技术领域
[0001] 本
发明涉及油气综合勘探领域，是基于去压实作用，通过Zoeppritz方程的叠前同时反演，获得反比例泊松比参数体进行深层河道砂体的油气检测方法。
背景技术
[0002] 在油气藏勘探过程中，利用
地震资料进行油气检测发挥着越来越重要的作用。从利用叠后地震资料开展地震属性、分频吸收类属性、亮点技术等进行油气检测，到利用叠前资料开展AVO属性分析、泊松阻抗、叠前反演等进行油气检测，这些应用都已经非常广泛，而且取得了一定的效果。但是，对于深层的河道砂体，随着埋深的增大，砂泥岩
地层遭受压实的程度增大，砂泥岩速度差异逐渐减小，从而使得上述的油气敏感属性、敏感参数都不再敏感，油气检测的效果也大大降低。同时，针对深层储层的基于去压实作用的油气检测方法的研究也相对较少。
[0003] 压实作用是成岩作用早期的一种物理—化学作用，它是指
沉积物沉积后在其上覆
水层和沉积层的重荷下，或在构造形变的作用下，发生水分排出、孔隙度降低、体积缩小的作用。
[0004] 就储层物性而言，大量研究表明，在
砂岩储集层中，压实作用是导致砂体内原生孔隙大幅度减少的主要原因之一，压实作用的存在使得砂体内的原生粒间孔隙大幅度减少，有的地方压实减孔率可达到50％以上，从而极大地影响了砂体的储集物性。
[0005] 就砂泥岩
岩石物理参数差异而言，对于不同岩性，压实作用的效果也不同，分选良好的致密砂岩对深度的依赖较小，而泥岩和分选较差的砂岩则对深度的依赖性较大，即：压实作用对致密砂岩的影响较小，对泥岩和分选较差的砂岩的影响则相对较大。随着埋深增大，砂泥岩之间的速度差随着压实作用的不断增强也随之逐渐减小。
[0006] 对于深层的河道砂体，由于埋深较大，地层中的砂泥岩均遭受较强的压实作用，使得砂泥岩孔隙度迅速下降的同时两者之间的速度差异也逐渐减小，并进一步导致在大埋深、强压实背景下现有岩石物理参数无法对砂泥岩进行有效区分，从而无法实现河道砂油气检测问题的有效解决，极大地影响了研究区的勘探部署。
发明内容
[0007] 本发明的目的在于提供一种针对深层河道砂体基于去压实的叠前油气检测方法，该方法消除了地
层压实作用影响，提高了储层
流体参数敏感性；同时突破了诸多油气检测方法针对深层的河道砂体油气检测的限制，大大提高了储
层流体的预测
精度。
[0008] 本发明基于去压实作用深层河道砂体油气检测方法采用如下步骤：
[0010] (2)选取砂岩、泥岩地层速度，建立正常压实趋势线；
[0011] (3)去除压实趋势，获得去压实后的井
速度曲线；
[0012] (4)计算去压实后纵波阻抗、横波阻抗、
密度、泊松比参数；在此
基础上进一步计算反比例泊松比参数，通过交汇分析，确定储层含油气的
门槛值；
[0013] (5)开展基于Zoeppritz方程的叠前同时反演，获得纵
波速度、横波速度、密度、泊松比多个弹性参数体，通过体计算得到反比例泊松比参数体，预测储层含油气性。
[0014] 进一步的，针对
测井环境中由于井径、泥浆侵入、泥饼厚度等因素使测井曲线保真度降低，不能真实地反映地层及孔隙流体性质，从而严重影响后期的储层预测及含油气检测。因此，所述步骤(1)是指：针对全井段开展基于岩石物理模型的校正，使异常点进行归位，消除环境因素影响造成的异常值；
[0015] 所述声波曲线编辑和校正的步骤是：首先根据岩石骨架及流体特征，建立研究区的岩石物理模型；然后依据岩石物理模型及正常井段物性参数，计算出纯砂岩、纯泥岩纵波速度随密度变化基准线，以此为模板，查找异常点，并投到纵波速度曲线上；再利用不受井径变化影响的深测向测井资料拟合Faust公式，对异常点发育的井段开展岩石物理测井校正。
[0016] 所述步骤(1)中的环境因素包括测井环境中的井径、泥浆侵入、泥饼厚度因素；所述岩石骨架及流体特征包括岩石的矿物成分、粒度、胶结物；所述不受井径变化影响的深测包括
电阻率。
[0017] 进一步的，所述步骤(2)的具体步骤是：首先根据自然伽
马曲线和自然电位曲线区分泥岩和砂岩地层，然后在校正后的声波曲线上由浅至深选取每个泥岩层和砂岩层的平均值，分别建立砂岩地层和泥岩地层的正常压实曲线。
[0018] 所述步骤(2)中的砂岩地层的砂岩含量>90％且孔隙度小于1％。
[0019] 进一步的，所述步骤(3)是利用校正后的井速度曲线减去压实趋势得到去压实后的井速度曲线，具体步骤为：首先从井上区分砂岩、泥岩层段，然后分岩性层段分别减
去砂岩、泥岩的正常压实趋势，即可获得去压实后的井速度曲线。
