时移测井曲线重构技术
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发布时间：2023-07-15 19:00
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时间：2024-10-17 18:53
过去时移地震的应用通常是以油藏数值模拟为主体，时移地震的差异作为约束，未能充分体现时移 地震资料的价值，原因就在于目前通用的地震反演和地震属性技术应用到时移地震中，都需要开发前后 测井资料的标定和约束，才能保证预测精度，但通常油气田都不会测开发后的测井数据，从而导致地震 反演和地震属性技术难以在时移地震中得到广泛应用，以往属性分析技术应用中二次测井资料通过数值 模拟资料预测得到，仍然需要依赖数模结果。因此在二次测井预测技术方面展开了深入的研究，并取得 了精度较高的结果，使得时移地震应用不再依赖数值模拟结果，也使得时移地震技术在实际油田中推广 应用成为可能。
油藏开发过程中储层含油饱和度、压力场和温度场都可能发生变化，岩石物理实验和实际测井数据 分析表明，除注蒸汽或火烧稠油开采，温度场变化对岩石骨架弹性参数影响较小，主要影响表现为对流 体弹性参数影响，而压力场的变化对岩石骨架和流体弹性参数都会产生影响，因此二次测井曲线重构是 一个复杂过程。基于岩石物理模型，分析不同储层参数变化，包括温度、压力与饱和度变化，对岩石和 流体弹性参数的影响，建立油藏开发前后温度、压力与饱和度同时变化时二次测井曲线重构流程，并进 行了实际测井曲线重构正确性检验。
9.2.1.1 油藏流体地震属性计算
孔隙流体在很大程度上影响着岩石的地震属性。储层流体属性在成分和物理属性上差别很大，储层 流体组成了一个动态系统，在此系统内，流体的成分和物理相态都随压力和温度而变化。气体、原油和 盐水地震属性弹性参数变化如下：
（1）气体地震属性
对于石油勘探开发中遇到的典型压力和温度，气体密度ρ和体积模量ks变化与温度、压力的关系，可用如下方程计算：
海上时移地震油藏监测技术
式中：P为压力；G为气体比重；R为气体常量；Ta为绝对温度；Z，E和γ0可以利用下式计算：
海上时移地震油藏监测技术
式中：Ppr和Tpr分别为压力变化参数和温度变化参数。根据上面方程在气体比重G＝0.7时计算储层气体 密度和体积模量随温度压力变化曲线如图9.13和图9.14所示。
图9.13 气体密度随温度、压力变化曲线
图9.14 气体体积模量随温度、压力变化曲线
（2）原油地震属性
原油可以是极其复杂的生物化合物的混合物。天然油类包括低碳数的轻液体到非常重的焦油。参考 密度为ρ0，原油的密度ρ和速度Voil随压力、温度变化计算方程如下：
海上时移地震油藏监测技术
上式中：P为压力；T为油藏温度。某压力条件下的密度ρp可以利用下式计算：ρp＝ρ0＋（0.00277P－ 1.71×10－7P3）×（ρ0－1.15）2＋3.49×10－4P。基于上方程计算原油密度和波速随温度、压力变化曲线 如图9.15和图9.16所示。
图9.15 原油密度随温度、压力变化曲线
图9.16 原油速度随温度、压力变化曲线
（3）地层水地震属性
孔隙流体是盐水，盐水种类包括几乎纯的水到饱和的盐溶液。盐水密度和波速受温度、压力和含盐 量变化的影响（图9.17）。不同温度、压力和矿化度条件下地层水密度和压力可以根据如下方程计算：
图9.17 盐水密度、速度与油藏温度、压力和矿化度变化关系曲线图
海上时移地震油藏监测技术
上式中：P为压力；T为油藏温度；S为盐的浓度；vw为在100℃约100MPa条件下测得的纯水波速；ρB 和ρw是水和盐水的密度，单位为g/cm3。
（4）流体混合物
混合物的密度是线性的。物质平衡要求各个流体相的算术平均，对于一种混合物其体积模量可以表 示为
海上时移地震油藏监测技术
式中：ρm是混合密度；ρA，ρB，φA和φB分别为组分A，B各自的密度和容积率。混合物的总体积 是 两种组分体积 和 的和。
9.2.1.2 饱和度变化岩石地震属性计算
对于饱和不同流体岩石的弹性模量可以通过Gassmann方程进行计算：
海上时移地震油藏监测技术
式中：Ksat，Gsat分别为饱和流体岩石体积模量和剪切模量；Kfluid为孔隙流体体积模量，当多种流体混合时，混合流体的体积模量可通过Wood方程进行计算。
油藏储层密度可以根据下式进行计算
海上时移地震油藏监测技术
式中：下标w，o，s和c分别代表水、油和固体骨架；f代表各组分的体积百分比。
9.2.1.3 油藏有效压力变化岩石地震属性计算
油藏开发过程中，采油可能引起流体压力降低，而注水、注气开采可能引起流体压力增大。根据 Eberhart－Philips等的研究，饱水岩石中横、纵波速度与油藏有效压力、孔隙度和泥质含量之间有如下的经 验函数关系，不同油藏方程参数a，b，c和d存在差异，基于实际测量数据采用了模拟遗传算法进行计算：
海上时移地震油藏监测技术
式中：C为岩石泥质百分含量；peff为油藏有效压力。压力变化对密度的影响可以忽略。
9.2.1.4 时移测井曲线重构技术流程
利用开发前测井资料计算开发后测井资料的方法分两种情况：一是油藏饱和度发生变化，该情况下时 移测井计算过程如图9.18所示；在油藏饱和度和压力同时发生变化时，时移测井计算过程如图9.19所示。
图9.18 油藏饱和度变化时移测井计算流程图
图9.19 油藏饱和度和压力变化时移测井计算流程图
9.2.1.5 时移测井曲线重构技术应用效果
针对海上某油田的A1井进行了应用效果分析，该井与1996年完钻并获取常规测井资料，2005年7 月进行油藏监测（RPM）测井，获取该井开发后的目的层含水饱和度。2005年在该区钻遇调整井B7井。
基于时移测井曲线重构流程以及地震属性随压力、饱和度计算方法，我们用时移测井重构软件，利 用A1井开发前的测井数据（纵、横波速度及密度）及油田开发前后的动态参数（压力下降了2MPa），预测了A1井开发后的测井数据（纵、横波速度、密度）（图9.20），图中粉色曲线为A1井开发前的测 井数据，蓝色曲线为开发后预测的测井数据（其中开发后的含水饱和度曲线是由RPM测井实际获得），从图中可以看出开发后横波速度几乎没有发生变化，但纵波速度与密度曲线都与开发前有所不同。用开 发后预测的数据与B7井的实测曲线进行比较（图9.21），左侧为A1井的预测曲线（密度、纵波速度），右侧为B7井的实测曲线，从图中可以看出，当两口井的含水饱和度相近时，A1井预测的密度、纵波速 度值与B7井相近，预测的测井数据符合区域规律，对比结果显示了时移测井重构技术的正确性。
图9.20 A1井开发前的测井数据（粉色），开发后预测的测井数据（蓝色）
图9.21 A1井预测的测井数据（左）与B7井的测井数据（右）
