CN108252709A - 一种致密砂岩油藏的油水性质识别方法及系统 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种致密砂岩油藏的油水性质识别方法，包括：S1.采集声波时差和中子测井资料，并转换为相对应的声波孔隙度和中子孔隙度曲线；S2.对转换得到的声波孔隙度和中子孔隙度曲线进行校正，使声波孔隙度和中子孔隙度曲线在泥岩层叠合，构建流体指示曲线；S3.根据流体指示曲线中的声波孔隙度和中子孔隙度的差值，确定致密砂岩油藏的油水性质判别标准，对油水性质识别。采用本发明提供的方法，能够快速、准确识别储层流体性质，大幅提高测井技术在致密砂岩储层流体识别的准确度。
Description
技术领域
本发明属于石油勘探开发领域，涉及一种适用于致密砂岩油藏的油水性质识别方法及系统。
背景技术
电阻率测井和三孔隙度测井(声波、中子和密度)识别油气藏储层流体性质是石油勘探开发过程中常用的测井方法。但是电阻率测井容易受到岩性、井眼条件、泥浆浸入等非流体因素的影响，特别是致密砂岩油藏中影响电阻率变化的因素复杂，普遍存在高阻水层、低阻油层等特殊类型储层，利用常规砂岩油藏中“油层高阻、水层低阻”的规律很难准确识别储层流体性质，符合率往往低于50％。三孔隙度测井的中子孔隙度测井曲线在地层含气时会产生“挖掘效应”现象，声波孔隙度曲线受天然气影响会产生“周波跳跃”现象。然而，在油藏中这些现象并不明显，直接利用三孔隙度曲线的形态判别储层油水层的符合率很低，给致密砂岩油藏有效开发带来很大困难。
因此，对于岩性和孔隙结构复杂的致密砂岩油藏，如何有效识别油层、水层以及油水同层，是本领域急需解决问题。
发明内容
本发明针对致密砂岩油藏油水层识别困难的问题，提出了致密砂岩油藏的油水性质识别方法及系统，通过声波孔隙度和中子孔隙度在一定条件下进行叠合，利用声波孔隙度-中子孔隙度差值，能够实现直观、快速、准确识别油藏流体性质的目的。
根据本发明的一个方面，提供了一种致密砂岩油藏的油水性质识别方法，包括：
S1采集声波时差和中子测井曲线，并转换为相对应的声波孔隙度和中子孔隙度曲线；
S2对转换得到的声波孔隙度和中子孔隙度曲线进行校正，使声波孔隙度和中子孔隙度曲线在泥岩层叠合，构建流体指示曲线；
S3通过流体指示曲线中声波孔隙度和中子孔隙度的差值，建立致密砂岩油藏的油水性质判别标准，对油水性质识别。
本发明中，中子测井曲线由中子孔隙度测井仪器得到，中子孔隙度测井是用中子探测器测量热中子或超热中子计数率，并将计数率换算成视石灰岩孔隙度的一类测井方法。热中子或超热中子计数率主要决定于地层含氢量，直接与地层孔隙度和孔隙流体性质有关。因此，中子孔隙度测井引入了含氢指数的概念，并规定淡水(纯水)含氢指数为1，而任何其它物质的含氢指数与其单位体积内的氢核数成正比，即
式中：
H：含氢指数；
ρ：介质密度，g/cm3；
x：介质分子中的氢原子数；
M：介质的分子量。
油气的含氢指数可根据其组分和密度来估算，对于分子式为CHx(分子量为12+x)和密度为ρo的烃，其含氢指数为
式中：
Ho：油气的含氢指数；
ρo：油气的密度，g/cm3；
x：介质分子中的氢原子数。
对于成分以CnHnx为主的石油(ρo>0.25g/cm3)来说，根据原油化学分析结果有
x＝4-2.5ρo
式中：
Ho：油气的含氢指数；
ρo：油气的密度，g/cm3；
x：介质分子中的氢原子数。
