鄂尔多斯盆地湖盆区延长组致密油“甜点”控制因素及预测方法

鄂尔多斯盆地湖盆区中生界延长组广泛发育致密油储层。对测井、岩心以及地震资料的综合研究表明:含油性主要受到烃源岩厚度与储层层位、平面位置的控制。烃源岩厚度越大,则其上覆储层含油性越好;湖盆华池、庆城一带致密储层自长61至长72越接近烃源岩,其含油性越好。致密油碎屑岩储层与围岩地震波阻抗差异较小,应用常规地震勘探方法较难识别。采用叠前反演、叠后反演、叠后能量衰减等多种地震方法进行了试验研究。结果表明:叠前纵波阻抗以及λρ参数反演可以较好地反映含油砂岩成层性和叠置性;叠后密度反演与叠前反演结合,可以在平面上判断不同时期含油砂体平面展布范围;分频衰减技术在剖面上可以较好地区分油层和干层,油层的调谐振幅频率往往比干层小5~10 Hz,通过分频体相减的方法可以在平面上判断含油砂岩分布范围。      

基于双相介质的地震波衰减特性油气检测方法

油气储层是典型的多相介质,目前油气检测中依据的单相介质理论容易造成预测结果的多解性。为了更准确地检测油气,以Biot双相介质理论为基础,推导吸收系数表达式,建立能量密度衰减方程,利用广义S变换对地震资料进行频谱分解,分析介质含不同流体后地震波各频率成分的衰减特征。结果表明:当双相介质中所含流体性质不同时,地震波的频率衰减也不尽相同,当储集层中含油气时,地震波频率衰减量显著增大,低频能量衰减小,高频能量衰减大,在频谱上表现为低频能量相对增强,高频能量相对减弱,整体能量向低频移动。对比实际工区的低、高频能量剖面和衰减剖面,将地震波的衰减规律运用到油气检测中取得较好的效果,理论模型和实际资料的运用表明该方法可行。     

基于正交匹配追踪的深度波数谱分解及其在含油气储层预测中的应用

常规时间域地震属性分析是利用由叠前深度偏移数据转换至时间域的数据,这种转换将造成有效高频信息的损失,为了充分利用深度域资料成像精度高的优势,有必要开展深度域资料属性分析工作。由于深度域波数与频率和波速有关,如何获得高分辨率深度波数谱是深度域地震属性分析的关键。采用基于稀疏反演的谱分解方法,通过建立深度域过完备子波库,利用正交匹配追踪算法提高深度波数谱计算分辨率,通过理论模型的深度波数谱属性计算,并与时频谱属性进行对比,分析含油气储层的深度波数谱变化特征,通过实际资料的深度波数谱属性分析应用,验证利用深度波数谱进行含油气性预测的实用性。结果表明,基于正交匹配追踪算法的深度波数谱分解方法具有较高分辨率,可作为深度域含油气储层预测的高精度手段之一。实际数据应用表明,深度波数谱含油气储层下方出现低波数伴影现象,可作为深度域指示油气储层存在的标志,基于正交匹配追踪的深度波数谱分解方法可有效识别低波数伴影异常,对深度域地震资料进行含油气储层预测。     

鄂尔多斯盆地中部下古生界白云岩含气性地震检测

利用AVO、叠前弹性参数反演和高频地震能量衰减等方法检测砂岩是否含气得到了较为广泛的应用,但是这些方法是否适用于层状白云岩储层含气性检测并不清楚。针对鄂尔多斯盆地马五5白云岩的岩性和含气性变化,采用岩石物理分析、AVO类型分析、叠前反演、叠后能量衰减等多种地震方法进行了试验研究。研究表明,岩石物理参数交会图不能严格区分含气白云岩、不含气的含灰白云岩和含泥白云岩,但白云岩气层与灰岩和砂泥岩的参数差异较明显。通过截距-梯度交会图与正演模型相结合可以判断研究区白云岩属于第Ⅰ类和第Ⅳ类AVO异常,但因影响因素过多,因此不能完全依靠AVO类型进行含气性判别。在各种叠前弹性参数反演中,纵横波速度比反演以及泊松比反演可以较好地反映白云岩含气层厚度、分布与尖灭。分频能量衰减分析表明,含气段比不含气段的最高能量对应的频率会降低大约5 Hz。叠前弹性参数反演和分频能量衰减检测白云岩是否含气具有一定的效果和一致性。      

基于波动方程正演模拟分析薄砂层含不同流体的AVO特征

塔河油田碎屑岩储层厚度较小,薄层AVO 特征受薄层内多次波反射以及薄层调谐效应和频率滤波效应影响,导致薄层
AVO 特征与厚层AVO 特征差异较大。为此,笔者设计了不同含油气性薄层砂体模型来进行波动方程正演模拟,得到了CRP道集记
录,提取了目的层反射振幅,基于入射波振幅计算了反射系数,从而获得了薄层地震正演AVO 曲线,分析了塔河油田碎屑岩储层含不
同流体时的AVO 特征,找出了实际地质条件下的含油气性与AVO 属性特征的对应关系,以指导地震剖面上的含流体预测工作。      

