一种实际时移地震资料处理差异的可靠性判断方法与流程

本发明涉及一种实际时移地震资料处理差异的可靠性判断方法，属于石油天然气地震勘探开发领域。

背景技术：

时移地震的差异主要是油藏饱和度和压力变化引起的地震响应特征的变化。饱和度变化的解释可用于确定流体边界等目的，压力变化解释可用来描述连通性、断层封闭等目的。通常，两种变化会在同一个储层内发生，因此时移地震解释需要联系生产数据和油藏模型地震正演模拟，来解决油藏饱和度和压力变化共同产生的储层变化的不确定性问题。

基于地下地质结构和油藏开发前后相应的地球物理物性参数建立油藏地质模型，通过正演模拟合成油藏开发前后的地震记录，由此可以得到由于油藏参数变化引起的地震响应的变化。但两次实际地震资料采集的不一致性、各种噪声的干扰、以及处理技术的影响等，使得实际地震资料的处理结果有时不能正确反映油藏开采引起的地震响应的变化。现有技术中尚不存在判断实际地震资料的处理是否能够正确反映油藏开采引起的地震响应的方法。

技术实现要素：

针对上述问题，本发明的目的是提供一种能够判断实际地震资料的处理是否准确反映油藏参数变化的基于模型的实际时移地震资料处理差异的可靠性判断方法。

为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：一种实际时移地震资料处理差异的可靠性判断方法，包括以下步骤：

1)获得开发前后油藏模型正演模拟的地震记录振幅能量差异；

2)获得开发前后实际地震资料处理结果的振幅能量差异；

3)计算实际地震资料处理结果与油藏模型正演模拟的地震记录的振幅能量差异的相关性；

4)判断实际地震资料处理的结果对时移地震差异的解释是否可靠。

所述步骤1)中，开发前后油藏模型正演模拟的地震记录振幅能量差异获取过程如下：①通过油藏数模结果得到开发前后两个时间点的孔隙度和饱和度模型；②将开发前后两个时间点的孔隙度和饱和度这两个三维油藏数模网格属性转换为三维油藏弹性属性，三维油藏弹性属性包括纵波速度、横波速度和密度；③利用正演模拟方法，获得开发前后三维油藏模型的地震响应记录；④利用开发前后三维油藏模型的模拟地震响应记录直接相减得到模拟数据的差异；⑤计算开发前后三维油藏模型的模拟数据差异的均方根振幅作为其振幅能量。

所述步骤①中，开发前后两个时间点的孔隙度和饱和度模型的获取方法如下：

利用ECLIPSE数值模拟软件，针对目标地质模型，经过数值计算，得以获取开发前后两个时间点的孔隙度和饱和度两个三维油藏网格属性参数。

所述步骤②中，通过开放前后两个时间点的孔隙度和饱和度这两个三维油藏数模网格属性获取纵波速度、横波速度和密度的三维油藏数模网格属性方法如下：

根据测井数据区分砂层和泥层，分别统计出砂层和泥层的泥质含量和孔隙度的关系；

对于砂层，根据其流体情况，应用流体替换技术，把砂岩的纵波速度和密度的数据转化为饱含水砂岩的纵波速度和密度的数据，统计出饱含水砂岩的纵波速度和密度与孔隙度的关系；对于泥层，直接统计出其纵波速度和密度与孔隙度之间的关系；

对于砂层，应用泥岩公式得到饱含水砂岩的横波速度与纵波速度的关系；对于泥层，应用泥岩公式得到岩石的横波速度和纵波速度的关系；

对于砂岩，将统计出的饱含水砂岩的纵波速度、横波速度、密度和泥质含量的公式输入到三维油藏数模网格属性数据中，应用流体替换计算得到实际地层的纵波速度、横波速度和密度；对于泥岩，统计出的纵波速度、横波速度和密度即为实际地层数据。

所述步骤③中，利用正演模拟方法获得开发前后三维油藏模型的地震响应记录方法如下：

根据式(1)计算开发前后三维油藏模型中各层不同位置的反射系数：

其中，t_i代表第i网格点的时间，R(t_i)是第i网格点的反射系数，ρ(t_i+1)是第i网格点界面上部的密度，v(t_i+1)是第i网格点界面上部的纵波速度，ρ(t_i)是第i网格点界面下部的密度，v(t_i)是第i网格点界面下部的纵波速度，t代表时间；

