处理；

所述消除项异性处理包括将所述地震数据通过OVT域数据规则化得到所述CRP、CMP道集数据体，所述OVT域数据规则化包括连片处理、高保真去噪和高分辨率处理；所述高保真去噪处理包括十字排列椎体滤波滤除面波、减去法线性干扰衰减和随机大值衰减，所述OVT域数据规则化后进行常规覆盖次数区的覆盖次数找回；所述道集数据体包括叠前时间偏移和叠前深度偏移。

在本发明一实施例中，所述岩石物理模型以密度、纵波速度为输入，所述岩石物理弹性参数包括横波速度、剪切模量、泊松比和纵横波速度比；所述岩石物理模型为：

RHOD＝2.71*V₁+2.87*V₂+2.98*V₃+2.69*V_cl+Por

NPHI＝0*V₁+0.01*V₂-0.02*V₃+0.32*V_cl+Por

DT＝49*V₁+43*V₂+50*V₃+90*V_cl+189*Por

1＝V₁+V₂+V₃+V_cl+Por

其中，V₁是方解石或石英体积占岩石体积的比例；V₂是白云石体积占岩石体积的比例；V₃是石膏体积占岩石体积的比例；V_cl是黏土体积占岩石体积的比例；Por是孔隙度；RHOD是密度；NPHI是中子；DT是声波。

在本发明一实施例中，所述交汇分析的数据包括：孔隙度、纵波、横波、泊松比、纵横波速度比、杨氏模量和剪切模量，所述交汇分析的数据通过测井重新解释和岩石物理模型拟合获得。

在本发明一实施例中，所述待测储层与流体定量解释模板包括物性参数反演模板、叠前弹性参数联合反演模板和裂缝检测模板。

本发明提供一种白云岩油气储层分布预测装置，包括：获取模块，所述获取模块用于获取待测储层的地震数据和测井数据；

处理模块，所述处理模块用于将所述地震数据进行消除各向异性处理得到共接收点CRP、共中心点CMP道集数据体和地震成果数据体；

将所述测井数据进行环境校正得到密度测井资料；

根据所述密度测井资料计算获取所述待测储层的孔隙度和声波时差，其中，孔隙度为所述待测储层中非储层的判断标识应用于测井的储层解释；

根据所述密度测井资料建立所述待测储层白云岩段的岩石物理模型，根据所述岩石物理模型计算所述待测储层的横波资料、泊松比和纵横波速度比；

根据所述密度测井资料进行白云岩目的层系岩石物理弹性参数交汇分析，确定所述待测储层的岩石物理弹性参数类别及槛值范围；

根据所述CRP、CMP道集数据体和地震成果数据体计算获取分入射角地震子叠加数据体；

根据所述分入射角地震子叠加数据体和所述测井数据联合反演，得到所述待测储层的岩石物理弹性参数反演成果数据体；

预测模块，所述预测模块用于根据所述待测储层与流体定量解释模板，解释所述待测储层的岩石物理弹性参数反演成果数据体得到所述待测储层的储层段对应累积厚度和有效储层段对应累积厚度。

在本发明一实施例中，所述消除各向异性处理包括：求取所述地震数据的各向异性关键参数和各向异性偏移；所述地震数据为井控处理标定后的地质分层和地震资料的分层之间的差异；所述井控处理包为多道井控反褶积处理；

所述消除项异性处理包括将所述地震数据通过OVT域数据规则化得到所述CRP、CMP道集数据体，所述OVT域数据规则化包括连片处理、高保真去噪和高分辨率处理；所述高保真去噪处理包括十字排列椎体滤波滤除面波、减去法线性干扰衰减和随机大值衰减，所述OVT域数据规则化后进行常规覆盖次数区的覆盖次数找回；所述道集数据体包括叠前时间偏移和叠前深度偏移。

在本发明一实施例中，所述岩石物理模型以密度、纵波速度为输入，所述岩石物理弹性参数包括横波速度、剪切模量、泊松比和纵横波速度比；所述岩石物理模型为：

RHOD＝2.71*V₁+2.87*V₂+2.98*V₃+2.69*V_cl+Por

NPHI＝0*V₁+0.01*V₂-0.02*V₃+0.32*V_cl+Por

DT＝49*V₁+43*V₂+50*V₃+90*V_cl+189*Por

1＝V₁+V₂+V₃+V_cl+Por

其中，V₁是方解石或石英体积占岩石体积的比例；V₂是白云石体积占岩石体积的比例；V₃是石膏体积占岩石体积的比例；V_cl是黏土体积占岩石体积的比例；Por是孔隙度；RHOD是密度；NPHI是中子；DT是声波。

