纵横波联合反演在苏里格含气性检测中的应用

苏里格气田目的层属于辫状河和曲流河沉积环境下的多种砂体组合，而且含气层速度值与泥岩的速度值有较大的重叠。因此，单纯纵波反演在该地区不能有效地剔除低速泥岩，区分致密砂岩与有效砂岩。AVO理论和实践证明，含气砂岩随饱和度的下降，纵波速度明显变化，而横波速度变化较小。纵横波联合反演可得到纵波阻抗和横波阻抗，进而可有效区分岩性。纵波阻抗和横波阻抗的比值，可消除密度项得到纵横波速度比。根据Aki Richards公式可知，在纵横波速度比为1.5左右时，可确定砂岩含气。据此，在推导纵横波联合反演公式和确定反演过程的基础上，对苏里格气田某测线进行纵横波联合反演，得到纵波阻抗、横波阻抗和纵横波速度比，从而确定了低速泥岩、致密砂岩与有效砂岩的分布范围。     

沉积岩的速度、衰减与岩石物理性质间的关系

本文用Toksoz等人提出的频谱振幅法对砂、泥岩样品的纵、横波速度(vP、vS)及其品质因子(QP、QS)进行了实验室测试,得到以下结论:对于干燥岩石,衰减与频率无关,且纵、横波速度之间存在着强相关性;纵波速度和纵波品质因子呈弱相关性,横波速度与横波品质因子呈强相关性;纵波品质因子与横波品质因子呈强相关性;孔隙率与纵、横波速度有线性关系;岩石的衰减受岩性的影响,泥岩的衰减大干砂岩的衰减,含砾砂岩衰减大干不含砾砂岩。     

牛津粘土中纵、横波衰减的野外井中实测

本文描述了Purton地区井间和地表至井下的纵波和横波传播的初步观测结果.工欧位于Swindon附近,伦敦以西80km.作者通过层析成像资料的反演获得了井孔间详尽的纵波速度与深度关系剖面.层析成像反演要求传播纵波的粘土有10%的非均匀介质,这与未发表的数据一致.频率为0.5KHz到2.5KHz内的纵波的衰减系是通过深达80m的井间测量获得的,而横渡的衰减系数是根据VSP资料求取的.测量结果表明.牛津粘土中的砂岩含量是纵波衰减机制中的一个重要参数,这与早先发表的资料一致.     

疏松砂岩油藏声波响应特征及其影响因素

针对疏松砂岩油藏声波速度测试难度较大的实际，研究建立了一套适合于岩石声波速度和力学测试的松散岩心封装和洗油的新方法，在模拟地层条件下直接对岩心进行饱和、驱替，建立不同的油水饱和度，并在驱替过程中同时进行纵、横波速度的连续测试。在此基础上，研究了不同岩性、含油性以及驱替过程中声波响应特征，分析了声波速度的影响因素。结果表明，泥岩速度高于储层速度；纵波速度随着岩石密度的增大、泥质含量的增加而增大，随着粒度中值及分选系数的增大而减小；横波速度随着岩石密度的增大而增大，随着粒度中值以及分选系数的增大略有降低。储层中泥质含量的变化对横波速度几乎没有影响。     

测井纵横波速度的油气层侵入校正法

根据Gassmann方法,提出了被侵入的纯石油气层纵横波速度校正方法。在假定岩石体积模量是其上、下限值线性加权平均值的条件下,提出了泥质岩石油气层声波速度校正法。纯砂岩的校正精度百分误差小于5%;泥质砂岩校正误差绝大多数小于10%。与纵波速度校正相比,横波速度校正对参数要求不严且精度较高。     

莺-琼盆地岩石物理特性参数研究

依据10口井的全波测井资料，对莺—琼盆地的泥岩、砂岩、灰岩及含气砂岩的纵横波速度比范围值进行了统计，并对其纵横波时差和纵横波速度比与密度、孔隙度、流体类型的关系进行了分析，在此基础上总结了这些岩类的纵横波速度关系式。莺—琼盆地泥岩的纵横波时差及速度比与其压实程度有关；砂岩的纵横波时差随孔隙度增大、密度减小而增大，气层的纵横波速度比随孔隙度增大、密度减小而降低，水层反之；地层含气后，纵波时差增大，横波时差基本不变，纵横波速度比降低。     

