非均质碳酸盐岩储层岩石物理建模:孔隙度估算与烃类检测(英文)

在非均质天然气藏中,天然气一般呈细小"斑块状"分布于含水岩石骨架内。这种非均质性,即"斑块状饱和",会引起显著的地震波速度频散和能量衰减现象。为了建立地震响应和流体类型之间的联系,本文进行了碳酸盐岩岩石物理建模。首先利用CT扫描分析部分饱和岩石中的流体分布,然后预测不同频率下波响应与岩性、孔隙流体基本性质之间的定量关系,基于岩石薄片分析孔隙结构和地震反演数据制作岩石物理图板,并将这种方法应用于阿姆河右岸地区的灰岩气藏,基于叠后阻抗反演和叠前弹性参数反演,采用地震数据估算岩石孔隙度与含气饱和度,预测结果与多井试气结果吻合。     

页岩脆性评价岩石物理模型及地震预测

基于页岩低孔、特低渗的储层特征,自然状态下难以获得工业产能,在开采过程中通常需要采取水力压裂等增产改造措施,脆性指标可用于指示岩石易压裂区,因此我们将开展页岩储层脆性特征研究.本文基于扫描电镜及X射线衍射分析实验,对四川某地区龙马溪组岩石样本矿物组成及微观孔隙结构进行分析,结合岩石物理等效介质理论模型对实际岩石进行模拟.根据岩石物理模型构建了关于孔隙度、矿物组分对岩石地震属性及地质力学特性影响的岩石物理模板,分析模板可以得到岩石孔隙度、矿物组分对弹性性质与脆性特征的共同影响,并在此基础上得到了适用于该工区的储层脆性预测新公式.利用测井数据对岩石物理模板进行了对比验证,结果表明模板与测井数据吻合较好,结合地震数据对储层脆性进行了定量预测,对比实际产气结果显示,反演得到的脆性分布结果对储层产气情况具有较好的指示性.     

岩石物理模版在储层定量解释中的应用

岩石物理模板采用测井解释的各类岩性矿物骨架点值,选取适合该地区的岩石物理模型,模拟在不同储层组合、不同孔隙及不同饱和度情况下,储层岩石物理参数变化引起的储层测井参数及地球物理响应特征的变化,定量地建立起储层参数同地球物理弹性参数间的解释关系模版.本文根据新场JS42气藏储层参数分析结果,尝试性地将岩石物理解释模板应用于储层定量解释中,对储层高产气区、含水区域进行定量解释,并预测了该气藏的气水界面,该预测结果与实钻井测试情况吻合,证实了该方法的科学性.     

基于岩石物理模板的孔隙度非敏感流体因子构建方法及应用

流体因子是一种指示储层含流体特征的常用工具,在储层流体识别中发挥着重要作用.现有的大多数流体因子除了反映孔隙流体性质以外还与孔隙度密切相关,对同一储层的高孔和低孔区域具有不同的流体敏感性,可能造成非均质储层的流体识别假象.本文提出一种消除孔隙度影响的流体因子,并将其应用于非均质储层流体识别.首先根据研究区地质特征选择并校准岩石物理模型,以此为基础优选横波阻抗I_S和饱和岩石体积模量与剪切模量之比K_sat/μ_sat构建能够分离岩石骨架和孔隙流体性质的I_S-K_sat/μ_sat岩石物理模板;而后通过对数域多项式拟合和归一化的方式构建孔隙度非敏感流体因子PINF(Porosity-Insensitive Normalized Fluid Factor).最后将本文提出的流体因子应用于苏里格气田非均质储层流体识别,实际测井和地震资料测试结果表明该流体因子的预测结果与测井解释结果相符,在同一储层段的高孔和低孔区域均显现出较好的应用效果,适用于非均质储层流体识别.     

砂泥岩储层孔隙度和含水饱和度同步反演

基于岩石物理和地震反演理论,提出了一种同步反演储层孔隙度和含水饱和度的方法.以岩石物理为基础,建立了砂泥岩储层物性和弹性参数之间定量的关系-Simon模型,以贝叶斯理论为手段,结合不同类型的砂泥岩储层,建立了多信息联合约束的物性参数反演目标函数,并通过蒙特卡罗和遗传算法相结合的思路求解该目标函数,最终得到孔隙度和含水饱和度的同步反演结果.将该方法应用于河道砂和砂砾岩两种不同的砂泥岩储层中,孔隙度和含水饱和度数据的联合应用,进一步减少了储层预测的多解性,为石油地质综合研究提供了更加丰富准确的基础数据.