在本发明一实施例中，所述交汇分析的数据包括：孔隙度、纵波、横波、泊松比、纵横波速度比、杨氏模量和剪切模量，所述交汇分析的数据通过测井重新解释和岩石物理模型拟合获得。

在本发明一实施例中，所述待测储层与流体定量解释模板包括物性参数反演模板、叠前弹性参数联合反演模板和裂缝检测模板。

本发明提供一种白云岩油气储层分布预测方法及装置，包括：获取待测储层的地震数据和测井数据；将地震数据进行消除各向异性处理得到共接收点CRP、共中心点CMP道集数据体和地震成果数据体；将测井数据进行环境校正得到密度测井资料；根据密度测井资料解释待测储层的孔隙度和声波时差，其中，孔隙度为待测储层中非储层的判断标识应用于测井的储层解释；根据密度测井资料建立待测储层白云岩段的岩石物理模型，根据岩石物理模型计算待测储层的横波资料、泊松比和纵横波速度比；根据密度测井资料进行白云岩目的层系岩石物理弹性参数交汇分析，确定待测储层的岩石物理弹性参数类别及槛值范围；根据CRP、CMP道集数据体和地震成果数据体计算获取分入射角地震子叠加数据体；根据分入射角地震子叠加数据体和测井数据联合反演，得到待测储层的岩石物理弹性参数反演成果数据体；根据待测储层与流体定量解释模板，解释待测储层的岩石物理弹性参数反演成果数据体得到待测储层的储层段对应累积厚度和有效储层段对应累积厚度。本发明提供的白云岩油气储层分布预测方法及装置提高了白云岩油气储层分布预测的准确性。

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为本发明白云岩油气储层分布预测方法的流程示意图；

图2为本发明白云岩油气储层分布预测方法的技术示意图；

图3为本发明白云岩油气储层分布预测方法中数据处理流程示意图；

图4为本发明白云岩油气储层分布预测装置的结构示意图。

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。

本发明的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”、“第三”、“第四”等(如果存在)是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的数据在适当情况下可以互换，以便这里描述的本发明的实施例例如能够以除了在这里图示或描述的那些以外的顺序实施。此外，术语“包括”和“具有”以及他们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤或单元的过程、方法、系统、产品或设备不必限于清楚地列出的那些步骤或单元，而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、方法、产品或设备固有的其它步骤或单元。

下面以具体地实施例对本发明的技术方案进行详细说明。下面这几个具体的实施例可以相互结合，对于相同或相似的概念或过程可能在某些实施例不再赘述。

图1为本发明白云岩油气储层分布预测方法的流程示意图；图2为本发明白云岩油气储层分布预测方法的技术示意图。如图1和图2所示，本实施例白云岩尤其储层分布预测方法包括如下步骤：

S101：获取待测储层的地震数据和测井数据。

具体地，待测储层为白云岩，为了探明预测白云岩中的油气储层分布，在S101中首先获取待测储层的地震数据和测井数据。其中，地震数据为该白云岩所在岩石历史地震数据，如地震时间和/或地震强度等地震数据信息。测井数据为对待测储层进行的钻井、录井、测井资料以及测试试油资料。图1中所示的叠前深度偏移处理地震数据即为地震数据。

S102：将地震数据进行消除各向异性处理得到共接收点CRP、共中心点CMP道集数据体和地震成果数据体；将测井数据进行环境校正得到密度测井资料。

具体地，将S101中获取的地震数据进行处理得到CRP道集数据体和CMP道集数据体，其中的消除各向异性处理包括：求取地震数据的各向异性关键参数和各向异性偏移；地震数据为井控处理标定后的地质分层和地震资料的分层之间的差异；井控处理包为多道井控反褶积处理。例如：图2中将叠前深度偏移处理地震数据处理后得到地震成果数据体、CMP道集数据和叠前CRP道集，其中地震成果数据体包括叠后波阻抗、物性参数反演、地震属性提取分析和叠后应力分析。通过将CMP道集数据和叠前CPR道集结合共同确定入射角、方位角子体划分方案，得到分方位角叠加子体和分入射角叠加子体，其中分方位角叠加子体进行叠前裂缝检测，分入射角叠加子体进行叠前弹性参数反演。

