基于岩石物理的致密砂岩油藏叠前优势储层预测——以渤海湾盆地南堡凹陷4号构造东营组二段为例

发布时间：2018-08-08 12:45

【摘要】：针对致密砂岩油层与围岩波阻抗叠置严重、油层与围岩区分难度大等问题,应用岩石物理建模与分析、地震正演模拟、叠前弹性参数反演、贝叶斯岩相判别等技术对渤海湾盆地南堡凹陷4号构造东营组二段致密砂岩油藏优势储层进行预测。在测井资料预处理基础上,依据Biot-Gassmann理论,对Xu-White模型所需岩石物理参数进行计算,并正演估算弹性参数。采用Biot-Gassmann方程与Brie经验公式进行流体替换,建立岩石物理解释量版,进而优选出致密砂岩储层敏感弹性参数;同时根据不同地质模型与AVO正演模拟,确定储层预测极限厚度、有效目标和反演方法。最后利用贝叶斯判别方法计算叠前弹性参数反演成果的岩相类型概率分布,对有利孔隙砂岩分布进行预测。结果表明:油藏状态下纵横波速度比和纵波阻抗为最敏感的岩石弹性参数,对砂岩、泥岩具有区分能力;储层预测的有效目标是地震可识别层段内具有厚度比例优势的有利孔隙砂岩,叠前弹性参数反演和岩性与流体概率分析是解决研究区优势储层预测的有效方法;应用该方法预测的有利孔隙砂岩分布与实钻井吻合度高,储层分布规律与研究区地质规律一致,提高了油层识别能力及预测精度。
[Abstract]:In view of the serious overlay of wave impedance between tight sandstone reservoir and surrounding rock and the difficulty of distinguishing reservoir from surrounding rock, this paper applies rock physical modeling and analysis, seismic forward modeling, pre-stack elastic parameter inversion, etc. Bayesian lithofacies discrimination and other techniques are used to predict the dominant reservoirs of tight sandstone reservoirs in the second member of the Dongying formation of structure No. 4 in Nanpu Sag, Bohai Bay Basin. Based on the pre-processing of logging data, the rock physical parameters required by Xu-White model are calculated according to Biot-Gassmann theory, and the elastic parameters are estimated forward. The fluid is replaced by Biot-Gassmann equation and Brie empirical formula, the physical interpretation version of rock is set up, and the sensitive elastic parameters of tight sandstone reservoir are selected, at the same time, according to different geological models and AVO forward modeling, the prediction limit thickness of reservoir is determined. Effective target and inversion method. Finally, the probability distribution of lithofacies types obtained by pre-stack elastic parameter inversion is calculated by using Bayesian discriminant method, and the favorable pore sandstone distribution is predicted. The results show that the compressional and shear wave velocity ratio and the P-wave impedance are the most sensitive elastic parameters of rock in reservoir state, and they have the ability to distinguish sandstone and mudstone. The effective goal of reservoir prediction is to identify the favorable porous sandstone with the advantage of thickness ratio in the seismic identifiable interval. The inversion of prestack elastic parameters and the analysis of lithology and fluid probability are the effective methods to solve the prediction of the dominant reservoir in the study area. The favorable pore sandstone distribution predicted by this method is in good agreement with the actual drilling, and the reservoir distribution law is consistent with the geological law in the study area, which improves the reservoir identification ability and prediction accuracy.
【作者单位】：中国石油冀东油田公司勘探开发研究院;中国石油大庆钻探工程公司物探一公司研究院;
【基金】：国家重大科技专项(2016ZX05006-006)资助
【分类号】：P618.13

【参考文献】

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