發(fā)布時(shí)間：2018-02-10 05:38

  本文關(guān)鍵詞： 反演 建模 儲(chǔ)層預(yù)測(cè)　出處：《吉林大學(xué)》2017年碩士論文　論文類(lèi)型：學(xué)位論文

【摘要】：二十一世紀(jì)以來(lái),隨著油氣勘探技術(shù)不斷的發(fā)展和創(chuàng)新,油氣勘探的難度在逐漸提高,重點(diǎn)目標(biāo)從構(gòu)造油氣藏等可以容易的發(fā)現(xiàn)的油氣藏過(guò)渡到巖性、薄層等復(fù)雜油氣藏。地震反演是其中一種很重要的勘探方法和手段、是儲(chǔ)層預(yù)測(cè)的重要方法之一,是地質(zhì)綜合評(píng)價(jià)與解釋的關(guān)鍵組成部分。在遼海灘海西部地區(qū),隨著勘探程度的逐步提高,勘探目標(biāo)日趨勢(shì)復(fù)雜。斷陷盆地中砂質(zhì)含量與縱波阻抗相關(guān)性較差,預(yù)測(cè)效果難以保證。由于受沉積相帶控制的影響,砂質(zhì)含量與縱波阻抗低頻趨勢(shì)則明顯不一致,給地震反演建模帶來(lái)了很多問(wèn)題。地震反演建模的好壞直接影響最終的地震反演結(jié)果,隨著埋藏深度的增加,波阻抗值必然增大,當(dāng)砂泥巖地層深淺部位受壓實(shí)程度不同時(shí),同一套儲(chǔ)層波阻抗值存在差異,因此斷陷盆地地震反演建模與常規(guī)地震反演建模不同。本文在筆架嶺地區(qū)擬采用無(wú)壓實(shí)效應(yīng)的砂巖百分含量進(jìn)行反演建模,模型直接向反演結(jié)果補(bǔ)充砂巖百分含量的低頻趨勢(shì),并且模型中頻信息與縱波阻抗十分相似,保證反演結(jié)果正確收斂。最終反演結(jié)果可以直接當(dāng)成砂巖百分含量。該方法應(yīng)用于該地區(qū)后取得了較好的巖性反演效果。反演結(jié)果可以很好地與沉積相圖,鉆井巖性吻合,橫向上可以準(zhǔn)確地確定砂體分布及邊界,縱向上可以區(qū)分常規(guī)地震剖面難以區(qū)分的砂體,對(duì)該地區(qū)的儲(chǔ)層起到了很好的預(yù)測(cè)作用。區(qū)域二位于遼河油田雷家地區(qū),本文以最新的地震數(shù)據(jù)為基礎(chǔ),通過(guò)對(duì)其細(xì)致的處理和分析,結(jié)合相關(guān)的鉆探資料和數(shù)據(jù),從而對(duì)有效儲(chǔ)層進(jìn)行了研究。具體的研究思路如下:通過(guò)對(duì)現(xiàn)有相關(guān)資料和數(shù)據(jù)的研究,從而對(duì)該碳酸鹽巖的構(gòu)造特征有了一個(gè)初步的了解。然后古地貌對(duì)于碳酸鹽巖沉積作用的控制進(jìn)行了研究,在此基礎(chǔ)上,結(jié)合對(duì)地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)的使用,對(duì)其優(yōu)質(zhì)巖性進(jìn)行了預(yù)測(cè)。本文還以疊前彈性參數(shù)為基準(zhǔn)對(duì)儲(chǔ)層的含油特征、巖石脆性等做出了詳細(xì)的論證。通過(guò)對(duì)各向異性分方位角裂縫預(yù)測(cè)技術(shù),對(duì)裂縫的分布狀況進(jìn)行了深入的分析,從而為優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層識(shí)別提供了良好的幫助與支持。
[Abstract]:Since 21th century, with the continuous development and innovation of oil and gas exploration technology, the difficulty of oil and gas exploration has gradually increased. Seismic inversion is one of the most important exploration methods, one of the important methods of reservoir prediction, and a key component of geological comprehensive evaluation and interpretation. With the gradual improvement of exploration degree, the daily trend of exploration target is complicated. The correlation between sand content and P-wave impedance in faulted basin is poor, and the prediction effect is difficult to guarantee. The low frequency trend of sand content and P-wave impedance is obviously inconsistent, which brings a lot of problems to seismic inversion modeling. The quality of seismic inversion modeling directly affects the final seismic inversion results. With the increase of buried depth, the wave impedance is bound to increase. The wave impedance values of the same set of reservoir are different when the depth and shallow part of sand and mudstone strata are subjected to different compaction degrees. Therefore, seismic inversion modeling in faulted basin is different from conventional seismic inversion modeling. In this paper, the uncompacted sandstone percentage content is used for inversion modeling in Bijialing area, and the model directly complements the low frequency trend of sandstone percentage content to inversion results. And the intermediate frequency information of the model is very similar to the P-wave impedance. The inversion results can be regarded as sandstone percent content directly. The inversion results can be well matched with sedimentary facies diagram and drilling lithology after the method is applied in this area. Laterally, the distribution and boundary of sand bodies can be accurately determined, and the sand bodies which are difficult to distinguish between conventional seismic profiles can be distinguished longitudinally, which plays a good role in predicting the reservoir in this area. Region two is located in Lejia area of Liaohe Oilfield. This paper is based on the latest seismic data, through careful processing and analysis, combined with relevant drilling data and data, Thus, the effective reservoir is studied. The specific research ideas are as follows: through the study of existing relevant data and data, Then the paleogeomorphology controlling the sedimentary process of carbonate rock is studied, and on this basis, combined with the use of geostatistics, Based on the prestack elastic parameters, the oil bearing characteristics and rock brittleness of the reservoir are demonstrated in detail. The anisotropic azimuth fracture prediction technique is used to predict the fracture. The distribution of fractures is analyzed in depth, which provides good help and support for high quality reservoir identification.
【學(xué)位授予單位】：吉林大學(xué)
【學(xué)位級(jí)別】：碩士
【學(xué)位授予年份】：2017
【分類(lèi)號(hào)】：P618.13;P631.4

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本文編號(hào)：1499782