專利名稱：一種直接探測地下石油、天然氣和煤層氣的方法
技術(shù)領(lǐng)域：
本發(fā)明涉及一種直接探測石油、天然氣和煤層氣的方法，具體地，本發(fā)明涉及一種確定地下巖層彈性模量反射率的方法，并以這些反射率為基本參數(shù)，組成直接碳氫檢測因子，直接探測石油、天然氣和煤層氣的方法，特別是一種直接探測石油的方法。
背景技術(shù)：
油氣勘探經(jīng)歷了從構(gòu)造勘探到巖性勘探再到直接探測油氣的發(fā)展過程。早期油氣勘探使用地震資料，以確定地下地層的構(gòu)造形態(tài)為主要目的；根據(jù)石油和天然氣的密度小于水因而聚集在構(gòu)造高部位的規(guī)律，確定鉆井位置，被稱為構(gòu)造勘探階段。從1960年代起，人們使用從地震資料和測井資料提取的地震波速度、密度等信息，確定地下巖石的性質(zhì)和特征，例如，區(qū)分砂巖、頁巖，預(yù)測孔隙度，等等，再根據(jù)巖性特征判斷構(gòu)造圈閉的含油氣可能性，被稱為巖性勘探階段。構(gòu)造勘探和巖性勘探都屬于間接探測油氣的方法。從1980年代起，人們致力于尋找從地震資料中提取與油氣賦存直接相關(guān)信息的方法，尋找能夠直接指示巖石孔隙流體性質(zhì)變化的參數(shù)，這樣的參數(shù)被稱為直接碳氫檢測因子，也簡稱為碳氫檢測因子。碳氫檢測因子異常使人們能夠在地震剖面圖和/或地震切片圖上“看到”油氣的賦存，油氣勘探從此進入直接勘探階段。
已經(jīng)有多位發(fā)明人和研究者提出了多種直接碳氫檢測因子。Shuey對Zoeppritz方程組作了近似處理，利用地震波振幅隨偏移距的變化，獲得了截距和梯度兩種碳氫檢測因子(參見Shuey，R.T.，1985，“A simplification of the Zoeppritz equations”，Vol.50，p.609-614，Geophysics)。Smith和Gidlow的專利發(fā)明利用了Zoeppritz方程組的另一種近似形式，獲得了縱波速度反射率、橫波速度反射率、偽泊松比反射系數(shù)、流體因子等碳氫檢測因子(參見Smith，G.C.，1987，“A process for directly detecting the presence of hydrocarbons in a rockformation”，European Patent ApplicationNo.87304594.2)。陳信平使用拉梅常數(shù)、剪切模量、密度等參數(shù)的相對變化量作為直接碳氫檢測因子(參見陳信平，1996年，“確定、展示和利用地下巖石彈性模量和密度相對變化的方法”，中國專利號ZL 96198446.5)。
上述直接碳氫檢測因子在油氣勘探中發(fā)揮了重要作用。但是，這些直接碳氫檢測因子有一個共同的缺點，即它們具有多解性。在有碳氫檢測因子異常的地方，可能不存在油氣儲層；相反，在有些已經(jīng)證實存在良好油氣儲層的地方，可能不存在碳氫檢測因子異常。因此，尋找更有效的直接碳氫檢測因子，減少碳氫檢測因子異常的多解性，仍然是油氣勘探領(lǐng)域技術(shù)發(fā)展的主要方向之一。
Smith證明三項式線性反演可能收斂于局部最優(yōu)解，而不能獲得全局最優(yōu)解(參見Smith，G.C.，1996，“3-parameter Geostack”，Annual International Meeting of Societyof Exploration Geophysicist，Expanded Abstract，p.1747-1750)。特別地，地震資料總是有噪音干擾，那些使用三項式反演計算直接碳氫檢測因子的方法不能保證獲得全局最優(yōu)解。因此，對于使用三項式反演計算直接碳氫檢測因子的方法，有必要尋找能夠保證獲得全局最優(yōu)解的新方法。
迄今為止，所有利用地震振幅隨偏移距變化信息作直接油氣探測的方法都只能預(yù)測天然氣，而不能預(yù)測石油。天然氣的開采和運輸成本高于石油，天然氣的利用價值低于石油，天然氣儲量在油氣總儲量中僅占有很小的比例，因此，油氣勘探中更需要的是直接探測石油儲層的技術(shù)。尋找預(yù)測地下石油儲層的直接碳氫檢測因子，提高勘探石油的成功率，是石油勘探界亟待解決的問題，有重大實用意義。
為了詳細描述本發(fā)明，有必要介紹幾個下面將使用的石油行業(yè)的術(shù)語(1)相對密度(special gravity of gas)天然氣“相對密度”等于15.6℃的常溫1個大氣壓的常壓條件下天然氣密度與空氣密度的比值。它描述天然氣的組成成分特性。(2)死油(dead oil)與活油(live oil)石油行業(yè)將不含或含有極少量揮發(fā)成分的原油稱為“死油”，將含有較多揮發(fā)成分的原油稱為“活油”。(3)比重指數(shù)(API)原油的“比重指數(shù)”表示原油的質(zhì)量。非常輕質(zhì)的原油的比重指數(shù)接近100，最重質(zhì)的原油的比重指數(shù)約等于5。(4)氣油比數(shù)(gas-oil-ratio)“氣油比數(shù)”表示原油中溶解的天然氣的多少。它被定義為在常溫常壓條件下將地下原油分為氣體和液體兩部分時，氣體體積與剩余原油體積之比。(5)最大氣油比數(shù)(maximum gas-oil-ratio)原油的“最大氣油比數(shù)”描述原油溶解天然氣的能力。它被定義為在給定溫度壓力條件下，原油中能夠溶解的天然氣的最大數(shù)量。

發(fā)明內(nèi)容
本發(fā)明的目的是提供一種直接探測石油、天然氣和煤層氣的方法，具體地，本發(fā)明的目的是提供確定地下巖石彈性模量反射率的方法，以及使用這些反射率作為直接碳氫檢測因子，確定巖石孔隙流體性質(zhì)變化和巖石特性變化的方法，確定石油、天然氣和煤層氣富集位置的方法，特別是直接探測地下石油的方法。
本發(fā)明是采用以下技術(shù)手段實現(xiàn)的一種直接探測地下石油、天然氣和煤層氣的方法，該方法首先確定拉梅常數(shù)反射率Δλ/(λ+2μ)、剪切模量反射率Δμ/(λ+2μ)或Δμ/[κ+(4/3)μ]、體積壓縮模量反射率Δκ/[κ+(4/3)μ]、拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率[(Δλ-Δμ)/(λ+2μ)]之差、拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率之和[(Δλ+Δμ)/(λ+2μ)]，作為直接碳氫檢測因子；并利用所確定的直接碳氫檢測因子探測地下石油、天然氣和煤層氣；其中確定直接碳氫檢測因子的方法由下列步驟組成(a)根據(jù)地下巖石縱波速度Vp與密度ρ的資料以及經(jīng)驗關(guān)系ρ=α·Vpβ,]]>確定系數(shù)α和指數(shù)β；
(b)設(shè)計多次覆蓋的地震觀測系統(tǒng)，采集共中心點地震道集資料；(c)對地震資料作預(yù)處理，將共中心點地震道集轉(zhuǎn)換為只包含一次反射波能量的多次覆蓋的共反射點地震道集；(d)計算共反射點地震道集中每一個地震道的每一個采樣時間的地震波入射角與反射角的平均值θ；(e)將β之值以及同一共反射點地震道集同一時間的反射信號振幅值、對應(yīng)的入射角與反射角的平均值θ代入第一近似式R(θ)≅L[1+β+tg2θ2(2+β)]+M[β+1β+2-2sin2θ+tg2θ2+β]]]>和第二近似式R(θ)≅K[1+β+tg2θ2(2+β)]+N[23(β+1β+2-3sin2θ+tg2θ2+β)]]]>從而構(gòu)成兩個超定線性方程組，其中L=Δλ(λ+2μ)，M＝Δμ/(λ+2μ)，K＝Δκ/[κ+(4/3)μ]，N=Δμ/[κ+(4/3)μ]；(f)分別解所述的兩個超定線性方程組，根據(jù)第一近似式方程組確定系數(shù)L和M，根據(jù)第二近似式方程組確定系數(shù)K和N；(g)對同一共反射點道集的各個采樣時間重復(fù)(d)、(e)、(f)各步；(h)對地震資料的各個共反射點道集重復(fù)(d)、(e)、(f)、(g)各步；(i)根據(jù)[(Δλ-Δμ)/(λ+2μ)]=L-M，計算拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率之差；(j)根據(jù)[(Δλ+Δμ)/(λ+2μ)]=L+M，計算拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率之和；利用上述所確定的直接碳氫檢測因子探測地下石油、天然氣和煤層氣的方法包括以下步驟(k)確定勘探目的層在水飽和、油飽和、氣飽和狀態(tài)下彈性模量或彈性模量反射率的特征、差異，確定區(qū)分水飽和層、油飽和儲層、氣飽和儲層的門限值；(l)繪制直接碳氫檢測因子圖件，包括剖面圖、散點圖、綜合檢測圖；(m)使用上述步驟確定的彈性模量反射率的特征及門限值、直接碳氫檢測因子圖件預(yù)測油氣富集的位置。