     

天然气水合物赋存形态识别及其饱和度预测

含水合物储层纵横波速度不仅与天然气水合物饱和度有关,还取决于水合物的赋存形态.本文基于考虑水合物微观形态的岩石物理模型预测了水合物海脊1247B和1250F井位的水合物饱和度,并与核磁共振——密度孔隙度评价的饱和度进行比较,以确定水合物在沉积物中的存在形态.而且对比了有效介质模型、改进的Boit-Gassmann模型和简化的三相方程在同一赋存形态下预测的饱和度,以此探究三种模型在含水合物储层定量评价中的适用性.对比预测结果显示,1247B和1250F井位的天然气水合物主要以骨架支撑形态存在.虽然各岩石物理模型在含水合物层段预测趋势一致,但是,相对于简化三相方程预测结果而言,有效介质模型和改进的BiotGassmann模型能更准确预测出海底沉积物中水合物饱和度,并且在同一种模型中纵横波速度联合反演比单纵波预测的水合物饱和度更合理.     

基于页岩线性岩石物理模型的TOC反演方法研究

总有机碳含量(TOC)是评价页岩有机质丰度和生烃能力的重要指标.常规TOC预测方法是通过对弹性参数体(例如密度反演体)进行线性拟合得到的,该方法具有地区经验性,并且缺乏有效的理论支撑.针对此问题,本文以岩石物理驱动的物性参数反演作为技术手段,首先对典型页岩的矿物组分以及孔隙流体特征进行分析,得出影响页岩弹性参数变化的四...     

致密砂岩气藏裂隙-孔隙型弹性岩石物理模板研究:以川西坳陷A区为例

相对于常规砂岩,致密砂岩在岩石物理性质、力学性质等方面具有明显差异,并呈现出很强的非均质性.岩石物理模型能将储层参数与地震特性信息联系起来,因此可以作为致密砂岩储层参数与地震特性信息转换的桥梁.常规的岩石物理模型通常只考虑单一因素(例如非均匀性,单一孔隙,单一尺度等),建立的岩石物理模板并不适用于致密砂岩.本文针对高饱和气、微裂隙发育、非均质性强的致密砂岩储层,利用Voigt-Reuss-Hill模型计算混合矿物的弹性模量,采用微分等效介质(DEM)模型描述含裂隙、孔隙岩石的骨架弹性模量,基于Biot-Rayleigh波动方程构建了岩石物理弹性模板,给出了致密砂岩储层弹性参数与物性的关系.基于测井数据和实验数据对岩石物理弹性模板进行校正,并将校正后的岩石物理弹性模板结合叠前地震资料应用于川西地区储层孔隙度与裂隙含量预测.结果显示,反演裂隙含量、孔隙度与储层试气报告、测井孔隙度基本吻合,表明该模板能够较合理地应用于致密砂岩储层孔隙度及裂隙含量解释中.     

基于统计岩石物理模型的各向异性页岩储层参数反演

提出了各向异性页岩储层统计岩石物理反演方法.通过统计岩石物理模型建立储层物性参数与弹性参数的定量关系,使用测井数据及井中岩石物理反演结果作为先验信息,将地震阻抗数据定量解释为储层物性参数、各向异性参数的空间分布.反演过程在贝叶斯框架下求得储层参数的后验概率密度函数,并从中得到参数的最优估计值及其不确定性的定量描述.在此过程中综合考虑了岩石物理模型对复杂地下介质的描述偏差和地震数据中噪声对反演不确定性的影响.在求取最大后验概率过程中使用模拟退火优化粒子群算法以提高收敛速度和计算准确性.将统计岩石物理技术应用于龙马溪组页岩气储层,得到储层泥质含量、压实指数、孔隙度、裂缝密度等物性,以及各向异性参数的空间分布及相应的不确定性估计,为页岩气储层的定量描述提供依据.

