[发明专利]一种基于岩石物理模型理论的定量解释油藏流体分布方法

权利要求书

1.一种基于岩石物理模型理论的定量解释油藏流体分布方法，其特征在于包括以下步骤：

(1)确定Gassmann模型为岩石物理模型，并对Gassmann模型进行标定；

(2)在利用不同角度的道集数据进行叠前联合反演得到岩性和含油气性相关的弹性参数的基础上，以岩石物理模型为基础获取开发前、后的含油参数；同时通过油藏物性反演得到定量的孔隙度和泥质含量参数，并在岩石物理模型基础上通过迭代修改验证的方法对孔隙度和泥质含量参数进行修正；

(3)结合岩石物理模型以及观测纵波结果、横波结果求取流体因子，流体因子计算公式为：

流体定量解释的流体因子＝(Vp/V_s)×(Vp²-2V_s²)；

式中，Vp为纵波速度；V_s为横波速度；

(4)根据岩石物理模型、声波参数以及流体因子，分别得到基础状态和监测状态下的体积模量K、弹性模量μ，然后分别计算得到基础状态和监测状态的含油饱和度或含水饱和度，并分别与生产动态数据校正；

(5)根据校正后基础状态和监测状态的含油饱和度得到目的层某一个位置的含油饱和度，通过对目的层中每一个位置的计算，最终得到目的层的含油饱和度场平面分布，再根据生产动态的实际含油饱和度对计算的结果进行校正，最终得到符合生产动态的含油饱和度分布；根据基础状态和监测状态的含油饱和度分布可以分别得到开发前和开发后的含油饱和度分布，将开发前含油分布及含油饱和度与开发后含油分布及含油饱和度对比得到含油参数变化，最终在开发后含油饱和度的基础上得到剩余油分布；

为了定量表征油藏剩余油分布，采用参数剩余油高度，其公式为：

h×NTG×φ×(1-S_w)，

式中，h为地层厚度；NTG为砂泥比，NTG＝1-V_sh；V_sh为泥质含量；φ为孔隙度；S_w为含水饱和度。

2.如权利要求1所述的一种基于岩石物理模型理论的定量解释油藏流体分布方法，其特征在于：所述步骤(2)中，所述修正方法为：

(2.1)利用标定完的岩石物理模型及物性反演的孔隙度、泥质含量结果进行正演，得到合成的声波参数，声波参数作为观测结果；声波参数包括纵波速度、横波速度和密度；

(2.2)将孔隙度增大20％、泥质含量降低20％，进行稳定性验证；

(2.3)假设岩石物理模型的含油饱和度为100％，对孔隙度和泥质含量进行随机扰动，利用岩石物理模型和扰动后的孔隙度、泥质含量结果进行声波参数的正演；

(2.4)将步骤(2.3)中正演的横波数据结果与步骤(2.1)中计算得到的作为观测结果的横波数据进行对比，如二者收敛则进入下一步，否则返回至步骤(2.3)，重新对孔隙度和泥质含量进行随机修正，反复循环迭代修改，直至正演的横波速度与观测结果的横波速度收敛为止，得到修正后的孔隙度和泥质含量参数。

3.如权利要求1或2所述的一种基于岩石物理模型理论的定量解释油藏流体分布方法，其特征在于：所述步骤(4)中，含油饱和度或含水饱和度的计算方法如下：

(4.1)已知反演得到的纵波速度Vp和反演得到的横波速度V_s和密度ρ；

(4.2)根据已有反演得到的纵波速度Vp、横波速度V_s和密度ρ，得到储层的体积模量K和弹性模量μ，而储层的体积模量K由骨架体积模量K_dry、流体体积模量K_f、基质体积模量K_m组成：

其中，φ为孔隙度；

(4.3)根据公式(1)得到流体体积模量K_f为：

而流体体积模量由油、气、水三项体积模量构成：

其中，S_o为含油饱和度；S_w为含水饱和度；S_G为含气饱和度；K_o为油体积模量；K_w为水体积模量；K_G为气体积模量；

对于属于油水两相的油田，式(2)写为：

根据上式得到含油饱和度S_o和含水饱和度S_w分别为：