CN111060986A - 一种地层压力预测方法及岩性油藏评价方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及石油勘探开发技术领域，特别是一种地层压力预测方法及岩性油藏评价方法。通过对声波测井数据、密度测井数据与地震子波数据进行褶积得到初始的合成地震记录，根据VSP测井数据对初始的合成地震记录进行标定得到标定后的合成地震记录；根据初始的合成地震记录和校正的合成地震记录确定声波时差的校正系数；根据目的层段的已知井的测井资料确定校正系数，并对声波测井曲线进行校正，将校正结果结合三维地震资料通过反演方法得到层速度数据体，可以精确地实现对钻井位置之外的区域、或层位的层速度的确定，进而使得地层压力的预测更加精准，最终根据地层压力得到的含油气评价结果更加准确。

Description

一种地层压力预测方法及岩性油藏评价方法

技术领域

本发明涉及石油勘探开发技术领域，特别是一种地层压力预测方法及岩性油藏评价方法。

背景技术

随着油气勘探开发工作的深入，面临勘探目标主要是岩性、断层-岩性油气藏。地层压力是地层能量的表现形式，是推动油气在储层中流动的动力。异常地层压力是含油气盆地中的一种常见的地质现象,它与油气的生成、运移和聚集有密切的关系。研究地层压力的变化有利于研究油气运移方向、聚集过程、分布规律，评价圈闭的含油气情况。

由于异常压力、特别是异常高压不仅与圈闭的含油气性有关，而且与钻井施工安全有关，因此，地层压力预测的准确性关系到油气的效益勘探与开发。目前地层压力预测方法有两种，一种是利用测井资料预测地层压力，另一种是利用地震资料预测地层压力。用测井资料预测地层压力精度较高，但钻井位置之外的区域、或层位，无法进行有效预测；用地震速度谱资料不受井点的限制，空间速度信息丰富，但用速度谱求取层速度精度较低。

发明内容

本发明的目的是提供一种地层压力预测方法，用以解决现有地层压力预测精度低的问题；本发明提供一种岩性油藏评价方法，用以解决现有地层压力预测精度低导致的评价结果不准确的问题。

为了实现上述目的，本发明提供一种地层压力预测方法，包括以下步骤：

1)获取目的层段的声波测井数据、密度测井数据、VSP测井数据和地震子波数据，由声波测井数据、密度测井数据获得反射系数，用反射系数与地震子波数据进行褶积得到初始的合成地震记录；根据VSP测井数据的深时关系对初始的合成地震记录进行标定得到标定后的合成地震记录；

2)根据声波测井数据和标定后的合成地震记录确定声波时差的校正系数，根据所述校正系数校正声波测井曲线；

3)根据三维地震资料和校正后的声波测井曲线进行波阻抗反演得到波阻抗数据体，根据所述波阻抗数据体确定层速度数据体；

4)根据地震波速与地层压力的关系模型，结合所述层速度数据体预测得到目的层段的地层压力。

有益效果是，根据目的层段的已知井的测井资料确定校正系数，并对声波测井曲线进行校正，将校正结果结合三维地震资料得到层速度数据体，可以精确地实现对钻井位置之外的区域、或层位的层速度的确定，进而使得地层压力的预测更加精准。

进一步地，为了准确得到校正系数，步骤2)中校正系数的计算公式如下：

式中，k为校正系数，AV_ac为任两点间声波时差的均值，AV_syn为标定后的合成地震记录中该任两点间声波时差的均值，

其中，s(i)为声波时差值，d₁为a点的深度，d₂为b点的深度，t₁为a点的反射时间，t₂为b点的反射时间，n为a、b两点间的样点数，

Δd为测井曲线采样间隔。

进一步地，为了准确得到波阻抗数据体，步骤3)中波阻抗数据体的计算如下：

式中，F_imp为反演后得到的波阻抗体的数据道，i为三维地震道样点序号，r_i为i点处反射系数，A_i为i点处地震道振幅，s_i为i点合成地震道振幅，b_i为i点处初始模型的波阻抗趋势值，z_i为i点处初始模型的波阻抗值，λ、α均为权重因子，k为地震道采样总数。