由核测井推导横波和纵波测井曲线

横波和纵波测井曲线由与岩性特性相对应的核测井响应推导来的,推导过程如下,中子—密度交会图确定岩性、孔隙度和气体含量,自然伽码测井确定泥质量含量。已发表的文献中提出了岩性—孔隙度—泥质含量和横波—纵波速度两者之间的关系。以前,岩性、孔隙度和泥质含量是由核测井确定的,而横波和纵波速度则由计算得到。这项技术有两项重要的应用,测井资料与地震资料的结合,并扩大了地层评价的能力。声波测井并不适用于所有的井,这就很需要由其它测井精确地推导出声波速度来。当能够测得声波测并资料时,把计算得到的速度与实测的声波测井速度作比较,这两者差别反映了次生孔隙度(裂缝、晶簇等等),或泥质分布状态(分散的、层状的等)。值得注意的是该技术具有与声波测井一样的精度,它能预测出四个参数,即岩性、孔隙度、泥质含量和泥质种类。由于要用四个参数来计算横波和纵波速度,仅用横波和纵波测量值评价地层变就得困难。     

Gcophysics, No. 6, 1995论文文摘

常常采集井中声波来求取界面纵波和横波速度。为此,常用备有各种类型声波源,即单极和双极源的现代井中声波工具。我们已专门研究了用双极源来测量横波速度,在确定由大约35％孔隙度和横波速度大约为465m/s的未固结砂岩组成的较低纵波速度层时,我们发现双极源优于单极源。在此层,已记录的纵     

波形反演技术应用于岩石低频声波特性的实验室测量

本文提出了在10—100千赫频率范围内的岩石声波特性实验室测量新方法,该方法采用同样的材料但不等长度的柱状棒来测量扩展波形。棒的纵波和横波速度通过用基于模型的相位最小化方法拟合波形相位来确定。经相位拟合后,通过波形振幅的拟合可进一步反演得到扩展波衰减。应用这种反演方法,可在远低于传统超声波测量频率处同时确定速度和衰减。通过使用这种技术,在干燥和饱和条件下,测量了砂岩样本的纵波、横波速度和扩展衰减值随压力变化的情况。这一结果与相同岩芯样本上的超声波测量结果进行了比较。在饱和情况下的比较表明,超声波和声波频率范围间存在显著的速度频散现象。     

孔隙流体类型对地层声波速度的影响

根据实际井的岩心资料，对砂岩样品的纵、横波速度与孔隙度及所含流体类型间的关系进行了实验研究，回归出了饱和气、水和油岩样的纵、横波速度与孔隙度的关系式。结果表明，饱和不同流体岩石的声波速度不同，岩石饱和气时的纵波速度明显低于饱和油、水时的纵波速度，并且孔隙度相同时岩石饱和油时的纵波速度略大于饱和水时的纵波速度，孔隙流体类型对横波速度的影响较小。含不同流体类型的岩样，其纵、横波波速比具有明显差异，利用纵、横波波速比和纵波时差的交绘图可识别地层流体的类型。为了解气体的声波特性，识别气层和气一液界面位置，对天然气的声波速度随温度和压力的变化情况进行了实验研究，从实验结果可以看出，不同压力环境下天然气随温度的变化规律不同。     

莺-琼盆地岩石物理特性参数研究

依据 10口井的全波测井资料 ,对莺 琼盆地的泥岩、砂岩、灰岩及含气砂岩的纵横波速度比范围值进行了统计 ,并对其纵横波时差和纵横波速度比与密度、孔隙度、流体类型的关系进行了分析 ,在此基础上总结了这些岩类的纵横波速度关系式。莺 琼盆地泥岩的纵横波时差及速度比与其压实程度有关 ;砂岩的纵横波时差随孔隙度增大、密度减小而增大 ,气层的纵横波速度比随孔隙度增大、密度减小而降低 ,水层反之 ;地层含气后 ,纵波时差增大 ,横波时差基本不变 ,纵横波速度比降低     

