CN105114068A - 一种利用测井资料预测煤层气区块高产水区的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种利用测井资料预测煤层气区块高产水区的方法，涉及煤层气勘探开发技术领域。包括以下步骤：利用已有煤层气井实际排采资料中的产水量数据，选取典型高产水煤层气井，分析典型高产水煤层气井的测井曲线特征，选取适当的测井曲线作为标志曲线，对高产水区域进行初步预测；进而提取相应的测井参数对灰岩相关参数进行反演计算，据此反映灰岩裂隙发育程度，进而划分灰岩富水性的强弱程度，对高产水区域进行精确预测。本发明的利用测井资料预测煤层气区块高产水区的方法，其可有效预测煤层气区块高产水区，进而避免了由于水文地质系统差异悬殊造成煤层气单井产量过低的情况发生，据此指导煤层气生产。

Description

一种利用测井资料预测煤层气区块高产水区的方法

技术领域

本发明涉及煤层气勘探开发技术领域，特别涉及一种煤层气区块高产水区的测井资料预测方法。

背景技术

煤层气，亦称煤矿瓦斯，是与煤伴生、共生的气体资源，具体成分以CH4为主，存在形式以吸附态为主，少部分以游离态和溶解态形式存在，是一种潜在的清洁能源，蕴藏量极为丰富。我国埋深小于2000m煤层气地质资源量约为36.81万亿m3，与我国陆上常规天然气的资源量38万亿m3基本相当。煤层气井下抽采或者地面开发利用可以十分有效地缓解我国对能源的巨大需求，同时能够使煤矿瓦斯爆炸事故发生率显著降低，有效降低温室效应，环保安全。

研究表明，对于产水量过高的区块，在进行生产时会因为含水层中的水迅速进行补给，煤储层压力难以下降到临界解吸压力以下，煤层气难以产出，产气量过于低下，导致这种区块纵使拥有丰富的煤层气资源量，也难以获得较高的产量。而导致该情况发生的主要原因为煤储层顶底板灰岩层富水性过高，而由于种种原因与煤储层串通造成的。一般认为单井日均产水量Qw＞20m3/d的井为高产水井。

国内对于煤层气区块高产水尚无法准确预测，目前主要是采用水文地质学研究方法，研究区块的煤系地层水文地质条件，进而划分水文地质单元，一般认为地下水径流区或高富水区域具有潜在高产水可能性，在开发时尽量对其进行回避。该方法是在研究水文地质条件对煤层气富集成藏的影响研究过程中附带实现的，主要研究对象为煤储层。但由于煤层气区块高产水区的实际影响层位为富水性较强的顶底板，而研究顶底板岩层的富水性会增加煤层气区块勘探的成本，无法辅助实践，因此该方法仅具有有限的参考价值，难以满足合理高效开发的需要。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是提供了一种先进、高效、有针对性的煤层气区块高产水区的测井资料预测方法，克服了煤层气区块高产水区预测不准确的问题。

本发明所要解决的技术问题是通过以下技术方案来实现的：

一种利用测井资料预测煤层气区块高产水区的方法，包括以下步骤：

(一)通过高产水煤层气井样品的测井资料获得测井曲线，选取一条或多条的测井曲线作为标志曲线；

(二)一种通过数据曲线装置处理的过程：包括选取一条或多条具有代表性的标志曲线，提取测井参数，并对顶底板岩层的泥质含量参数进行反演；

(三)一种通过数据曲线装置处理的过程：包括根据泥质体积含量，描述裂隙发育程度，获得灰岩富水性的强弱程度，进而预测煤层气区块高产水区。

优选地，上述步骤还包括：根据现有的煤层气井的排采资料中的产水量数据Qw，选出煤层气区块典型高产水煤层气井作为分析对象。上述标志曲线是指在高产水区煤储层的顶底板指示作用明显的测井曲线。

优选地，步骤(二)还包括：对泥质体积含量参数V_sh进行反演，获得泥质体积含量计算公式，通过计算获得最大泥质体积含量与平均泥质体积含量。

优选地，测井曲线包括：自然伽码曲线GR，自然电位曲线SP，电阻率曲线Rt，密度曲线DEN，声波曲线AC以及中子曲线CN。

优选地，泥质体积含量计算公式通过以下方式获得：

选取自然伽码曲线GR，公式如下：

$SH=\frac{GR-{\mathrm{GR}}_{\min }}{{\mathrm{GR}}_{max}-{\mathrm{GR}}_{\min }}---\left(1\right)$

