CN106223941B - 基于测井资料的页岩气储层有机孔隙度确定方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种基于测井资料的页岩气储层有机孔隙度确定方法，收集工区参数井岩心实验分析所得页岩气储层有机孔隙度数据和页岩气储层测井资料,计算参数井页岩气储层视有机质成熟度Roa1，计算参数井视页岩气储层有机孔隙度φtoca1,采用交会图技术求取工区页岩气储层有机孔隙度系数K；收集待处理井的页岩气储层测井资料，计算该储层视有机质成熟度Roa，计算待处理井视页岩气储层有机孔隙度φtoca,计算该气储层有机孔隙度φtoc，输出待处理井页岩气储层有机孔隙度φtoc的计算结果。本发明为页岩气储层评价提供可靠资料，提高预测率；本发明方法简便、适用范围广。本发明应用涪陵页岩气田182口井，预测率高。
Description
技术领域
本发明涉及一种基于测井资料的页岩气储层有机孔隙度确定方法，主要为页岩气储层品质评价提供关键参数。
背景技术
在页岩气储层测井综合解释评价过程中，通常用孔隙度作为衡量储层品质好坏的重要参数之一，该方法没有区分页岩气储层有机孔隙度与无机孔隙度。越来越多的生产实际表明，页岩气储层有机孔隙度大小、占比对页岩气层产能起主导作用。通过检索相关文献、专利等，目前页岩气储层有机孔隙度的求取均采用实验装置，这些方法严重依赖岩心资料，费用高，不方便现场使用，因此迫切需要一种简便、准确的方法来评价页岩气储层有机孔隙度。
发明内容
本发明的目的是针对上述技术现状，旨在提供一种能为页岩气层提供可靠资料，提高预测率；方法简便、适用范围广的基于测井资料的页岩气储层有机孔隙度确定方法。
本发明目的的实现方式为，基于测井资料的页岩气储层有机孔隙度确定方法，基于测井资料确定的有机碳含量TOC与视有机质成熟度Roa的乘积即视页岩气储层有机孔隙度值φtoca与页岩气储层有机孔隙度φtoc呈正相关性的特征，确定页岩气储层有机孔隙度的具体步骤为：
1)收集工区参数井岩心实验分析得到的页岩气储层有机孔隙度数据和页岩气储层测井资料,测井资料包括自然伽马GR、补偿密度DEN、补偿中子CNL和利用测井资料计算得到的TOC；
2)按公式Roa1＝1-(φcnl-φden)计算参数井页岩气储层视有机质成熟度Roa1；
式中：ρma为岩石骨架密度，ρf为流体密度；
φcnl＝CNL/100，φden＝(ρma-DEN)/(ρma-ρf)；
CNL单位为％，DEN的单位为g/cm3，ρma单位为g/cm3，ρf单位为g/cm3，Roa1单位为无量纲；
3)根据参数井测井资料按公式φtoca1＝TOC×Roa1计算参数井视页岩气储层有机孔隙度φtoca1,式中TOC的单位为％，φtoca1的单位为％；
4)采用交会图技术求取工区页岩气储层有机孔隙度系数K；交会图的X轴为参数井视页岩气储层有机孔隙度φtoca1,Y轴为参数井岩心分析得到的页岩气储层有机孔隙度φtoc岩心，K值为过原点的线性回归方程斜率；
5)收集待处理井的页岩气储层测井资料，测井资料包括自然伽马GR、补偿密度DEN、补偿中子CNL和利用测井资料计算得到的TOC、孔隙度POR；
6)按公式Roa＝1-(φcnl-φden)计算待处理井页岩气储层视有机质成熟度Roa，
式中：ρma为岩石骨架密度，ρf为流体密度；
φcnl＝CNL/100，φden＝(ρma-DEN)/(ρma-ρf)；
CNL单位为％，DEN的单位为g/cm3，ρma单位为g/cm3，ρf单位为g/cm3，Roa单位为无量纲；
7)按公式φtoca＝TOC×Roa计算待处理井视页岩气储层有机孔隙度φtoca；
式中TOC的单位为％，φtoca的单位为％；
8)按公式φtoc＝K×φtoca计算待处理井页岩气储层有机孔隙度φtoc，φtoc的单位为％；
9)输出待处理井页岩气储层有机孔隙度φtoc的计算结果。
本发明解决了利用测井资料确定页岩气储层有机孔隙度的问题，为测井精细评价页岩气储层品质提供了关键参数；为页岩气储层评价提供可靠资料，提高预测率；本发明方法简便、适用范围广。
本发明已在涪陵页岩气田应用182口井，为该气田实现年产50亿立方米页岩气的产能建设作出了贡献。
附图说明
图1为本发明工作流程框图；
图2为本发明实际工作流程详图；
图3为利用涪陵页岩气田参数井A井确定K值的交会图；
图4为涪陵页岩气田评价井B井的φtoc处理成果图；
图5为涪陵页岩气田评价井C井的φtoc处理成果图。
具体实施方式
