CN117557678A - 一种基于密度和电阻率的声波曲线重构方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于密度和电阻率的声波曲线重构方法，首先收集研究区已钻井作为标准井，开展区域测井资料统计分析，获取区域砂岩介质常数α_sand、β_sand，以及获取区域泥岩介质常数k_mud、b_mud，最终利用获取的区域砂岩介质常数α_sand、β_sand，区域泥岩介质常数k_mud、b_mud，进行分段重构目标井的声波曲线V_p。利用该方法得到的重构声波精度高、简单易操作，有助于随钻精准标定及地层深度预测，为套管作业程序设计提供依据，同时有助于提高油气田储层预测精度，为油气田开发深度挖潜提供地质依据。

Description

一种基于密度和电阻率的声波曲线重构方法

技术领域

本发明涉及石油天然气勘探与开发技术领域，更具体地，涉及一种基于密度和电阻率的声波曲线重构方法。

背景技术

随着油气勘探开发的不断深入，海上油气勘探开发的重点逐渐走向高温高压、深水-超深水等领域，这些领域显著特征就是作业风险大、成本高，因此，为了降低勘探开发成本、提高钻探成功率，随钻精准卡层及精细储层预测就显得尤为重要。

声波测井是表征地层速度的主要资料，但囿于成本及安全等原因，大部分开发井及部分探井没有测量声波，声波资料的缺失严重制约随钻精准卡层、储层精细描述等。通常，在没有测量声波的情况下，随钻卡层一般借用邻近探井时深关系，但在陡坡带、断层阴影带及低速泥岩带，该方法具有局限性。声波资料的缺失还导致大量已钻井无法直接参与反演，从而降低了储层预测的准确性。目前主要采用密度拟声波进行储层反演，但商业软件中密度拟声波采用的经典Gardner公式参数为定值，无法准确反映不同区域参数横向变化。纵向上，低速泥岩密度与速度多呈反向相关性，基于Gardner公式进行密度拟声波无疑会得到错误的速度，从而导致错误的反演结果。

本领域技术人员已开展了大量纵波速度预测方面的工作，提出了多种预测方法，比较著名的是Gardner提出的基于密度曲线的经验公式法和Faust提出基于电阻率曲线的经验公式法，但两种经验公式法都存在局限性。Gardner公式中描述的速度与密度具有正相关性，即密度越大，速度越大，而南海西部油田低速泥岩较为发育，低速泥岩的纵波速度和密度呈反相关，因此基于Gardner公式的密度拟声波无法有效拟合低速泥岩的纵波速度。大量资料统计表明，泥岩、水层的电阻率与声波速度具有较好的相关性，而油气层的电阻率与纵波速度没有明显相关性，因而Faust公式只能较好预测泥岩、水层的纵波速度，无法有效预测油气层的纵波速度。

综上，有必要研发更为合理可靠的声波曲线重构方法。

发明内容

本发明目的在于克服现有的预测方法严重制约随钻精准卡层、储层精细描述的缺陷，提供一种基于密度和电阻率的声波曲线重构方法，该方法得到的重构声波精度高、简单易操作，有助于随钻精准标定及地层深度预测，为套管作业程序设计提供依据，同时有助于提高油气田储层预测精度，为油气田开发深度挖潜提供地质依据。

为解决上述技术问题，本发明提供了一种基于密度和电阻率的声波曲线重构方法，该方法包括以下步骤：

步骤S1、收集研究区已钻井作为标准井；

步骤S2、开展区域测井资料统计分析，获取区域砂岩介质常数α_sand、β_sand；

步骤S3、开展区域测井资料统计分析，获取区域泥岩介质常数k_mud、b_mud；

步骤S4、利用步骤S2获取的区域砂岩介质常数α_sand、β_sand，以及利用步骤S3获取的区域泥岩介质常数k_mud、b_mud，进行分段重构目标井的声波曲线V_p。

基于密度和电阻率的声波曲线重构，可以在没有测量声波时差的情况下，完成随钻精准卡层，为套管作业程序等提供参考；可以在没有测量声波时差的情况下，开展多井约束条件下的储层反演，提高反演精度，为油气田开发深度挖潜提供决策依据。

通过南海西部油田大量统计分析发现，砂岩速度的对数与密度的对数存在较好的线性相关性、泥岩速度与电阻率的对数存在较好的线性相关性，基于这种砂、泥岩纵波速度与密度、电阻率在统计中存在的不同趋势，提出了在岩性控制下的基于密度和电阻率分段重构砂、泥岩的声波曲线方法，较传统全井段单一公式声波曲线重构方法精度有了显著提高，满足了生产中的精度要求。