Q值正演模拟约束下的零偏移距VSP资料Q值估算

随着油气勘探目的层逐步走向深部,球面扩散、透射损失、环境噪声等使得VSP资料的初至子波发生改变,导致常规的Q值估算方法质量难以得到保证。为此,利用塔里木盆地托甫台地区TP327井零偏移距VSP资料,综合考虑透射损失和球面扩散的影响,提出一种Q值正演模拟约束下的零偏移距VSP资料Q值估算方法。该方法通过研究区的纵波速度、横波速度和密度建立层状地质模型,利用射线追踪的方法,用大地吸收介质模型的Q值正演模拟结果,对频谱比法和经验公式估算的初始Q值进行修正,使得Q值正演模拟结果与实际地震波的衰减记录在频谱特征上吻合,从而得到更为精确的Q模型。TP327井Q值估算结果表明,该方法与李庆忠经验公式得到的结果在浅层比较接近,但在中层和深层,两者差异较大;Q值正演模拟结果约束的子波与实际VSP资料子波的频谱比较吻合,证实用Q值正演模拟约束得到的层间Q值更为可靠。利用Q值正演模拟约束方法得到的Q模型对研究区地震资料进行反Q滤波能显著提高地震资料分辨率,有助于提高碳酸盐岩地层中缝洞的识别精度。     

海上下第三系储层预测地震岩石物理参数特征

从地震储层预测角度出发,以测井资料(常规测井资料和全波列测井资料)为主,结合地质、地震资料,总结了海上部分盆地下第三系(埋深从1 300～5 000 m)地层的地震岩石物理参数特征.通过分析不同岩性的声波时差、密度、纵波阻抗随不同深度自上而下的变化特征,认识到砂岩和泥岩的纵波阻抗在深度上有从浅至深分别为砂岩相对低纵波阻抗段(即小于泥岩纵波阻抗)、砂岩和泥岩纵波阻抗大小相当段和砂岩相对高纵波阻抗(大于泥岩纵波阻抗)段的3个分段.分析了3个不同的声波速度深度带的岩性、孔隙度与纵波阻抗、泊松比等地震岩石物理参数之间的关系;总结了区域性目的层地震岩石物理参数规律,指出海上下第三系地层应用常规纵波阻抗技术进行储层预测的难点和弹性波泊松比反演的优势,这些规律为指导地震储层预测技术的合理应用具有重要意义.     

基于Xu-White模型横波速度预测的误差分析

在砂泥岩剖面中,基于Gassmann方程和Xu-White岩石物理模型,利用常规测井资料及实验室岩石物理数据进行横波速度估算。模型中考虑了泥质砂岩中基质性质、泥质含量、孔隙度大小和孔隙形状以及孔隙饱含流体性质对岩石速度的影响。综合分析了模型中沙、泥岩和孔隙流体弹性参数以及孔隙纵横比等输入参数的误差对预测横波速度精度的影响。数值模型试验表明,在Xu-White模型中采用变化的孔隙纵横比估算出的横波速度远远比采用固定孔隙纵横比估算出的横波速度准确。     

用纵波首波幅度识别砂岩气层的方法

从纯砂岩、泥质砂岩(人工岩样)与其含气情况下的纵波首波幅度比与含气饱和度的实验发现,当砂岩内含气饱和度大于20%时,纵波首波幅度的衰减可达到最大值。而且,纵波首波幅度对砂岩内的天然气响应比纵波首波频率和速度敏感。基于这一实验结果,本文提出了用纵波首波幅度识别砂岩气层的方法。目的层岩石的纵波首波幅度可由声波波形分析图求取,而该目的层岩石的纵波首波幅度背景值,可用邻近含水层或含油层(轻质油层除外)岩石的纵波首波幅度代替。这样,当目的层岩石的纵波首波幅度小于该层的幅度背景值30%±10%时,则指示此目的层岩石泥浆侵入带内存在天然气。据此,可识别此处目的层是气层。另外,文中还给出了描述含气层岩石和含水层岩石纵波首波幅度的数学模型及应用纵波首波幅度识别砂岩气层的两个实例。     

VSP横波速度反演实用性研究

利用VSP转换波旅行时,通过迭代可得到较为精确的横波层速度。本文从理论模型出发,研究不同初值方法、不同旅行时拾取误差及纵波速度误差对横波反演结果的影响。理论模型计算表明:用纵波速度和纵横波速度比估算横波速度值,且以假定地层为均匀介质时的横波速度为初值,对迭代结果不会产生不利影响;转换波旅行时拾取误差对反演结果会造成较大误差;当纵波速度出现误差时,对反演结果的影响仅限于最后一层的计算,对其他地层横波速度的计算影响较小。应用实例说明,地下倾角较小时,横向速度变化不大,同一口井反演出的横波速度相似性较好。     

