imoos岩石物理建模技术介绍

1、GNTGNT国际公司国际公司IMOSS岩石物理分析技术岩石物理分析技术 IMOSS IMOSS技术简介技术简介 IMOSS岩石物理分析技术是美国RSI公司与斯坦福大学共同研发的一种专门利用岩芯、测井、地震资料进行岩石地球物理综合分析研究的技术。地震属性地震属性定量、合理刻划解释。井筒数据信息井筒数据信息泥浆、录井测井、化验分析IMOSSIMOSSTraveltime、VnmoVp、Vs、lp,ls、Ro,GAI,EI、Q、AnisotropyetcVp、Vs、Density、QPorosity、SaturationPressure、LithologyStress、TempetcIMOSSIMO

2、SS：连接地震数据和储层属性参数的桥梁：连接地震数据和储层属性参数的桥梁 IMOSSIMOSS技术简介技术简介IMOSSIMOSS功能：功能：以图形方式显示井、地震及子波数据；通过用户定义工作流程实时进行数据处理，包括：1.流体替换;2.横波速度估算;3.建立孔隙度及岩性模型;4.创建NMO校正、叠加及全波动方程的地震合成记录；5.利用2D交汇图分析功能建立岩石物理模型及AVO、AVA模型等。IMOSSIMOSS横波预测方法横波预测方法序号序号方法方法适适 用用 条条 件件1Greenberg-Castagna方法孔隙性岩石VS预测。 2Cemented方法弱胶结高孔砂岩及所有流体 3Crit

3、icalPhi方法中低孔地层。此方法假设干骨架泊松比与固体相位泊松比相等的，并且孔隙空间里矿物是单一且各向同性。4Krief方法中低孔隙压实地层 。5MudRock方法中高孔饱含水粉砂颗粒的泥岩地层 。6Unconsolidated方法高孔非压实砂岩。7Xu and White方法中低孔、胶结良好、深度大于5000ft地层 ，岩石必须仅由砂岩和粘土组成。 IMOSS IMOSS技术简介技术简介工作流程工作流程: :1.地球物理井曲线分析（GWLA）;2.岩石物理分析;3.流体替换分析(由饱和度、孔隙度、矿物质含量的变化而引起的 曲线变化；构造伪井及伪井线)。4.利用原始井及伪井曲线制作合成记录

4、;5.完成井震标定，提取地震属性，进行AVO属性分析，寻找由 于油藏属性参数变化引起地震响应的变化规律。IMOSSIMOSS技术简介技术简介IMOSSIMOSS的功能特色的功能特色1. 1. 测井资料分析测井资料分析GWLA(GeophysicalGWLA(Geophysical Well Log Analysis) Well Log Analysis)技术技术传统的测井资料处理及分析，以储层评价为目标，资料处理及分析仅针对储层，对非储层的各种参数常简单处理成零值或其它某个单一值，不考虑非储层参数的变化；但在岩石地球物理分析及测井、地震联合分析过程中，不仅考虑储层，更要考虑整个井段(包括非储层

5、)的响应。GWLA技术是一种以地球物理综合分析为目标的测井资料分析技术，利用该技术可以对储层、非储层的测井资料进行各种环境校正、地层参数计算，为下一步的岩石地球物理分析打下基础。2.2.岩石物理分析技术岩石物理分析技术以实验室岩芯分析的不同岩性、物性的经验公式为图版，建立各区块的岩石地球物理参数图版，同时，利用各种已有的经验图版，分析、判断测井资料，进行基于岩石地球物理的测井曲线校正，提高经验公式的准确性和精度。该技术提供七种横波速度估算方法、两种孔隙度模型、三种混合流体模型建立方式、两种流体替换计算方法。3.3.地震正演技术地震正演技术该技术提供两种正演方法：(1)基于Zoepritz方程的

6、射线追踪法；(2)Kennett的全波动方程法。1.1.IMOSSIMOSS岩石物理分析工作流程岩石物理分析工作流程2.IMOSS2.IMOSS岩石物理分析基础数据岩石物理分析基础数据基础数据：基础数据：岩石矿物成分岩石矿物成分主要包括：石英、长石、方解石、白云石、硬石膏、石膏、白云母、岩盐、黄铁矿（硫铁矿）、其他矿物含量；流体物性参数流体物性参数原油密度、原油比重、天然气比重、一次脱气气油比、地层水矿化度等； 压力参数压力参数原始地层压力及压力梯度、上覆地层压力及压力梯度和地表压力； 温度参数温度参数地表温度、地层温度及温度梯度；岩心分析孔隙度、渗透率、饱和度和密度参数的确定岩心分析孔隙度、