其中，SH－自然伽马下相对值，小数；GR－目的层自然伽马测井值；GR_min－目的层井段的纯地层自然伽马值；GR_max－目的层井段的纯泥岩自然伽马值，则V_sh公式如下：

$V_{sh}=\frac{2^{SH\·C}-1}{2^C-1}---\left(2\right)$

其中，V_sh－泥质含量，小数；C－老地层C＝2，第三纪地层C＝3.7；

选取自然电位曲线SP，则V_sh公式如下：

其中，SP、SP纯、SP泥－分别为资料点、纯地层、泥岩的自然电位值；PSP、SSP－分别为目的层、纯岩性水层自然电位异常值；α－自然电位减小系数；

选取电阻率曲线Rt，则V_sh公式如下：

$V_{sh}={\[\frac{R_{sh}\·\left(R_{\lim }-R_t\right)}{R_t\·(R_{\lim }-R_{sh})}\]}^{1/b}---\left(4\right)$

式中，Rt、Rsh、Rlim－分别为解释井段目的层、泥岩、最大电阻率值；b－系数，b＝1.0～2.0；

选取中子曲线CN，则V_sh公式如下：

$V_{sh}=\frac{{\mathrm{\Φ}}_N-{\mathrm{\Φ}}_{Nmin}}{{\mathrm{\Φ}}_{Nmax}-{\mathrm{\Φ}}_{Nmin}}---\left(5\right)$

式中，ΦN－目的层中子孔隙度；Φ_Nsh－目的层段泥岩中子孔隙度；Φ_Nmax、Φ_Nmin－分别为解释井段泥岩、纯地层中子值；

密度曲线DEN，选取中子曲线CN与密度曲线DEN，反演公式如下：

V_sh＝A/B(6)

A＝ρ_b(Φ_Nma-1)-Φ_N(ρ_ma-ρ_f)-ρ_f×Φ_Nma+ρ_ma(7)

B＝(ρ_sh-ρ_f)(Φ_Nma-1)-(Φ_Nsh-1)(ρ_ma-ρ_f)(8)

式中，ρ_ma、ρ_f－分别为岩石骨架密度值、地层流体密度值，g/cm³；Φ_Nma、Φ_sh－分别为岩石骨架中子值、泥岩中子值，小数；ρ_sh－泥岩密度值，g/cm³；ρ_b、Φ_N－目的层密度测井值，g/cm³、中子测井值，小数；

选取声波曲线AC，选取声波曲线AC与密度曲线DEN，则V_sh公式如下：

V_sh＝A/B(12)

A＝ρ_b(T_ma-T_f)-Δt(ρ_ma-ρ_f)-ρ_f×T_ma+ρ_ma×T_f(13)

B＝(ρ_sh-ρ_f)(T_ma-T_f)-(T_sh-T_f)(ρ_ma-ρ_f)(14)

式中，T_ma、T_f－分别为岩石骨架声波时差、地层流体声波时差；ρ_ma、ρ_f－分别为岩石骨架密度值、地层流体密度值，g/cm³；ρ_b、Δt－目的层密度测井值，g/cm³、声波时差测井值，μs/m(μs/ft)；

选取曲线为中子曲线CN与声波曲线AC，则V_sh公式如下：

V_sh＝A/B(9)

A＝Φ_N(T_ma-T_f)-Δt(Φ_Nma-1)-T_ma+Φ_Nma×T_f(10)

B＝(T_ma-T_f)(Φ_Nsh-1)-(Φ_Nma-1)(T_sh-T_f)(11)

式中，T_ma、T_f－分别为岩石骨架声波时差、地层流体声波时差；Φ_Nma、Φ_Nsh－分别为岩石骨架中子值、泥岩中子值，小数；Δt－目的层声波时差测井值；ΦN－目的层中子测井值，小数。