图3为本发明白云岩油气储层分布预测方法中数据处理流程示意图，图中处理的数据是S101中获取的地震数据，如图3所示，本实施例地震数据处理流程包括：对地震处理进行连片处理、高保真去噪、高分辨率处理、叠前时间偏移和叠前深度偏移。其中，连片处理包括解编、一致性处理技术和连片静校正技术；高保真去噪包括异常能量干扰抑制、面波压制、线性干扰波压制和多次波压制；高分辨率处理包括地表一致性反褶积、多道预测反褶积和OVT域数据规则化；叠前时间偏移包括均方根速度分析、剩余速度分析和弯射线叠前时间偏移；叠前深度偏移包括沿层层析速度建模、网格层速度建模和各向异性叠前深度偏移。

具体地，消除项异性处理包括将地震数据通过炮检距向量片(Offset vectortile，简称：OVT)域数据规则化得到CRP、CMP道集数据体，OVT域数据规则化包括连片处理、高保真去噪和高分辨率处理；高保真去噪处理包括十字排列椎体滤波滤除面波、减去法线性干扰衰减和随机大值衰减，OVT域数据规则化后进行常规覆盖次数区的覆盖次数找回；道集数据体包括叠前时间偏移和叠前深度偏移。

具体地，在本实施例中，环境校正为静校正，静校正处理的顺序是首先求取低频分量以解决长波长静校正问题，然后求取高频的较大静校正量，最后求取高频的较小静校正量。其中，具体地，静校正处理包括如下步骤：

(1)利用模型约束层析静校正作为基础静校正，进行CMP面的高低频分离，获得低频分量，模型约束层析静校正的低频部分较为准确可靠，同时在整个区域内是经过闭合的；

(2)利用其他静校正方法(野外静校正、高程静校正、折射静校正、层析反演静校正)所获得的综合静校正进行CMP面的高低频分离，获得高频分量；

(3)将以上得到的高、低频分量静校正量施加到地震记录中。然后采用折射波的剩余静校正方法(如折射波相对静校正、正交迭代静校正、全差分折射波静校正等)来得到剩余的中、高频分量。

S103：根据密度测井资料解释待测储层的孔隙度和声波时差，其中，孔隙度为待测储层中非储层的判断标识应用于测井的储层解释。

S104：根据密度测井资料建立待测储层白云岩段的岩石物理模型，根据岩石物理模型计算待测储层的横波资料、泊松比和纵横波速度比。

具体地，在S103和S104中，根据S102中得到的密度测井资料解释待测储层的孔隙度和声波时差，并建立待测储层白云岩段的岩石物理模型。

可选地，岩石物理模型以密度、纵波速度为输入，岩石物理弹性参数包括横波速度、剪切模量、泊松比和纵横波速度比；岩石物理模型为：

RHOD＝2.71*V₁+2.87*V₂+2.98*V₃+2.69*V_cl+Por

NPHI＝0*V₁+0.01*V₂-0.02*V₃+0.32*V_cl+Por

DT＝49*V₁+43*V₂+50*V₃+90*V_cl+189*Por

1＝V₁+V₂+V₃+V_cl+Por

其中，V₁是方解石或石英体积占岩石体积的比例；V₂是白云石体积占岩石体积的比例；V₃是石膏体积占岩石体积的比例；V_cl是黏土体积占岩石体积的比例；Por是孔隙度；RHOD是密度；NPHI是中子；DT是声波。S105：根据密度测井资料进行白云岩目的层系岩石物理弹性参数交汇分析，确定待测储层的岩石物理弹性参数类别及槛值范围。

可选地，交汇分析的数据包括：孔隙度、纵波、横波、泊松比、纵横波速度比、杨氏模量和剪切模量，交汇分析的数据通过测井重新解释和岩石物理模型拟合获得。本步骤即图2中的岩石物理弹性参数、确定储层、流体敏感岩石物理参数后确定的体敏感参数识别槛值，与纵波阻抗、横波阻抗、Vo/Vs、泊松比进行交汇求取满足有效储层条件的数据，确定储层的地震相应槛值，并与波阻抗、速度、孔隙度进行交汇求取满足储层条件的数据。