     

岩石的临界孔隙度反演及横波预测(英文)

临界孔隙度模型是利用岩石的临界孔隙度来计算岩石骨架的弹性模量,岩石的临界孔隙度值受到很多因素的影响,而实际应用中通常无法获得准确的临界孔隙度值,只能选取经验临界孔隙度值,就会给岩石物理建模带来误差。本文提出了一种利用纵波速度反演岩石的临界孔隙度的方法,并且把它应用于横波预测中。实验室和测井数据应用结果表明本文提出的方法可以降低以往选取经验值带来的不确定性,并且能够为横波预测提供准确的临界孔隙度值,提高了横波预测的精度。     

基于贝叶斯框架的各向异性页岩储层岩石物理反演技术

页岩岩石物理建模旨在建立页岩矿物组分、微观结构、流体填充与岩石弹性参数的关系.对四川盆地龙马溪组页岩进行岩石物理建模研究,针对页岩黏土含量高、层间微裂缝发育等特点,利用Backus平均理论描述页岩黏土矿物弹性参数,利用Chapman理论计算与水平微裂缝有关的VTI各向异性,并利用Bond变换考虑地层倾角的影响.提出以黏土矿物纵、横波速度和孔隙纵横比为拟合参数进行岩石物理反演的方法,并引入贝叶斯框架减小反演的多解性.由已知的黏土矿物纵、横波速度和孔隙纵横比作为先验信息,并以测井纵、横波速度作为约束条件建立反演的目标函数,同时利用粒子群算法进行最优化搜索.计算结果表明,基于先验约束和粒子群算法的反演方法能够较准确地反演黏土矿物的弹性参数、孔隙形态参数以及裂缝密度等参数.计算得到的黏土纵、横波速度较高,并且在一定范围内变化,这可能与龙马溪组页岩的黏土矿物组分中具有较高弹性模量的伊利石含量较高有关,同时也与黏土定向排列等微观物性特征有关.反演得到的裂缝密度与纵波各向异性参数ε呈明显的正相关,而与横波各向异性参数γ相关性较小.另外,页岩各向异性参数与黏土垂向的纵横波速度有较强的相关性.

     

CO2 saturation estimates at Sleipner (North Sea) from seismic tomography and rock physics inversion

CO₂ saturations are estimated at Sleipner using a two-step imaging workflow. The workflow combines seismic tomography (full-waveform inversion) and rock physics inversion and is applied to a two-dimensional seismic line located near the injection point at Sleipner. We use baseline data (1994 vintage, before CO₂ injection) and monitor data that was acquired after 12 years of CO₂ injection (2008 vintage). P-wave velocity models are generated using the Full waveform inversion technology and then, we invert selected rock physics parameters using an rock physics inversion methodology. Full waveform inversion provides high-resolution P-wave velocity models both for baseline and monitor data. The physical relations between rock physics properties and acoustic wave velocities in the Utsira unconsolidated sandstone (reservoir formation) are defined using a dynamic rock physics model based on well-known Biot–Gassmann theories. For data prior to injection, rock frame properties (porosity, bulk and shear dry moduli) are estimated using rock physics inversion that allows deriving physically consistent properties with related uncertainty. We show that the uncertainty related to limited input data (only P-wave velocity) is not an issue because the mean values of parameters are correct. These rock frame properties are then used as a priori constraint in the monitor case. For monitor data, the Full waveform inversion results show nicely resolved thin layers of CO₂–brine saturated sandstones under intra-reservoir shale layers. The CO₂ saturation estimation is carried out by plugging an effective fluid phase in the rock physics model. Calculating the effective fluid bulk modulus of the brine–CO₂ mixture (using Brie equation in our study) is shown to be the key factor to link P-wave velocity to CO₂ saturation. The inversion tests are done with several values of Brie/patchiness exponent and show that the CO₂ saturation estimates are varying between 0.30 and 0.90 depending on the rock physics model and the location in the reservoir. The uncertainty in CO₂ saturation estimation is usually lower than 0.20. When the patchiness exponent is considered as unknown, the inversion is less constrained and we end up with values of exponent varying between 5 and 20 and up to 33 in specific reservoir areas. These estimations tend to show that the CO₂–brine mixing is between uniform and patchy mixing and variable throughout the reservoir.     