[0020] 进一步的，由于泊松比难以有效区分油层与非油层，所述步骤(4)中的反比例泊松比是根据弹性参数之间的岩石物理关系，对泊松比进行重构变换，构建的一个新的参数，其计算公式为：
[0021] 反比例泊松比＝1-1/(2σ-1)。
[0022] 首先，依据纵波速度、横波速度、密度与泊松比、拉梅系数间的关系，计算纵波阻抗、横波阻抗、泊松比，之后再进一步求取反比例泊松比，具体公式如下：
[0023]
[0024]
[0025]
[0026] γ＝(Vp/Vs)2
[0027] 式中，Vp、Vs为纵波速度、横波速度；ρ为密度；λ、μ分别为第一、第二拉梅常量；σ为泊松比，γ为比例系数。
[0028] 进一步的，所述步骤(5)中，开展基于Zoeppritz方程的叠前同时反演，获得纵波速度、横波速度、密度、泊松比等多个弹性参数体，进而计算出反比例泊松比参数体，预测储层含油气性。
[0029] 根据Zoeppritz方程，见如下公式，
[0030]
[0031] 在非垂直入射条件下，地震反射与地层的纵波速度、横波速度、密度有关，而Zoeppritz方程的近似公式可以表达为泊松比(σ)的函数：
[0032]
[0033] 因此利用叠前地震资料，采用叠前反演的技术，获得纵波速度、横波速度、密度、泊松比等多个弹性参数体，进而计算出反比例泊松比参数。
[0034] 反演的具体步骤为：(1)叠前道集的优化处理。针对叠前道集随机噪音较强，
分辨率低问题，利用叠前道集零
相位反褶积、抛物线拉东变换、叠前RNA等处理技术，对叠前道集开展保幅去燥处理，提高分辨率；(2)利用岩石物理模型法开展横波估算。改进传统的孔隙纵横比
迭代算法，利用
岩心薄片镜下观察结果约束建立岩石物理模型，大大提高横波估算精度；(3)分
角度数据
叠加，进行地震地质标定。在保证每一个部分都具有较高的
覆盖次数和
信噪比的前提下，对叠前道集按照入射角或者偏移距进行部分叠加，一般分成3-5个部分叠加的数据体，分别对这三个数据体进行地震地质标定；(4)建立初始约束模型，精细调整叠前同时反演过程中的各项质控参数，最终反演得到纵波阻抗、横波阻抗、密度、纵横波速度比等数体，然后利用这些弹性参数体计算出了反比例泊松比数据体。(5)展开砂体含油气预测。基于去压实的叠前反比例泊松比预测河道砂体的含油气性，主要包含如下几个方面：(1)消除了地层压实作用影响，提高了储层流体参数敏感性；(2)拓展了深层河道砂体油气检测方法的适用性，提高储层流体预测精度。
[0035] 本发明提出了针对深层储层的去压实作用方法，明确去压实处理对砂泥岩岩石物理参数的影响，并在去压实处理的基础上开展深层河道砂体油气检测的技术攻关，从而提高技术应用的准确率。
附图说明
[0036] 图1为本发明基于去压实作用深层河道砂体油气检测方法的流程
框图。
[0037] 图2为本案例中D2井北三维齐古组、头屯河组砂岩、泥岩的正常压实趋势线，图中横坐标轴为纵波时差，单位us/m，纵坐标轴为井深，单位m。
[0038] 图3为本案例中D701井去压实前后速度曲线对比图，图中测井曲线为纵波速度曲线。
[0039] 图4为本案例中D2井北三维头屯河组油层与非油层的反比例泊松比与自然伽马的交会分析图，横坐标轴为反比例泊松比，纵坐标轴为自然伽马。
[0040] 图5为本案例中过D7井-D701井-D702井含油储层预测剖面。
[0041] 图6为本案例中D2井北三维齐古组底部砂体反比例泊松比属性图。
具体实施方式
[0042] 下面将结合本发明实例中的附图，对本发明实施案例中的技术方案进行清楚、完整的表述，显然，所描述的实施案例仅仅是本发明一部分实施案例，而不是全部的实施案例。基于本发明中的实施案例，本领域普通技术人员没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施案例，均属于本发明保护的范围。
[0043] 图1为本发明提供的基于去压实作用深层河道砂体油气检测方法的流程示意图，如图1所示，该方法包括以下步骤：
[0044] 第一步，测井曲线编辑和校正。
[0045] 本案例中以D701井为例，首先通过实验室测量和岩心岩屑分析化验资料，测得D2井北三维齐古组和头屯河组的纯砂岩密度为2.65g/cm3，
体模量为36.6，
弹性模量为96.6，
剪切模量为45，纯泥岩密度为2.35g/cm3，体模量为11.4，弹性模量为15.4，剪切模量为3。以此建立骨架模型，构建Raymer岩石模型；然后依据岩石物理模型及正常井段物性参数，计算出纯砂岩、纯泥岩纵波速度随密度变化基准线，以此为模板，查找异常点，并投到测井曲线上；再利用电阻率等不受井径变化影响的深测向测井资料拟合Faust公式，对异常点发育的井段开展岩石物理测井校正。