以鄂南渭北油田长3致密砂岩油藏为例，原油密度ρo＝0.838g/cm3，则Ho＝1.033。与纯水层的含氢指数相差很小。表明当地层的岩石骨架、孔隙度和井眼条件完全相同的情况下，储层含油或者含水对中子测井的影响不大，即含油层的中子孔隙度值与含水层的中子孔隙度值差异很小。
本发明中，声波时差是通过声波测井仪器得到，声波测井是通过测量声波在井壁地层中传播速度来判断地层的地质特性的测井方法。在相同井眼条件、地层骨架和孔隙度等环境下，其测量值大小只与孔隙内的流体性质有关。例如密度为1g/cm3的纯水层，其声波时差值为189μs/ft；原油密度为0.88g/cm3的油层，其声波时差值为235μs/ft。这就表明，当地层的岩石骨架、孔隙度和井眼条件完全相同的情况下，储层声波时差值随着地层含油饱和度的增加而增加，即含油层的声波孔隙度值大于含水层的声波孔隙度值。
中子孔隙度测井和声波孔隙度测井在储层不同含油情况下测量差异就为利用声波孔隙度-中子孔隙度差值识别同一地层的流体性质提供了理论依据。如果将两条孔隙度曲线在纯水层或者泥岩层(正常情况下测井技术认为泥岩层含水饱和度为100％)在一定刻度下重合，那么会出现随着地层含油饱和度的增大，声波孔隙度值大于中子孔隙度值的现象，即水层两者差异最小，油层两者差异最大，油水同层两者差异居中。
进一步地，通过以下公式将声波时差和中子测井曲线转换为相应的孔隙度曲线：
声波孔隙度转换公式为：
式中：
φs：声波孔隙度，％；
Δt：目的层声波时差测井值，单位μs/ft；
Δtmac：地层岩石骨架声波时差值，单位μs/ft；
Δtf：地层流体声波时差值，单位μs/ft；
中子孔隙度转换公式为：
式中：
φN：中子孔隙度，％
ΦN：目的层中子测井值，单位p.u；
ΦNmac：地层岩石骨架中子值，单位p.u；
ΦNf：地层流体中子值，单位p.u。
进一步地，所述声波孔隙度和中子孔隙度曲线校正方法为：
将声波孔隙度和中子孔隙度曲线的坐标轴范围设为0至M％，以储层泥岩层的声波孔隙度曲线作为基线，如果该泥岩层的声波孔隙度值为A％，中子孔隙度值为B％，B-A＝C，说明中子孔隙度比声波孔隙度计算值相差C％，调整中子孔隙度坐标轴范围，将中子孔隙度坐标轴范围改为(0+C)％至(M+C)％，使上述两条孔隙度曲线在泥岩层实现重合，中子孔隙度绝对值的大小按照声波孔隙度的刻度重新读数；
或调整声波孔隙度坐标轴范围，将声波孔隙度坐标轴范围改为(0-C)％至(M-C)％，使上述两条孔隙度曲线在泥岩层实现重合，中子孔隙度绝对值的大小按照声波孔隙度的刻度重新读数；完成孔隙度测井曲线的校正。
进一步地，所述致密砂岩油藏的判别标准为：按照声波孔隙度的刻度读数结果，在相同深度下，
中子孔隙度大于10％，且声波孔隙度大于中子孔隙度，声波孔隙度与中子孔隙度差值在2％-6％之间时，为油层；
中子孔隙度在8％-10％之间，且声波孔隙度大于中子孔隙度，声波孔隙度与中子孔隙度差值在1-4％之间，为油水同层；
中子孔隙度大于10％，且声波孔隙度与中子孔隙度差值等于0％，为水层；
中子孔隙度大于10％，且声波孔隙度与中子孔隙度差值等于0％，为泥质干层；
中子孔隙度小于10％，声波孔隙度大于中子孔隙度，声波孔隙度和中子孔隙度差值在3％-6％之间，为物性干层。
根据本发明的另一方面，提供了一种致密砂岩油藏的油水性质识别系统，包括：
油藏资料采集装置，用于采集油藏测井资料；
声波时差和中子测井资料转换装置，用于选取声波时差和中子测井曲线，并转换为相应的声波孔隙度和中子曲线；
测井资料重构装置，用于将声波孔隙度和中子孔隙度曲线校正，使声波孔隙度曲线和中子孔隙度曲线在储层上覆或下覆泥岩层叠合，构建流体指示曲线；