选取与实际地震资料主频一致的子波；

根据式(2)，通过子波与反射系数褶积得到开发前后三维油藏模型的模拟地震响应记录：

其中，S(t)是模拟地震响应记录，b(t)代表地震子波。

在所述步骤2)中，获得开发前后实际地震资料处理结果的振幅能量差异的过程如下：

①采集开发前后实际地震资料；

②利用开发前后实际地震资料进行数据处理得到开发前后实际地震的地震响应记录；

③计算开发前后实际地震资料处理结果的差异；

④计算实际地震资料差异数据的均方根振幅作为其振幅能量差异。

所述步骤3)中，计算实际地震资料处理结果与油藏模型正演模拟的地震记录的振幅能量差异的相关性的方法如下：

比较开发前后油藏模型正演模拟与实际地震资料处理结果沿层振幅能量差异的一致性，如果两者振幅能量分布、强弱关系等一致性较高，利用下述相关性值公式(3)计算对应井点位置实际资料处理和油藏模型模拟的差异地震数据在目的层段的相关性，

其中，f₁是井点位置实际资料处理的目的层段差异数据，f₂为井点位置油藏模型模拟的目的层段差异数据，t₁、t₂为目的层段的起止时间。

所述步骤4)中，判断实际地震资料处理的结果对时移地震差异的解释是否可靠的方法如下：

如果步骤3)中计算结果相关性值若大于等于90％，则判定实际地震资料处理的结果能够反映油藏参数的变化；如果计算结果表明相关性低于90％，则判定实际地震资料处理的结果不能反映油藏参数的变化。

本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：1、本发明可为后续时移地震差异数据解释和反演提供可靠的数据基础。2、本发明可提高油田剩余油预测精度。3、本发明根据实际地震资料的时移处理结果能够反映油藏参数的变化，满足后续时移地震解释的需求。4、本发明可用来解决一些由于油藏饱和度和压力变化共同产生的储层变化的不确定性问题。

附图说明

图1是本发明三维油藏模型，(A)图是2003年的孔隙度模型图，(B)图是2013年的孔隙度模型图；

图2是本发明三维油藏模型，(A)图是2003年的饱和度模型图，(B)图是2013年的饱和度模型图；

图3是本发明三维油藏模型中H层的属性模型，(A)图是2003年的孔隙度属性模型图，(B)是2013年的孔隙度属性模型图；

图4是本发明三维油藏模型中H层的属性模型，(A)图是2003年的饱和度属性模型图，B是2013年的饱和度属性模型图；

图5是本发明三维油藏模型，(A)图是2003年的纵波速度模型图，(B)图是2003年的纵波速度模型图；

图6是本发明三维油藏模型，(A)图是2003年横波速度模型图，(B)图是2013年横波速度模型图；

图7是本发明三维油藏模型，(A)图是2003年密度的模型图，(B)图是2013年密度的模型图；

图8是本发明三维油藏模型中H层的属性模型，(A)图是2003年的纵波速度模型图，(B)图是2003年的纵波速度模型图；

图9是本发明三维油藏模型中H层的属性模型，(A)图是2003年的横波速度模型图，(B)图是2003年的横波速度模型图；

图10是本发明三维油藏模型中H层的属性模型，(A)图是2003年的密度的模型图，(B)图是2013年的密度的模型图；

图11是本发明正演模拟得到的地震记录，(A)图是基于2003年三维油藏弹性模型得到的地震记录图，(B)图是基于2013年的三维油藏弹性模型得到的地震记录图，图(C)是图(A)的记录数值减去图(B)的记录数值的差值绘制成的记录图；

图12是本发明时移地震资料处理结果及差异，(A)图为2003年数据图；(B)图为2013年数据图；图(C)为图A的记录数值减去图B的记录数值的差值绘制成的记录图；

图13是本发明H层模拟数据振幅能量差异与实际地震资料振幅能量差异的对比，(A)图是模拟数据振幅能量差异图，(B)图是实际地震资料振幅能量差异图。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明进行详细的描述。

本发明提出了一种实际时移地震资料处理差异的可靠性判断方法，包括以下步骤：

1)获得开发前后油藏模型正演模拟的地震记录振幅能量差异，具体过程如下：

①通过油藏数模结果得到开发前后两个时间点的孔隙度和饱和度模型。

利用ECLIPSE数值模拟软件，针对目标地质模型，经过数值计算，可以输出任意开发阶段的三维油藏网格属性参数(孔隙度、渗透率、饱和度、压力、油藏深度等)，获取开发前后两个时间点的孔隙度和饱和度两个三维油藏网格属性参数。