基于频变AVO反演的页岩储层含气性地震识别技术

结合地震岩石物理技术,研究了叠前频变AVO反演在四川盆地龙马溪组页岩储层含气性识别中的应用.首先,应用Backus平均理论将测井数据粗化为地震尺度储层模型,应用传播矩阵理论进行高精度地震正演及井震标定,分析页岩气储层地震响应特征.其次,基于岩心观测结果,应用Chapman多尺度裂缝理论设计页岩气储层理论模型,研究储层衰减、频散以及对应的地震反射特征.应用该理论模型测试频变AVO反演方法,计算结果表明：对于研究区地层结构和地震数据,区分流体类型的优势频率不是地震子波的主频,还受层间调谐干涉等储层结构因素控制,也进一步说明理论模型测试和标定的重要性.最后,将频变AVO反演技术应用到四川盆地龙马溪组页岩地层,计算得到的频散属性为页岩气储层含气性识别提供依据.

     

Rock physics modelling and inversion for saturation-pressure changes in time-lapse seismic studies

Time-lapse seismic data are generally used to monitor the changes in dynamic reservoir properties such as fluid saturation and pore or effective pressure. Changes in saturation and pressure due to hydrocarbon production usually cause changes in the seismic velocities and as a consequence changes in seismic amplitudes and travel times. This work proposes a new rock physics model to describe the relation between saturation-pressure changes and seismic changes and a probabilistic workflow to quantify the changes in saturation and pressure from time-lapse seismic changes. In the first part of this work, we propose a new quadratic approximation of the rock physics model. The novelty of the proposed formulation is that the coefficients of the model parameters (i.e. the saturation-pressure changes) are functions of the porosity, initial saturation and initial pressure. The improvements in the results of the forward model are shown through some illustrative examples. In the second part of the work, we present a Bayesian inversion approach for saturation-pressure 4D inversion in which we adopt the new formulation of the rock physics approximation. The inversion results are validated using synthetic pseudo-logs and a 3D reservoir model for CO₂ sequestration.     

Rock physics model of tight oil siltstone for seismic prediction of brittleness

Tight oil siltstones are rocks with complex structure at pore scale and are characterized by low porosity and low permeability at macroscale. The production of tight oil siltstone reservoirs can be increased by hydraulic fracturing. For optimal fracking results, it is desirable to map the ability to fracture based on seismic data prior to fracturing. Brittleness is currently thought to be a key parameter for evaluating the ability to fracture. To link seismic information to the brittleness distribution, a rock physics model is required. Currently, there exists no commonly accepted rock physics model for tight oil siltstones. Based on the observed correlation between porosity and mineral composition and known microstructure of tight oil siltstone in Daqing oilfield of Songliao basin, we develop a rock physics model by combining the Voigt–Reuss–Hill average, self-consistent approximation and differential effective medium theory. This rock physics model allows us to explore the dependence of the brittleness on porosity, mineral composition, microcrack volume fraction and microcrack aspect ratio. The results show that, as quartz content increases and feldspar content decreases, Young's modulus tends to increase and Poisson ratio decreases. This is taken as a signature of higher brittleness. Using well log data and seismic inversion results, we demonstrate the versatility of the rock physics template for brittleness prediction.     

裂缝型储层流体识别方法

裂缝型储层的描述包括预测裂缝分布特征和识别裂隙充填物.依据等效介质理论计算的纵波速度随裂缝密度的增大而减小.正演地震记录显示,裂缝介质含气时反射振幅最大,且变化程度比含油或含水时大.叠前方位AVO反演所得的各向异性梯度Bani与裂缝密度成正比,可用于描述有效裂缝发育强度.对于不同的裂缝密度,各向异性梯度Bani与各向同性梯度Biso的比值Ifluid(1)近似为常数,且对流体敏感.经裂缝纵横比和背景介质拉梅常数修正后,流体因子Ifluid既不随纵横比变化,又不受背景介质的影响,是裂缝型储层敏感的流体识别因子.在塔里木盆地塔北哈拉哈塘地区热瓦普区块碳酸盐岩储层裂缝发育区域,运用该参数在井点处的流体识别效果与钻井结果一致.