进一步地，步骤S1中，收集标准井的原则为：地层深度大于目标层底界面埋深、地层齐全，且具有岩性资料、地质分层、声波、电阻率、密度测井数据。

进一步地，步骤S1中，所述数据包括：通过地质岩性录井工作得到井的岩性数据，通过地质研究工作得到井的地质分层数据，通过地球物理测井仪器测量得到声波、密度、深电阻率测井数据。

进一步地，步骤S1中，标准井的声波、电阻率、密度曲线在使用前要进行环境校正、平滑滤波、深度校正及测井数据标准化处理。

进一步地，步骤S2中，区域砂岩介质常数α_sand、β_sand通过砂岩声波与密度线性拟合得到。

进一步地，区域砂岩介质常数α_sand、β_sand是利用下述公式来获取的：

ln(V_sand)＝α_sand×ln(ρ_sand)+β_sand

式中，V_sand为砂岩纵波速度，

ρ_sand为砂岩密度，

ln为自然对数运算。

进一步地，步骤S3中，区域泥岩介质常数k_mud、b_mud通过泥岩声波与电阻率线性拟合得到。

进一步地，区域泥岩介质常数k_mud、b_mud是利用下述公式来获取的：

V_mud＝k_mud×ln(Rt_mud×H)+b_mud

式中，V_mud为泥岩纵波速度，

Rt_mud为泥岩深电阻率，

H为垂直深度，

ln为自然对数运算。

进一步地，步骤S4中，采用砂岩密度计算出砂岩纵波速度，采用泥岩深电阻率计算出泥岩纵波速度，然后将得到的砂岩纵波速度计算公式、泥岩纵波速度计算公式进行拼接得到目标井的重构声波曲线V_p。

进一步地，目标井的声波曲线V_p的计算公式为：

式中，e为自然常数。

与现有技术相比，本发明的有益效果为：

基于密度和电阻率的声波曲线重构，可以在没有测量声波时差的情况下，完成随钻精准卡层，为套管作业程序等提供参考；可以在没有测量声波时差的情况下，开展多井约束条件下的储层反演，提高反演精度，为油气田开发深度挖潜提供决策依据。

附图说明

图1为基于密度和电阻率的声波曲线重构方法流程图；

图2为本发明重构声波、密度拟声波(Gardner经验公式)、电阻率拟声波(Faust经验公式)与实测声波对比图；

图3为密度拟声波与实测声波相关性分析图；

图4为电阻率拟声波与实测声波相关性分析图；

图5为本发明重构声波与实测声波相关性分析图；

图6为WZ12-1-13d井密度拟声波井震标定参照图；

图7为WZ12-1-13d井基于密度和电阻率重构声波井震标定参照图；

图8为WZ11-2E-14dSa井未参与反演的剖面图；

图9为WZ11-2E-14dSa井重构声波后参与反演的剖面图；

图10为C20H井实钻轨迹与设计轨迹对比剖面图。

具体实施方式

下面结合具体实施方式对本发明作进一步的说明。其中，附图仅用于示例性说明，不能理解为对本专利的限制；为了更好说明本实施例，附图某些部件会有省略、放大或缩小，并不代表实际产品的尺寸；对于本领域技术人员来说，附图中某些公知结构及其说明可能省略是可以理解的。

实施例一

参阅图1，本实施例公开一种基于密度和电阻率的声波曲线重构方法，包括以下步骤：

步骤S1、收集研究区已钻井作为标准井；

步骤S2、开展区域测井资料统计分析，获取区域砂岩介质常数α_sand、β_sand；

步骤S3、开展区域测井资料统计分析，获取区域泥岩介质常数k_mud、b_mud；

步骤S4、利用步骤S2获取的区域砂岩介质常数α_sand、β_sand，以及利用步骤S3获取的区域泥岩介质常数k_mud、b_mud，进行分段重构目标井的声波曲线V_p。

经大量统计分析，砂岩速度的对数与密度的对数存在较好的线性相关性、泥岩速度与电阻率的对数存在较好的线性相关性，因此，步骤S2所述的区域砂岩介质常数α_sand、β_sand是通过砂岩声波与密度线性拟合得到的，具体通过以下计算公式：