进一步地，为了准确得到层速度数据体，步骤3)中层速度数据体的计算公式如下：

V_i＝(F_imp/0.25)^-1.25

式中，V_i为层速度，F_imp为反演后的地震道。

进一步地，为了准确得到地层压力，步骤4)中所述关系模型为Fillippone方法得到，Fillippone地震波速与地层压力关系模型如下：

式中，P_i为地层压力，D为深度，V_i为第i层的层速度，V_max为最大层速度，V_min为最小层速度，D_s为与层速度有关的系数，其中，

v_max＝1.4v₀+3[(v_r-v_r0)/(t-t₀)]t

v_min＝0.7v₀+0.5[(v_r-v_r0)/(t-t₀)]t

v₀＝v_r-[(v_r-v_r0)/(t-t₀)]t₀

D_s＝0.23×V_i ^0.25

式中，t₀为地层顶界面双程时，t为地层底界面双程时，v_r0为地层顶界面均方根速度，v_r为地层底界面均方根速度。

进一步地，为了准确得到合成地震记录，步骤1)中初始的合成地震记录的公式如下：

式中，Syn(lΔt)为合成地震记录，Δt为反射系数的采样间隔，l为反射系数采样序号，R(lΔt-jΔτ)为反射系数，Δτ为地震子波的采样间隔，j为地震子波采样序号，W(jΔτ)为地震子波，m为地震子波的采样总数。

本发明一种岩性油藏评价方法，包括以下步骤：

1)获取目的层段的声波测井数据、密度测井数据、VSP测井数据和地震子波数据，由声波测井数据、密度测井数据获得反射系数，用反射系数与地震子波数据进行褶积得到初始的合成地震记录；根据VSP测井数据的深时关系对初始的合成地震记录进行标定得到标定后的合成地震记录；

2)根据声波测井数据和标定后的合成地震记录确定声波时差的校正系数，根据所述校正系数校正声波测井曲线；

3)根据三维地震资料和校正后的声波测井曲线进行波阻抗反演得到波阻抗数据体，根据所述波阻抗数据体确定层速度数据体；

4)根据地震波速与地层压力的关系模型，结合所述层速度数据体预测得到目的层段的地层压力；

5)根据地层压力与已知油气藏含油气关系确定目的层段的含油气评价结果。

有益效果是，根据目的层段的已知井的测井资料确定校正系数，并对声波测井曲线进行校正，将校正结果结合三维地震资料得到层速度数据体，可以精确地实现对钻井位置之外的区域、或层位的层速度的确定，进而使得地层压力的预测更加精准，最终使根据地层压力得到的含油气评价结果更加准确。

进一步地，为了准确得到校正系数，步骤2)中校正系数的计算公式如下：

式中，k为校正系数，AV_ac为任两点间声波时差的均值，AV_syn为标定后的合成地震记录中该任两点间声波时差的均值，

其中，s(i)为声波时差值，d₁为a点的深度，d₂为b点的深度，t₁为a点的反射时间，t₂为b点的反射时间，n为a、b两点间的样点数，

Δd为测井曲线采样间隔。

进一步地，为了准确得到层速度数据体，步骤3)中层速度数据体的计算公式如下：

V_i＝(F_imp/0.25)^-1.25

式中，V_i为层速度，F_imp为反演后的地震道。

进一步地，为了准确得到地层压力，步骤4)中所述关系模型为Fillippone方法得到，Fillippone地震波速与地层压力关系模型如下：

式中，P_i为地层压力，D为深度，V_i为第i层的层速度，V_max为最大层速度，V_min为最小层速度，D_s为与层速度有关的系数，其中，

v_max＝1.4v₀+3[(v_r-v_r0)/(t-t₀)]t

v_min＝0.7v₀+0.5[(v_r-v_r0)/(t-t₀)]t

v₀＝v_r-[(v_r-v_r0)/(t-t₀)]t₀

D_s＝0.23×V_i ^0.25

式中，t₀为地层顶界面双程时，t为地层底界面双程时，v_r0为地层顶界面均方根速度，v_r为地层底界面均方根速度。

附图说明

图1是本发明的一种岩性油藏评价方法的流程图；

图2是本发明的合成地震记录的综合标定图；

图3是本发明的目的层的层速度剖面图；

图4是本发明的目的层的东西向地层压力预测剖面图；

图5是本发明的H33段中部地层压力平面图；

图6是本发明的目的层的南北向地层压力系数预测剖面图；

图7是本发明的H33段中部地层压力系数平面图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明做进一步详细的说明。