S106：根据CRP、CMP道集数据体和地震成果数据体计算获取分入射角地震子叠加数据体。

其中，通过地震成果数据体计算获取叠后波阻抗、物性参数反演、地震属性提取分析和叠后应力分析。通过CRP、CMP道集数据体计算确定入射角、方位角子体划分方案，并进一步计算获取分方位角叠加子体、分入射角叠加子体。将分方位角叠加子体、分入射角叠加子体分别通过叠前裂缝检测与叠前弹性参数反演得到裂缝发育密度、裂缝发育方向成果、纵波阻抗、横波阻抗、Vo/Vs和泊松比。

S107：根据分入射角地震子叠加数据体和测井数据联合反演，得到待测储层的岩石物理弹性参数反演成果数据体。

可选地，待测储层与流体定量解释模板包括物性参数反演、叠前弹性参数联合反演和裂缝检测。其中，本实施例从密度测井曲线环境校正入手，重新解释白云岩段对应的测井资料得到能准确反应白云岩岩性、物性、电性特征的速度、伽玛、孔隙度、电阻率测井响应。

将地震成果数据体反演后得到波阻抗、速度、孔隙度、振幅、频率、吸收、应力、应变和曲率。将CRP、CMP道集数据体进行反演后得到裂缝发育密度、裂缝发育方向成果、纵波阻抗、横波阻抗、Vo/Vs和泊松比。

S108：根据待测储层与流体定量解释模板，解释待测储层的岩石物理弹性参数反演成果数据体得到待测储层的储层段对应累积厚度和有效储层段对应累积厚度。

具体地，根据S101至S107得到的如图2中的储层数据体，振幅、频率、吸收，应力、应变、曲率和裂隙发育密度、裂缝发育方向成果得到储层段对应累积厚度；根据纵波阻抗、横波阻抗、Vo/Vs、泊松比进行流体检测得到有效储层对应累积厚度。

本实施例提供的白云岩油气储层分布预测方法，在保幅保真保低频的前提下提高目的层信噪比和速度建场精度；各向异性参数的准确求取与消除，提高地震成像精度；常规覆盖次数区在OVT域规则化面元后覆盖次数的找回；超深层、低信噪比、大入射角叠加子体构造形态的保护，分角度子体边界重叠量的确定，有效提高信噪比、保证叠前反演的子体能量均衡，实现低信噪比地区的叠前储层预测；本实施例方法立足于白云岩的岩、电、物性参数特征，从密度测井曲线环境校正入手，重新解释白云岩段对应的测井资料得到能准确反应白云岩岩性、物性、电性特征的速度、伽玛、孔隙度、电阻率测井响应。据此构建白云岩岩石物理模型，拟合得到白云岩段岩石物理弹性参数曲线，包括横波、泊松比、纵横波速度比、剪切模量、杨氏模量，开展弹性参数交汇，依据井上试油测试资料，确定识别白云岩储层及流体的敏感参数类别及槛值。因此，本实施例提供的白云岩油气储层分布预测方法提高了白云岩油气储层分布预测的准确性。

可选地，在上述实施例中，对基础性地震资料保真性处理技术解决工区的连片静校正问题；利用十字排列椎体滤波滤除面波、减去法线性干扰衰减，随机大值衰减等多域多方法逐步的高保真保幅处理滤除噪音，提高信噪比；加大速度解释的密度，提高成像精度。井控处理：开展井控反褶积处理，提高反褶积处理精度；井控高精度各向异性叠前深度偏移速度建模技术，建立合理准确的各向异性叠前深度偏移速度模型，实现地震信号的准确归位成像。

可选地，在上述实施例中，通过准确求取各向异性参数，采用各向异性消除的叠前时间偏移技术和井控叠前深度偏移处理技术，获得作为反演输入的原始地震资料，提高白云岩地层的地震成像精度；在OVT域规则化面元后进行常规覆盖次数区的覆盖次数找回，保证不损失常规区的覆盖次数，全区的覆盖次数均匀，保证反射能量均衡、无异常；超深层、大入射角叠加子体构造形态的保护及提高信噪比。