ln(V_sand)＝α_sand×ln(ρ_sand)+β_sand

式中，V_sand为砂岩纵波速度，

ρ_sand为砂岩密度，

ln为自然对数运算。

而步骤S3所述的区域泥岩介质常数k_mud、b_mud则是通过泥岩声波与电阻率线性拟合得到的，具体通过以下计算公式：

V_mud＝k_mud×ln(Rt_mud×H)+b_mud

式中，V_mud为泥岩纵波速度，

Rt_mud为泥岩深电阻率，

H为垂直深度，

ln为自然对数运算。

对所述区域测井资料进行分析，根据资料结果进行线性拟合，结合上述公式，得到区域砂岩介质常数α_sand、β_sand，以及区域泥岩介质常数k_mud、b_mud。通过南海西部油田大量统计分析发现，砂岩速度的对数与密度的对数存在较好的线性相关性、泥岩速度与电阻率的对数存在较好的线性相关性，因此，基于这种砂、泥岩纵波速度与密度、电阻率在统计中存在的不同趋势，在步骤S4中，采用砂岩密度计算出砂岩纵波速度，采用泥岩深电阻率计算出泥岩纵波速度，然后将得到的砂岩纵波速度计算公式、泥岩纵波速度计算公式进行拼接得到目标井的重构声波曲线V_p。目标井的声波曲线V_p的计算公式为：

式中，e为自然常数。

图2为本发明重构声波、密度拟声波(Gardner经验公式)、电阻率拟声波(Faust经验公式)与实测声波对比图，参阅图2，一方面，密度拟声波与密度变化规律一致，与实测声波相差较大，特别是在低速泥岩段。由于低速泥岩呈高密特征，因而拟合的声波呈高速特征，与实测速度完全相反，因而采用泥岩深电阻率计算出泥岩纵波速度。

另一方面，电阻率拟声波与电阻率变化规律一致，在泥岩、水层段与实测声波类似，但在含油层段，电阻率拟声波与实测声波相差较大，因而采用砂岩密度计算出砂岩纵波速度。

图3为密度拟声波与实测声波相关性分析图，如图3所示，密度拟声波与实测声波相关性较差，相关系数只有0.3845。

图4为电阻率拟声波与实测声波相关性分析图，如图4所示，电阻率拟声波与实测声波相关系数为0.8048，其中含油层段电阻率拟声波与实测声波没有明显相关性。

图5为本发明重构声波与实测声波相关性分析图，参阅图5，本发明重构声波与实测声波相关性非常高，相关系数达到0.8998，证明了本实施例的可靠性。本实施例采用两个已知量电阻率、密度，利用统计规律进行声波重构，方法实施过程相对较易实现，相较于常规的预测方法，其通常只采用一个已知量电阻率，利用统计规律及流体替换方法进行声波重构，方法实施过程繁琐较为复杂，流体替换存在不同的经验公式、岩石物理模型及假设条件，给声波拟合带来更多不确定性影响。所述流体替换是本技术领域常用的方法，为从一种孔隙流体状态下的岩石物理参数计算出另一种流体状态下的岩石物理参数，替换中涉及到经验公式、岩石物理模型及假设条件等的合理选取，存在多解性，最终导致结果存在更多不确定性。

实施例二

本实施例公开另一种基于密度和电阻率的声波曲线重构方法，对实施例一进行进一步限定，在步骤S1中，收集标准井的原则为：地层深度大于目标层底界面埋深、地层齐全，且具有岩性资料、地质分层、声波、电阻率、密度测井数据。所述数据包括通过地质岩性录井工作得到井的岩性数据，通过地质研究工作得到井的地质分层数据，通过地球物理测井仪测量得到声波、密度、深电阻率测井数据。标准井的声波、电阻率、密度曲线在使用前要进行常规的环境校正、平滑滤波、深度校正及测井数据标准化处理。

WZ12-1-13d井没有测量声波，但测有电阻率和密度，经分析，研究区低速泥岩发育，由于低速泥岩的速度与密度没有数学统计关系，依据Gardner经验公式的常规密度拟声波方法不能有效进行井震标定，参阅图6，合成地震记录与原始地震相差较大，无法有效对应。而采用基于密度和电阻率重构的声波则可有效解决这一缺陷，低速泥岩段声波采用电阻率进行拟合，油层、干层等砂岩段声波采用密度进行拟合，可以看出该方法重构的声波的合成记录与原始地震一致性非常高，参阅图7，成功完成了该井的井震标定，从而确立了该井的时深关系，对研究区速度规律分析具有重要作用。

实施例三

本实施例应用实施例一或者实施例二所公开的方法，对声波缺失的钻井开展精细预测。开发阶段，由于油气田内部构造相对落实，考虑成本问题，因此大多开发井没有测量声波曲线，而声波是储层预测的基础数据，因而声波缺失给储层精细预测带来较大影响。

WZ11-2E-14dSa井没有测量声波，参阅图8，图8是该井没有参与井约束反演的结果。油气田开发逐渐步入中后期，开发难度越来越大，对储层预测的要求也越来越高，若将油气田内部大量无声波井重构声波后参与反演将大大提高油田内部储层预测精度，助力老油气田储量挖潜。因此，使用基于密度和电阻率的声波曲线重构方法，开展研究区测井资料统计分析，获取区域砂岩介质常数α_sand、β_sand，以及区域泥岩介质常数k_mud、b_mud，采用砂岩密度计算出砂岩纵波速度，采用泥岩深电阻率计算出泥岩纵波速度，然后将得到的砂岩纵波速度计算公式、泥岩纵波速度计算公式进行拼接得到目标井的重构声波曲线V_p。目标井的声波曲线V_p的计算公式为：

