CN103630939A - 一种气层识别评价方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开一种气层识别评价方法。所述方法，包括如下步骤：根据研究区域内砂岩储层的不同饱和状态下岩心的声学参数测试结果，计算其孔隙空间模量值，确定不同流体的孔隙空间模量值的参数范围，作为研究区域的气层识别的界限值；对研究区域内的待识别井进行密度、阵列声波测井，按照阵列声波资料处理的标准流程进行计算分析，绘制出单口井的纵波时差曲线及横波时差曲线，通过密度、纵波时差、横波时差曲线计算出待识别井砂岩储层的孔隙空间模量值；将待识别井砂岩储层的孔隙空间模量值与研究区域的气层识别的界限值进行比较，判定所述待识别井砂岩储层的流体性质类型。本发明能够准确反映储层孔隙中的流体特性，提高了流体性质判识的准确率。

Description

一种气层识别评价方法

技术领域

本发明涉及石油勘探技术领域，特别涉及一种气层识别评价方法。

背景技术

低孔隙度和低渗透率使得储层中的流体对测井响应的贡献大大减小，再加上流体性质和岩性的复杂情况，造成部分测井信息对地层的反映失真，增加了测井评价的难度，因此在油田勘探开发初期低孔低渗气层往往被遗漏。

目前应用常规测井资料进行气层识别评价多采用响应特征法、三孔隙度重叠/差值/比值法、孔隙度与电阻率交会法、束缚水饱和度法、视地层水电阻率法等，这些方法对致密砂岩气层的判识不准确。应用偶极声波测井是偶极横波成像测井仪通过利用单极和偶极测量的组合在硬地层和软地层中都能测得基础的声波数据以及纵、横波和斯通利波等的特征参数，当孔隙介质含气时，其纵波速度明显下降，纵波时差增大，但横波速度下降不明显，纵、横波速度比值（Vp/Vs）将减小，因此可根据测得的声学特征参数来判别致密砂岩储层的流体性质。但目前应用偶极声波测井资料进行气层识别的常规方法多采用交会图、差比值、重叠显示、基线值差异等直观定性解释方法，判识参数选择单一，且没有充分挖掘测井资料中的声学特征信息，致使储层流体识别中误判率较高，使得致密砂岩气层进一步解释评价的不确定性增大。

发明内容

本发明的目的在于提供一种能够对低孔低渗致密砂岩储层的流体性质进行准确判识的气层识别评价方法。

为了达到上述目的，本发明采用的技术方案为：

一种气层识别评价方法，包括如下步骤：

根据研究区域内砂岩储层的不同饱和状态下岩心的声学参数测试结果，计算其孔隙空间模量值，确定不同流体的孔隙空间模量值的参数范围，作为所述研究区域的气层识别的界限值；

对所述研究区域内的待识别井进行密度、阵列声波测井，按照阵列声波资料处理的标准流程进行计算分析，绘制出单口井的纵波时差曲线及横波时差曲线，通过密度、纵波时差、横波时差曲线计算出待识别井砂岩储层的孔隙空间模量值；

将待识别井砂岩储层的孔隙空间模量值与所述研究区域的气层识别的界限值进行比较，判定所述待识别井砂岩储层的流体性质类型。

上述方案中，所述根据研究区域内砂岩储层的不同饱和状态下岩心的声学参数测试结果，计算其孔隙空间模量值，具体包括如下步骤：

将致密砂岩储层看作各向同性的理想介质，根据波动理论，岩石的纵波、横波速度可以表示为：

$V_P=\sqrt{\frac{K+\frac{4}{3}\mathrm{\μ}}{\mathrm{\ρ}}},V_S=\sqrt{\frac{\mathrm{\μ}}{\mathrm{\ρ}}}---\left(7\right)$

将饱和流体岩石看作由干燥岩石和流体两部分组成，由Gassmann理论推导出的饱和流体岩石与干燥岩石的体积模量关系式如下，

K_sat=K_dry+β²M  （8）

式中K_sat为饱和流体岩石的体积模量；K_dry为干燥岩石的体积模量；β为当孔隙压力为常数时的流体体积变化与岩石体积变化之比；M为地层模量，M是在体积不变的情况下，使流体进入地层的压力。

定义f为孔隙空间模量值，与Biot-Gassmann方程相结合，得到：

由于横波参数基本不受孔隙流体性质的影响，因此干燥岩石与饱和流体岩石的剪切模量基本不变，即

μ_sat=μ_dry  （10）

将公式（2）、（4）代入公式（1），得到：

$V_P=\sqrt{\frac{K_{\mathrm{dry}}+\frac{4}{3}\mathrm{\μ}+{\mathrm{\β}}^{2}M}{{\mathrm{\ρ}}_{\mathrm{sat}}}},V_S=\sqrt{\frac{{\mathrm{\μ}}_{\mathrm{sat}}}{{\mathrm{\ρ}}_{\mathrm{sat}}}}---\left(11\right)$