7、渗透率、饱和度和密度参数的确定测井资料测井资料井径、密度、声波、自然伽玛、自然电位等测井曲线品质评价；泥浆性能参数泥浆性能参数泥浆性能参数主要包括泥浆密度，泥浆电阻率、泥浆滤液电阻率、泥饼电阻率；含水饱和度公式中含水饱和度公式中mm、n n、a a、b b、RwRw参数。参数。 3.3.基于岩石物理模型之测井校正基于岩石物理模型之测井校正-校正前校正前 3. .基于岩石物理模型之测井校正基于岩石物理模型之测井校正-校正后校正后 4.4.实测实测V VP PV VS S关系关系1 1Bad DataBad DataGreenberg Castagna Wet Sand LineGreenberg

8、 Castagna Shale LineBad DataLocal Estimator Wet Sand Line:Vs = (0.725* Vp) 2265Local Estimator Pay Sand Line:Vs = (0.699* Vp) 791Local Estimator Shale Line:Vs = (0.677* Vp) 2119Well #1 Well #2Bad DataBad DataGreenberg Castagna Wet Sand LineGreenberg Castagna Shale LineBad DataLocal Estimator Wet San

9、d Line:Vs = (0.725* Vp) 2265Local Estimator Pay Sand Line:Vs = (0.699* Vp) 791Local Estimator Shale Line:Vs = (0.677* Vp) 2119Bad DataBad DataGreenberg Castagna Wet Sand LineGreenberg Castagna Shale LineBad DataLocal Estimator Wet Sand Line:Vs = (0.725* Vp) 2265Local Estimator Pay Sand Line:Vs = (0.

10、699* Vp) 791Local Estimator Shale Line:Vs = (0.677* Vp) 2119Well #1 Well #2 4.V4.VP P（实测）（实测）V VS S（imossimoss预测）预测）关系关系2 2Greenberg Castagna Wet Sand LineGreenberg Castagna Shale LineLocal Estimator Wet Sand Line:Vs = (0.725* Vp) 2265Local Estimator Pay Sand Line:Vs = (0.699* Vp) 791Local Estimator

11、 Shale Line:Vs = (0.677* Vp) 2119Greenberg Castagna Wet Sand LineGreenberg Castagna Shale LineLocal Estimator Wet Sand Line:Vs = (0.725* Vp) 2265Local Estimator Pay Sand Line:Vs = (0.699* Vp) 791Local Estimator Shale Line:Vs = (0.677* Vp) 2119Greenberg Castagna Wet Sand LineGreenberg Castagna Shale

12、LineLocal Estimator Wet Sand Line:Vs = (0.725* Vp) 2265Local Estimator Pay Sand Line:Vs = (0.699* Vp) 791Local Estimator Shale Line:Vs = (0.677* Vp) 2119Measured VP versus predicted VS5.5.未经校正未经校正V VP P、V VS S计算的计算的PRPR与与1/2LN(AI)1/2LN(AI)交会图交会图1 1Well #1 Well #2Well #1 Well #2实测的实测的VPVP、VSVS计算得到的计算

13、得到的PRPR5.5.校正后校正后V VP P、预测、预测V VS S计算的计算的PRPR与与1/2LN(AI)1/2LN(AI)交会图交会图2 2Gas Sand DomainShale DomainBrine Sand DomainGas Sand DomainShale DomainBrine Sand DomainGas Sand DomainShale DomainBrine Sand DomainGas Sand DomainShale DomainBrine Sand Domain经编辑合成后经编辑合成后VSVS计算的计算的PRPR2.302.402.502.602.302.40

14、2.502.6095001000010500110001150012000Sand1Sand1Sand2Sand2Sand3Sand3Sand4Sand4Sand5Sand52.302.402.502.602.302.402.502.6095001000010500110001150012000Sand1Sand1Sand2Sand2Sand3Sand3Sand4Sand4Sand5Sand5Uncorrected SEISMIC SYNTHETIC OFFSET SYNTHETICCorrected SEISMIC SYNTHETIC OFFSET SYNTHETIC6.6.校正前后合成记录

15、对比校正前后合成记录对比 7.7.不同流体不同流体PRPR与与1/2LN(AI)1/2LN(AI)交会图交会图 GNTGNT国际公司国际公司GNTGNT国际公司国际公司IMOSSIMOSS岩石物理建模软件岩石物理建模软件应用应用实例实例实实 例例 一：一： 国内某常规储层油田国内某常规储层油田 IMOSSIMOSS岩石物理建模分析岩石物理建模分析目的：预测剩余油分布目的：预测剩余油分布实例实例1 1：油油 田田 特特 点点1.1.储层埋深：储层埋深：750-1300m750-1300m；2.2.储层特征：常规储层；储层特征：常规储层；3.3.岩石成分：砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩岩石成分：砂岩、粉