评价方法实施例：

本发明一种岩性油藏评价方法，如图1所示，包括以下步骤：

1)获取目的层段的声波测井数据、密度测井数据、VSP测井数据和地震子波数据。

由声波测井数据、密度测井数据获得反射系数，用反射系数与地震子波数据进行褶积得到初始的合成地震记录。

初始的合成地震记录的公式如下：

式中，Syn(lΔt)为合成地震记录，Δt为反射系数的采样间隔，l为反射系数采样序号，R(lΔt-jΔτ)为反射系数，Δτ为地震子波的采样间隔，j为地震子波采样序号，W(jΔτ)为地震子波，m为地震子波的采样总数。

根据VSP测井数据的深时关系对初始的合成地震记录进行标定得到标定后的合成地震记录。

用井的VSP测井数据的深时关系，把地震剖面标志层反射时间与对应的深度作为控制点，使合成记录与井旁地震道的振幅、波组特征、相位匹配性好，具有良好的一致性，确定目的层与地震剖面的对应关系、获得井点处准确的时间与深度的对应关系。

2)根据声波测井数据和标定后的合成地震记录确定声波时差的校正系数，根据校正系数校正声波测井曲线。

在主要目的层段取两点，利用合成记录标定后得到的时间深度关系，求取校正系数，校正系数的计算公式如下：

式中，k为校正系数，AV_ac为任两点间声波时差的均值，AV_syn为标定后的合成地震记录中该任两点间声波时差的均值，

其中，s(i)为声波时差值，d₁为a点的深度，d₂为b点的深度，t₁为a点的反射时间，t₂为b点的反射时间，n为a、b两点间的样点数，

Δd为测井曲线采样间隔。

3)根据三维地震资料和校正后的声波测井曲线进行波阻抗反演得到波阻抗数据体，根据波阻抗数据体确定层速度数据体。

用地震资料解释的目的层的层位数据作为构造模型，在构造模型控制下用校正后的声波测井曲线与密度测井曲线建立初始阻抗模型，用校正后的声波测井曲线与三维地震资料，依据波阻抗数据体的计算公式进行三维空间的波阻抗反演，得到波阻抗数据体，其中，波阻抗数据体的计算公式如下：

式中，F_imp为反演后得到的波阻抗体的数据道，i为三维地震道样点序号，r_i为i点处反射系数，A_i为i点处地震道振幅，s_i为i点合成地震道振幅，b_i为i点处初始模型的波阻抗趋势值，z_i为i点处初始模型的波阻抗值，λ、α均为权重因子，k为地震道采样总数。

在获得波阻抗数据体后，利用层速度数据体的计算公式得到层速度数据体，如下：

V_i＝(F_imp/0.25)^-1.25

式中，V_i为层速度，单位m/s，F_imp为反演后的地震道，单位g.cm^-3·m/s。

4)根据地震波速与地层压力的关系模型，结合层速度数据体预测得到目的层段的地层压力。

本实施例中采用的关系模型为Fillippone方法得到，Fillippone地震波速与地层压力关系模型如下：

式中，P_i为地层压力，D为深度，V_i为第i层的层速度，V_max为最大层速度，V_min为最小层速度，D_s为与层速度有关的系数，其中，

v_max＝1.4v₀+3[(v_r-v_r0)/(t-t₀)]t

v_min＝0.7v₀+0.5[(v_r-v_r0)/(t-t₀)]t

v₀＝v_r-[(v_r-v_r0)/(t-t₀)]t₀

D_s＝0.23×V_i ^0.25

式中，t₀为地层顶界面双程时，t为地层底界面双程时，v_r0为地层顶界面均方根速度，v_r为地层底界面均方根速度。

作为其他实施方式，地震波速与地层压力的关系模型也可以通过现有其他方法实现。

5)根据地层压力与已知油气藏含油气关系确定目的层段的含油气评价结果。

在地震数据体上，对主要目的层的小层进行精细解释，以上述得到的三维地层压力数据体为基础，制作地层切片与层段地层压力切片。分析目的层的地层压力切片、地层压力系数切片，研究压力在目的层段的分布规律。

结合研究区的构造与沉积特点，在地层压力切片图上研究地层压力的横向变化与油气富集规律的关系，特别是异常地层压力与油气富集规律的关系，异常地层压力与已知油气藏含油气关系，根据这些关系和预测的地层压力评价圈闭的含油气性，实现目的层的评价。

图2是AS1井合成记录综合标定图，从图看出合成记录与井旁地震道相关性好。在AS1井段上选取H33层段的顶底，其井段深度为2308-2663m，厚度355m；合成记录标定后对应的时间为1540-1714ms，求取声波测井校正系数为0.9941。