前述的獲得經(jīng)驗關(guān)系中的系數(shù)α和指數(shù)β的步驟(a)，包括在鉆孔中進行聲波測井和密度測井、對聲波測井和密度測井資料作處理和標定、按照經(jīng)驗關(guān)系式ρ=α·Vpβ]]>擬合縱波速度Vp和密度ρ，確定系數(shù)α和指數(shù)β；在缺少聲波測井或密度測井資料時，可以使用任意其他方法獲得的巖石的縱波速度和密度代替相應(yīng)的測井資料，獲得經(jīng)驗關(guān)系中的系數(shù)α和指數(shù)β。
前述的采集多次覆蓋共中心點地震道集資料的步驟(b)，包括要求地震波在作為勘探目標的地下巖層反射界面的最大入射角達到并且只需要達到20°～25°的范圍。
前述的對地震資料作預(yù)處理的步驟(c)，禁止使用改變真實振幅能量關(guān)系的處理技術(shù)，并且包括振幅恢復(fù)、地表一致性校正、反褶積、消除噪音干擾、靜校正、動校正、剩余靜校正、迭前偏移。
前述的使用方法，其中確定彈性模量和彈性模量反射率的特征以及確定門限值的步驟(k)，其特征是包括利用測井資料確定的縱波速度、橫波速度、密度，計算獲得各個彈性模量的測井曲線，據(jù)此確定勘探目的層在水飽和、油飽和、氣飽和三種狀態(tài)下彈性模量反射率的特征，確定區(qū)分水飽和層、油飽和儲層和/或氣飽和儲層的門限值。
前述的使用方法，其中繪制直接碳氫檢測因子圖件的步驟(1)，對于剖面圖，由水平距離和時間組成繪圖座標，或者由水平距離和深度組成繪圖座標；對于層拉平切片圖，由水平距離和水平距離組成繪圖座標；對于空間立體圖，繪圖座標選擇為兩個水平坐標軸皆為水平距離，垂直坐標軸為時間或深度。
本發(fā)明與現(xiàn)有技術(shù)相比，具有明顯的優(yōu)勢和有益效果。
本發(fā)明改變了當前油氣勘探中使用地震資料振幅隨偏移距變化的信息的方法。本發(fā)明提供了地震縱波反射系數(shù)與地下巖層拉梅常數(shù)反射率、剪切模量反射率之間的新的近似關(guān)系，提供了獲得地下巖層拉梅常數(shù)反射率和剪切模量反射率的新方法。本發(fā)明能夠綜合使用拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率之差[(Δλ-Δμ)/(λ+2μ)]、拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率之和[(Δλ+Δμ)/(λ+2μ)]、拉梅常數(shù)反射率Δλ/(λ+2μ)、剪切模量反射率Δμ/(λ+2μ)或Δμ/[κ+(4/3)μ]、體積壓縮模量反射率Δκ/[κ+(4/3)μ]預(yù)測油氣儲層的能力，能夠清楚地區(qū)分水飽和砂巖、油飽和砂巖、氣飽和砂巖。
本發(fā)明的方法具有強抗干擾能力，能夠保證反演拉梅常數(shù)反射率、剪切模量反射率、體積壓縮模量反射率時，獲得全局最優(yōu)解。
本發(fā)明提供的獲得彈性模量反射率的方法，要求地震波在作為勘探目標的地下巖層反射面的最大入射角達到并且只需要達到20°～25°的范圍。與當前油氣勘探界使用的直接碳氫檢測技術(shù)比較，本發(fā)明的方法減小了對最大入射角的要求，能夠節(jié)省采集和處理地震資料的成本，減小近似式誤差的影響。
實現(xiàn)本發(fā)明提供的方法只需要編制適當?shù)挠嬎銠C程序，利用現(xiàn)有的地震資料或利用現(xiàn)有的地震資料采集技術(shù)，配以現(xiàn)有的地震資料處理軟件就可以實現(xiàn)，所以特別容易實施。


圖1是儲層巖石拉梅常數(shù)隨孔隙流體性質(zhì)的變化圖；圖2是儲層巖石拉梅常數(shù)相對變化量隨孔隙流體性質(zhì)的變化圖；圖3是平面縱波入射到水平彈性界面時產(chǎn)生反射縱波、反射橫波、透射縱波、透射橫波的示意圖；圖4是Shuey近似式中截距項系數(shù)、梯度項系數(shù)隨入射角θ變化的曲線以及Aki-Richards近似之下頁巖與低阻抗氣飽和砂巖之間反射界面的反射系數(shù)隨入射角θ變化的梯度曲線圖；圖5是本發(fā)明第一近似式即(16)式中拉梅常數(shù)反射率項系數(shù)、剪切模量反射率項系數(shù)隨入射角θ變化的曲線圖；圖6是使用本發(fā)明第一近似式即(16)式和準確的Zeoppritz方程組分別計算的頁巖與低阻抗氣飽和砂巖之間反射界面的反射系數(shù)隨入射角θ變化的曲線圖；
圖7是五組測井曲線，從(a)到(e)分別是水飽和砂巖、原油比重指數(shù)API分別等于30、60、90的三種油飽和砂巖儲層、天然氣飽和砂巖儲層的測井曲線；每組三條曲線，從左到右分別是密度、縱波速度、橫波速度示意圖；圖8是根據(jù)圖7中的五組測井數(shù)據(jù)分別計算的五個共中心點合成地震道集，分別代表按照本發(fā)明的步驟在地面布置地震觀測系統(tǒng)，采集地震資料時，水飽和砂巖、原油比重指數(shù)API分別等于30、60、90的三種油飽和砂巖儲層、天然氣飽和砂巖儲層的地震響應(yīng)示意圖；圖9是根據(jù)圖8的地震資料，使用拉梅常數(shù)反射率Δλ/(λ+2μ)作為直接碳氫檢測因子獲得的預(yù)測石油和天然氣的剖面圖；圖10是根據(jù)圖8的地震資料，使用剪切模量反射率Δμ/(λ+2μ)作為直接碳氫檢測因子獲得的預(yù)測巖石性質(zhì)的剖面圖；圖11是根據(jù)圖8的地震資料，使用拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率之和[(Δλ+Δμ)/(λ+2μ)]作為直接碳氫檢測因子獲得的預(yù)測石油和天然氣的綜合檢測剖面圖；圖12是向圖8的共中心點合成地震道集加入隨機噪音，使地震資料的信噪比等于0.3之后，獲得的地震道集圖；圖13是根據(jù)圖12的地震資料，使用拉梅常數(shù)反射率Δλ/(λ+2μ)作為直接碳氫檢測因子獲得的預(yù)測石油和天然氣的剖面圖；圖14是根據(jù)圖12的地震資料，使用剪切模量反射率Δμ/(λ+2μ)作為直接碳氫檢測因子獲得的預(yù)測巖石性質(zhì)的剖面圖；圖15是根據(jù)圖12的地震資料，使用拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率之和[(Δλ+Δμ)/(λ+2μ)]作為直接碳氫檢測因子獲得的預(yù)測石油和天然氣的剖面圖。
由于圖7～圖15用黑白或灰度圖無法反映本發(fā)明的地質(zhì)、石油和天然氣的剖面，因此，采用彩色圖示。
具體實施例方式
以下結(jié)合具體實施方式
，對本發(fā)明做進一步說明。
本發(fā)明提供的直接碳氫檢測因子是拉梅常數(shù)反射率Δλ/(λ+2μ)、剪切模量反射率Δμ/(λ+2μ)和Δμ/[κ+(4/3)μ]、體積壓縮模量反射率Δκ/[κ+(4/3)μ]、拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率之差[(Δλ-Δμ)/(λ+2μ)]、拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率之和[(Δλ+Δμ)/(λ+2μ)]。
為了證明本發(fā)明提供的直接碳氫檢測因子預(yù)測石油和天然氣的功能，特別地，為了證明這些直接碳氫檢測因子預(yù)測石油儲層的功能，需要發(fā)展使用Gassmann方程的方法。巖石物理學(xué)中的Gassmann方程如下(參見Gassmann，F(xiàn).，1951，“Elastic waves through a packing ofspheres”，Geophysics，Vol.16，p.673-685)μ＝μb(1)
其中，μ是水飽和巖石的剪切模量，μb是巖石骨架的剪切模量即氣飽和巖石的剪切模量，λ是水飽和巖石的拉梅常數(shù)，λb是巖石骨架的拉梅常數(shù)即氣飽和巖石的拉梅常數(shù)，κ是水飽和巖石的體積壓縮模量，κb是巖石骨架的體積壓縮模量即氣飽和巖石的體積壓縮模量，κs是構(gòu)成巖石骨架的礦物的體積壓縮模量，κf是巖石孔隙中充填的流體的體積壓縮模量，是巖石的孔隙度。