叠前同步反演技术在渤海海域QHD29-2区块油气预测中的应用

针对渤海海域QHD29-2区块主要含油气层段埋深大、地震资料纵向分辨率低,采用叠前AVO同步反演技术对该区块进行储层预测.通过精细的岩石物理分析,选取反映目的层段岩性和流体敏感的弹性参数进行交会分析.结果表明:泊松阻抗(PI)属性为目标区岩性敏感弹性参数;拉梅常数为最敏感流体弹性参数,能够有效判别储层的流体性质.在此基础上进行叠前AVO同步反演,预测QHD29-2区块东营组三段流体的展布范围,预测结果与评价井D井实钻情况吻合,证实该反演方法具有实用性和有效性.     

油气田勘探开发阶段高分辨率零偏移距VSP技术

从零偏移距VSP资料采集、处理和解释方面,探讨了当前油气田勘探开发阶段高分辨率零偏移距VSP技术发展的内容和特征。这些特征主要是：得到高分辨率的VSP资料,不仅能对比厚层,而且能对比小层或薄储层;利用多波,不仅同时利用下行和上行波,而且同时利用纵波和转换横波;提取动力学参数,不仅给出时间深度标尺和走廊叠加层位标尺,而且给出振幅、频率、Q值、子波、纵横波速度比、泊松比、弹性参数等标尺;直接探测岩性和油气,不仅对比、控制、约束地震层位的反演,而且识别不同类型的储层,并为井地联合的储层含油气性反演提供控制和约束条件。     

东海XH凹陷砂泥岩互层地震资料处理关键技术

东海XH凹陷沉积地层以砂泥岩互层为主,阻抗界面差异较小,浅水表面多次波发育,导致地震反射弱,波组特征不明显,针对上述问题,应用研发的多次波压制、高精度鬼波宽频处理等技术,对工区地震资料进行了精细处理,处理剖面上的波组特征明显得到改善,数据低频、高频都得到拓宽,波组更真实可信,利用处理结果进行波阻抗反演和综合解释,能够更好地分析该凹陷优质储层的主控因素,岩性与钻井吻合度较高,证实了这一系列地震资料处理方法可靠性较高,达到了砂泥岩互层地震资料高质量成像的目的。      

莺歌海盆地东方区黄流组一段海底扇地震沉积学研究

莺歌海盆地东方区黄流组大型海底扇复合体气藏勘探近年来已获重大突破,其低位体系域海底扇砂体储层发育期次及其分布演化规律尚不明确,制约了该区下步油气滚动勘探进程。利用测井和三维地震资料展开地震沉积学及沉积学综合研究。研究表明：黄流组一段顶底界面分别为T30和T31三级层序界面,内部可进一步识别出T301地震标志层为代表的初始海泛面,T31和T301界面可限定黄流组一段低位体系域海底扇复合体。通过地震-岩性标定及地层切片,自下而上揭示了4期海底扇复合体沉积特征及演化过程。第一期和第二期海底扇在平面上呈“人”字型,主要发育深水水道及水道化朵叶地貌,地震剖面上表现为大片弱振幅平行反射与零星强振幅反射地震相组合,内部水道摆动剧烈,薄层粉砂岩与泥岩互层为主。第三期海底扇内部水道体系占据主体,岩性以细-极细砂岩为主,储层类型优,岩性圈闭条件好。第四期海底扇大幅萎缩,整体以朵叶地貌为特色。在此基础上,建立了黄流组一段低位体系域海底扇早期水道建设为主与晚期朵叶为特色的沉积模式,认为低位体系域早期水道储层为下步油气勘探开发的主力对象。     

深层碳酸盐岩地震储层预测——以塔里木盆地哈得逊区块一间房组为例

塔里木盆地碳酸盐岩油气藏具有埋藏深,储集空间和流体性质十分复杂,地震反射信号弱的特点。传统叠后地震资料和技术手段难于准确预测这类油气藏的分布和品质。基于地震资料保幅叠前道集,运用纯纵波储层反演技术分析岩溶储层发育的有利部位;运用频率依赖AVO反演方法预测一间房组含油气性,实际应用效果证实预测结果良好;通过古地貌恢复技术预测碳酸盐岩储层有利分布区,能够为溶蚀孔洞储层的展布提供可靠的地质依据。以此为基础,进一步探讨了该区深层次生碳酸盐岩油气藏的分布主要受古地貌、断裂、不整合、构造背景下的上倾部位等因素的控制。地球物理新方法在碳酸盐岩油气藏预测中的成功应用对塔里木盆地下一步深层油气勘探具有重要意义。