参照图1，本发明的方法是，收集工区参数井岩心实验分析得到的页岩气储层有机孔隙度数据和页岩气储层测井资料,计算参数井页岩气储层视有机质成熟度Roa1，计算参数井视页岩气储层有机孔隙度φtoca1,采用交会图技术求取页岩气储层有机孔隙度系数K；收集待处理井的页岩气储层测井资料，计算待处理井页岩气储层视有机质成熟度Roa，计算待处理井视页岩气储层有机孔隙度φtoca，计算待处理井页岩气储层有机孔隙度φtoc，输出待处理井页岩气储层有机孔隙度φtoc的计算结果。
下面参照图2详述本发明，本发明的具体步骤为：
1)收集工区参数井岩心实验分析得到的页岩气储层有机孔隙度数据和页岩气储层测井资料,测井资料包括自然伽马GR、补偿密度DEN、补偿中子CNL和利用测井资料计算得到的TOC；
2)按公式Roa1＝1-(φcnl-φden)计算参数井页岩气储层视有机质成熟度Roa1；
3)根据参数井测井资料按公式φtoca1＝TOC×Roa1计算参数井视页岩气储层有机孔隙度φtoca1；
4)采用交会图技术求取工区页岩气储层有机孔隙度系数K；交会图的X轴为参数井视页岩气储层有机孔隙度φtoca1,Y轴为参数井岩心分析得到的页岩气储层有机孔隙度φtoc岩心，K值为过原点的线性回归方程斜率；
5)收集待处理井的页岩气储层测井资料，测井资料包括自然伽马GR、补偿密度DEN、补偿中子CNL和利用测井资料计算得到的TOC、孔隙度POR；
6)按公式Roa＝1-(φcnl-φden)计算待处理井页岩气储层视有机质成熟度Roa，
7)按公式φtoca＝TOC×Roa计算待处理井视页岩气储层有机孔隙度φtoca；
8)按公式φtoc＝K×φtoca计算待处理井页岩气储层有机孔隙度φtoc；
9)输出待处理井页岩气储层有机孔隙度φtoc的计算结果，供用户评价页岩气储层品质使用。
下面用具体实施例详述本发明。
实例1：涪陵页岩气田一期产建区评价井B井，井型为直井，如上所述，页岩气储层有机孔隙度的测井求取方法，含有以下步骤：
1)收集工区参数井A井岩心实验分析得到的页岩气储层有机孔隙度φtoc岩心和页岩气储层测井资料,测井资料包括自然伽马GR、补偿密度DEN、补偿中子CNL和利用测井资料计算得到的TOC；
2)按公式Roa1＝1-(φcnl-φden)计算A井页岩气储层视有机质成熟度Roa1；
其中φcnl＝CNL/100，φden＝(ρma-DEN)/(ρma-ρf)；式中CNL单位为％，DEN的单位为g/cm3，Roa1单位为无量纲，ρma取值2.77g/cm3，ρf取值1.05g/cm3；
3)根据A井测井资料按公式φtoca1＝TOC×Roa1计算A井视页岩气储层有机孔隙度φtoca1,式中TOC的单位为％，φtoca1的单位为％；
4)根据A井测井资料计算得到的视页岩气储层有机孔隙度φtoca1，采用交会图(见图3)技术求取工区页岩气储层有机孔隙度系数K；交会图的X轴为A井视页岩气储层有机孔隙度φtoca1,Y轴为A井岩心分析得到的页岩气储层有机孔隙度φtoc岩心，过原点的线性回归方程φtoc岩心＝0.8671×φtoca1，斜率为0.8671，相关系数平方0.7233，即确定该工区页岩气储层有机孔隙度系数K＝0.8671。
5)收集B井的页岩气储层测井资料，测井资料包括自然伽马GR、补偿密度DEN、补偿中子CNL和利用测井资料计算得到的TOC、孔隙度POR；
6)按公式Roa＝1-(φcnl-φden)计算B井页岩气储层视有机质成熟度Roa；
其中φcnl＝CNL/100，φden＝(ρma-DEN)/(ρma-ρf)；式中CNL单位为％，DEN的单位为g/cm3，Roa单位为无量纲；ρma取值2.77g/cm3，ρf取值1.05g/cm3；井段2511.5～2535.0m、2535.0～2562.5m、2562.5～2595m计算的页岩气储层视有机质成熟度Roa平均值分别为0.936、1.004、1.073；
7)按公式φtoca＝TOC×Roa计算B井视页岩气储层有机孔隙度φtoca；式中TOC的单位为％，φtoca的单位为％；井段2511.5～2535.0m、2535.0～2562.5m、2562.5～2595m计算的视页岩气储层有机孔隙度φtoca平均值分别为0.271％、1.999％、3.528％；
8)按公式φtoc＝K×φtoca计算B井页岩气储层有机孔隙度φtoc，φtoc的单位为％；
9)输出B井页岩气储层有机孔隙度φtoc的计算结果。
井段2511.5～2535.0m、2535.0～2562.5m、2562.5～2595m计算的页岩气储层有机孔隙度φtoc平均值分别为0.24％、1.73％、3.06％，与岩心实验分析结果一致(见图4)，分别占测井计算的孔隙度比例为6.57％、40.36％、52.52％(见图4)。
实例2：涪陵页岩气田二期产建区C井，井型为直井，如上所述，页岩气储层有机孔隙度的测井求取方法，含有以下步骤：