方程(1)表明當巖石孔隙流體性質(zhì)發(fā)生變化時，巖石的剪切模量μ不變。換句話說，剪切模量μ是一個僅僅與巖石特性有關(guān)的參數(shù)，因此，剪切模量μ是一個能夠指示巖石特性變化的碳氫檢測因子。在垂直方向上，根據(jù)剪切模量μ，可以區(qū)分蓋層與儲層，因為作為蓋層的泥巖、頁巖、石膏等巖石的剪切模量與作為儲層的砂巖、石灰?guī)r、白云巖等巖石的剪切模量有明顯的差別。在水平方向上，順層追蹤研究剪切模量μ的變化，可以分辨儲層特性，例如，孔隙度等的變化，因為當孔隙度增大時，巖石的剛度減小，剪切模量降低。本發(fā)明以剪切模量反射率Δμ/(λ+2μ)作為直接碳氫檢測因子，它直觀地展示了剪切模量在垂直和水平方向的變化。
方程(2)表明對于同一個巖石樣品，拉梅常數(shù)λ是一個僅僅與巖石孔隙流體性質(zhì)有關(guān)的參數(shù)，并且，當巖石孔隙流體性質(zhì)發(fā)生變化時，拉梅常數(shù)λ隨巖石孔隙流體的體積壓縮模量κf的減小而單調(diào)地減小。關(guān)于這一點，可以證明如下由于方程(2)右端第二項的分子是實數(shù)的平方，因此，該分子總是正數(shù)。又由于巖石孔隙度總是小于0.5，對各種造巖礦物和各種巖石的測定結(jié)果證明(κb/κs)總是小于0.5，并且，巖石的不可壓縮性隨著巖石的孔隙度增大而減小，即同一種類的巖石，增大，則κb減小，因此，(+κb/κs)總是小于1；又由于巖石孔隙度總是正數(shù)，孔隙流體不可能是理想氣體，κf也總是正數(shù)，因此，方程(2)右端第二項的分母也總是正數(shù)。由于方程(2)右端第二項的分子和分母都是正數(shù)，因此，方程(2)右端第二項總是正數(shù)。由此推知，對于同一個巖石樣品，當κf減小時，(/κf)增大，方程(2)右端第二項單調(diào)地減小，拉梅常數(shù)λ也單調(diào)地減小。對于某一特定巖石樣品，拉梅常數(shù)λ的變化純粹是由于孔隙流體性質(zhì)變化引起的，并且，孔隙流體性質(zhì)變化僅僅導(dǎo)致拉梅常數(shù)λ的變化。本發(fā)明以拉梅常數(shù)反射率Δμ/(λ+2μ)作為直接碳氫檢測因子，它直觀地展示了拉梅常數(shù)在垂直和水平方向的變化。
由于同樣的理由，根據(jù)方程(3)，對于同一個巖石樣品，體積壓縮模量κ也隨巖石孔隙流體的體積壓縮模量κf的減小而單調(diào)地減小，這是由于κ＝λ+2μ/3，λ隨κf減小而單調(diào)地減小導(dǎo)致了κ變化。然而，由于κ＝λ+2μ/3，κ的變化中可能包含了μ的變化，影響κ變化的因素不是單一的，而是雙重的，即λ和μ。在勘探實踐中預(yù)測油氣儲層時，需要考慮儲層與蓋層組合的彈性特征差異，而儲層與蓋層的剪切模量差異可能很大。因此，相對于拉梅常數(shù)λ，體積壓縮模量κ的預(yù)測能力受到復(fù)雜因素的影響，所有影響λ和μ的因素都必然影響κ。這增大了使用κ預(yù)測石油和天然氣儲層的難度。本發(fā)明雖然將體積壓縮模量反射率Δκ/[κ+(4/3)μ]作為直接碳氫檢測因子這之一，但是，本發(fā)明認為，對于某一特定勘探區(qū)，只有在根據(jù)測井資料等證明Δκ/[κ+(4/3)μ]具有優(yōu)于Δλ/(λ+2μ)的預(yù)測能力時，才應(yīng)當使用Δκ/[κ+(4/3)μ]作預(yù)測。
本發(fā)明專利方法提供了拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率之差[(Δλ-Δμ)/(λ+2μ)]作為碳氫檢測因子。使用該碳氫檢測因子的根據(jù)和方法如下在油氣勘探中使用碳氫檢測因子預(yù)測油氣儲層，不但應(yīng)當考慮儲層巖石在水飽和、油飽和、天然氣飽和時的彈性差異，而且必須考慮儲層巖石與圍巖之間的彈性差異。即使在沒有油氣賦存的情況下，作為儲層的砂巖、石灰?guī)r、白云巖等的剪切模量通常也大于作為蓋層的泥巖、頁巖等的剪切模量，而儲層巖石的拉梅常數(shù)通常小于蓋層巖石的拉梅常數(shù)。當儲層巖石被石油或天然氣飽和時，與水飽和時比較，儲層巖石的拉梅常數(shù)將明顯減小，這符合Gassmann方程(2)式的預(yù)測；同時，儲層巖石的剪切模量將可能有所增大，這不符合Gassmann方程(1)式的預(yù)測，其原因是油氣勘探中巖石的結(jié)構(gòu)不完全符合推導(dǎo)Gassmann方程的假設(shè)條件。Gassmann方程的假設(shè)條件之一是，巖石是由單一礦物組成的。實際上，儲層巖石通常是由多種礦物組成的。特別地，當巖石含有黏土礦物時，孔隙中的水將弱化巖石的剛度，而石油和天然氣替代孔隙中的水之后，將增大巖石的剛度，使巖石的剪切模量增大。因此，油飽和以及氣飽和的儲層巖石的剪切模量通常大于水飽和的儲層巖石的剪切模量。將拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率之差(Δλ-Δμ)/(λ+2μ)作為碳氫檢測因子，同時利用了拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率預(yù)測石油和天然氣的能力，能夠突出石油和天然氣賦存引起的異常。表1展示了低阻抗、近零阻抗、高阻抗等三類砂巖儲層的彈性特征。由該表可見，盡管拉梅常數(shù)反射率Δλ/(λ+2μ)和剪切模量反射率Δμ/(λ+2μ)具有預(yù)測油氣儲層的能力，拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率之差(Δλ-Δμ)/(λ+2μ)增強了儲層的異常。特別地，對于高阻抗和近零阻抗儲層，拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率之差突出儲層異常的能力更顯著，異常強度增加0.4～1.4倍。
表1三類砂巖儲層的彈性特征與本發(fā)明提供的碳氫檢測因子的檢測能力


本發(fā)明專利方法還提供了拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率之和[(Δλ+Δμ)/(λ+2μ)]作為碳氫檢測因子。使用該碳氫檢測因子的根據(jù)和方法如下雖然一般情況下石油和天然氣儲層的拉梅常數(shù)小于圍巖的拉梅常數(shù)，儲層的剪切模量大于圍巖的剪切模量，但是，也可能出現(xiàn)儲層的剪切模量小于圍巖的剪切模量的情況。另外，在煤層氣勘探中，煤層作為煤層氣的儲層，其拉梅常數(shù)和剪切模量都小于圍巖的拉梅常數(shù)和剪切模量。總之，在勘探實踐中，可能出現(xiàn)儲層與圍巖的拉梅常數(shù)反射率和剪切模量反射率符號相同的情況。在這些情況下，應(yīng)當使用拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率之和(Δλ+Δμ)/(λ+2μ)作為碳氫檢測因子。
本發(fā)明提供的直接碳氫檢測因子具有預(yù)測石油儲層的能力。地層的壓力和溫度隨深度增加而增大。在地下高溫和高壓條件下，原油的密度、體積壓縮模量、速度等彈性特征不同于常溫常壓條件下的彈性特征。根據(jù)Batzle和Wang提供的經(jīng)驗關(guān)系(參見Batzle，M.，and Wang，Z.，1992，Seismic properties of fluidsGeophysics，57，1396-1408.)，可以計算不同比重指數(shù)的原油在地下溫度和壓力條件下的密度和體積壓縮模量。設(shè)計石油儲層巖石骨架的剪切模量μb、巖石骨架的體積壓縮模量κb、構(gòu)成巖石骨架的礦物的體積壓縮模量κs、巖石孔隙度；將上述參數(shù)代入(2)式，能夠獲得當巖石孔隙被不同比重指數(shù)的原油飽和時巖石的拉梅常數(shù)λ。
圖1展示了使用上述計算方案計算的結(jié)果。計算時使用的參數(shù)如下地下溫度T＝80℃，壓力P＝20MPa，儲層巖石為砂巖，巖石骨架的剪切模量μb＝6GPa，巖石骨架的體積壓縮模量κb＝12GPa，構(gòu)成巖石骨架的礦物的體積壓縮模量κs＝36GPa，巖石孔隙度＝0.2，孔隙流體分別為水、比重指數(shù)為10～90的原油并且比重指數(shù)的間隔為10、天然氣的相對密度等于0.6，各種活油的氣油比數(shù)等于其最大氣油比數(shù)的十分之一，也就是說，對于活油，只假定原油中溶解了少量天然氣。為了對比，圖1也展示了地下溫度、壓力條件下以及15.6℃的常溫1個大氣壓的常壓條件下儲層砂巖孔隙被死油飽和時該砂巖的拉梅常數(shù)。圖1表明，(1)當儲層巖石孔隙被原油飽和時，巖石的拉梅常數(shù)比水飽和巖石的拉梅常數(shù)降低，原油比重指數(shù)對拉梅常數(shù)降低的程度有明顯影響，拉梅常數(shù)隨著原油比重指數(shù)的增大而單調(diào)地近于線性地減小；(2)在相同溫度、壓力條件下，對于相同比重指數(shù)的原油，巖石孔隙被死油飽和的拉梅常數(shù)大于被活油飽和的拉梅常數(shù)，并且，拉梅常數(shù)也隨著原油比重指數(shù)的增大而單調(diào)地近于線性地減小，減小的梯度小于活油飽和的情況；(3)對于相同比重指數(shù)的原油，常溫常壓條件下，孔隙被死油飽和的巖石的拉梅常數(shù)大于地下溫度、壓力條件下被活油或死油飽和的巖石的拉梅常數(shù)。