优选地，高产水煤层气井样品是指日均产水量数据Qw＞20m³/d。

优选地，所述顶底板的岩性为灰岩。

本发明上述技术方案，具有如下有益效果：

与现有技术相比，本发明提供的利用测井资料预测煤层气区块高产水区的方法，其可有效预测煤层气区块高产水区，进而避免了由于水文地质系统差异悬殊造成煤层气单井产量过低的情况发生，同时能够在不增加经济成本的前提下，解决前人方法预测不准确，导致无法准确的为开发优选服务的问题，有利于指导煤层气生产。

附图说明

图1为本发明的利用测井资料预测煤层气区块高产水区的方法的流程图。

图2为本发明的利用测井资料预测煤层气区块高产水区的方法的典型测井曲线选取图。

图3为本发明的利用测井资料预测煤层气区块高产水区的方法的灰岩富水性平面分布图及预测的高产水区分布图。

具体实施方式

下面结合附图，对本发明的具体实施方式进行详细描述，以便进一步理解本发明。

图1为本发明的利用测井资料预测煤层气区块高产水区的方法的流程图。图2为本发明的利用测井资料预测煤层气区块高产水区的方法的典型测井曲线选取图。图3为本发明的利用测井资料预测煤层气区块高产水区的方法的灰岩富水性平面分布图及预测的高产水区分布图。以下详细说明本发明的实施方式。

本发明以鄂尔多斯盆地东缘柳林煤层气区块太原组煤储层高产水区测井资料预测为例，来说明本发明的具体实施方式。

在本区块的煤层气生产过程中，太原组8+9号煤层易与灰岩含水层相互沟通，单井日产水量偏高，对煤层气井产气量影响很大，因此对于其高产水区的研究是十分有必要的，现根据本发明公布的技术手段对其进行预测。

如图1所示的利用测井资料预测煤层气区块高产水区的方法的流程图，具体步骤如下：

(一)分析已稳定生产的煤层气井实际排采资料中的单井日产水量数据Q_w，从中选取煤层气区块典型高产水煤层气井作为解剖对象。从煤层气区块内已投产的排采井资料中提取单井日均产水量Q_w数据，从中筛选出符合单井日均产水量Q_w＞20m³/d的井作为典型高产水煤层气井；

(二)分析步骤1中选取的典型高产水煤层气井的测井资料，选取指示作用较明显的数条曲线，作为该煤层气区块高产水区标志测井曲线；

(三)从上述所得的标志测井曲线中选取计算最准确的一或数条曲线，从该煤层气区块所有测井数据提取相应的测井参数，并对其顶底板岩层的泥质含量参数进行反演计算。

(1)若选取的曲线为自然伽码曲线GR，选取公式如下：

$SH=\frac{GR-{\mathrm{GR}}_{\min }}{{\mathrm{GR}}_{max}-{\mathrm{GR}}_{\min }}---\left(1\right)$

式中，SH－自然伽马下相对值，小数；

GR－目的层自然伽马测井值；

GR_min－目的层井段的纯地层自然伽马值；

GR_max－目的层井段的纯泥岩自然伽马值。

$V_{sh}=\frac{2^{SH\·C}-1}{2^C-1}---\left(2\right)$

式中，V_sh－泥质含量，小数；

C－老地层C＝2，第三纪地层C＝3.7。

(2)若选取的曲线为自然电位曲线SP，选取公式如下：

式中，SP、SP纯、SP泥－分别为资料点、纯地层、泥岩的自然电位值；

PSP、SSP－分别为目的层、纯岩性水层自然电位异常值；

α－自然电位减小系数。

(3)若选取的曲线为电阻率测井曲线Rt，选取公式如下：

$V_{sh}={\[\frac{R_{sh}\·\left(R_{\lim }-R_t\right)}{R_t\·(R_{\lim }-R_{sh})}\]}^{1/b}---\left(4\right)$

式中，R_t、R_sh、R_lim－分别为解释井段目的层、泥岩、最大电阻率值；

b－系数，b＝1.0～2.0。

注：电阻率法计算泥质含量一般不用，只有在其它方法均无效时才使用。

(4)若选取的曲线为中子曲线CN，选取公式如下：

$V_{sh}=\frac{{\mathrm{\Φ}}_N-{\mathrm{\Φ}}_{Nmin}}{{\mathrm{\Φ}}_{Nmax}-{\mathrm{\Φ}}_{Nmin}}---\left(5\right)$