式中，e为自然常数。

利用所述重构声波曲线参与反演，如图9所示，图9是该井利用密度和电阻率重构声波后参与反演的结果，可看出，WZ11-2E-14dSa井重构声波后参与井约束反演的结果，目的层(虚线框内)段的砂体分辨率和连续性明显得到大幅提高。

实施例四

本实施例应用实施例一或者实施例二所公开的方法，对声波缺失的钻井重构声波后参与反演的成果，还可以应用于开发井水平段入砂及钻进过程轨迹调整。参阅图10，在涠洲12-1油田南块，将无声波井进行基于密度和电阻率声波重构后进行反演的成果，成功指导了C20H等多口开发调整井的水平段入砂及钻进过程轨迹调整，确保钻头沿着油层钻进，保障了水平段的油层钻遇率。

在上述具体实施方式的具体内容中，各技术特征可以进行任意不矛盾的组合，为使描述简洁，未对上述各个技术特征所有可能的组合都进行描述，然而，只要这些技术特征的组合不存在矛盾，都应当认为是本说明书记载的范围。

显然，本发明的上述实施例仅仅是为清楚地说明本发明所作的举例，而并非是对本发明的实施方式的限定。对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动。这里无需也无法对所有的实施方式予以穷举。凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明权利要求的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种基于密度和电阻率的声波曲线重构方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：

步骤S1、收集研究区已钻井作为标准井；

步骤S2、开展区域测井资料统计分析，获取区域砂岩介质常数α_sand、β_sand；

步骤S3、开展区域测井资料统计分析，获取区域泥岩介质常数k_mud、b_mud；

步骤S4、利用步骤S2获取的区域砂岩介质常数α_sand、β_sand，以及利用步骤S3获取的区域泥岩介质常数k_mud、b_mud，进行分段重构目标井的声波曲线V_p。

2.根据权利要求1所述的基于密度和电阻率的声波曲线重构方法，其特征在于，步骤S1中，收集标准井的原则为：地层深度大于目标层底界面埋深、地层齐全，且具有岩性资料、地质分层、声波、电阻率、密度测井数据。

3.根据权利要求2所述的基于密度和电阻率的声波曲线重构方法，其特征在于，步骤S1中，所述数据包括，通过地质岩性录井工作得到井的岩性数据，通过地质研究工作得到井的地质分层数据，以及通过地球物理测井仪器测量得到声波、密度、深电阻率测井数据。

4.根据权利要求2所述的基于密度和电阻率的声波曲线重构方法，其特征在于，步骤S1中，标准井的声波、电阻率、密度曲线在使用前进行环境校正、平滑滤波、深度校正及测井数据标准化处理。

5.根据权利要求1所述的基于密度和电阻率的声波曲线重构方法，其特征在于，步骤S2中，区域砂岩介质常数α_sand、β_sand通过砂岩声波与密度线性拟合得到。

6.根据权利要求5所述的基于密度和电阻率的声波曲线重构方法，其特征在于，区域砂岩介质常数α_sand、β_sand是利用下述公式来获取的：

ln(V_sand)＝α_sand×ln(ρ_sand)+β_sand

式中，V_sand为砂岩纵波速度，

ρ_sand为砂岩密度，

ln为自然对数运算。

7.根据权利要求1所述的基于密度和电阻率的声波曲线重构方法，其特征在于，步骤S3中，区域泥岩介质常数k_mud、b_mud通过泥岩声波与电阻率线性拟合得到。

8.根据权利要求7所述的基于密度和电阻率的声波曲线重构方法，其特征在于，区域泥岩介质常数k_mud、b_mud是利用下述公式来获取的：

V_mud＝k_mud×ln(Rt_mud×H)+b_mud

式中，V_mud为泥岩纵波速度，

Rt_mud为泥岩深电阻率，

H为垂直深度，

ln为自然对数运算。

9.根据权利要求1所述的基于密度和电阻率的声波曲线重构方法，其特征在于，步骤S4中，采用砂岩密度计算出砂岩纵波速度，采用泥岩深电阻率计算出泥岩纵波速度，然后将得到的砂岩纵波速度计算公式、泥岩纵波速度计算公式进行拼接得到目标井的重构声波曲线V_p。

10.根据权利要求9所述的基于密度和电阻率的声波曲线重构方法，其特征在于，目标井的声波曲线V_p的计算公式为：

式中，c为自然常数。