由高分辨声波测井确定地震速度和各向异性

高分辨声波测井能以极小的间距对地层进行采样.两个采样点之间的变化经常是很大的。分层的精细程度可与测井采样相同甚至更好.对于地震波传播,薄层介质可用等效均匀横向各向同性 TI 介适当质当平均值来表示,这种做法的前提是假设声波测井每个数据点所反映的是各向同性地层。这个假设往往在一个区域中因有很多薄泥岩层而不能成立,尽管如此,我们还是能在等效介质中得到准确的纵波和横波时差值.在变化剧烈的剖面中.在高分辨声波和密度测井曲线旁边,我们显示了计算出的长波的纵波和横波时差以及各向异性估算值,水平、垂直应力和声波偏移曲线,即从平均时差减去累计声波时差就得到了传播时差.纵波偏移值为正,上限值为1.5μs/ft,横波上限值为2.5μs/ft,当有比测井采样间距更薄的层或有一些明显的层内各向异性存在时(例如泥岩),以均匀介质为等效介质的各向异性将导致对实际各向异性情况的低估.由多分量多偏移距 VSP 测量得到的数据将提供非垂直资料,该资料是建立与声测井和地震观测最相吻合的缓慢变化的等效 TI 介质所必须的.     

岩石物理模型在横波速度估算中的应用

岩石物理模型是进行岩石物理研究、求取横波速度的重要基础。利用Xu-White砂泥岩混合模型,通过岩心测试数据、纵波和密度曲线、泥质百分含量及孔隙度测量得到岩石骨架的体积模量和剪切模量,然后计算不同流体及流体饱和度下岩石的有效弹性模量,进而计算出纵、横波速度。经过与实测密度、纵波资料的对比,调整参数循环迭代计算,得到最终横波速度。利用岩石物理模型估算横波速度,解决了平湖油气田放鹤亭构造常规测井缺乏横波资料的难题,为AVO正演模拟、叠前AVO/AVA同步反演提供了可靠的基础数据。     

围岩、侵入和薄层对井眼声波测井曲线影响的评估：数值灵敏度研究

我们量化了围岩、层厚度、侵入和砂泥岩薄层对单极和偶极井眼声波测井曲线的相对影响。这是通过声波波形的数值模拟实现的，数值模拟包括了1-10千赫兹范围内所有传播波型。数值模拟中假定单极和偶极声源无限小，阵列接收器无限小，它们配置在类似市场上可买到的钢缆声波测井仪内。传播波型和它们的速度是用模拟波形的时差-相关度处理确定的。 对于围岩和层厚效应，我们考虑了边界为泥岩的软、硬地层。岩层厚度的变化考虑了发射-接收器完全包括在层内和部分越过不同层的情况。模拟显示，与在无限厚地层实测相比，围岩和层厚效应能够证明，在单极信号源时测得的纵波速度有高达30％的变化，而在偶极声源时测得的横波速度有31％的变化。 我们再现了砂泥岩薄互层，包括产油砂层内含薄泥岩的声波响应。泥岩厚度是变化的，以便考虑砂岩和泥岩的比例对测量值的影响。模拟显示，相对于有效叠层的声波速度，泥岩薄层在单极信号源时测得的纵波速度有7．3％的变化，而在偶极声源时测得的横波速度有5．8％的变化。 对于水基泥浆侵入含油地层的情况模拟了侵入影响。模拟显示，在软、硬地层的岩石物性和弹性特性采用实际参数假定时，由于侵入的影响，纵波测量值的变化可高达23％。     

阵列声波测井在储层裂缝识别中的应用——以鄂尔多斯盆地K区为例

充满流体的裂缝其声阻抗与岩石声阻抗具有显著区别,当声波通过裂缝时,必然引起声波的能量衰减。为有效识别致密砂岩气藏单井裂缝发育段,首先利用鄂尔多斯盆地K区EXDT全波列数据经过一系列处理得到阵列声波幅度衰减曲线,然后应用岩心分析、薄片鉴定、微电阻率成像资料标定阵列声波幅度衰减曲线,明确了裂缝发育段的声波幅度衰减明显增大的响应特征,确定了裂缝发育段阵列声波幅度衰减曲线的界限值:纵波幅度衰减曲线值大于12.5 db/m、横波幅度衰减曲线值大于13 db/m、斯通利波幅度衰减曲线值大于5.6 db/m,较好地实现了单井裂缝段的识别。鄂尔多斯盆地K区实例井分析表明,千5、盒2、盒4和盒6段对应的阵列声波幅度衰减大,裂缝较为发育,是研究区的主力产层。裂缝较大地改善了致密砂岩储层的渗透率,对产能起到了积极贡献,因此单井裂缝发育段的准确划分对于射孔开发具有指导意义。