②将开发前后两个时间点的孔隙度和饱和度这两个三维油藏数模网格属性转换为三维油藏弹性属性，三维油藏弹性属性包括纵波速度、横波速度和密度。

根据测井数据区分砂层和泥层，分别统计出砂层和泥层的泥质含量和孔隙度的关系。

对于砂层，根据其流体情况，应用流体替换技术，把砂岩的纵波速度和密度的数据转化为饱含水砂岩的纵波速度和密度的数据，统计出饱含水砂岩的纵波速度和密度与孔隙度的关系；对于泥层，直接统计出其纵波速度和密度与孔隙度之间的关系。

对于砂层，应用泥岩公式得到饱含水砂岩的横波速度与纵波速度的关系；对于泥层，应用泥岩公式得到岩石的横波速度和纵波速度的关系。

对于砂岩，将统计出的饱含水砂岩的纵波速度、横波速度、密度和泥质含量的公式输入到三维油藏数模网格属性数据中，应用流体替换计算得到实际地层的纵波速度、横波速度和密度；对于泥岩，统计出的纵波速度、横波速度和密度即为实际地层数据。

③利用正演模拟方法，获得开发前后三维油藏模型的地震响应记录；

根据式(1)计算开发前后三维油藏模型中各层不同位置的反射系数：

其中，t_i代表第i网格点的时间，R(t_i)是第i网格点的反射系数，ρ(t_i+1)是第i网格点界面上部的密度，v(t_i+1)是第i网格点界面上部的纵波速度，ρ(t_i)是第i网格点界面下部的密度，v(t_i)是第i网格点界面下部的纵波速度，t代表时间。

选取与实际地震资料主频一致的子波；

根据式(2)，通过子波与反射系数褶积得到开发前后三维油藏模型的模拟地震响应记录：

其中，S(t)是模拟地震响应记录，b(t)代表地震子波。

④利用开发前后三维油藏模型的模拟地震响应记录直接相减得到模拟数据的差异；

⑤计算开发前后三维油藏模型的模拟数据差异的均方根振幅作为其振幅能量。

2)获得开发前后实际地震资料处理结果的振幅能量差异。

①采集开发前后实际地震资料；

②利用下述现有的时移地震一致性处理流程对采集到的资料进行数据处理得到开发前后实际地震资料的地震响应记录，时移地震一致性处理流程如下；

a、地震数据解编、导航数据合并；

b、多次波等噪音衰减；

c、潮汐校正；

d、船速校正；

e、振幅补偿；

f、子波整形；

g、预测反褶积；

h、一致性抽取；

i、面元均化、速度分析、叠加；

j、拉冬变换压制远道多次波；

k、针对相位的Q补偿；

l、叠前偏移、剩余多次波衰减；

m、全区叠加。

③利用下述现有的时移地震匹配处理流程得到开发前后实际地震资料处理结果的差异，时移地震匹配处理流程如下；

a、输入开发前和开发后的叠后数据；

b、整体大尺度能量匹配；

c、频率特征匹配；

d、开发后数据体基于标准层时间相位匹配；

e、开发后数据体基于标准层动态拉伸校正；

f、开发后数据体纵向能量小尺度匹配；

g、开发后数据体基于标志层的匹配滤波。

④计算实际地震资料差异数据的均方根振幅作为其振幅能量差异。

3)计算实际地震资料处理结果与油藏模型正演模拟的地震记录的振幅能量差异的相关性。

比较开发前后油藏模型正演模拟与实际地震资料处理结果沿层振幅能量差异的一致性，如果两者振幅能量分布、强弱关系等一致性较高，利用下述相关性值公式(3)计算对应井点位置实际资料处理和油藏模型模拟的差异地震数据在目的层段的相关性，

其中，f₁是井点位置实际资料处理的目的层段差异数据，f₂为井点位置油藏模型模拟的目的层段差异数据，t₁、t₂为目的层段的起止时间。

4)判断实际地震资料处理的结果对时移地震差异的解释是否可靠。

如果步骤3)中计算结果相关性值若大于等于90％，则说明实际地震资料处理的结果能够反映油藏参数的变化，如果计算结果表明相关性低于90％，则说明实际地震资料处理的结果不能反映油藏参数的变化，需要进一步改进。