圖2展示了砂巖拉梅常數(shù)相對變化量隨孔隙流體性質(zhì)的變化。繪制圖2使用的巖性參數(shù)和孔隙流體參數(shù)與繪制圖1使用的參數(shù)相同。拉梅常數(shù)相對變化量的計算方法是油飽和巖石拉梅常數(shù)與水飽和巖石拉梅常數(shù)之差除以水飽和巖石拉梅常數(shù)與油飽和巖石拉梅常數(shù)的平均值，以百分比表示。圖2表明，當原油的比重指數(shù)大于25時，不論原油是否溶解了天然氣，也即不論是活油或者死油，油飽和砂巖的拉梅常數(shù)相對于水飽和砂巖的拉梅常數(shù)減小10％以上。在石油勘探預(yù)測實踐中，由于噪音的干擾，只有當油飽和巖石與水飽和巖石的彈性差異足夠大，油飽和儲層與圍巖的彈性差異足夠大時，才有可能做出有意義的預(yù)測。如果將可探測的彈性差異門限值設(shè)定為10％，那么，根據(jù)拉梅常數(shù)相對變化量，可以區(qū)分原油比重指數(shù)大于25的油飽和砂巖與水飽和砂巖。世界上已經(jīng)發(fā)現(xiàn)的大多數(shù)油田的原油的比重指數(shù)大于25，只有極少數(shù)油田的重質(zhì)原油的比重指數(shù)小于25。所以，利用拉梅常數(shù)有可能預(yù)測大多數(shù)石油儲層。
在地下條件下，原油中總是溶解了或多或少的天然氣。將地下狀態(tài)的原油當作溶解了少量天然氣的活油，例如，假定原油的氣油比數(shù)等于其最大氣油比數(shù)的10％，計算原油的體積壓縮模量、油飽和巖石與水飽和巖石的拉梅常數(shù)相對變化量、儲層與圍巖反射界面的拉梅常數(shù)反射率等等，是合適的。
在證明了本發(fā)明提供的直接碳氫檢測因子預(yù)測油氣的能力之后，下面說明獲得這些碳氫檢測因子的方法。
如圖3所示，根據(jù)眾所周知的地震勘探理論，當縱波傾斜入射到介質(zhì)1與介質(zhì)2的水平無限大分界面時，將產(chǎn)生反射縱波、透射縱波、反射橫波和透射橫波；當縱波垂直入射到該反射界面時，只產(chǎn)生反射縱波和透射縱波。Zoeppritz方程組描述了各種波型之間的能量關(guān)系。在地震勘探中，由于缺少足夠的已知條件，無法直接求解Zoeppritz方程組。在假設(shè)反射界面兩側(cè)介質(zhì)的彈性特征的相對變化比較小的條件下，Aki和Richards對Zoeppritz方程組做了近似處理(參見Aki，K.I.and Richards，P.G.，1980，“Quantitative Seismology”，W.H.Freemanand Co.，P.153)，將縱波反射系數(shù)R(θ)近似為(以下將(4)式稱為“Aki-Richards近似式”)R(θ)=12(1-4Vs2Vp2sin2θ)Δρρ+12sec2θΔVpVp-4Vs2Vp2sin2θΔVsVs---(4)]]>其中Vp＝(Vp2+Vp1)/2ΔVp＝Vp2-Vp1Vs＝(Vs2+Vs1)/2ΔVs＝Vs2-Vs1ρ＝(ρ2+ρ1)/2Δρ＝ρ2-ρ1θ＝(θ2+θ1)/2Vp1，Vs1，ρ1分別是界面上覆介質(zhì)1的縱波速度、橫波速度、密度；Vp2，Vs2，ρ2分別是界面下伏介質(zhì)2的縱波速度、橫波速度、密度；Vp，Vs，ρ分別是界面兩側(cè)介質(zhì)的縱波平均速度、橫波平均速度、平均密度；θ1，θ2分別是縱波入射角、折射角，θ是入射角和折射角的平均值。
速度和密度是人們所熟悉的直觀的物理量，Zoeppritz方程組是以速度和密度為參量表述的。然而，在地震勘探理論發(fā)展歷史上，速度和密度是通過拉梅常數(shù)λ、剪切模量μ、體積壓縮模量κ由下列式子定義的
Vs=μρ---(5)]]>Vp=λ+2μρ---(6)]]>=κ+4μ/3ρ---(7)]]>因此，(4)式中的速度可以用彈性模量和密度代替。令λ1，μ1和κ1表示上覆介質(zhì)的彈性模量，令λ2，μ2和κ2表示下伏介質(zhì)的彈性模量，令λ，μ和κ分別為λ＝(λ1+λ2)/2μ＝(μ1+μ2)/2κ＝(κ1+κ2)/2因為已假設(shè)了反射界面兩側(cè)介質(zhì)的彈性特征的相對變化比較小，所以Vs≅μρ---(8)]]>和Vp≅λ+2μρ---(9)]]>≅κ+4μ/3ρ---(10)]]>近似成立，相對于實際平均值的誤差是很小的百分數(shù)。
對(5)、(6)兩式取微分，得ΔVsVs≅12(Δμμ-Δρρ)---(11)]]>ΔVpVp≅12(Δλ+2Δμλ+2μ-Δρρ)---(12)]]>并且(VsVp)2=μλ+2μ=μκ+4μ/3---(13)]]>成立。
巖石物理學(xué)中的Gardner關(guān)系表達了巖石的縱波速度與密度之間的經(jīng)驗關(guān)系，在油氣勘探學(xué)界得到廣泛承認和使用(參見Gardner，G.H.F.，Gardner，L.W.，and Gregory，A.R.，1974，“Formation velocity and density---the diognostic basis for stratigraphic traps”，Geophysics，V.39，p.770-780)。Gardner關(guān)系是ρ=α·Vpβ---(14)]]>式中α和β是常數(shù)，α和β的值與各物理量的單位有關(guān)。當密度ρ的單位是g/cm3，縱波速度Vp的單位是m/s時，Gardner關(guān)系是ρ=0.3095Vp1/4]]>對(14)式取微分，并利用(12)式，得
Δρρ=ββ+2(Δλλ+2μ+2Δμλ+2μ)---(15)]]>將(11)、(12)、(15)三式代入(4)式，化簡之后，(4)式變?yōu)镽(θ)≅L[1+β+tg2θ2(2+β)]+M[β+1β+2-2sin2θ+tg2θβ+2]---(16)]]>其中L=Δλλ+2μ,]]>M=Δμλ+2μ]]>以下將(16)式稱為本發(fā)明第一近似式，將該式第一項稱為“拉梅常數(shù)反射率項”，將該式第二項稱為“剪切模量反射率項”。
如果用(10)式代替(9)式作類似的推演，并利用(13)式，則得ΔVpVp≅12·[Δκ+4Δμ/3κ+4μ/3-Δρρ]---(17)]]>R(θ)≅K[1+β+tg2θ2(β+2)]+N[23(β+1β+2-3sin2θ+tg2θβ+2)]---(18)]]>其中K=Δκκ+43μ,]]>N=Δμκ+43μ]]>采集多次覆蓋的共中心點地震資料，對地震資料作適當?shù)念A(yù)處理，選擇適當?shù)姆椒ㄓ嬎愎卜瓷潼c地震道集各采樣時間反射信號的入射角與反射角的平均值。將同一共反射點地震道集各地震道同一時間的反射振幅和入射角與反射角的平均值代入(16)式構(gòu)成超定方程組，使用適當?shù)乃惴ㄇ蟮孟禂?shù)L和M；若代入(18)構(gòu)成超定方程組，則求得系數(shù)K和N；對同一共反射點地震道集的各個采樣時間作同樣的計算；再對各個共反射點地震道集作同樣的計算，獲得勘探區(qū)的拉梅常數(shù)反射率Δλ/(λ+2μ)、剪切模量反射率Δμ/(λ+2μ)和Δμ/[κ+(4/3)μ]、體積壓縮模量反射率Δκ/[κ+(4/3)μ]。
本發(fā)明提供的獲得彈性模量反射率的方法，要求地震波在作為勘探目標的地下巖層反射面的最大入射角達到并且只需要達到20°～25°的范圍。與當前油氣勘探界使用的直接碳氫檢測技術(shù)比較，本發(fā)明的方法減小了對最大入射角的要求，能夠節(jié)省采集和處理地震資料的成本，減小近似式誤差的影響。
當前油氣勘探界使用的直接碳氫檢測技術(shù)和方法都要求，在入射角小于臨界角的前提下，地震波的入射角盡可能大，在勘探目標的反射面的最大入射角至少達到35°以上。這是由于這些技術(shù)等所依據(jù)的理論本身導(dǎo)致的。以其中的AVO技術(shù)為例(AVO＝Amplitude VersusOffset，即振幅隨偏移距的變化)，AVO技術(shù)使用的Shuey的Zeoppritz方程組近似式(以下稱為Shuey近似式)是R(θ)＝I+Gsin2θ
