岩性油气藏 ›› 2015, Vol. 27 ›› Issue (1): 102–107.doi: 10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.015

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叠前同时反演在碳酸盐岩储层流体识别中的应用

刘俊州1，孙赞东2，刘正涛2，孙永洋2，董 宁1，夏红敏1   

  1.  1． 中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083 ； 2． 中国石油大学（北京） 地质地球物理综合研究中心，北京 102249
  • 出版日期:2015-02-03 发布日期:2015-02-03
  • 作者简介:刘俊州（ 1975- ），男，硕士，高级工程师，主要从事储层预测等方面的研究工作。 地址：（ 100083 ）北京市海淀区学院路 31 号。 电话：（ 010 ） 82312740 。 E-mail ： liujz.syky@sinopec.com 。
  • 基金资助:

    国家“十二五”重大科技专项“不同古地貌单元缝洞储集体定量描述研究”（编号： 2011ZX05014-002-001 ）资助

Application of pre-stack simultaneous inversion to fluid identification of carbonate reservoir: A case study from district 6-7 in Tahe Oilfield

LIU Junzhou1， SUN Zandong2， LIU Zhengtao2， SUN Yongyang2， DONG Ning1， XIA Hongmin1   

  1.  1. Research Institute of Exploration and Development ， Sinopec ， Beijing 100083 ， China ； 2. Laboratory for Integration of Geology and Geophysics ， China University of Petroleum ， Beijing 102249 ， China
  • Online:2015-02-03 Published:2015-02-03

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376

摘要：

塔河油田 6 区和 7 区奥陶系次生碳酸盐岩溶蚀孔洞储层极其发育。 无论溶蚀孔洞储层内部包含流体与否，纵波阻抗都表现为低阻抗特征，所以叠后反演得到的单一纵波阻抗并不能有效识别流体。 叠前同时反演能够获得除纵波信息外的横波信息，纵横波信息联合更有利于对流体进行区分。 将叠前同时反演应用到塔河油田 6 区和 7 区，得到纵波阻抗、横波阻抗及纵横波速度比（ v p /v s ）等弹性参数，经过岩石物理分析，最终选取纵波阻抗和 v p /v s 交会可划分出含油储层和含水储层，从而得到该区流体分布特征。 预测结果与实际钻井信息吻合度达到 72.7% ，反演可靠性较强。

关键词: 物源分析, 沉积相展布特征, 长 8 油层组, 马岭地区, 鄂尔多斯盆地

Abstract:

Ordovician carbonate dissolved cave reservoirs are widely developed in the district 6-7of Tahe Oilfield. The P-wave impedance is low whether or not there are fluids within cave reservoir, so P-impedance acquired frompost-stack inversion is not enough to identify the filled materials effectively. Pre-stack simultaneous inversion can be used to obtain S-wave information except P-wave information outside, and the combination of P-wave and S-wave information is in favor of distinguishing fluid. Pre-stack simultaneous inversion is applied in the district 6-7 of Tahe Oilfield. Multiple elastic parameters are acquired, including P-wave impedance, S-wave impedance and v p /v s . Based on rock physic analysis, cross-plots of P-wave impedance and vp/vs were used to distinguish oil-bearing reservoir and predict the fluid distribution. The fit rate between prediction results and actual drilling data is 72.7%, which indicates the pre-stack simultaneousinversionispractical andreliable.

Key words:  provenance analysis, sedimentary facies distribution characteristics, Chang 8 oil reservoir set, Maling area, Ordos Basin

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