储层性质分析装置，用于对流体指示曲线分析，确定致密砂岩油藏的油水性质。
其中，所述油藏测井资料包括自然电位、自然伽马、井径、电阻率曲线和三孔隙度曲线。
进一步地，所述声波时差和中子测井资料转换装置通过以下公式将声波时差和中子测井曲线转换为相应的孔隙度曲线：
声波孔隙度转换公式为：
式中：
φs：声波孔隙度，％；
Δt：目的层声波时差测井值，单位μs/ft；
Δtmac：地层岩石骨架声波时差值，单位μs/ft；
Δtf：地层流体声波时差值，单位μs/ft；
中子孔隙度转换公式为：
式中：
φN：中子孔隙度，％
ΦN：目的层中子测井值，单位p.u；
ΦNmac：地层岩石骨架中子值，单位p.u；
ΦNf：地层流体中子值，单位p.u。
进一步地，所述测井资料重构装置，通过以下方式实现声波孔隙度和中子孔隙度测井曲线校正：
将声波孔隙度和中子孔隙度曲线的坐标轴范围设为0-M％，以储层泥岩层的声波孔隙度曲线作为基线，如果该泥岩层的视声波孔隙度值为A％，视中子孔隙度值为B％，B-A＝C，说明中子孔隙度比声波孔隙度计算值相差C％，将中子孔隙度坐标轴范围改为(0+C)％至(M+C)％，使上述两条孔隙度曲线在泥岩层实现重合，中子孔隙度绝对值的大小按照声波孔隙度的刻度重新读数；
或调整声波孔隙度坐标轴范围，将声波孔隙度坐标轴范围改为(0-C)％至(M-C)％，使上述两条孔隙度曲线在泥岩层实现重合，中子孔隙度绝对值的大小按照声波孔隙度的刻度重新读数；完成孔隙度测井曲线的校正。
进一步地，储层性质分析装置确定致密砂岩油藏的油水性质的方法为：
利用声波时差和中子测井资料对于原油和地层水的响应差异，通过比较声波孔隙度和中子孔隙度的大小来建立判别油藏中油水性质的标准，进行油水性质识别。
进一步地，所述判别油藏中油水性质的标准是：按照声波孔隙度的刻度读数结果，相同深度下，
中子孔隙度大于10％，且声波孔隙度大于中子孔隙度，声波孔隙度与中子孔隙度差值在2％-6％之间时，为油层；
中子孔隙度在8％-10％之间，且声波孔隙度大于中子孔隙度，声波孔隙度与中子孔隙度差值在1-4％之间，为油水同层；
中子孔隙度大于10％，且声波孔隙度与中子孔隙度差值等于0％，为水层；
中子孔隙度大于10％，且声波孔隙度与中子孔隙度差值等于0％，为泥质干层；
中子孔隙度小于10％，声波孔隙度大于中子孔隙度，声波孔隙度和中子孔隙度差值在3％-6％之间，为物性干层。
本发明利用声波、中子孔隙度资料在致密砂岩油藏中识别油水层的方法，避免了传统的电阻率和三孔隙度测井油水识别方法中由于岩性、井眼条件、泥浆等非流体因素的影响，能够快速、准确识别储层流体性质，大幅提高测井技术在致密砂岩储层流体识别的准确度。大大提高了对油气田开发的指导作用。
附图说明
图1是测井曲线剖面图。
具体实施方式
以下结合实施例对本发明进行详细说明，但本发明并不受下述实施例限定。
实施例1
一种致密砂岩油藏的油水性质识别方法，包括：
S1采集油藏测井资料，将声波时差和中子测井曲线根据各自的响应方程分别计算得到相对应的声波孔隙度和中子孔隙度曲线；
声波孔隙度转换公式为：
式中：
φs：声波孔隙度，％；
Δt：目的层声波时差测井值，单位μs/ft；
Δtmac：地层岩石骨架声波时差值，单位μs/ft；
Δtf：地层流体声波时差值，单位μs/ft；
中子孔隙度转换公式为：
式中：
φN：中子孔隙度，％
ΦN：目的层中子测井值，单位p.u；
ΦNmac：地层岩石骨架中子值，单位p.u；