可选地，在上述实施例中，由于原始地震资料在远道由于覆盖次数不足，造成道集速度不准、成像精度受到影响、陡倾角部位构造形态偏离全叠加体。考虑通过增加分入射角子体边界的重复道数提高覆盖次数解决问题，以全叠加体目的层段构造形态为约束条件，试验确定合理的重复道，保证大入射角子体的构造形态准确、信噪比提高。近角采用与远角相当的参数保证分入射角子体的信噪比和构造精度；白云岩储层与非储层的划分非岩性因素为主，由于测井密度资料易受外界因素影响，需对其进行环境校正后，建立合适的岩石物理模型，使用修正后的密度测井曲线，重新解释目的层系孔隙度、声波时差。

其中新的孔隙度即为白云岩储层非储层的判识标准应用于测井的储层解释。此后求取准确的横波资料、岩石物理弹性参数。测井重新解释技术是白云岩储层识别的核心；利用试油资料对白云岩有利层段进行岩石物理弹性参数交汇分析，确定研究区寒武系白云岩储层识别、流体识别的敏感弹性参数及槛值范围，用于白云岩反演结果的定量解释；储层薄、纵向发育位置复杂、储层发育位置标定难，采用精细层位标定、加密解释实现低信噪比地区精细构造框架控制下的叠前储层预测。

可选地，在上述实施例中，以全叠加体构造形态为约束条件，确定分入射角各子叠加体边界合理的重复道。

上述实施例中未作说明的具体实施方法均为本领域的公知常识，在具体实行时的方法不作赘述及具体限定。

具体地，以塔里木塔中地区寒武系超深层白云岩储层勘探为例。采用本实施例白云岩尤其储层分布预测方法对工区进行预测主要处理参数如下表表1所示：

表1

可选地，在上述实施例中，通过对比分析野外静校正、走时层析静校正和无射线层析静校正效果，优选静校正方法，通过试验确定静校正参数；针对工区中存在大量高大沙丘的特征，针对性采用“拟沙丘曲线模型外延”方法，消除了高大沙丘的存在对静校正量的影响；通过不同静校正方法的试验，连片走时层析静校正有效的解决了工区的静校正问题。

可选地，在上述实施例中，高保真去噪，采用贯穿逐级、组合的去噪思路，逐步提高信噪比。采用逐步迭代的保幅去噪思路。采用减去法压制噪音，通过信号、噪音分离技术将噪音提取出来，对噪音进行监控分析，采用滤波或时窗控制等手段将有效波消除掉，再利用自适应减去法压制噪音。根据干扰波和反射波频率分布特征、速度及空间分布范围的差异进行多域去噪，在叠前尽可能的压制干扰波，提高资料信噪比。采用拉东变换和预测反褶积压制多次波。针对目的层信噪比低，反射杂乱的特征，采用叠前四维随机噪音衰减技术提高目的层信噪比。综合去噪后，噪音得到有效压制，资料信噪比明显提高。提高分辨率处理主要通过井控反褶积处理实现。叠前：首先利用地表一致性反褶积改善地震子波的横向一致性、展宽频带、提高分辨率；然后，在保证信噪比下利用多道预测反褶积和Q补偿进一步提高分辨率；叠后：零相位反褶积进一步调整分辨率。地震资料处理流程为：连片处理-高保真去噪-高分辨率处理-CMP道集。

如图3所示的本发明白云岩油气储层分布预测方法中数据处理流程示意图中，研究区寒武系白云岩段埋藏深、岩性纯、储层薄、储层与非储层的测井响应特征重叠，难以预测识别。区内中深1、中深5井揭示下寒武统地层埋深大于6500米、岩性以白云岩沉积为主，而储层岩性包含了砂屑白云岩、砂质白云岩、膏岩、含膏白云岩、粉晶、细晶白云岩等，与非储层岩性的构成一致。单个储层一般厚约1～4m，横向变化大。储层段速度虽有所降低，但仍与非储层速度重叠严重。研究区下寒武统测井解释的所有储层孔隙度均大于等于2％，并伴生裂缝、溶孔孔洞，因此寒武系地层的储层非储层主要由岩石的物性界定。

采用岩石物理模型正演方法，进行测井密度的环境校正，并对于局部缺失的测井曲线DEN进行了补充完整。选择声波、密度和中子孔隙度曲线进行了孔隙度曲线的重新计算。中深1井中下寒武统对应地层的孔隙度曲线变化不大，中深5井下寒武统肖尔布拉克组地层对应的孔隙度曲线，与原测井解释孔隙度相比明显增大。分析认为现解释的孔隙度曲线更为符合中深5井区的下寒武统地层的地震地质特征。