由以上公式可以推导出：

$f={\left(\mathrm{\ρ}{V}_P^2\right)}_{\mathrm{sat}}-C{\left(\mathrm{\ρ}{V}_S^2\right)}_{\mathrm{sat}}=\frac{\mathrm{\ρ}}{{\mathrm{DTC}}^2}-\frac{\mathrm{C\ρ}}{{\mathrm{DTS}}^2},C={\left(\frac{v_P}{v_S}\right)}_{\mathrm{dry}}^2---\left(12\right)$

其中，干岩样的纵横波速度比值可以通过实验室测试得到。

与现有技术相比，本发明技术方案产生的有益效果为：

本发明通过对储层综合模量值的岩石骨架响应校正，得到反映孔隙中流体性质的体积模量值，根据其分布范围确定储层的流体性质类型。该孔隙空间模量值能够准确反映储层孔隙中的流体特性，提高了流体性质判识的准确率。

附图说明

图1为本发明实施例提供的一种气层识别评价方法的流程图；

图2为本发明实施例中某地区地区干岩样纵横波速度比统计图；

图3为本发明实施例中不同饱和岩样的孔隙空间模量值分布范围统计图

图4为本发明实施例中某井实际资料的处理解释成果图。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明的技术方案做进一步说明。

本发明实施例提供一种气层识别评价方法，包括如下步骤：

步骤110，根据研究区域内砂岩储层的不同饱和状态下岩心的声学参数测试结果，计算其孔隙空间模量值，确定不同流体的孔隙空间模量值的参数范围，作为所述研究区域的气层识别的界限值；

步骤120，对所述研究区域内的待识别井进行密度、阵列声波测井，按照阵列声波资料处理的标准流程进行计算分析，绘制出单口井的纵波时差曲线及横波时差曲线，通过密度、纵波时差、横波时差曲线计算出待识别井砂岩储层的孔隙空间模量值；

步骤130，将待识别井砂岩储层的孔隙空间模量值与所述研究区域的气层识别的界限值进行比较，判定所述待识别井砂岩储层的流体性质类型。

本实施例中，根据研究区域内砂岩储层的不同饱和状态下岩心的声学参数测试结果，计算其孔隙空间模量值，具体包括如下步骤：

将致密砂岩储层看作各向同性的理想介质，根据波动理论，岩石的纵波、横波速度可以表示为：

$V_P=\sqrt{\frac{K+\frac{4}{3}\mathrm{\μ}}{\mathrm{\ρ}}},V_S=\sqrt{\frac{\mathrm{\μ}}{\mathrm{\ρ}}}---\left(13\right)$

将饱和流体岩石看作由干燥岩石和流体两部分组成，由Gassmann理论推导出的饱和流体岩石与干燥岩石的体积模量关系式如下，

K_sat=K_dry+β²M  （14）

式中K_sat为饱和流体岩石的体积模量；K_dry为干燥岩石的体积模量；β为当孔隙压力为常数时的流体体积变化与岩石体积变化之比；M为地层模量，M是在体积不变的情况下，使流体进入地层的压力。

定义f为孔隙空间模量值，与Biot-Gassmann方程相结合，得到：

由于横波参数基本不受孔隙流体性质的影响，因此干燥岩石与饱和流体岩石的剪切模量基本不变，即

μ_sat=μ_dry  （16）

将公式（2）、（4）代入公式（1），得到：

$V_P=\sqrt{\frac{K_{\mathrm{dry}}+\frac{4}{3}\mathrm{\μ}+{\mathrm{\β}}^{2}M}{{\mathrm{\ρ}}_{\mathrm{sat}}}},V_S=\sqrt{\frac{{\mathrm{\μ}}_{\mathrm{sat}}}{{\mathrm{\ρ}}_{\mathrm{sat}}}}---\left(17\right)$

由以上公式可以推导出：

$f={\left(\mathrm{\ρ}{V}_P^2\right)}_{\mathrm{sat}}-C{\left(\mathrm{\ρ}{V}_S^2\right)}_{\mathrm{sat}}=\frac{\mathrm{\ρ}}{{\mathrm{DTC}}^2}-\frac{\mathrm{C\ρ}}{{\mathrm{DTS}}^2},C={\left(\frac{v_P}{v_S}\right)}_{\mathrm{dry}}^2---\left(18\right)$

其中，干岩样的纵横波速度比值可以通过实验室测试得到。

实施例1：

选取某地区为研究的目标区块，该地区盒8、山西组地层是主力产气层。对该地区的126块干岩样，按照《岩石声波特性的实验室测定（SY/T6351-1998）》标准流程进行实验及计算，测量每块岩心水饱和、干燥条件下的纵波速度、横波速度、密度值，求得干岩样的纵波时差、横波时差。