16、砂岩、泥质粉砂岩4.4.主要矿物：石英、长石、碎屑颗粒主要矿物：石英、长石、碎屑颗粒 ; ;胶结物：泥质为主胶结物：泥质为主; ;胶结类型：接胶结类型：接 触式胶结触式胶结; ;5.5.储层物性储层物性: :孔隙度：孔隙度：25%-27%25%-27%、渗透率：、渗透率：0.15-0.4m0.15-0.4m2 2、束缚水饱和、束缚水饱和 度：度：23.5%23.5%、原始含油饱和度：、原始含油饱和度：73%-76%73%-76%；6.6.流体性质：流体性质： 原油类型：石蜡基型；地面原油粘度：原油类型：石蜡基型；地面原油粘度：21.6mPAs21.6mPAs；地下原油粘度；地下原油粘度 ： 2

17、1.6mPAs21.6mPAs；原油相对密度：；原油相对密度：0.8640.864；原油体积系数：；原油体积系数：1.1181.118；压缩系；压缩系 数：数：8.28.210-4 MPA10-4 MPA；凝固点：；凝固点： 26.2 26.2 C C ；原始油气比；原始油气比48.5m3/t48.5m3/t； 含蜡量：含蜡量：23%-25%23%-25%；含胶质：；含胶质： 14.3514.35；气顶气甲烷含量：；气顶气甲烷含量： 98.0%98.0%； 溶解气甲烷含量：溶解气甲烷含量： 94.6%94.6%；地层水矿化度：；地层水矿化度： 7150mg/L7150mg/L；氯离子含；氯离子

18、含 量：量： 2270mg/L2270mg/L； 油层水类型油层水类型 ： 重碳酸钠型。重碳酸钠型。岩石物理诊断岩石物理诊断实例实例1 1：油田油田井岩石物理建模分析井岩石物理建模分析VSVP关系关系100含水砂岩泥岩含流体砂岩弹性参数弹性参数AIAIPRPR关系（全井段）关系（全井段）含流体砂岩区分明显含流体砂岩区分明显弹性参数弹性参数AIAIPRPR关系（关系（G G）某含油层系含流体砂岩区分明显某含油层系含流体砂岩区分明显流体置换与合成记录流体置换与合成记录流体置换：流体置换：按照流体饱和度20、40、60、80、100赋值进行流体置换。So=0%Sg=0%So=20%Sg=20%So=

19、40%Sg=40%So=60%Sg=60%So=80%Sg=80%So=100%Sg=100%流体置换与合成记录流体置换与合成记录井流体置换特征井流体置换特征So=0%Sg=0%So=20%Sg=20%So=40%Sg=40%So=60%Sg=60%So=80%Sg=80%So=100%Sg=100%井（井（S S）AI_PRAI_PR关系关系流体置换在流体置换在PR-AIPR-AI关系图上特征变化明显关系图上特征变化明显So=0%Sg=0%So=20%Sg=20%So=40%Sg=40%So=60%Sg=60%So=80%Sg=80%So=100%Sg=100%井（井（S S）V VP P_

20、V_VS S关系关系实实 例例 二：二：国内某致密储层气田国内某致密储层气田IMOSSIMOSS岩石物理建模分析岩石物理建模分析目的：有利储层预测目的：有利储层预测测井资料评价井眼垮塌严重4540-4620m4540-4620m：井眼垮塌，密度曲线严重失真。钻井及应力释放等因素影响井壁垮塌钻井及应力释放等因素影响井壁垮塌测井资料评价声波曲线井：声波孔隙度与岩心孔隙度相关性较好，相关系数可达0.9；中子孔隙度与岩心孔隙度相关性较差；密度孔隙度与岩心孔隙度相关性较差。三种孔隙度测井与岩心分析孔隙度关系三种孔隙度测井与岩心分析孔隙度关系测井资料评价密度曲线泥岩密度值高达2.8，声波曲线却没有明显变化

21、，显然要分析变化原因。泥岩密度值偏高原因分析泥岩密度值偏高原因分析由于测井曲线严重失真，如不经过基于岩石物理校正，对依据未经校正的VP、VS、AI、PR、DER等参数进行地震属性刻划和反演，势必将脱离客观实际，并带来许多不确定因素或得出与实际相驳的结论。测井曲线标准化测井曲线标准化标志层确定标志层确定不同测井公司、不同测井仪器及不同操作工程师等因素带来测井曲线的差别，在进行区域性参数研究时，首先应对各井测井曲线进行标准化确定标志层，确定标准井。选择井作为标准井。井名井名1井井2井井3井井井井4井井5井井顶深顶深(m)39933947.5391638593867.33879.5底深底深(m)40