其中I=12(ΔVPVP+Δρρ),]]>是AVO截距；G=12ΔVPVP-2(VsVP)2(2ΔVsVs+Δρρ),]]>是AVO梯度；其余各參數(shù)的意義與Aki-Richards近似式中參數(shù)的意義相同。
圖4展示了Shuey近似式中截距項系數(shù)、梯度項系數(shù)隨入射角θ的變化。根據(jù)圖4可以分析AVO技術(shù)要求使用大偏移距地震資料的兩個原因。首先，AVO截距項系數(shù)恒等于1；而梯度項系數(shù)隨入射角θ變化，當θ從0°增加90°時，AVO梯度項系數(shù)從0增加到1，其中在θ＝0°～10°范圍內(nèi)，梯度項系數(shù)接近于零。在使用Shuey近似式反演求解AVO截距和梯度時，θ＝0°～10°范圍內(nèi)的地震資料構(gòu)成的方程是病態(tài)的，對確定截距和梯度不起作用或作用很小，因此，AVO技術(shù)不得不依靠大偏移距地震資料獲得大入射角。其次，AVO技術(shù)反演獲得的AVO梯度是一個不隨入射角變化的“常數(shù)”，而實際上地震波振幅的梯度是隨入射角變化的。換句話說，AVO技術(shù)通過反演獲得的是在Shuey近似式條件下振幅隨sin2θ變化的梯度，而不是振幅隨入射角變化的梯度。圖4還展示了使用表1中低阻抗氣飽和砂巖模型參數(shù)和Aki-Richards近似式計算的砂巖頂界面反射系數(shù)即振幅隨入射角θ變化的梯度的曲線。對于這個砂巖模型，在θ＝0°時，振幅隨入射角變化的梯度等于零；在θ＞0°時，梯度為負數(shù)，其絕對值隨入射角增大而增大。也就是說，只有在入射角足夠大時，振幅隨入射角變化的梯度才足以使人看到振幅的顯著變化。AVO技術(shù)從其誕生之日起，就是利用看得到的振幅隨偏移距的顯著變化預(yù)測天然氣，AVO梯度實際上是大入射角時的振幅隨入射角變化的梯度，因此，AVO技術(shù)不得不要求地震資料的偏移距也即入射角盡可能大。
對于本發(fā)明提供的獲得彈性模量反射率的方法，不存在AVO技術(shù)所要求的使用大偏移距地震資料的原因。圖5展示了(16)式中拉梅常數(shù)反射率項的系數(shù)和剪切模量反射率項的系數(shù)隨入射角的變化。由圖可見，即使使用入射角為0°～10°范圍內(nèi)的地震資料作反演，也不會由于方程的系數(shù)而構(gòu)成病態(tài)方程組。再者，本發(fā)明反演的彈性模量反射率是地層反射界面本身的特征參數(shù)，是不隨入射角變化的，因此，不要求必須使用大偏移距地震資料。
地震資料總是有噪音的，為了保證地震振幅隨入射角的變化大于噪音的干擾，增大入射角的變化范圍，使用大入射角的地震資料，是必要的和有利的。但是，近似式的誤差隨著入射角的增大而增大，使用大入射角的地震資料作反演，將導(dǎo)致誤差增大，是不利的。圖6展示了使用表1中低阻抗氣飽和砂巖模型參數(shù)，根據(jù)(16)式和準確的Zeoppritz方程組分別計算的反射系數(shù)隨入射角的變化。根據(jù)圖6，權(quán)衡噪音與誤差的影響，本發(fā)明以拉梅常數(shù)反射率項系數(shù)與剪切模量反射率項系數(shù)相等的點所對應(yīng)的入射角Θ，作為確定反演使用的最大入射角的依據(jù)，要求最大入射角接近但是小于Θ。對于不同的Gardner經(jīng)驗關(guān)系中的指數(shù)β，Θ取不同的值。根據(jù)計算，最終確定最大入射角應(yīng)當達到并且只需要達到20°～25°的范圍。
對基于(16)式和(18)式的反演，增大最大入射角至小于臨界角，也是允許的，只要消除近似式帶來的誤差即可。
本發(fā)明在提供了預(yù)測油氣儲層的巖石物理和地球物理依據(jù)之后，下面提供實現(xiàn)預(yù)測油氣儲層的具體步驟。
本發(fā)明提供的確定地下巖石彈性模量反射率的方法由下列步驟組成(a)獲得地下巖石縱波速度與密度之間經(jīng)驗關(guān)系ρ=α·Vpβ]]>的系數(shù)α和指數(shù)β，包括在鉆孔中進行聲波測井和密度測井。由于本發(fā)明使用的縱波速度與密度之間的關(guān)系是關(guān)于整個勘探區(qū)的統(tǒng)計經(jīng)驗關(guān)系，而不僅僅是關(guān)于儲層及其圍巖的統(tǒng)計經(jīng)驗關(guān)系，因此，聲波測井和密度測井的范圍應(yīng)當盡可能覆蓋從淺到深的地下全部巖層。
對聲波測井和密度測井資料作處理，獲得巖石的縱波速度Vp和密度ρ。為保證獲得可靠的經(jīng)驗關(guān)系，要做好測井曲線編輯，做好測井曲線的環(huán)境校正。根據(jù)地震測井、垂直地震剖面等獲得地震速度，對測井獲得聲波速度作標定，消除頻率對速度的影響。
按照經(jīng)驗關(guān)系式ρ=α·Vpβ]]>擬合縱波速度Vp和密度ρ，獲得系數(shù)α和指數(shù)β。使用盡可能多的測井資料參與統(tǒng)計分析。做好測井曲線的標準化處理，減小非地質(zhì)因素對測井值的影響。測井資料在經(jīng)過編輯、校正、標準化處理后，應(yīng)當達到如下要求同一巖性層在相鄰井同一測井數(shù)據(jù)的測井響應(yīng)基本一致，同一巖性層在不同井同一測井響的變化應(yīng)應(yīng)當反映巖性、物性、孔隙流體性質(zhì)的變化。
雖然獲得系數(shù)α和指數(shù)β的最好途徑是使用測井資料，但是，不限定只能使用測井資料。在缺少聲波測井或密度測井資料時，可以使用任意其他方法獲得的巖石的縱波速度和密度代替相應(yīng)的測井資料，獲得經(jīng)驗關(guān)系中的系數(shù)α和指數(shù)β。例如，可以使用地震資料處理中作速度分析時獲得的速度代替聲波測井速度，可以使用實驗室測定的密度代替測井密度，等等。
(b)將檢波器和地震震源按設(shè)計的排列置于地表或地下，采集多次覆蓋的地震資料，獲得共中心點地震道集資料。要求保證勘探目的層有足夠的覆蓋次數(shù)、各共中心點道集覆蓋次數(shù)基本一致、偏移距基本上均勻分布。要求地震波在作為勘探目標的地下巖層反射面的最大入射角達到20°～25°的范圍。
(c)在振幅保真的前提下，對地震資料作預(yù)處理，將共中心點地震道集轉(zhuǎn)換為共反射點地震道集。預(yù)處理主要包括振幅恢復(fù)、地表一致性校正、反褶積、消除噪音干擾、靜校正、動校正、剩余靜校正、迭前偏移。禁止使用改變真實振幅能量關(guān)系的處理技術(shù)，例如，道間能量均衡技術(shù)。
(d)根據(jù)地下地質(zhì)構(gòu)造的特征即復(fù)雜程度，選擇適宜的計算方法(參見陳信平，1996年，“漫談AVO”，中國海上油氣(特刊))，計算共反射點地震道集上同一采樣時間每一個地震道的地震波入射角與反射角的平均值θ。
(e)將β之值以及同一共反射點各地震道集同一時間的反射信號振幅、對應(yīng)的入射角與反射角的平均值θ代入本發(fā)明的第一近似式R(θ)≅L[1+β+tg2θ2(2+β)]+M[β+1β+2-2sin2θ+tg2θ2+β]]]>和本發(fā)明的第二近似式R(θ)≅K[1+β+tg2θ2(2+β)]+N[23(β+1β+2-3sin2θ+tg2θ2+β)]]]>
從而構(gòu)成兩個超定線性方程組，其中L＝Δλ/(λ+2μ)，M＝Δμ/(λ+2μ)，K＝Δκ/[κ+(4/3)μ]，N＝Δμ/[κ+(4/3)μ]。
(f)分別解所述的兩個超定線性方程組，根據(jù)第一近似式方程組確定系數(shù)L和M，根據(jù)第二近似式方程組確定系數(shù)K和N。
(g)對同一共反射點道集的各個采樣時間重復(fù)(d)、(e)、(f)各步。
(h)對地震資料的各個共反射點道集重復(fù)(d)、(e)、(f)、(g)各步。
(i)計算拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率之差[(Δλ-Δμ)/(λ+2μ)]＝L-M。
(j)計算拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率之和[(Δλ+Δμ)/(λ+2μ)]＝L+M。
本發(fā)明還提供了使用由上述方法確定的地下巖石彈性模量反射率預(yù)測油氣儲層的方法，特別是預(yù)測石油儲層位置的方法，該預(yù)測方法包括下列步驟(a)確定勘探目的層在水飽和、油飽和、氣飽和等狀態(tài)下彈性模量或彈性模量反射率的特征、差異，確定區(qū)分水飽和層、油飽和儲層、氣飽和儲層的門限值。
對于只有天然氣的勘探區(qū)，只需要確定勘探目的層在水飽和、氣飽和狀態(tài)下的差別。對于只有石油的勘探區(qū)，只需要確定勘探目的層在水飽和、油飽和狀態(tài)下的差別。如果勘探區(qū)既有石油也有天然氣，或者勘探區(qū)是新工區(qū)，可能既有石油也有天然氣，則需要確定勘探目的層在水飽和、油飽和、氣飽和三種狀態(tài)下的差別。