根据实验测试数据统计结果得出，该地区干岩样的纵横波速度比值为1.53，根据公式（6）计算得到C值为2.34，图1为某地区干岩样纵横波速度比统计图。

根据研究区域砂岩储层的气层识别的界限值的计算方法，计算出实验样品点的孔隙空间模量值，图2为绘制的饱和水岩样和干燥岩样的孔隙空间模量值分布范围统计图。从该图中可以看出，两种饱和状态下岩样的孔隙空间模量值存在不同的分布范围，当岩样为水饱和时，其孔隙空间模量值介于10～25GPa之间；当岩样干燥时，其孔隙空间模量值小于5GPa。由此可以确定，对于研究区内的砂岩储层，当计算出的孔隙空间模量值小于5GPa时便认为储层含气。

实际生产应用中，对区域内的井进行密度、阵列声波测井，按照阵列声波资料处理的标准流程进行计算分析，绘制出单口井的纵波时差曲线及横波时差曲线；通过密度、纵波时差、横波时差曲线计算出实际砂岩储层的孔隙空间模量曲线，将孔隙空间模量值小于5GPa的储层段划分为气层。

实际工作中，孔隙空间模量的计算通过编写程序实现，图3为某井实际资料的处理解释成果图。井段2895～2897.4m的孔隙空间模量值较上下围岩储层出现明显减小的趋势，根据地层产气的实际情况，判定该层段为主要的含气性储层段；后期生产中，对2895～2899m井段进行压裂施工测试，测试结果证实该层段出气12068m3/d，验证了该方法的有效性。

以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (2)

1.一种气层识别评价方法，其特征在于，包括如下步骤：

根据研究区域内砂岩储层的不同饱和状态下岩心的声学参数测试结果，计算其孔隙空间模量值，确定不同流体的孔隙空间模量值的参数范围，作为所述研究区域的气层识别的界限值；

对所述研究区域内的待识别井进行密度、阵列声波测井，按照阵列声波资料处理的标准流程进行计算分析，绘制出单口井的纵波时差曲线及横波时差曲线，通过密度、纵波时差、横波时差曲线计算出待识别井砂岩储层的孔隙空间模量值；

将待识别井砂岩储层的孔隙空间模量值与所述研究区域的气层识别的界限值进行比较，判定所述待识别井砂岩储层的流体性质类型。

2.如权利要求1所述的气层识别评价方法，其特征在于，所述根据研究区域内砂岩储层的不同饱和状态下岩心的声学参数测试结果，计算其孔隙空间模量值，具体包括如下步骤：

将致密砂岩储层看作各向同性的理想介质，根据波动理论，岩石的纵波、横波速度可以表示为：

$V_P=\sqrt{\frac{K+\frac{4}{3}\mathrm{\μ}}{\mathrm{\ρ}}},V_S=\sqrt{\frac{\mathrm{\μ}}{\mathrm{\ρ}}}---\left(1\right)$

将饱和流体岩石看作由干燥岩石和流体两部分组成，由Gassmann理论推导出的饱和流体岩石与干燥岩石的体积模量关系式如下，

K_sat=K_dry+β²M  （2）

式中K_sat为饱和流体岩石的体积模量；K_dry为干燥岩石的体积模量；β为当孔隙压力为常数时的流体体积变化与岩石体积变化之比；M为地层模量，M是在体积不变的情况下，使流体进入地层的压力；

定义f为孔隙空间模量值，与Biot-Gassmann方程相结合，得到：

由于横波参数基本不受孔隙流体性质的影响，因此干燥岩石与饱和流体岩石的剪切模量基本不变，即

μ_sat=μ_dry  （4）

将公式（2）、（4）代入公式（1），得到：

$V_P=\sqrt{\frac{K_{\mathrm{dry}}+\frac{4}{3}\mathrm{\μ}+{\mathrm{\β}}^{2}M}{{\mathrm{\ρ}}_{\mathrm{sat}}}},V_S=\sqrt{\frac{{\mathrm{\μ}}_{\mathrm{sat}}}{{\mathrm{\ρ}}_{\mathrm{sat}}}}---\left(5\right)$

由以上公式可以推导出：

$f={\left(\mathrm{\ρ}{V}_P^2\right)}_{\mathrm{sat}}-C{\left(\mathrm{\ρ}{V}_S^2\right)}_{\mathrm{sat}}=\frac{\mathrm{\ρ}}{{\mathrm{DTC}}^2}-\frac{\mathrm{C\ρ}}{{\mathrm{DTS}}^2},C={\left(\frac{v_P}{v_S}\right)}_{\mathrm{dry}}^2---\left(6\right)$

其中，干岩样的纵横波速度比值可以通过实验室测试得到。

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