建立ELAN_PLUS岩石物理模型，运用优化的模型组合技术进行测井评价。通过微调骨架点参数，使模型数据和实测数据达到很高的相关性，确定可用于工区内的岩石物理模型和骨架参数点。拟合获得了目标层系的横波资料、泊松比、纵横波速度比、杨氏模量、剪切模量等岩石物理弹性参数。利用两口钻井资料，进行目的层段岩石物理弹性参数交会，确定寒武系下统白云岩储层识别敏感参数为孔隙度大于2％对应纵波阻抗14000～17000(g/cm3*m/s)、流体识别敏感参数为纵横波速度比Vp/Vs。含油气的Vp/Vs值分布范围在1.86～1.9之间，含气层Vp/Vs值分布范围在1.77～1.81之间。

原始地震资料有效入射角窄、覆盖次数低、信噪比低，影响叠前反演识别白云岩储层。通过一系列处理方法有效提高地震资料信噪比、增大子体覆盖次数，满足叠前反演前提要求。因此处理解释一体化是顺利开展叠前反演、裂缝检测分析工作的技术保证。

通过基于模型的有井约束反演获得储层及流体识别敏感的岩石物理弹性参数反演体，进行研究区白云岩储层平面分布研究，研究区下寒武肖尔布拉克组储层在区内连片发育。流体检测结果表明油气分布有沿断裂带分布特点。

进行裂缝预测，利用远偏移距的数据能够保证分方位数据成像。基于纵波各向异性的方法，对本区寒武系裂缝发育的方向以及密度进行定量预测。优选出比较敏感的频率作为反映裂缝各向异性较好的参数进行裂缝预测。频率衰减以及85％能量对应频率能够较好的反应本区裂缝发育。

对中深1井寒武系白云岩目的层段做的不同方位AVO正演模拟结果确定：该层段最大偏移距处各个方位角道集数据的振幅拟合得到的椭圆的短轴指示裂缝的发育方向。据此结论进行了白云岩储层的基于P波各向异性方法的裂缝检测。通过对预测结果过井部位进行局部放大、并与井上所实测的裂缝方向进行对比获知，中深1、中深5井预测裂缝与实测裂缝预测方向一致，中深1井附近裂缝较为发育。

下寒武统裂缝预测与中深5实钻吻合，与中深1C、中深1实钻吻合；下寒武统流体检测与中深1钻遇情况较为一致，与中深5井认识相吻合；中深1储层厚度与实钻吻合，中深5储层厚度与实钻存在偏差。综合上述评定标准，综合评定储层预测吻合率83％，超过合同规定的挑战指标。

图4为本发明白云岩油气储层分布预测装置的结构示意图。如图4所示，本实施例装置包括：获取模块401，处理模块402和预测模块403。其中，获取模块401用于获取待测储层的地震数据和测井数据；处理模块402用于将地震数据进行消除各向异性处理得到共接收点CRP、共中心店CMP道集数据体和地震成果数据体；将测井数据进行环境校正得到密度测井资料；根据密度测井资料计算获取待测储层的孔隙度和声波时差，其中，孔隙度为待测储层中非储层的判断标识应用于测井的储层解释；根据密度测井资料建立待测储层白云岩段的岩石物理模型，根据岩石物理模型计算待测储层的横波资料、泊松比和纵横波速度比；根据密度测井资料进行白云岩目的层系岩石物理弹性参数交汇分析，确定待测储层的岩石物理弹性参数类别及槛值范围；根据所述CRP、CMP道集数据体和地震成果数据体计算获取分入射角地震子叠加数据体；根据分入射角地震子叠加数据体和测井数据联合反演，得到待测储层的岩石物理弹性参数反演成果数据体；预测模块403用于根据待测储层与流体定量解释模板，解释待测储层的岩石物理弹性参数反演成果数据体得到待测储层的储层段对应累积厚度和有效储层段对应累积厚度。

本实施例提供的白云岩油气储层分布预测装置，用于执行上述实施例中的白云岩油气储层分布预测方法，其具有相同的技术特征和技术效果，在此不再赘述。

可选地，在上述实施例中，处理模块具体用于：求取地震数据的各向异性关键参数和各向异性偏移；地震数据为井控处理标定后的地质分层和地震资料的分层之间的差异；井控处理包为多道井控反褶积处理；

