CN105589110A - 孔隙流体压缩系数判别致密砂岩气层的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种孔隙流体压缩系数判别致密砂岩气层的方法，以阵列声波测井资料提供的纵波时差和横波时差，以及密度测井资料提供的地层密度为输入信息，计算得出地层体积模量，从而导出地层压缩系数，结合地层体积模型，进而推导出孔隙流体压缩系数，最后利用流体压缩系数判别是否为致密砂岩气层。本方法深入挖掘声学信息，利用气水压缩系数的差异进行流体性质判别，拓宽了阵列声波判别流体性质的应用领域，提高了流体性质判别的准确性。
Description
技术领域
本发明涉及石油天然气勘探开发过程中的对致密砂岩气层进行识别的方法技术领域。
背景技术
流体性质判别的方法主要有交会图法、孔隙度重叠法、核磁的移谱法和差谱法、阵列声波的弹性模量差比法、纵横波时差比值法、纵波时差与理论计算纵波时差的差值法、综合利用各种测井曲线的数学方法如模糊识别、神经网络等。
作者为张银海、胡学红、李长文等，在刊名为“江汉石油科技”的期刊上发表了一篇题名为“用压缩系数判别砂岩气层研究”的论文，其发表日期为2000年第10卷第4期。该论文的主要内容是在实验室常温常压条件下，对砂岩样品进行了实验研究；并根据Gassmann公式对岩样在流体饱和过程中的纵横波速度、波速比、压缩系数进行了计算：将理论计算结果同实验结果对比，分析了存在差异的可能影响因素以及结果在实际应用中的解释方法。结果表明：气体对砂岩声波参数有不同程度的影响，在所有这些参数中，压缩系数最能反映砂岩地层含气情况。
但以上述期刊文献为代表的现有技术，仍然存在以下缺点：对孔隙结构复杂、致密气层、疑难气层等气水特征差异不明显的地层，识别准确率不高。
发明内容
本发明旨在针对上述现有技术所存在的缺陷和不足，提供一种孔隙流体压缩系数判别致密砂岩气层的方法，本方法深入挖掘声学信息，利用气水压缩系数的差异进行流体性质判别，拓宽了阵列声波判别流体性质的应用领域，提高了流体性质判别的准确性。
本发明是通过采用下述技术方案实现的：
一种孔隙流体压缩系数判别致密砂岩气层的方法，其特征在于：以阵列声波测井资料提供的纵波时差和横波时差，以及密度测井资料提供的地层密度为输入信息，计算得出地层体积模量，从而导出地层压缩系数，结合地层体积模型，进而推导出孔隙流体压缩系数，最后利用流体压缩系数判别是否为致密砂岩气层。
其具体步骤如下：
a、确定地层的压缩系数
假设地层体积模量为Kb，地层的体积模量计算公式为：
（1）
式中ρb为地层密度,单位g/cm3，Δtc、Δts分别为纵波时差和横波时差，单位μs/m；
由于岩石的压缩系数和体积模量成倒数的关系，所以有地层压缩系数Cb：
（2）
b、确定孔隙流体的压缩系数
设储层由岩石骨架和孔隙流体组成，岩石骨架的压缩系数Cm，孔隙流体的压缩系数Cf，地层孔隙度为Φ（小数），由体积模型可得地层压缩系数Cb为：
（3）
孔隙流体的压缩系数为：
（4）
c、确定砂岩储层的孔隙流体压缩系数
由式（1）、式（2）、式（4），孔隙流体的压缩系数Cf可表示为（单位采用英制1/mpsi）
（5）
式中ρb、Δtc、Δts由密度和阵列声波测井获得，Φ由测井资料计算得出；
若岩石骨架为石英砂岩，则骨架体积模量取值为37MPa，岩石骨架的压缩系数Cm为(1/37)(MPa)-1。
d、确定不同储层的孔隙流体压缩系数值范围
结合致密石英砂岩储层测井资料计算结果和试油资料，确定产出不同储层流体时压缩系数值的分布范围；
e、将c步骤得出的Cf值与d步骤的Cf的分布范围进行比较，确定储层是否为气层。
结合致密石英砂岩储层测井资料计算结果和试油资料，确定产出不同储层流体时压缩系数值的分布范围具体是：
1)、气层的孔隙流体压缩系数Cf分布在1.20～2.25（1/mpsi）范围内；
2)、水层段的孔隙流体压缩系数值Cf高于0.45（1/mpsi），小于1.00（1/mpsi）；
3)、气水层的孔隙流体压缩系数Cf分布在0.65～1.85(1/mpsi)范围内，呈现“上气下水”特征。
与现有技术相比，本发明所达到的有益效果如下：
与现有技术相比，采用本发明所述的步骤，其具有以下技术特点：
1、从非电识别气层方法上寻求突破，结合声法和放射性方法进行流体性质判别，突破单一识别方法的局限性，从而提高识别方法的全面性、准确性。
2、从地层体积模量推导出流体压缩系数，充分挖掘声学信息，突出气水差异，提高流体性质判别准确性，特别是在致密砂岩气层、疑难气层识别上，拓宽了阵列声波判别流体性质的应用领域。
附图说明
下面将结合说明书附图和具体实施方式对本发明作进一步的详细说明，其中：
图1为某地区致密砂岩气层识别实例示意图；
图2为某地区致密砂岩气水层识别实例示意图。
图中标记：
A、泥岩，B、绿灰色含砾中砂岩，C、灰白色含气含砾粗砂岩。
具体实施方式
实施例1
作为本发明的最佳实施方式，其公开了一种孔隙流体压缩系数判别致密砂岩气层的方法，其特征在于：以阵列声波测井资料提供的纵波时差和横波时差，以及密度测井资料提供的地层密度为输入信息，计算得出地层体积模量，从而导出地层压缩系数，结合地层体积模型，进而推导出孔隙流体压缩系数，最后利用流体压缩系数判别是否为致密砂岩气层。