步骤1)、2)、3)、4)同实例1。
5)收集C井的页岩气储层测井资料，测井资料包括自然伽马GR、补偿密度DEN、补偿中子CNL和利用测井资料计算得到的TOC、孔隙度POR；
6)按公式Roa＝1-(φcnl-φden)计算C井页岩气储层视有机质成熟度Roa；
其中φcnl＝CNL/100，φden＝(ρma-DEN)/(ρma-ρf)；式中CNL单位为％，DEN的单位为g/cm3，Roa单位为无量纲；ρma取值2.77g/cm3，ρf取值1.05g/cm3；井段2802.0～2824.0m计算的页岩气储层视有机质成熟度Roa平均值为1.081；
7)按公式φtoca＝TOC×Roa计算C井视页岩气储层有机孔隙度φtoca；式中TOC的单位为％，φtoca的单位为％；井段2802.0～2824.0m计算的视页岩气储层有机孔隙度φtoca平均值为2.727％；
8)按公式φtoc＝0.8671×φtoca计算C井页岩气储层有机孔隙度φtoc，φtoc的单位为％；
9)输出C井页岩气储层有机孔隙度φtoc的计算结果。
井段2802.0～2824.0m计算的页岩气储层有机孔隙度φtoc平均值为2.37％，占测井计算的孔隙度比例为68.88％(见图5)。
C井位于涪陵页岩气田二期产建区，埋深大，受地层压实影响孔隙度较一期产建区明显偏小。但运用本发明计算显示，该井页岩气层段页岩气储层有机孔隙度大小与一期产建区相比差异并不是很大，因为页岩气储层有机孔隙度占比大。该井侧钻成水平井，水平井段主要在2802.0～2824.0m穿越，试气稳产21×104m3/d，与涪陵页岩气田一期产建区产量相当，表明本发明与地层实际情况是符合的。
Claims (1)
1.基于测井资料的页岩气储层有机孔隙度确定方法，其特征在于：基于页岩气储层有机孔隙度φtoc与视页岩气储层有机孔隙度值φtoca呈正相关性，来确定页岩气储层有机孔隙度,所述视页岩气储层有机孔隙度值φtoca为基于测井资料确定的有机碳含量TOC与视有机质成熟度Roa的乘积，所述确定页岩气储层有机孔隙度的具体步骤为：
1)收集工区参数井岩心实验分析得到的页岩气储层有机孔隙度数据和页岩气储层测井资料,测井资料包括自然伽马GR、补偿密度DEN、补偿中子CNL和利用测井资料计算得到的TOC；
2)按公式Roa1＝1-(φcnl-φden)计算参数井页岩气储层视有机质成熟度Roa1；
式中：φcnl＝CNL/100，φden＝(ρma-DEN)/(ρma-ρf)；
式中：ρma为岩石骨架密度，ρf为流体密度；
CNL单位为％，DEN的单位为g/cm3，ρma单位为g/cm3，ρf单位为g/cm3，Roa1单位为无量纲；
3)根据参数井测井资料按公式φtoca1＝TOC×Roa1计算参数井视页岩气储层有机孔隙度φtoca1,式中TOC的单位为％，φtoca1的单位为％；
4)采用交会图技术求取工区页岩气储层有机孔隙度系数K；交会图的X轴为参数井视页岩气储层有机孔隙度φtoca1,Y轴为参数井岩心分析得到的页岩气储层有机孔隙度φtoc岩心，K值为过原点的线性回归方程斜率；
5)收集待处理井的页岩气储层测井资料，测井资料包括自然伽马GR、补偿密度DEN、补偿中子CNL和利用测井资料计算得到的TOC、孔隙度POR；
6)按公式Roa＝1-(φcnl-φden)计算待处理井页岩气储层视有机质成熟度Roa；
式中：φcnl＝CNL/100，φden＝(ρma-DEN)/(ρma-ρf)；
式中：ρma为岩石骨架密度，ρf为流体密度；
CNL单位为％，DEN的单位为g/cm3，ρma单位为g/cm3，ρf单位为g/cm3，Roa单位为无量纲；
7)按公式φtoca＝TOC×Roa计算待处理井视页岩气储层有机孔隙度φtoca；
式中TOC的单位为％，φtoca的单位为％；
8)按公式φtoc＝K×φtoca计算待处理井页岩气储层有机孔隙度φtoc，φtoc的单位为％；
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| 基于成因机理的地层有机质孔隙度的计算—以冀中束鹿凹陷泥灰岩非常规储层为例;李庆等;《现代地质》;20160430;第30卷(第2期);第394-405页 |
| 页岩气储层"四孔隙"模型建立及测井定量表征方法;李军等;《石油与天然气地质》;20140430;第35卷(第2期);第266-271页 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN106223941A (zh) | 2016-12-14 |
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