對于勘探程度較高的勘探區(qū)，利用測井資料確定的縱波速度、橫波速度、密度，按照μ=Vs2/ρ,]]>λ=VP2/ρ-2μ,]]>κ＝λ+2μ/3，計算拉梅常數(shù)、剪切模量、體積壓縮模量，構(gòu)成各個彈性模量的測井曲線。根據(jù)試油成果、測井解釋成果等資料，確定水飽和層、油飽和儲層、氣飽和儲層的頂板和底板的位置。以頂板與底板之間的距離為塊厚度，以頂板和底板為起點，分別向上、向下對各彈性模量測井曲線作塊內(nèi)平均，構(gòu)成各個彈性模量的塊平均測井曲線。根據(jù)彈性模量的塊平均測井曲線確定勘探目的層頂板、底板在水飽和、油飽和、氣飽和三種狀態(tài)下彈性模量反射率的正負、大小等特征，確定區(qū)分水飽和層、油飽和儲層和/或氣飽和儲層的門限值。
對于勘探程度較低的勘探區(qū)，包括新區(qū)，常常缺少測井資料，解決的方法是使用替代資料或者根據(jù)經(jīng)驗關(guān)系轉(zhuǎn)換獲得所需要的資料。例如，在缺少縱波速度測井曲線時，利用地震資料處理中獲得的疊加速度，轉(zhuǎn)換獲得層速度，再經(jīng)過重采樣獲得測井速度；在缺少密度測井曲線時，使用Gardner經(jīng)驗關(guān)系和縱波速度測井曲線，轉(zhuǎn)換獲得密度測井曲線；在缺少橫波速度測井曲線時，使用Castagna的泥巖線性關(guān)系(參見Castagna，J.P.，Batzle，M.L.，andEastwood，R.L.，1985，Relationship between compressional-wave and shear-wave velocities inclastic silicate rocksGeophysics，V.50，P.571-581)，根據(jù)縱波速度測井曲線轉(zhuǎn)換獲得橫波速度測井曲線，等等。這樣的勘探區(qū)也常常缺少水飽和層、油飽和儲層和/或氣飽和儲層的信息，不能確定目的層在水飽和或氣飽和或油飽和狀態(tài)下頂板和底板在測井曲線上的位置。在這種情況下，可以使用流體替換技術(shù)，確定區(qū)分水飽和層、油飽和儲層和/或氣飽和儲層的門限值。
(b)繪制直接碳氫檢測因子圖件，包括剖面圖、散點圖、綜合檢測圖。
對各個直接碳氫檢測因子分別繪圖，對于二維地震資料，繪制剖面圖；對于三維地震資料，除了繪制剖面圖之外，還應(yīng)當繪制層拉平切片圖或者空間立體圖。對于剖面圖，由水平距離和時間組成繪圖座標，或者由水平距離和深度組成繪圖座標；對于層拉平切片圖，由水平距離和水平距離組成繪圖座標；對于空間立體圖，繪圖座標選擇為兩個水平坐標軸皆為水平距離，垂直坐標軸為時間或深度。
以拉梅常數(shù)反射率Δλ/(λ+2μ)為水平坐標軸，以剪切模量反射率Δμ/(λ+2μ)為垂直坐標軸繪制散點圖。
選擇拉梅常數(shù)反射率Δλ/(λ+2μ)、拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率[Δλ/(λ+2μ)-Δμ/(λ+2μ)]之差、拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率之和[(Δλ+Δμ)/(λ+2μ)]中的任意一個為基本繪圖數(shù)據(jù)，選擇基本繪圖數(shù)據(jù)的振幅包絡(luò)、剪切模量反射率Δμ/(λ+2μ)、拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率[Δλ/(λ+2μ)-Δμ/(λ+2μ)]之差、拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率之和[(Δλ+Δμ)/(λ+2μ)]中的任意一個為彩色繪圖數(shù)據(jù)，繪制綜合檢測圖。
(c)使用上述彈性模量反射率的特征及門限值、直接碳氫檢測因子圖件預(yù)測石油儲層和天然氣儲層。
首先確定在拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率[Δλ/(λ+2μ)-Δμ/(λ+2μ)]之差(以下簡稱為“差因子”)、拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率之和[(Δλ+Δμ)/(λ+2μ)(以下簡稱為“和因子”)中選擇使用哪一個碳氫檢測因子。選擇的原則是根據(jù)上述確定的勘探區(qū)彈性模量或彈性模量反射率的特征，如果目的層頂板和底板的拉梅常數(shù)反射率分別與其剪切模量反射率符號相反，則選擇使用差因子；反之，如果目的層頂板和底板的拉梅常數(shù)反射率分別與其剪切模量反射率符號相同，則選擇使用和因子；如果拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率在頂板和底板的符號，一個相反，而另一個相同，則應(yīng)當考慮放棄使用這個兩個碳氫檢測因子或者對頂板、底板反射界面分別使用和因子、差因子；如果其中一個彈性模量反射率的絕對值很小，則應(yīng)當考慮放棄使用這個兩個碳氫檢測因子。
根據(jù)剪切模量反射率Δμ/(λ+2μ)區(qū)分巖性變化和儲層孔隙度變化。剪切模量代表巖石的剛度。根據(jù)剪切模量反射率Δμ/(λ+2μ)確定巖石巖性變化的方法是在垂直方向上研究剪切模量反射率的變化，剪切模量反射率正值代表從泥巖、頁巖、石膏等蓋層巖石變化到砂巖、石灰?guī)r等儲層巖石，而剪切模量反射率負值則相反，代表從砂巖等儲層巖石變化到泥巖、頁巖、石膏等蓋層巖石。根據(jù)剪切模量反射率Δμ/(λ+2μ)確定孔隙度變化的方法是在水平方向上沿可能儲層展布的方向研究剪切模量反射率的變化，剪切模量反射率相對較低的部位是孔隙度相對較大的部位。應(yīng)當注意相反的情況，即當儲層孔隙度較大，特別是砂巖成巖程度較低時，儲層的剪切模量也有可能低于蓋層的剪切模量。
根據(jù)拉梅常數(shù)反射率Δλ/(λ+2μ)區(qū)分孔隙流體的性質(zhì)，確定儲層孔隙度的變化。巖石拉梅常數(shù)受孔隙流體性質(zhì)、孔隙度大小、巖石性質(zhì)的影響?？紫读黧w對巖石拉梅常數(shù)的影響是，同一巖石樣品在水飽和、油飽和、氣飽和狀態(tài)下的拉梅常數(shù)依次降低?？紫抖燃扔绊憥r石骨架的拉梅常數(shù)，也影響流體飽和巖石的拉梅常數(shù)。根據(jù)實驗室?guī)r石測定成果，當孔隙度增大時，巖石骨架的拉梅常數(shù)減小，流體飽和巖石的拉梅常數(shù)也減小。流體性質(zhì)和孔隙度對拉梅常數(shù)的影響是累加的。巖石性質(zhì)對拉梅常數(shù)的影響與其對剪切模量的影響相反，泥巖、頁巖、石膏等的拉梅常數(shù)通常大于砂巖、石灰?guī)r等的拉梅常數(shù)。根據(jù)拉梅常數(shù)反射率Δλ/(λ+2μ)預(yù)測油氣儲層的方法是在垂直方向上研究拉梅常數(shù)反射率的變化，首先識別水飽和砂巖、石灰?guī)r等巖層，確定區(qū)分水飽和儲層和石油儲層或天然氣儲層的拉梅常數(shù)門限值；然后在地層圈閉或巖性圈閉的部位識別可能儲層，拉梅常數(shù)相對較低的部位指示石油或天然氣賦存的部位；在水平方向上沿儲層展布的方向研究拉梅常數(shù)反射率的變化，拉梅常數(shù)低的部位指示孔隙度大或者石油以及天然氣的飽和度大，是較好的儲層。
煤層氣的生成、運移、富集、儲存的規(guī)律不同于石油和天然氣，因此，使用本發(fā)明提供的直接碳氫檢測因子預(yù)測煤層氣富集位置的方法也不同于預(yù)測石油或天然氣。煤層既是生成煤層氣的烴源巖也是儲存煤層氣的儲層。煤層氣以吸附態(tài)賦存在煤層的節(jié)理、裂隙、孔隙的表面。節(jié)理和裂隙構(gòu)成煤層氣運移的通道，是煤層氣富集和高產(chǎn)的主要控制因素之一。使用本發(fā)明提供的直接碳氫檢測因子預(yù)測煤層氣富集高產(chǎn)位置的方法如下剪切模量反射率低的位置是煤層中節(jié)理和裂隙密度大的位置，是煤層氣富集和高產(chǎn)的位置。