采用井震反演的方法进行速度预测，以高精度三维地震数据为基础，在精细的构造解释层位控制下建立多井初始阻抗模型，采用井震反演得到波阻抗数据体。图3是利用井震反演技术求得的层速度图。从图看出，通过井震反演得到层速度数据体能精细的反应地下速度的变化。

在求取了研究区层速度数据体后，根据Fillippone地震波速与地层压力关系模型，求得地层压力数据体，从而实现了研究区整个空间的地层压力预测。

图4为预测的地层压力剖面，从剖面看出地层压力的变化，在纵向上地层压力随深度增加而增大。从预测的地层压力平面图，如图5所示，地层压力较大的地区分布在研究区的中南部B163-B100-B96井区，该区是生油岩主要发育区，是沉积沉降中心，发育的高压既有生烃增压贡献，又有负载增压的因素，它们与生烃+负载复合增压因素有关，预测的压力变化趋势与凹陷的沉积环境与构造背景具有一致性。

如图6和图7所示，压力系数为地层压力与地层埋深的比值，因此，预测的压力系数总体表现为南高北低、西高东低。地层压力在平面上分布并非严格受深度的控制，同时还受到沉积物性、地层结构及构造背景的影响。在凹陷南部边界断裂附近、B114、B1及B354井区出现局部较高压区。因为在南部边界断裂附近地层埋深大，烃源岩厚度大，为压力较大地区。边界断裂上升盘及凹陷中部存在3个明显的超压带,但在南部则仅存在一个较明显的超压带。而在边界断裂带附近的B403井区为一常压区，因为在该井附近发育了一个北西向的逆断层，造成压力系统的泄压。

研究区富含油气的圈闭在压力系数平面图上具有异常高压特征。B354井在H33段中部2761.4-2777.9m，在压力系数平面图上为一个异常高压区，这是一个砂岩透镜体油藏，钻井在该层段获得自喷原油127.5t/d。B114井在H33段中部2573-2584.8m井段所在位置为一异常高压区，压力系数为1.2，这是一岩性测缘尖灭油藏，钻井在该层段获得自喷原油45.1t/d，气2463m³/d。

预测方法实施例：

本发明提供一种地层压力预测方法，包括以下步骤：

1)获取目的层段的声波测井数据、密度测井数据、VSP测井数据和地震子波数据，对声波测井数据、密度测井数据与地震子波数据进行褶积得到初始的合成地震记录；根据VSP测井数据的深时关系对初始的合成地震记录进行标定得到标定后的合成地震记录；

2)根据声波测井数据和标定后的合成地震记录确定声波时差的校正系数，根据所述校正系数校正声波测井曲线；

3)根据三维地震资料和校正后的声波测井曲线进行波阻抗反演得到波阻抗数据体，根据所述波阻抗数据体确定层速度数据体；

4)根据地震波速与地层压力的关系模型，结合所述层速度数据体预测得到目的层段的地层压力。

其中，每一步骤的具体过程与上述评价方法实施例中相似，在此不再赘述。

以上给出了本发明涉及的具体实施方式，但本发明不局限于所描述的实施方式。在本发明给出的思路下，采用对本领域技术人员而言容易想到的方式对上述实施例中的技术手段进行变换、替换、修改，并且起到的作用与本发明中的相应技术手段基本相同、实现的发明目的也基本相同，这样形成的技术方案是对上述实施例进行微调形成的，这种技术方案仍落入本发明的保护范围内。

Claims (10)

1.一种地层压力预测方法，其特征在于，包括以下步骤：

1)获取目的层段的声波测井数据、密度测井数据、VSP测井数据和地震子波数据，由声波测井数据、密度测井数据获得反射系数，用反射系数与地震子波数据进行褶积得到初始的合成地震记录；根据VSP测井数据的深时关系对初始的合成地震记录进行标定得到标定后的合成地震记录；

2)根据声波测井数据和标定后的合成地震记录确定声波时差的校正系数，根据所述校正系数校正声波测井曲线；

3)根据三维地震资料和校正后的声波测井曲线进行波阻抗反演得到波阻抗数据体，根据所述波阻抗数据体确定层速度数据体；

4)根据地震波速与地层压力的关系模型，结合所述层速度数据体预测得到目的层段的地层压力。

2.根据权利要求1所述的地层压力预测方法，其特征在于，步骤2)中校正系数的计算公式如下：

式中，k为校正系数，AV_ac为任两点间声波时差的均值，AV_syn为标定后的合成地震记录中该任两点间声波时差的均值，

其中，s(i)为声波时差值，d₁为a点的深度，d₂为b点的深度，t₁为a点的反射时间，t₂为b点的反射时间，n为a、b两点间的样点数，

Δd为测井曲线采样间隔。

3.根据权利要求1所述的地层压力预测方法，其特征在于，步骤3)中波阻抗数据体的计算如下：

式中，F_imp为反演后得到的波阻抗体的数据道，i为三维地震道样点序号，r_i为i点处反射系数，A_i为i点处地震道振幅，s_i为i点合成地震道振幅，b_i为i点处初始模型的波阻抗趋势值，z_i为i点处初始模型的波阻抗值，λ、α均为权重因子，k为地震道采样总数。