ΦNf：地层流体中子值，单位p.u。
S2对声波孔隙度和中子孔隙度曲线进行校正，使声波孔隙度和中子孔隙度曲线在泥岩层叠合，构建流体指示曲线；
具体的操作是：首先将声波孔隙度和中子孔隙度曲线的坐标轴范围设为0-50％，以储层上覆泥岩层的声波孔隙度曲线作为基线，如果该泥岩层的视声波孔隙度值为10％，视中子孔隙度值为15％，说明中子孔隙度比声波孔隙度计算值大5％，对中子孔隙度坐标轴范围进行调整。把中子孔隙度坐标轴范围改为5％-55％，则上述两条孔隙度曲线在泥岩层实现了重合，而中子孔隙度绝对值的大小按照声波孔隙度的刻度重新读数。
因此，在分析过程中利用声波时差和中子测井资料对于原油和地层水的响应差异，通过比较流体指示曲线中声波孔隙度和中子孔隙度的在相同深度下差值大小来建立致密砂岩油藏中油层、油水同层、水层以及干层判别标准，进行油水性质识别。
所述致密砂岩油藏的判别标准为：按照声波孔隙度的刻度读数结果，相同深度下，
中子孔隙度大于10％，且声波孔隙度大于中子孔隙度，声波孔隙度与中子孔隙度差值在2％-6％之间时，为油层；
中子孔隙度在8％-10％之间，且声波孔隙度大于中子孔隙度，声波孔隙度与中子孔隙度差值在1-4％之间，为油水同层；
中子孔隙度大于10％，且声波孔隙度与中子孔隙度差值等于0％，为水层；
中子孔隙度大于10％，且声波孔隙度与中子孔隙度差值等于0％，为泥质干层；
中子孔隙度小于10％，声波孔隙度大于中子孔隙度，声波孔隙度和中子孔隙度差值在3％-6％之间，为物性干层。
利用本发明提供的方法对某致密砂岩油田进行单井测井解释，如图1所示，其中2、4为油层，6、8为油水同层，10为水层，7为泥质干层，1、3、5、9为物性干层，测井解释情况与单层测试结果一致，证明了本发明的实用性和准确性。
实施例2
一种致密砂岩油藏的油水性质识别系统，包括：
油藏资料采集装置，用于采集油藏测井资料；所述油藏测井资料包括自然电位、自然伽马、井径、电阻率曲线和三孔隙度曲线。
声波时差和中子测井资料转换装置，用于选取声波时差和中子测井曲线，并转换为相应的声波孔隙度和中子孔隙度曲线；
其中，使用的转换公式为：
声波孔隙度转换公式为：
式中：
φs：声波孔隙度，％；
Δt：目的层声波时差测井值，单位μs/ft；
Δtmac：地层岩石骨架声波时差值，单位μs/ft；
Δtf：地层流体声波时差值，单位μs/ft；
中子孔隙度转换公式为：
式中：
φN：中子孔隙度，％
ΦN：目的层中子测井值，单位p.u；
ΦNmac：地层岩石骨架中子值，单位p.u；
ΦNf：地层流体中子值，单位p.u。
测井资料重构装置，用于将声波孔隙度和中子孔隙度曲线校正，使声波孔隙度曲线和中子孔隙度曲线在储层上覆或下覆泥岩层叠合，构建流体指示曲线，与其他测井资料构成测井曲线剖面图；
其中，通过以下方式实现声波孔隙度和中子孔隙度测井曲线校正：
将声波孔隙度和中子孔隙度曲线的坐标轴范围设为0-M％，以储层泥岩层的声波孔隙度曲线作为基线，如果该泥岩层的视声波孔隙度值为A％，视中子孔隙度值为B％，B-A＝C，说明中子孔隙度比声波孔隙度计算值相差C％，调整中子孔隙度的坐标轴范围为(0+C)％至(M+C)％，使上述两条孔隙度曲线在泥岩层实现重合，中子孔隙度绝对值的大小按照声波孔隙度的刻度重新读数；
或调整声波孔隙度坐标轴范围，将声波孔隙度坐标轴范围改为(0-C)％至(M-C)％，使上述两条孔隙度曲线在泥岩层实现重合，中子孔隙度绝对值的大小按照声波孔隙度的刻度重新读数；完成孔隙度测井曲线的校正。