對于本發(fā)明的內(nèi)容，可以用以下合成地震資料的應(yīng)用實例加以說明圖7展示了五組測井曲線，每組三條曲線，分別是密度、縱波速度、橫波速度，其中密度的單位是g/cm3，速度的單位是μs/ft即微秒/英尺。最左側(cè)的(a)組曲線是實測測井曲線；鉆井證實，從2533m～2541m是一層砂巖，100％水飽和，孔隙度18％；砂巖的蓋層和底板是含硅質(zhì)成分和鈣質(zhì)成分較多的頁巖。(b)組曲線是使用流體替換技術(shù)將該砂巖孔隙中的水替換為比重指數(shù)API等于30的石油時，對應(yīng)的密度、縱波速度、橫波速度的測井曲線；在作流體替換時假定了該石油的氣油比數(shù)等于其最大氣油比數(shù)的十分之一，使用了該砂巖在地下狀態(tài)的溫度和壓力。獲得(c)和(d)組曲線的方法與獲得(b)組曲線的方法相同，但是，石油的比重指數(shù)API分別為60和90。(e)組曲線是將該砂巖孔隙中的水替換為相對密度等于0.6的天然氣時，對應(yīng)的密度、縱波速度、橫波速度的測井曲線。根據(jù)本發(fā)明提供的獲得地下巖石縱波速度與密度之間的經(jīng)驗關(guān)系的步驟，得到的ρ=0.3112Vp0.2487.]]>圖8是根據(jù)圖7中的五組測井數(shù)據(jù)分別計算的五個共中心點合成地震道集，它們分別是水飽和砂巖、API分別等于30、60、90的三種油飽和砂巖，氣飽和砂巖的地震響應(yīng)。計算時使用的偏移距是0m～3000m，地震道間距100m；使用的地震子波是主頻為45Hz的零相位子波；假定地層的構(gòu)造特征及巖石的彈性特征滿足Zeoppritz方程的要求，使用Zeoppritz方程組計算反射縱波、透射縱波、反射橫波、透射橫波等各種波型的反射系數(shù)和透射系數(shù)。圖8僅僅展示了反射縱波的合成地震記錄。圖8中每個共中心點合成地震道集的零偏移距道上疊加顯示的紅色曲線是計算該合成地震道集時使用的縱波測井曲線，蘭色雙線指示了砂巖頂板和底板的位置。圖8的五個共中心點合成地震道集分別隱含了水飽和砂巖、三種油飽和砂巖、氣飽和砂巖的信息，它們分別相當于按照本發(fā)明的步驟在地面布置地震觀測系統(tǒng)，采集地震資料時，水飽和砂巖、三種油飽和砂巖儲層、天然氣飽和砂巖儲層的地震響應(yīng)。
圖9是根據(jù)圖8的地震資料，使用拉梅常數(shù)反射率Δλ/(λ+2μ)作為直接碳氫檢測因子獲得的預(yù)測石油和天然氣的剖面。為了便于看到預(yù)測的效果，每個共中心點道集的預(yù)測成果重復(fù)顯示10次，CDP點號1～10、11～20、21～30、31～40、41～50分別是關(guān)于水飽和砂巖、原油比重指數(shù)API分別等于30、60、90的三種油飽和砂巖儲層、天然氣飽和砂巖儲層的預(yù)測成果。黑色曲線是拉梅常數(shù)反射率；彩色底圖的不同顏色代表拉梅常數(shù)反射率不同的數(shù)值范圍，如圖右側(cè)的色標所示。每組CDP圖形的左側(cè)是根據(jù)測井曲線計算的時間域的拉梅常數(shù)曲線，顯示拉梅常數(shù)隨時間即深度的變化。作圖時，對2493m～2581m范圍內(nèi)的拉梅常數(shù)數(shù)值按8m間隔分段，作段內(nèi)平均，以便觀察2533m～2541m的目的層與圍巖之間拉梅常數(shù)的差異。拉梅常數(shù)曲線上兩條桔黃色平行線指示砂巖頂板和底板的位置。圖9中各拉梅常數(shù)曲線顯示，水飽和砂巖、三種油飽和砂巖、氣飽和砂巖的拉梅常數(shù)都小于蓋層和底板巖石的拉梅常數(shù)，并且從水飽和砂巖到油飽和砂巖，再到氣飽和砂巖，拉梅常數(shù)是逐次減小的，這符合圖1和圖2的理論計算結(jié)果。換句話說，各種流體飽和砂巖與其蓋層巖石之間的拉梅常數(shù)反射率為負值，與其底板巖石之間的拉梅常數(shù)反射率為正值，并且從水飽和砂巖到油飽和砂巖，再到氣飽和砂巖，拉梅常數(shù)反射率的絕對值逐次增大。圖9顯示，使用本發(fā)明方法獲得的拉梅常數(shù)反射率與根據(jù)測井曲線計算的拉梅常數(shù)隨深度即時間的變化完全相符合，五種流體飽和砂巖頂板的拉梅常數(shù)反射率為負值，其中水飽和砂巖頂板反射界面對應(yīng)暗黃綠色，原油比重指數(shù)API等于30、60、90的三種油飽和砂巖頂板分別對應(yīng)蘭色、蘭灰色、鴨蛋青色，氣飽和砂巖頂板對應(yīng)白色，參閱圖右部的色標可知，從左到右，五種流體飽和砂巖頂板拉梅常數(shù)反射率的絕對值逐次增大。圖9還顯示，本發(fā)明方法預(yù)測，五種流體飽和砂巖底板的拉梅常數(shù)反射率為正值，其中水飽和砂巖底板反射界面對應(yīng)黃色，原油比重指數(shù)API等于30、60、90的三種油飽和砂巖底板分別對應(yīng)桔黃色、紅色、粉色，氣飽和砂巖底板對應(yīng)紫色，參閱圖右部的色標可知，從左到右，五種流體飽和砂巖底板拉梅常數(shù)反射率的逐次增大。本發(fā)明方法獲得的拉梅常數(shù)反射率清楚地區(qū)分了水飽和砂巖、不同比重指數(shù)原油飽和砂巖、氣飽和砂巖，表明了該碳氫檢測因子預(yù)測巖石孔隙流體性質(zhì)變化的能力。
以下圖10、圖11、圖13、圖14、圖15的作圖方法類似于圖9的作圖方法，因此，為避免重復(fù)，本說明在以下段落中僅指出各圖作圖的不同之處，不再敘述各圖的作圖方法。
圖10是根據(jù)圖8的地震資料，使用剪切模量反射率Δμ/(λ+2μ)作為直接碳氫檢測因子獲得的預(yù)測巖石性質(zhì)的剖面。黑色曲線是剪切模量反射率；彩色底圖的不同顏色代表剪切模量反射率不同的數(shù)值范圍，如圖右側(cè)的色標所示。每組CDP圖形的左側(cè)是根據(jù)測井曲線計算的時間域的剪切模量曲線，顯示剪切模量隨深度即時間的變化。圖10中各剪切模量曲線顯示，水飽和砂巖、三種油飽和砂巖、氣飽和砂巖的剪切模量都小于蓋層和底板巖石的剪切模量，各種流體飽和砂巖的剪切模量基本不變，這符合Gassmann方程的預(yù)測。圖10顯示，使用本發(fā)明方法獲得的剪切模量反射率與根據(jù)測井曲線計算的剪切模量隨深度即時間的變化完全相符合，五種流體飽和砂巖頂板的剪切模量反射率為負值，五種流體飽和砂巖底板的剪切模量反射率為正值，不同性質(zhì)的流體飽和砂巖的頂板對應(yīng)的剪切模量反射率差別很小，底板對應(yīng)的剪切模量反射率差別也很小。該圖表明，在地震資料沒有噪音干擾時，即使目的層與圍巖的彈性差異小，本發(fā)明方法也能夠準確地獲得剪切模量反射率和拉梅常數(shù)反射率。
圖11是根據(jù)圖8的地震資料，使用拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率之和(Δλ+Δμ)/(λ+2μ)作為直接碳氫檢測因子獲得的預(yù)測石油和天然氣的綜合檢測剖面。黑色曲線是拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率之和；彩色底圖的不同顏色代表拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率之和的振幅包絡(luò)的不同的數(shù)值范圍，如圖右側(cè)的色標所示。每組CDP圖形的左側(cè)是根據(jù)測井曲線計算的時間域的拉梅常數(shù)曲線。這種綜合檢測剖面同時利用了剪切模量反射率、拉梅常數(shù)反射率、振幅包絡(luò)的預(yù)測特性和能力。由于本例中砂巖頂板界面的剪切模量反射率與拉梅常數(shù)反射率的符號相同并皆為負值，而砂巖底板界面的剪切模量反射率與拉梅常數(shù)反射率的符號也相同并皆為正值，因此，應(yīng)當使用拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率之和作為碳氫檢測因子。振幅包絡(luò)能夠同時使用頂板和底板反射信號中隱含的孔隙流體性質(zhì)的信息，預(yù)測巖石孔隙流體的變化。圖11中，水飽和砂巖底板反射界面對應(yīng)黃色，原油比重指數(shù)API等于30、60、90的三種油飽和砂巖底板分別對應(yīng)桔黃色、紅色、粉色，氣飽和砂巖底板對應(yīng)紫色，并且振幅包絡(luò)異常位置準確地對應(yīng)目的層砂巖的位置。比較圖11與圖9，盡管拉梅常數(shù)反射率剖面和綜合檢測剖面都具有預(yù)測巖石孔隙流體性質(zhì)變化的能力，前者不一定能夠準確指示目的層頂板和底板位置，后者則能夠預(yù)測目的層的準確位置。在圖9中，目的層對應(yīng)的拉梅常數(shù)反射率負相位的峰值時間小于目的層頂板的反射時間，而目的層對應(yīng)的拉梅常數(shù)反射率正相位的峰值時間大于目的層頂板的反射時間。在圖11中，振幅包絡(luò)異常指示的氣飽和砂巖的厚度比實際厚度大，這是由于作圖時沒有刻意調(diào)整色標的范圍使之準確指示砂巖的厚度。在油氣預(yù)測時間中，可以利用測井曲線和鉆井位置的儲層厚度設(shè)置色標范圍，獲得正確的儲層厚度。