4.根据权利要求1所述的地层压力预测方法，其特征在于，步骤3)中层速度数据体的计算公式如下：

V_i＝(F_imp/0.25)^-1.25

式中，V_i为层速度，F_imp为反演后的地震道。

5.根据权利要求4所述的地层压力预测方法，其特征在于，步骤4)中所述关系模型为Fillippone方法得到，Fillippone地震波速与地层压力关系模型如下：

式中，P_i为地层压力，D为深度，V_i为第i层的层速度，V_max为最大层速度，V_min为最小层速度，D_s为与层速度有关的系数，其中，

v_max＝1.4v₀+3[(v_r-v_r0)/(t-t₀)]t

v_min＝0.7v₀+0.5[(v_r-v_r0)/(t-t₀)]t

v₀＝v_r-[(v_r-v_r0)/(t-t₀)]t₀

D_s＝0.23×V_i ^0.25

式中，t₀为地层顶界面双程时，t为地层底界面双程时，v_r0为地层顶界面均方根速度，v_r为地层底界面均方根速度。

6.根据权利要求1所述的地层压力预测方法，其特征在于，步骤1)中初始的合成地震记录的公式如下：

式中，Syn(lΔt)为合成地震记录，Δt为反射系数的采样间隔，l为反射系数采样序号，R(lΔt-jΔτ)为反射系数，Δτ为地震子波的采样间隔，j为地震子波采样序号，W(jΔτ)为地震子波，m为地震子波的采样总数。

7.一种岩性油藏评价方法，其特征在于，包括以下步骤：

1)获取目的层段的声波测井数据、密度测井数据、VSP测井数据和地震子波数据，由声波测井数据、密度测井数据获得反射系数，用反射系数与地震子波数据进行褶积得到初始的合成地震记录；根据VSP测井数据的深时关系对初始的合成地震记录进行标定得到标定后的合成地震记录；

2)根据声波测井数据和标定后的合成地震记录确定声波时差的校正系数，根据所述校正系数校正声波测井曲线；

3)根据三维地震资料和校正后的声波测井曲线进行波阻抗反演得到波阻抗数据体，根据所述波阻抗数据体确定层速度数据体；

4)根据地震波速与地层压力的关系模型，结合所述层速度数据体预测得到目的层段的地层压力；

5)根据地层压力与已知油气藏含油气关系确定目的层段的含油气评价结果。

8.根据权利要求7所述的岩性油藏评价方法，其特征在于，步骤2)中校正系数的计算公式如下：

式中，k为校正系数，AV_ac为任两点间声波时差的均值，AV_syn为标定后的合成地震记录中该任两点间声波时差的均值，

其中，s(i)为声波时差值，d₁为a点的深度，d₂为b点的深度，t₁为a点的反射时间，t₂为b点的反射时间，n为a、b两点间的样点数，

Δd为测井曲线采样间隔。

9.根据权利要求7所述的岩性油藏评价方法，其特征在于，步骤3)中层速度数据体的计算公式如下：

V_i＝(F_imp/0.25)^-1.25

式中，V_i为层速度，F_imp为反演后的地震道。

10.根据权利要求7所述的岩性油藏评价方法，其特征在于，步骤4)中所述关系模型为Fillippone方法得到，Fillippone地震波速与地层压力关系模型如下：

式中，P_i为地层压力，D为深度，V_i为第i层的层速度，V_max为最大层速度，V_min为最小层速度，D_s为与层速度有关的系数，其中，

v_max＝1.4v₀+3[(v_r-v_r0)/(t-t₀)]t

v_min＝0.7v₀+0.5[(v_r-v_r0)/(t-t₀)]t

v₀＝v_r-[(v_r-v_r0)/(t-t₀)]t₀

D_s＝0.23×V_i ^0.25

式中，t₀为地层顶界面双程时，t为地层底界面双程时，v_r0为地层顶界面均方根速度，v_r为地层底界面均方根速度。

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