式中，ΦN－目的层中子孔隙度；

Φ_Nsh－目的层段泥岩中子孔隙度；

Φ_Nmax、Φ_Nmin－分别为解释井段泥岩、纯地层中子值；

(5)若选取的曲线为中子曲线CN与密度曲线DEN，选取公式如下：

V_sh＝A/B(6)

A＝ρ_b(Φ_Nma-1)-Φ_N(ρ_ma-ρ_f)-ρ_f×Φ_Nma+ρ_ma(7)

B＝(ρ_sh-ρ_f)(Φ_Nma-1)-(Φ_Nsh-1)(ρ_ma-ρ_f)(8)

式中，ρ_ma、ρ_f－分别为岩石骨架密度值、地层流体密度值，g/cm³；

Φ_Nma、Φ_sh－分别为岩石骨架中子值、泥岩中子值，小数；

ρ_sh－泥岩密度值，g/cm³；

ρ_b、Φ_N－目的层密度测井值，g/cm³、中子测井值，小数。

注：在有三孔隙度测井资料，且井眼规则处应首选此法计算V_sh。

(6)若选取的曲线为中子曲线CN与声波曲线AC，选取公式如下：

V_sh＝A/B(9)

A＝Φ_N(T_ma-T_f)-Δt(Φ_Nma-1)-T_ma+Φ_Nma×T_f(10)

B＝(T_ma-T_f)(Φ_Nsh-1)-(Φ_Nma-1)(T_sh-T_f)(11)

式中，T_ma、T_f－分别为岩石骨架声波时差、地层流体声波时差；

Φ_Nma、Φ_Nsh－分别为岩石骨架中子值、泥岩中子值，小数；

Δt－目的层声波时差测井值；

ΦN－目的层中子测井值，小数。

(7)若选取的曲线为声波曲线AC与密度曲线DEN，选取公式如下：

V_sh＝A/B(12)

A＝ρ_b(T_ma-T_f)-Δt(ρ_ma-ρ_f)-ρ_f×T_ma+ρ_ma×T_f(13)

B＝(ρ_sh-ρ_f)(T_ma-T_f)-(T_sh-T_f)(ρ_ma-ρ_f)(14)

式中，T_ma、T_f－分别为岩石骨架声波时差、地层流体声波时差；

ρ_ma、ρ_f－分别为岩石骨架密度值、地层流体密度值，g/cm³；

ρ_b、Δt－目的层密度测井值，g/cm³、声波时差测井值，μs/m(μs/ft)。

注：由于DEN-AC交会图理论岩性线密集，计算的V_sh误差大。

(四)描述灰岩裂隙发育程度，按照上述步骤获得的最大泥质含量V_sh，描述灰岩裂隙发育程度，并据此划分灰岩富水性的强弱程度，从而预测煤层气区块高产水区。其中，最大泥质体积含量、平均泥质含量体积的差值与裂隙发育程度呈正相关。裂隙发育程度与顶底板岩层的富水性强弱程度呈正相关。顶底板岩层的富水性强弱程度与产水区的产水量呈正相关。

请一并参考图2-图3。如图所示，P1井为分布于该区块北部地区，日平均产水量Q_w达120m³/d以上的高产水井，其测井曲线为典型高产水测井曲线。顶底板灰岩的测井响应特征为：自然电位曲线明显负异常；较高的补偿中子值；高自然伽马值；煤层气井采用清水压裂，深、浅双侧向电阻率的大小差异性较小。一般来说，高产水煤层气井对应的8+9号煤层顶底板灰岩往往具有“三高一低”特征：高声波时差、高伽马值、高中子值、低电阻率。

典型高产水井测井曲线的形态特征往往只能够总体指示高产水的区域分布，不能精细刻画研究区灰岩含水层的分布情况，因此需要对高产水井的测井曲线进一步对比分析，得出相应的测井参数来划分灰岩富水区的强弱程度。