消除项异性处理包括将地震数据通过OVT域数据规则化得到CRP、CMP道集数据体，OVT域数据规则化包括连片处理、高保真去噪和高分辨率处理；高保真去噪处理包括十字排列椎体滤波滤除面波、减去法线性干扰衰减和随机大值衰减，OVT域数据规则化后进行常规覆盖次数区的覆盖次数找回；道集数据体包括叠前时间偏移和叠前深度偏移。

可选地，在上述实施例中，岩石物理模型以密度、纵波速度为输入，岩石物理弹性参数包括横波速度、剪切模量、泊松比和纵横波速度比；岩石物理模型为：

RHOD＝2.71*V₁+2.87*V₂+2.98*V₃+2.69*V_cl+Por

NPHI＝0*V₁+0.01*V₂-0.02*V₃+0.32*V_cl+Por

DT＝49*V₁+43*V₂+50*V₃+90*V_cl+189*Por

1＝V₁+V₂+V₃+V_cl+Por

其中，V₁是方解石或石英体积占所述岩石体积的比例；V₂是白云石体积占所述岩石体积的比例；V₃是石膏体积占所述岩石体积的比例；V_cl是黏土体积占所述岩石体积的比例；Por是孔隙度；RHOD是密度；NPHI是中子；DT是声波。可选地，在上述实施例中，交汇分析的数据包括：孔隙度、纵波、横波、泊松比、纵横波速度比、杨氏模量和剪切模量，交汇分析的数据通过测井重新解释和岩石物理模型拟合获得。

可选地，在上述实施例中，待测储层与流体定量解释模板包括物性参数反演、叠前弹性参数联合反演和裂缝检测。

本实施例提供的白云岩油气储层分布预测装置，用于执行上述实施例中的白云岩油气储层分布预测方法，其具有相同的技术特征和技术效果，在此不再赘述。

本领域普通技术人员可以理解：实现上述各方法实施例的全部或部分步骤可以通过程序指令相关的硬件来完成。前述的程序可以存储于一计算机可读取存储介质中。该程序在执行时，执行包括上述各方法实施例的步骤；而前述的存储介质包括：ROM、RAM、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。

最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。

Claims (8)

1.一种白云岩油气储层分布预测方法，其特征在于，

获取待测储层的地震数据和测井数据；

将所述地震数据进行消除各向异性处理得到共接收点CRP、共中心点CMP道集数据体和地震成果数据体；将所述测井数据进行环境校正得到密度测井资料；

根据所述密度测井资料计算获取所述待测储层的孔隙度和声波时差，其中，孔隙度为所述待测储层中非储层的判断标识，应用于测井的储层解释；

根据所述密度测井资料建立所述待测储层白云岩段的岩石物理模型，根据所述岩石物理模型计算所述待测储层的横波资料、泊松比和纵横波速度比；

根据所述密度测井资料进行白云岩目的层系岩石物理弹性参数交汇分析，确定所述待测储层的岩石物理弹性参数类别及槛值范围；

根据所述CRP、CMP道集数据体和地震成果数据体计算获取分入射角地震子叠加数据体；

根据所述分入射角地震子叠加数据体和所述测井数据联合反演，得到所述待测储层的岩石物理弹性参数反演成果数据体；

根据所述待测储层与流体定量解释模板，解释所述待测储层的岩石物理弹性参数反演成果数据体得到所述待测储层的储层段对应累积厚度和有效储层段对应累积厚度；

所述将所述地震数据进行消除各向异性处理得到CRP、CMP道集数据体和地震成果数据体，包括：求取所述地震数据的各向异性关键参数和各向异性偏移；所述地震数据为井控处理标定后的地质分层和地震资料的分层之间的差异；所述井控处理为多道井控反褶积处理；

所述消除各向异性处理包括将所述地震数据通过炮检距向量片OVT域数据规则化得到所述CRP、CMP道集数据体，所述OVT域数据规则化包括连片处理、高保真去噪和高分辨率处理；所述高保真去噪处理包括十字排列椎体滤波滤除面波、减去法线性干扰衰减和随机大值衰减，所述OVT域数据规则化后进行常规覆盖次数区的覆盖次数找回；所述道集数据体包括叠前时间偏移和叠前深度偏移。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述岩石物理模型以密度、纵波速度为输入，所述岩石物理弹性参数包括横波速度、剪切模量、泊松比和纵横波速度比；所述岩石物理模型为：