22、08.539613929.33871.53878.538891井2井井3井4井5井标志层选取标志层选取 标准化前直方图标准化前直方图标准化后直方图标准化后直方图井岩心归位井岩心归位井原始与编辑的测井曲线井原始与编辑的测井曲线土黄色填充部分是经过编辑的土黄色填充部分是经过编辑的DENDEN、V VP P、V VS S校正后各矿物成分曲线、孔校正后各矿物成分曲线、孔隙度曲线及含水饱和度曲线隙度曲线及含水饱和度曲线井井校正后校正后VPVPPHITPHIT关系（全井段）关系（全井段） Raymer方法 0% 泥岩线 Raymer方法100% 泥岩线含钙区井井校正前后合成记录与实际地震对比校正前后合成记

23、录与实际地震对比校正前校正前校正后校正后X井曲线校正小结井曲线校正小结1.速度曲线质量较好，校正量较小；2.密度曲线质量较差，校正较大；3.校正后合成记录与实际地震道集相关系数有所提高；结论：经过基于岩石物理校正的测井曲线，建立的井震关系是可靠的，可用校正后的测井曲线来进行地震反演与属性刻划。井实测井实测V VP P-V-VS S关系关系井校正后井校正后V VP P与预测与预测V VS S关系（全井段）关系（全井段） Greenberg-Castagna 泥岩线泥岩线 Greenberg-Castagna 含水砂岩线含水砂岩线井校正后井校正后主力气层段主力气层段V VP P-V-VS S关系图

24、关系图横波预测结论：结论：Greenberg-CastagnaGreenberg-Castagna方法预测横波方法预测横波 VS代表岩石骨架的速度，在VsVp交会图上可以分辨不同岩性； 实测Vs与Vp交会不能区分岩性； 预测Vs与Vp能区分岩性。纵波阻抗与泊松比 横轴是泊松比，纵轴是纵波阻抗 红色是泥岩，蓝色是砂岩，紫色区域内是须四底部的含钙部分 由纵波阻抗与泊松比，可以较好的将须四底部的含灰岩区、砂岩、泥岩区分出来井井AI-PRAI-PR关系图（全井段）关系图（全井段）含灰岩区X851井须二气测层气测4823-4846m，录井评价气层X851井须二EF砂层组纵波阻抗和泊松比黑色是须二段EF砂

25、层组红色是气层，在F砂组黑色是须二段所有砂体红色是气层，在F砂组X851井须二纵波阻抗和泊松比X851与X856井产气层在F砂组，由纵波阻抗和泊松比可与其它砂体进行区分X853井产气层在I、J砂组，从纵波阻抗和泊松比上没有较好的规律与其他砂体区分L150井产气层在A砂组，从纵波阻抗和泊松比上没有较好的规律与其他砂体区分CX560井4985-4990m水层可由纵波阻抗与泊松比区分须二段含气、含水层X2段EF砂组，红色是X851产气段、粉色是X856井的产气段，黑色是X853井须二砂层段，X853、L150、CX560井的密度明显大于X851及X856井产气层段的密度各井须二段EF砂层组密度与深电

26、阻率横轴是深电阻率对数刻度，纵轴是纵波速度，线性刻度黑色是X851井，红色是X856井，绿色是X853井，蓝色是L150井，青色是cx560井，粉色是cx565井X2段EF砂组，X851、X853、X856三口井特征基本一致，L150与CX560接近，CX565，电阻偏低各井须二段E、F砂层组纵波速度与深电阻率X853井须二段EF砂层组与X851、X856产气层对比红色是X851产气段、绿色是X856井的产气段，黑色是X853井须二砂层段，X853井密度偏大，纵波速度基本一致CX565井须二段EF砂层组与X851、X856产气层对比红色是X851产气段、绿色是X856井的产气段，黑色是CX565井须二砂层段，?本井处于构造低点，黑色是X851井，红色是X856井，绿色是X853井，蓝色是L150井，黄色是cx560井，粉色是cx565井X851、X856井特征基本一致与其他井相比X853井一些点泊松比偏大与其他井相比L150井一些点泊松比偏低各井须二段G砂层组纵波阻抗与泊松比气气须二段模型X851井须四气测层气测3414-3458m，录井评价气层岩石物理模型：流体置换及相应地震响应特征 流体替换流体替换 使用流体置换研究油藏属性和弹性参数之间的关系，计算不同流体条件下的声学响应。 这些模型将用