储层性质分析装置，用于对流体指示曲线分析，确定致密砂岩油藏的油水性质。
储层性质分析装置确定致密砂岩油藏的油水性质的方法为：
利用声波时差和中子测井资料对于原油和地层水的响应差异，通过比较流体指示曲线中声波孔隙度和中子孔隙度的大小来建立判别油藏中油水性质的标准，进行油水性质识别。
其中，建立的判别油藏中油水性质的标准是：按照声波孔隙度的读数结果，相同深度下，
中子孔隙度大于10％，且声波孔隙度大于中子孔隙度，声波孔隙度与中子孔隙度差值在2％-6％之间时，为油层；
中子孔隙度在8％-10％之间，且声波孔隙度大于中子孔隙度，声波孔隙度与中子孔隙度差值在1-4％之间，为油水同层；
中子孔隙度大于10％，且声波孔隙度与中子孔隙度差值等于0％，为水层；
中子孔隙度大于10％，且声波孔隙度与中子孔隙度差值等于0％，为泥质干层；
中子孔隙度小于10％，声波孔隙度大于中子孔隙度，声波孔隙度和中子孔隙度差值在3％-6％之间，为物性干层。
虽然在上文中已经参考了一些实施例对本发明进行了描述，然而在不脱离本发范围的情况下，可以对其进行各种改进，本发明所披露的各个实施例中的各项特征均可通过任意方式相互结合起来使用，在本说明书中未对这些组合的情况进行穷举性的描述仅仅是出于省略篇幅和节约资源的考虑。因此，本发明并不局限于文中公开的特定实施例，而是落入权利要求的范围的所有技术方案。
Claims (10)
1.一种致密砂岩油藏的油水性质识别方法，包括：
S1采集声波时差和中子测井资料，并转换为相对应的声波孔隙度和中子孔隙度曲线；
S2对转换得到的声波孔隙度和中子孔隙度曲线进行校正，使声波孔隙度和中子孔隙度曲线在泥岩层叠合，构建流体指示曲线；
S3根据流体指示曲线中的声波孔隙度和中子孔隙度的差值，确定致密砂岩油藏的油水性质判别标准，对油水性质识别。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述S1中，通过以下公式将声波时差和中子测井曲线转换为相应的孔隙度曲线：
声波孔隙度转换公式为：
式中：
φs：声波孔隙度，％；
Δt：目的层声波时差测井值，单位μs/ft；
Δtmac：地层岩石骨架声波时差值，单位μs/ft；
Δtf：地层流体声波时差值，单位μs/ft；
中子孔隙度转换公式为：
式中：
φN：中子孔隙度，％
ΦN：目的层中子测井值，单位p.u；
ΦNmac：地层岩石骨架中子值，单位p.u；
ΦNf：地层流体中子值，单位p.u。
3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述S2中，声波孔隙度和中子孔隙度曲线校正方法为：
将声波孔隙度和中子孔隙度曲线的坐标轴范围设为0至M％，0<M<100，以储层上覆或下覆泥岩层的声波孔隙度曲线作为基线，记中子孔隙度与声波孔隙度差值为C％，则调整中子孔隙度坐标轴范围，将中子孔隙度坐标轴范围改为(0+C)％至(M+C)％，使上述两条孔隙度曲线在泥岩层实现重合，中子孔隙度的大小按照声波孔隙度的刻度重新读数；
或调整声波孔隙度坐标轴范围，将声波孔隙度坐标轴范围改为(0-C)％至(M-C)％，使上述两条孔隙度曲线在泥岩层实现重合，中子孔隙度的大小按照声波孔隙度的刻度重新读数；完成孔隙度测井曲线的校正。
4.根据权利要求1-3任一项所述的方法，其特征在于，所述S3中，致密砂岩油藏的判别标准为：按照声波孔隙度刻度读数结果，相同深度下，
中子孔隙度大于10％，且声波孔隙度大于中子孔隙度，声波孔隙度与中子孔隙度差值在2％-6％之间，为油层；