[0046] 第二步，选取砂岩、泥岩地层速度，建立正常压实趋势线。
[0047] 本案例中以D701井为例，参照录井岩性解释，依据自然伽马(GR)和自然电位曲线(SP)挑选泥岩和砂岩地层，其中参与建立砂岩地层压实趋势的砂岩段需满足(砂岩含量>90％且孔隙度小于1％)，从埋深3000m到5000m依次对砂岩、泥岩的声波时差进行取值，取值时取曲线的平均特征值，而不可取尖峰值和“周波跳跃”值。
[0048] 图2即为砂岩地层和泥岩地层的正常压实趋势线，从该图可以看出，砂岩地层的正常压实趋势线和泥岩地层的正常压实趋势线斜率差别不大，说明两种岩性处于同一压
力系统，截距有所不同，说明二者压实程度不同。
[0049] 第三步，去除压实趋势，获得去压实后的井速度曲线。
[0050] 针对第二步所得的砂、泥岩正常压实趋势，仍分砂岩、泥岩段，选取正常压实曲线的低频信息(10Hz)和砂泥岩实测纵波时差曲线的高频信息(60Hz)分别进行曲线重构，并将重构后的砂岩、泥岩纵波时差曲线进行拼接，最终得到该井的去压实趋势后的纵波时差曲线，再通过纵波时差与速度关系进行换算，得到去压实趋势后的井速度曲线。
[0051] 图3即为D701井去压实趋势前后的井速度曲线，由该图可以看出，去压实趋势后，砂泥岩速度差异明显增大。
[0052] 第四步，计算去压实后纵波阻抗、横波阻抗、密度、泊松比等参数，在此基础上进一步计算反比例泊松比参数，通过交汇分析，确定储层含油气的门槛值。
[0053] 依据纵波速度、横波速度、密度与泊松比、拉梅系数间的关系，计算纵波阻抗、横波阻抗、泊松比，之后再进一步求取反比例泊松比，具体公式如下：
[0054]
[0055]
[0056]
[0057] γ＝(Vp/Vs)2
[0058] 反比例泊松比＝1-1/(2σ-1)
[0059] 式中，Vp、Vs为纵波速度、横波速度；ρ为密度；λ、μ分别为第一、第二拉梅常量；σ为泊松比，γ为比例系数。
[0060] 图4D2井北三维齐古组、头屯河组油层与非油层的反比例泊松比与自然伽马的交会分析图，该图证实了反比例泊松比可以较好的区分储层含油气性，并确定反比例泊松比2.9为储层是否含油的门槛值。
[0061] 第五步，开展基于Zoeppritz方程的叠前同时反演，计算出反比例泊松比参数体，预测储层含油气性。
[0062] 对本案例D2井北三维齐古组和头屯河组展开基于Zoeppritz方程的叠前反演，首先在保证每一个部分都具有较高的覆盖次数和信噪比的前提下，将准中D2北三维区叠前道集按入射角分成了3个部分叠加的数据体(分别为5°-15°、15°-25°、25°-35°)。然后分别对这三个数据体进行地震地质标定，提取子波，建立统一时深关系。再建立初始约束模型，精细调整叠前同时反演过程中的各项质控参数，最终反演得到纵波阻抗、横波阻抗、密度、纵横波速度比等数据体。利用上步反比例泊松比与纵波阻抗、横波阻抗等参数关系，计算反比例泊松比数据体，并展开储层的含油气预测。
[0063] 图5为过D7井-D701井-D702井含油储层预测剖面。从叠前反比例泊松比反演结果可以看出，只有D701井齐古组底部的油层呈现出低反比例泊松比的特征，D7井与D702井目的层整体都表现出比D701井油层高的反比例泊松比特征，实际钻探结果是只有D701井的该砂体获得了工业油流，叠前反比例泊松比反演结果与钻井得到的有效储层分布结果完全一致。
[0064] 进一步提取齐古组底部砂体的反比例泊松比参数属性，获得该砂体的反比例泊松比平面属性，根据含油气的低反比例泊松比特征，最终获得了齐古组底部有效储层平面展布，图6所示。从预测结果来看，除了D701井已获工业油流的砂体之外，存在多个面积较大的有效储层发育区面积共35.2km2，该结果为准中地区D2北三维区的进一步勘探提供了有利的地球物理依据。
[0065] 以上所述的具体实施方式，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步的说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施方式而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何
修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