其具体步骤如下：
a、确定地层的压缩系数
假设地层体积模量为Kb，地层的体积模量计算公式为：
（1）
式中ρb为地层密度,单位g/cm3，Δtc、Δts分别为纵波时差和横波时差，单位μs/m；
由于岩石的压缩系数和体积模量成倒数的关系，所以有地层压缩系数Cb：
（2）
b、确定孔隙流体的压缩系数
设储层由岩石骨架和孔隙流体组成，岩石骨架的压缩系数Cm，孔隙流体的压缩系数Cf，地层孔隙度为Φ（小数），由体积模型可得地层压缩系数Cb为：
（3）
孔隙流体的压缩系数为：
（4）
c、确定砂岩储层的孔隙流体压缩系数
由式（1）、式（2）、式（4），孔隙流体的压缩系数Cf可表示为（单位采用英制1/mpsi）
（5）
式中ρb、Δtc、Δts由密度和阵列声波测井获得，Φ由测井资料计算得出；
若岩石骨架为石英砂岩，则骨架体积模量取值为37MPa，岩石骨架的压缩系数Cm为(1/37)(MPa)-1。
d、确定不同储层的孔隙流体压缩系数值范围
结合致密石英砂岩储层测井资料计算结果和试油资料，确定产出不同储层流体时压缩系数值的分布范围；
e、将c步骤得出的Cf值与d步骤的Cf的分布范围进行比较，确定储层是否为气层。
结合致密石英砂岩储层测井资料计算结果和试油资料，确定产出不同储层流体时压缩系数值的分布范围具体是：
1)、气层的孔隙流体压缩系数Cf分布在1.20～2.25（1/mpsi）范围内；
2)、水层段的孔隙流体压缩系数值Cf高于0.45（1/mpsi），小于1.00（1/mpsi）；
3)、气水层的孔隙流体压缩系数Cf分布在0.65～1.85(1/mpsi)范围内，呈现“上气下水”特征。
实施例2
如图1所示，为某地区致密砂岩气层识别实例，图中11号储层岩性为绿灰色含砾中砂岩B，从常规测井处理成果可以看出，地层平均孔隙度为8.3%，平均渗透率为0.22×10-3μm2。从右边数第二道孔隙流体压缩系数表明，该层的孔隙流体压缩系数值主要分布在1.20～2.25（1/mpsi）范围内，指示为气层；从右边数第三道试油结论表明该层产纯气1.94×104m3/d，验证了方法的正确性。
实施例3
如图2所示，为某地区致密砂岩气水层识别实例，图中4号储层岩性为灰白色含气含砾粗砂岩C，从常规测井处理成果可以看出，地层平均孔隙度为8.7%，平均渗透率0.14×10-3μm2。从右边数第二道孔隙流体压缩系数表明，4号储层孔隙流体压缩系数值主要分布在0.65～1.85（1/mpsi）范围内，呈现“上气下水”特征，识别结论定为气水层。从右边数第三道试油结论表明该层产气1.18×104m3/d，产水12m3/d，验证了方法的正确性。
Claims (3)
1.一种孔隙流体压缩系数判别致密砂岩气层的方法，其特征在于：以阵列声波测井资料提供的纵波时差和横波时差，以及密度测井资料提供的地层密度为输入信息，计算得出地层体积模量，从而导出地层压缩系数，结合地层体积模型，进而推导出孔隙流体压缩系数，最后利用流体压缩系数判别是否为致密砂岩气层。
2.根据权利要求1所述的一种孔隙流体压缩系数判别致密砂岩气层的方法，其特征在于：其具体步骤如下：
a、确定地层的压缩系数
假设地层体积模量为Kb，地层的体积模量计算公式为：
（1）
式中ρb为地层密度,单位g/cm3，Δtc、Δts分别为纵波时差和横波时差，单位μs/m；
由于岩石的压缩系数和体积模量成倒数的关系，所以有地层压缩系数Cb：
（2）
b、确定孔隙流体的压缩系数
设储层由岩石骨架和孔隙流体组成，岩石骨架的压缩系数Cm，孔隙流体的压缩系数Cf，地层孔隙度为Φ（小数），由体积模型可得地层压缩系数Cb为：
（3）
孔隙流体的压缩系数为：
（4）
c、确定砂岩储层的孔隙流体压缩系数
由式（1）、式（2）、式（4），孔隙流体的压缩系数Cf可表示为（单位采用英制1/mpsi）
（5）
式中ρb、Δtc、Δts由密度和阵列声波测井获得，Φ由测井资料计算得出；
若岩石骨架为石英砂岩，则骨架体积模量取值为37MPa，岩石骨架的压缩系数Cm为(1/37)(MPa)-1；
d、确定不同储层的孔隙流体压缩系数值范围
结合致密石英砂岩储层测井资料计算结果和试油资料，确定产出不同储层流体时压缩系数值的分布范围；
e、将c步骤得出的Cf值与d步骤的Cf的分布范围进行比较，确定储层是否为气层。
3.根据权利要求2所述的一种孔隙流体压缩系数判别致密砂岩气层的方法，其特征在于：结合致密石英砂岩储层测井资料计算结果和试油资料，确定产出不同储层流体时压缩系数值的分布范围具体是：
1)、气层的孔隙流体压缩系数Cf分布在1.20～2.25（1/mpsi）范围内；
2)、水层段的孔隙流体压缩系数值Cf高于0.45（1/mpsi），小于1.00（1/mpsi）；
3)、气水层的孔隙流体压缩系数Cf分布在0.65～1.85(1/mpsi)范围内，呈现“上气下水”特征。
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