选取研究区8号煤层顶底板灰岩含水层的泥质体积含量参数进行反演，其中泥质含量指数泥质体积含量由于太原组灰岩含水层为石炭纪的老地层，取希尔奇指数C＝2，通过对比8+9号煤层顶板(或底板)灰岩泥质体积含量(表1)，得出顶板(或底板)灰岩的泥质体积含量与8+9号煤层产水量相关性较好，高产水区灰岩的平均泥质含量与最大泥质含量相对低产水区较高，且高产水区平均泥质含量与最大泥质含量之间差值相对低产水区较大，该差值往往反映灰岩层的非均质程度，差值越大，说明灰岩的非均值性越强，而灰岩裂隙是导致灰岩非均质程度主要因素，因此差值越大指示裂隙发育的可能性也越大。鉴于以上分析，应选取泥质体积含量最大值评估灰岩裂隙发育程度，从而分析太原组煤层顶板(或底板)灰岩含水层的富水程度，以及太原组煤层受顶板(或底板)灰岩含水层的影响程度，成果如图3所示。

表1柳林地区测井反演泥质含量表

井名	泥质含量	SH	GR	GRmin	GRmax
						P4	0.448	0.615	131.349	26.1	197.31
P5	0.457	0.622	105	44	142
						L1	0.556	0.708	169.93	19.89	231.86
P1	0.631	0.766	148.055	33	183.147
						D2	0.555	0.707	115.69	20.58	155.07
P2	0.494	0.656	101.409	18.3	145
						C7	0.268	0.425	103.698	21.01	215.36
C2	0.227	0.374	92.046	19.97	212.67
						D3	0.133	0.242	75.333	28.9	220.69
P7	0.245	0.397	116.026	35.71	238.04
						P8	0.166	0.533	127	29	213
C1	0.271	0.429	124.086	25.16	255.56
						G2	0.211	0.354	102.887	22.95	248.55
Y18	0.153	0.273	99.647	26.34	295.27

根据预测所得高产水区，对于压裂工艺要求较高，不推荐在此区域内对于煤层气进行开发；若要进行开发，必须保证压裂裂缝的纵向扩展准确限定于煤层中，否则易于沟通强富水性的煤层顶底板中的水，导致开发效果很差。

本发明提供的利用测井资料预测煤层气区块高产水区的方法，其可有效预测煤层气区块高产水区，进而避免了由于水文地质系统差异悬殊造成煤层气单井产量过低的情况发生，同时能够在不增加经济成本的前提下，解决前人方法预测不准确，导致无法准确的为开发优选服务的问题，有利于指导煤层气生产有的优选。

虽然本发明已以实施例公开如上，然其并非用于限定本发明，任何本领域技术人员，在不脱离本发明的精神和范围内，均可作各种不同的选择和修改，因此本发明的保护范围由权利要求书及其等同形式所限定。

Claims (7)

1.一种利用测井资料预测煤层气区块高产水区的方法，包括以下步骤：

(一)通过高产水煤层气井的测井资料绘制测井曲线，选取一条或多条的测井曲线作为标志曲线；

(二)一种通过数据曲线装置处理的过程：包括选取一条或多条具有代表性的标志曲线，提取测井参数，并对顶底板岩层的泥质含量参数进行反演；

(三)一种通过数据曲线装置处理的过程：包括根据泥质体积含量，描述裂隙发育程度，获得灰岩富水性的强弱程度，进而预测煤层气区块高产水区。

2.根据权利要求1所述的利用测井资料预测煤层气区块高产水区的方法，其中，所述步骤还包括：根据现有的煤层气井的排采资料中的日均产水量数据Qw，获取高产水煤层气井样品的测井资料。

3.根据权利要求1所述的利用测井资料预测煤层气区块高产水区的方法，其中，所述步骤(二)还包括：对泥质体积含量参数V_sh进行反演，获得泥质体积含量计算公式，进而得到最大泥质体积含量与平均泥质体积含量。

4.根据权利要求3所述的利用测井资料预测煤层气区块高产水区的方法，其中，所述测井曲线包括：自然伽码曲线GR，自然电位曲线SP，电阻率曲线Rt，密度曲线DEN，声波曲线AC以及中子曲线CN。

5.根据权利要求4所述的利用测井资料预测煤层气区块高产水区的方法，其中，所述泥质体积含量计算公式通过以下方式获得：

选取自然伽码曲线GR，公式如下：

$SH=\frac{GR-{\mathrm{GR}}_{\min }}{{\mathrm{GR}}_{\max }-{\mathrm{GR}}_{\min }}---\left(1\right)$