圖12展示的共中心點地震道集是對圖8中的地震道集添加隨機噪音，使地震資料的信噪比低至0.3，獲得的地震道集。通常認為，信噪比等于1是地震資料的能夠被用于作油氣預(yù)測的臨界值。信噪比等于0.3的地震資料是質(zhì)量極差的，以至于在圖12中只能隱約觀察到目的層的反射同相軸。本發(fā)明使用圖12中地震資料證明本發(fā)明方法抗干擾的能力。
圖13是根據(jù)圖12的地震資料，使用拉梅常數(shù)反射率Δλ/(λ+2μ)作為直接碳氫檢測因子獲得的預(yù)測石油和天然氣的剖面。觀察該剖面，水飽和砂巖、三種油飽和砂巖、氣飽和砂巖仍然被區(qū)分的很清楚，盡管異常的形態(tài)和質(zhì)量比圖9差。
圖14是根據(jù)圖12的地震資料，使用剪切模量反射率Δμ/(λ+2μ)作為直接碳氫檢測因子獲得的預(yù)測巖石性質(zhì)的剖面。由于目的層剪切模量與圍巖剪切模量之間的差異很小，并且地震資料的質(zhì)量很差，根據(jù)該剖面已經(jīng)不能清楚地區(qū)分目的層砂巖與圍巖。
圖15是根據(jù)圖12的地震資料，使用拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率之和(即(Δλ+Δμ)/(λ+2μ)作為直接碳氫檢測因子獲得的預(yù)測石油和天然氣的剖面。該圖的作圖方法與圖11的作圖方法相同，黑色曲線是拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率之和；彩色底圖的不同顏色代表拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率之和的振幅包絡(luò)的不同的數(shù)值范圍，如圖右側(cè)的色標所示。每組CDP圖形的左側(cè)是根據(jù)測井曲線計算的時間域的拉梅常數(shù)曲線。根據(jù)該剖面能夠清楚地區(qū)分水飽和砂巖、三種油飽和砂巖、氣飽和砂巖，并且各種流體飽和砂巖之間的差異顯著，異常穩(wěn)定可靠。
最后應(yīng)說明的是以上實施例僅用以說明本發(fā)明而并非限制本發(fā)明所描述的技術(shù)方案；因此，盡管本說明書參照上述的各個實施例對本發(fā)明已進行了詳細的說明，但是，本領(lǐng)域的普通技術(shù)人員應(yīng)當理解，仍然可以對本發(fā)明進行修改或等同替換；而一切不脫離本發(fā)明的精神和范圍的技術(shù)方案及其改進，其均應(yīng)涵蓋在本發(fā)明的權(quán)利要求范圍中。
權(quán)利要求
1.一種直接探測地下石油、天然氣和煤層氣的方法，該方法的特征在于首先確定拉梅常數(shù)反射率Δλ/(λ+2μ)、剪切模量反射率Δμ/(λ+2μ)或Δμ/[κ+(4/3)μ]、體積壓縮模量反射率Δκ/[κ+(4/3)μ]、拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率[(Δλ-Δμ)/(λ+2μ)]之差、拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率之和[(Δλ+Δμ)/(λ+2μ)]，作為直接碳氫檢測因子；并利用所確定的直接碳氫檢測因子探測地下石油、天然氣和煤層氣；其中確定直接碳氫檢測因子的方法由下列步驟組成(a)根據(jù)地下巖石縱波速度Vp與密度ρ的資料以及經(jīng)驗關(guān)系ρ=a·Vpβ,]]>確定系數(shù)α和指數(shù)β；(b)設(shè)計多次覆蓋的地震觀測系統(tǒng)，采集共中心點地震道集資料；(c)對地震資料作預(yù)處理，將共中心點地震道集轉(zhuǎn)換為只包含一次反射波能量的多次覆蓋的共反射點地震道集；(d)計算共反射點地震道集中每一個地震道的每一個采樣時間的地震波入射角與反射角的平均值θ；(e)將β之值以及同一共反射點地震道集同一時間的反射信號振幅值、對應(yīng)的入射角與反射角的平均值θ代入第一近似式R(θ)≅L[1+β+tg2θ2(2+β)]+M[β+1β+2-2sin2θ+tg2θ2+β]]]>和第二近似式R(θ)≅K[1+β+tg2θ2(2+β)]+N[23(β+1β+2-3sin2θ+tg2θ2+β)]]]>從而構(gòu)成兩個超定線性方程組，其中L＝Δλ/(λ+2μ)，M＝Δμ/(λ+2μ)，K＝Δκ/[κ+(4/3)μ]，N＝Δμ/[κ+(4/3)μ]；(f)分別解所述的兩個超定線性方程組，根據(jù)第一近似式方程組確定系數(shù)L和M，根據(jù)第二近似式方程組確定系數(shù)K和N；(g)對同一共反射點道集的各個采樣時間重復(fù)(d)、(e)、(f)各步；(h)對地震資料的各個共反射點道集重復(fù)(d)、(e)、(f)、(g)各步；(i)根據(jù)[(Δλ-Δμ)/(λ+2μ)]＝L-M，計算拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率之差；(j)根據(jù)[(Δλ+Δμ)/(λ+2μ)]＝L+M，計算拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率之和；利用上述所確定的直接碳氫檢測因子探測地下石油、天然氣和煤層氣的方法包括以下步驟(k)確定勘探目的層在水飽和、油飽和、氣飽和狀態(tài)下彈性模量或彈性模量反射率的特征、差異，確定區(qū)分水飽和層、油飽和儲層、氣飽和儲層的門限值；(l)繪制直接碳氫檢測因子圖件，包括剖面圖、散點圖、綜合檢測圖；(m)使用上述步驟確定的彈性模量反射率的特征及門限值、直接碳氫檢測因子圖件預(yù)測油氣富集的位置。
2.根據(jù)權(quán)利要求1，其特征在于其中所述的獲得經(jīng)驗關(guān)系中的系數(shù)α和指數(shù)β的步驟(a)，包括在鉆孔中進行聲波測井和密度測井、對聲波測井和密度測井資料作處理和標定、按照經(jīng)驗關(guān)系式ρ=a·Vpβ]]>擬合縱波速度Vp和密度ρ，確定系數(shù)α和指數(shù)β；在缺少聲波測井或密度測井資料時，可以使用任意其他方法獲得的巖石的縱波速度和密度代替相應(yīng)的測井資料，獲得經(jīng)驗關(guān)系中的系數(shù)α和指數(shù)β。
3.根據(jù)權(quán)利要求1，其特征在于其中所述的采集多次覆蓋共中心點地震道集資料的步驟(b)，包括要求地震波在作為勘探目標的地下巖層反射界面的最大入射角達到并且只需要達到20°～25°的范圍。
4.根據(jù)權(quán)利要求1，其特征在于其中所述的對地震資料作預(yù)處理的步驟(c)，禁止使用改變真實振幅能量關(guān)系的處理技術(shù)，并且包括振幅恢復(fù)、地表一致性校正、反褶積、消除噪音干擾、靜校正、動校正、剩余靜校正、迭前偏移。
5.根據(jù)權(quán)利要求1所述的使用方法，其特征在于其中確定彈性模量和彈性模量反射率的特征以及確定門限值的步驟(k)，包括利用測井資料確定的縱波速度、橫波速度、密度，計算獲得各個彈性模量的測井曲線，據(jù)此確定勘探目的層在水飽和、油飽和、氣飽和三種狀態(tài)下彈性模量反射率的特征，確定區(qū)分水飽和層、油飽和儲層和/或氣飽和儲層的門限值。
6.根據(jù)權(quán)利要求1所述的使用方法，其特征在于其中繪制直接碳氫檢測因子圖件的步驟(l)，對于剖面圖，由水平距離和時間組成繪圖座標，或者由水平距離和深度組成繪圖座標；對于層拉平切片圖，由水平距離和水平距離組成繪圖座標；對于空間立體圖，繪圖座標選擇為兩個水平坐標軸皆為水平距離，垂直坐標軸為時間或深度。
全文摘要
本發(fā)明提供了一種直接探測石油、天然氣和煤層氣的方法，特別是直接探測石油的方法，所使用的直接碳氫檢測因子是拉梅常數(shù)反射率Δλ/(λ+2μ)、剪切模量反射率Δμ/(λ+2μ)和Δμ/[κ+(4/3)μ]、體積壓縮模量反射率Δκ/[κ+(4/3)μ、拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率[Δλ/(λ+2μ)－Δμ/(λ+2μ)]之差、拉梅常數(shù)反射率與剪切模量反射率[Δλ/(λ+2μ)+Δμ/(λ+2μ)]之和，確定直接碳氫檢測因子時所使用的Zeoppritz方程組縱波反射系數(shù)的近似式是第一近似式和第二近似式，其中L＝Δλ/(λ＋2μ)，M＝Δμ/(λ＋2μ)，K＝Δκ/[κ＋(4/3)μ]，N＝Δμ/[κ＋(4/3)μ]。
文檔編號G01V1/28GK1987522SQ20051013196
公開日2007年6月27日 申請日期2005年12月22日 優(yōu)先權(quán)日2005年12月22日
發(fā)明者陳信平 申請人:陳信平