中子孔隙度在8％-10％之间，且声波孔隙度大于中子孔隙度，声波孔隙度与中子孔隙度差值在1-4％之间，为油水同层；
中子孔隙度大于10％，且声波孔隙度与中子孔隙度差值等于0％，为水层；
中子孔隙度大于10％，且声波孔隙度与中子孔隙度差值等于0％，为泥质干层；
中子孔隙度小于10％，声波孔隙度大于中子孔隙度，声波孔隙度和中子孔隙度差值在3％-6％之间，为物性干层。
5.一种致密砂岩油藏的油水性质识别系统，包括：
油藏资料采集装置，用于油藏测井资料；
声波时差和中子测井资料转换装置，用于选取测井资料中声波时差和中子测井曲线，并转换为相应的声波孔隙度和中子孔隙度曲线；
测井资料重构装置，用于将声波孔隙度和中子孔隙度曲线校正，使声波孔隙度曲线和中子孔隙度曲线在储层上覆或下覆泥岩层叠合，构建流体指示曲线；
储层性质分析装置，用于对流体指示曲线分析，确定致密砂岩油藏的油水性质。
6.根据权利要求5所述的识别系统，其特征在于，所述油藏测井资料包括自然电位、自然伽马、井径、电阻率曲线和三孔隙度曲线。
7.根据权利要求5或6所述的识别系统，其特征在于，所述声波时差和中子测井资料转换装置通过以下公式将声波时差和中子测井曲线转换为相应的孔隙度曲线：
声波孔隙度转换公式为：
式中：
φs：声波孔隙度，％；
Δt：目的层声波时差测井值，单位μs/ft；
Δtmac：地层岩石骨架声波时差值，单位μs/ft；
Δtf：地层流体声波时差值，单位μs/ft；
中子孔隙度转换公式为：
式中：
φN：中子孔隙度，％
ΦN：目的层中子测井值，单位p.u；
ΦNmac：地层岩石骨架中子值，单位p.u；
ΦNf：地层流体中子值，单位p.u。
8.根据权利要求5-7任一项所述的识别系统，其特征在于，所述测井资料重构装置，通过以下方式实现声波孔隙度和中子孔隙度测井曲线校正：
将声波孔隙度和中子孔隙度曲线的坐标轴范围设为0-M％，以储层上覆或下覆泥岩层的声波孔隙度曲线作为基线，记中子孔隙度与声波孔隙度差值为C％，则将中子孔隙度坐标轴范围改为(0+C)％至(M+C)％，使上述两条孔隙度曲线在泥岩层实现重合，中子孔隙度的大小按照声波孔隙度的刻度重新读数；
或调整声波孔隙度坐标轴范围，将声波孔隙度坐标轴范围改为(0-C)％至(M-C)％，使上述两条孔隙度曲线在泥岩层实现重合，中子孔隙度的大小按照声波孔隙度的刻度重新读数；完成孔隙度测井曲线的校正。
9.根据权利要求5-8任一项所述的识别系统，其特征在于，储层性质分析装置，确定致密砂岩油藏的油水性质的方法为：
利用声波时差和中子测井资料对于原油和地层水的响应差异，通过比较流体指示曲线中声波孔隙度和中子孔隙度的大小来建立判别油藏中油水性质的标准，进行油水性质识别。
10.根据权利要求9所述的识别系统，其特征在于，所述判别油藏中油水性质的标准是：按照声波孔隙度刻度读数结果，相同深度下，
中子孔隙度大于10％，且声波孔隙度大于中子孔隙度，声波孔隙度与中子孔隙度差值在2％-6％之间时，为油层；
中子孔隙度在8％-10％之间，且声波孔隙度大于中子孔隙度，声波孔隙度与中子孔隙度差值在1-4％之间，为油水同层；
中子孔隙度大于10％，且声波孔隙度与中子孔隙度差值等于0％，为水层；
中子孔隙度大于10％，且声波孔隙度与中子孔隙度差值等于0％，为泥质干层；
中子孔隙度小于10％，声波孔隙度大于中子孔隙度，声波孔隙度和中子孔隙度差值在3％-6％之间，为物性干层。
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