下面通过一个具体的实施例，用以说明本发明的效果。根据某地区2003年和2013年的开发油藏模型模拟的差异和实际地震资料处理的差异两者比较对本发明所提方法进行验证。

1)获得开发前后油藏模型正演模拟的地震记录振幅能量差异。

①通过油藏数模结果得到开发前后两个时间点的孔隙度和饱和度模型；

利用ECLIPSE数值模拟软件，针对目标地质模型，经过数值计算，可以输出任意开发阶段的三维油藏网格属性参数，其中开发前后两个时间点的孔隙度和饱和度的图像模型如图1～图4所示。

②将开发前后两个时间点的孔隙度和饱和度这两个三维油藏数模网格属性转换为三维油藏弹性属性，三维油藏弹性属性包括纵波速度、横波速度和密度，2003年和2013年三维油藏模型中的纵波速度、横波速度、密度的模型图如图5～图7所示；2003年和2013年三维油藏模型中H层的纵波速度、横波速度、密度的模型图如图8～图10所示。

根据测井数据区分砂层和泥层，分别分析砂层和泥层的泥质含量和孔隙度的关系。

对于砂层，根据其流体情况，应用流体替换技术，把砂岩的纵波速度和数据转化为饱含水砂岩的纵波速度和密度，统计出其纵波速度和密度与孔隙度的关系；对于泥层，直接统计出其纵波速度和密度与孔隙度之间的关系。

对于砂层，应用泥岩公式得到饱含水砂岩的横波数据与纵波速度的关系；对于泥层，应用泥岩公式得到岩石的横波数据和纵波速度的关系。

对于砂岩，将统计出的饱含水砂岩的纵波速度、横波速度、密度和泥质含量的公式输入到三维油藏数模网格属性数据中，应用流体替换计算得到实际地层的纵波速度、横波速度和密度的数据；对于泥岩，统计出的纵波速度、横波速度和密度的数据即为实际地层数据。

重复上述步骤，可得到开发后的实际地层数据。

③利用正演模拟方法，获得开发前后三维油藏模型的地震响应记录，如图11所示；

根据式(1)计算开发前后三维油藏模型中各层不同位置的反射系数：

其中，t_i代表第i网格点的时间，R(t_i)是第i网格点的反射系数，ρ(t_i+1)是第i网格点界面上部的密度，v(t_i+1)是第i网格点界面上部的纵波速度，ρ(t_i)是第i网格点界面下部的密度，v(t_i)是第i网格点界面下部的纵波速度，t代表时间。

选取与实际地震资料主频一致的子波；

根据式(2)，通过子波与反射系数褶积得到开发前后三维油藏模型的模拟地震响应记录：

其中，S(t)是模拟地震响应记录，b(t)代表地震子波。

④利用开发前后三维油藏模型的模拟地震响应记录直接相减得到模拟数据的差异,其差异如图11(C)所示；

⑤计算开发前后三维油藏模型的模拟数据差异的均方根振幅作为其振幅能量，其数据差异的振幅能量如图13(A)所示。

2)获得两次实际地震资料处理结果的振幅能量差异。

①采集两次实际地震资料；

②利用时移地震一致性处理流程对采集到的资料进行数据处理得到开发前后实际地震资料的地震响应记录，其记录如图12(A)、12(B)所示；

③利用时移地震匹配处理流程得到开发前后实际地震资料处理结果的差异如图12(C)所示；

④计算实际地震资料差异数据的均方根振幅作为其振幅能量差异，其差异如图13(B)所示。

3)计算实际地震资料处理结果与油藏模型正演模拟的地震记录的振幅能量差异的相关性。

比较开发前后油藏模型正演模拟与实际地震资料处理结果沿层振幅能量差异的一致性，如果两者振幅能量分布、强弱关系等一致性较高，利用下述相关性值公式(3)计算对应井点位置实际资料处理和油藏模型模拟的差异地震数据在目的层段的相关性，

其中，f₁是井点位置实际资料处理的目的层段差异数据，f₂为井点位置油藏模型模拟的目的层段差异数据，t₁、t₂为目的层段的起止时间。

4)判断实际地震资料处理的结果对时移地震差异的解释是否可靠。

根据前序步骤中提供的数据在步骤3)中进行计算得出其结果相关性值大于90％，则说明实际地震资料处理的结果能够反映油藏参数的变化。

上述各实施例仅用于对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，并不用于限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。