[发明专利]基于双相介质的有效储层正演模拟的方法及系统

说明书

本发明公开一种基于双相介质的有效储层正演模拟的方法及其系统。该方法包括如下步骤：确定储层的成藏物性下限，高于成藏物性下限的储层划分为有效储层；计算有效储层内岩石骨架的纵波速度、流体的纵波速度；根据岩石骨架的纵波速度和流体的纵波速度，分别计算岩石骨架的反射系数和流体的反射系数；将岩石骨架的反射系数和流体的反射系数分别与地震的实际子波褶积，然后将褶积的各正演结果进行叠加，得到有效储层的地震正演模型。本发明的双相介质的有效储层正演的方法及系统，扩大技术适用性，提高了储层描述中正演精度和吻合度，提高了储层内流体识别的能力，不仅适用于浅层的高孔高渗油气藏，而且还适用于深层和特殊岩性的低孔低渗型油气藏。

技术领域

本发明涉及一种基于双相介质的有效储层正演的方法及系统。

背景技术

目前市场上地震储层正演技术主要以单相介质褶积模型为主，单相介质褶积模型是一个相对简化的地质模型，有助于将复杂地质问题简单化分析处理。由于单相介质褶积模型忽略了孔隙流体的各向异性特征，因此基于该模型的实际储层正演技术只考虑储层的岩石骨架反射特征，得到的正演成果只能反映储层的岩性骨架特征。

单相介质褶积模型假设储层为均质的单一速度模型，因此孔隙中流体的速度被忽略，实际工作中储层的实际速度基本都用测井的声波时差折算成速度来替代。在埋藏深度较浅，孔隙度较高（孔隙度为20%-40%）的情况下，单相介质褶积模型储层正演技术是可靠的。以胜利油田沾化洼陷馆陶组上段为例：埋深800-1200m时，气藏速度为1400-1600m/s左右、油层速度为1800-2000m/s左右；水层速度为2000-2200m/s；干层速度为2200-2500m/s；泥岩速度中值为2200m/s；不同的流体中储层的速度差异较大，其中气藏的速度与上伏泥岩速度差异最大，因此气藏的阻抗差异和反射系数最强，单相介质褶积模型的结果表现为振幅值最高，与实际地震剖面相一致，吻合度较好。实际储层描述工作中利用“亮点”技术识别气藏，就是利用这个原理。

传统的单相介质褶积模型正演存在如下缺点：（1）只适合于高孔高渗油气藏类型，不适合于低孔低渗类型的油气藏类型；（2）随着埋藏深度的加大，压实程度加强，孔隙度变小时，流体对储层速度的影响也会变小，造成了油层和水层的反射系数相同，现有单相介质褶积模型正演只能反映储层岩石骨架的整体形态特征，难以将储层进一步细化区分，不具备识别有效储层和无效储层的能力。而且不具备识别有效储层中油、气、水等流体性质的能力；（3）由于忽略了流体阻抗信息，油、气、水在有效储层中的信息全部消除，单相介质褶积模型不能反映流体信息的差异，因此不具备油气检测等流体识别能力。

例如致密砂岩油气藏的孔隙度一般在5-15%左右，部分特殊岩性油气藏如：灰岩、火山岩孔隙度也很低，一般在5-12%左右。当孔隙度较小时，油气藏和水层、干层之间的速度差异较小，以新疆地区侏罗系头屯河组油藏为例（埋深3900m左右）：孔隙度6-14%，油层速度中值为3900m/s；水层速度中值为3900m/s，泥质干砂速度为3900-4800m/s，泥岩速度为3300-4800m/s，其中油层和水层的速度一致，造成了油层和水层的反射系数相同，因此在单相介质褶积模型中就无法区分和识别该类型的有效储层，说明单相介质褶积模型是有适用条件的。它不适用于低孔低渗类型的油气藏。

发明内容

针对上述现有技术中存在的不足之处，本发明提供一种基于双相介质褶积模型的有效储层正演的方法及系统。该方法提高了储层内流体识别的能力，提高了储层描述中正演精度和吻合度，扩大了技术适用性，不仅适用于浅层的高孔高渗油气藏，而且还适用于深层和特殊岩性的低孔低渗型油气藏。

本发明提供了一种基于双相介质的有效储层正演模拟的方法，其包括如下步骤：

确定储层的成藏物性下限，高于成藏物性下限的储层划分为有效储层；

计算有效储层内岩石骨架的纵波速度、流体的纵波速度；

根据岩石骨架的纵波速度和流体的纵波速度，分别计算岩石骨架的反射系数和流体的反射系数；