RHOD＝2.71*V₁+2.87*V₂+2.98*V₃+2.69*V_cl+Por

NPHI＝0*V₁+0.01*V₂-0.02*V₃+0.32*V_cl+Por

DT＝49*V₁+43*V₂+50*V₃+90*V_cl+189*Por

1＝V₁+V₂+V₃+V_cl+Por

其中，V₁是方解石或石英体积占岩石体积的比例；V₂是白云石体积占岩石体积的比例；V₃是石膏体积占岩石体积的比例；V_cl是黏土体积占岩石体积的比例；Por是孔隙度；RHOD是密度；NPHI是中子；DT是声波。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述交汇分析的数据包括：孔隙度、纵波、横波、泊松比、纵横波速度比、杨氏模量和剪切模量，所述交汇分析的数据通过测井重新解释和岩石物理模型拟合获得。

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述待测储层与流体定量解释模板包括物性参数反演模板、叠前弹性参数联合反演模板和裂缝检测模板。

5.一种白云岩油气储层分布预测装置，其特征在于，包括：

获取模块，所述获取模块用于获取待测储层的地震数据和测井数据；

处理模块，所述处理模块用于将所述地震数据进行消除各向异性处理得到共接收点CRP、共中心点CMP道集数据体和地震成果数据体；

将所述测井数据进行环境校正得到密度测井资料；

根据所述密度测井资料计算获取所述待测储层的孔隙度和声波时差，其中，孔隙度为所述待测储层中非储层的判断标识，应用于测井的储层解释；

根据所述密度测井资料建立所述待测储层白云岩段的岩石物理模型，根据所述岩石物理模型计算所述待测储层的横波资料、泊松比和纵横波速度比；

根据所述密度测井资料进行白云岩目的层系岩石物理弹性参数交汇分析，确定所述待测储层的岩石物理弹性参数类别及槛值范围；

根据所述CRP、CMP道集数据体和地震成果数据体计算获取分入射角地震子叠加数据体；

根据所述分入射角地震子叠加数据体和所述测井数据联合反演，得到所述待测储层的岩石物理弹性参数反演成果数据体；

预测模块，所述预测模块用于根据所述待测储层与流体定量解释模板，解释所述待测储层的岩石物理弹性参数反演成果数据体得到所述待测储层的储层段对应累积厚度和有效储层段对应累积厚度；

所述处理模块具体用于：求取所述地震数据的各向异性关键参数和各向异性偏移；所述地震数据为井控处理标定后的地质分层和地震资料的分层之间的差异；所述井控处理为多道井控反褶积处理；

所述消除各向异性处理包括将所述地震数据通过炮检距向量片OVT域数据规则化得到所述CRP、CMP道集数据体，所述OVT域数据规则化包括连片处理、高保真去噪和高分辨率处理；所述高保真去噪处理包括十字排列椎体滤波滤除面波、减去法线性干扰衰减和随机大值衰减，所述OVT域数据规则化后进行常规覆盖次数区的覆盖次数找回；所述道集数据体包括叠前时间偏移和叠前深度偏移。

6.根据权利要求5所述的装置，其特征在于，所述岩石物理模型以密度、纵波速度为输入，所述岩石物理弹性参数包括横波速度、剪切模量、泊松比和纵横波速度比；所述岩石物理模型为：

RHOD＝2.71*V₁+2.87*V₂+2.98*V₃+2.69*V_cl+Por

NPHI＝0*V₁+0.01*V₂-0.02*V₃+0.32*V_cl+Por

DT＝49*V₁+43*V₂+50*V₃+90*V_cl+189*Por

1＝V₁+V₂+V₃+V_cl+Por

其中，V₁是方解石或石英体积占岩石体积的比例；V₂是白云石体积占岩石体积的比例；V₃是石膏体积占岩石体积的比例；V_cl是黏土体积占岩石体积的比例；Por是孔隙度；RHOD是密度；NPHI是中子；DT是声波。

7.根据权利要求5所述的装置，其特征在于，所述交汇分析的数据包括：孔隙度、纵波、横波、泊松比、纵横波速度比、杨氏模量和剪切模量，所述交汇分析的数据通过测井重新解释和岩石物理模型拟合获得。

8.根据权利要求5所述的装置，其特征在于，所述待测储层与流体定量解释模板包括物性参数反演模板、叠前弹性参数联合反演模板和裂缝检测模板。

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