其中，SH－自然伽马下相对值，小数；GR－目的层自然伽马测井值；GR_min－目的层井段的纯地层自然伽马值；GR_max－目的层井段的纯泥岩自然伽马值，则V_sh公式如下：

$V_{sh}=\frac{2^{SH\·C}-1}{2^C-1}---\left(2\right)$

其中，V_sh－泥质含量，小数；C－老地层C＝2，第三纪地层C＝3.7；

选取自然电位曲线SP，则V_sh公式如下：

其中，SP、SP纯、SP泥－分别为资料点、纯地层、泥岩的自然电位值；PSP、SSP－分别为目的层、纯岩性水层自然电位异常值；α－自然电位减小系数；

选取电阻率曲线Rt，则V_sh公式如下：

$V_{sh}={\[\frac{R_{sh}\·\left(R_{\lim }-R_t\right)}{R_t\·(R_{\lim }-R_{sh})}\]}^{1/b}---\left(4\right)$

式中，Rt、Rsh、Rlim－分别为解释井段目的层、泥岩、最大电阻率值；b－系数，b＝1.0～2.0；

选取中子曲线CN，则V_sh公式如下：

$V_{sh}=\frac{{\mathrm{\Φ}}_N-{\mathrm{\Φ}}_{Nmin}}{{\mathrm{\Φ}}_{Nmax}-{\mathrm{\Φ}}_{Nmin}}---\left(5\right)$

式中，ΦN－目的层中子孔隙度；Φ_Nsh－目的层段泥岩中子孔隙度；Φ_Nmax、Φ_Nmin－分别为解释井段泥岩、纯地层中子值；

密度曲线DEN，选取中子曲线CN与密度曲线DEN，反演公式如下：

V_sh＝A/B(6)

A＝ρ_b(Φ_Nma-1)-Φ_N(ρ_ma-ρ_f)-ρ_f×Φ_Nma+ρ_ma(7)

B＝(ρ_sh-ρ_f)(Φ_Nma-1)-(Φ_Nsh-1)(ρ_ma-ρ_f)(8)

式中，ρ_ma、ρ_f－分别为岩石骨架密度值、地层流体密度值，g/cm³；Φ_Nma、Φ_sh－分别为岩石骨架中子值、泥岩中子值，小数；ρ_sh－泥岩密度值，g/cm³；ρ_b、Φ_N－目的层密度测井值，g/cm³、中子测井值；

选取声波曲线AC，选取声波曲线AC与密度曲线DEN，则V_sh公式如下：

V_sh＝A/B(12)

A＝ρ_b(T_ma-T_f)-Δt(ρ_ma-ρ_f)-ρ_f×T_ma+ρ_ma×T_f(13)

B＝(ρ_sh-ρ_f)(T_ma-T_f)-(T_sh-T_f)(ρ_ma-ρ_f)(14)

式中，T_ma、T_f－分别为岩石骨架声波时差、地层流体声波时差；ρ_ma、ρ_f－分别为岩石骨架密度值、地层流体密度值，g/cm³；ρ_b、Δt－目的层密度测井值，g/cm³、声波时差测井值，μs/m(μs/ft)；

选取曲线为中子曲线CN与声波曲线AC，则V_sh公式如下：

V_sh＝A/B(9)

A＝Φ_N(T_ma-T_f)-Δt(Φ_Nma-1)-T_ma+Φ_Nma×T_f(10)

B＝(T_ma-T_f)(Φ_Nsh-1)-(Φ_Nma-1)(T_sh-T_f)(11)

式中，T_ma、T_f－分别为岩石骨架声波时差、地层流体声波时差；Φ_Nma、Φ_Nsh－分别为岩石骨架中子值、泥岩中子值，小数；Δt－目的层声波时差测井值；ΦN－目的层中子测井值。

6.根据权利要求1所述的利用测井资料预测煤层气区块高产水区的方法，其中，所述顶底板的岩性为灰岩。

7.根据权利要求1所述的利用测井资料预测煤层气区块高产水区的方法，其中，所述高产水煤层气井样品是指日均产水量数据Qw＞20m³/d的煤层气井。