CN108594328B - 一种识别致密岩甜点的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种识别致密岩甜点的方法，其包括以下步骤：获取致密油储层对应深度处的测井值并确定对应深度处的储层类型，针对不同的层段做测井多参数散点交汇图，并在图上作出区分储层类型的分界线，将图的坐标系进行旋转使得分界线与新的坐标系的x轴重叠，在旋转后的图的y轴上读取区分储层类型的单一门槛值。本发明的有益之处在于：利用坐标旋转法对测井多参数散点交汇图进行降维处理，解决了单一测井曲线对致密油储层岩石物性响应关系不明显的技术问题，实现了储层类型识别在纵向上的连续性，与核磁孔隙度得到的储层类型吻合度好，实现了通过单一门槛值简便、快捷的识别致密油地质“甜点”。
Description
技术领域
本发明涉及一种识别方法，具体涉及一种识别致密岩甜点的方法。
背景技术
致密油是指以吸附或游离状态赋存于生油岩中，或与生油岩互层、紧邻的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集岩中，未经过大规模长距离运移的石油聚集，是一种非常规石油资源，有储层低孔低渗的特点。
孔隙度和渗透率是描述储层储集和渗流能力的物性参数，也是划分储层类型的重要依据。根据现行的储层分类标准和国内外勘探开发实践，一般情况下，致密油储层孔隙度小于10％，基质覆压渗透率小于0.1mD。
按空气渗透率1mD(一般基质覆压渗透率0.1mD)作为致密油储层渗透率上限，对中国主要致密油储层孔隙度进行概率统计，依据统计结果基本可将致密油储层划分为3类：Ⅰ类储层的孔隙度为7％-10％，Ⅱ类储层的孔隙度为4％-7％，Ⅲ类储层的孔隙度小于4％。
储层类型划分的依据：孔隙度7％是不含水状态下轻质油在低渗透岩石中的渗流界限，孔隙度大于7％时，轻质油可以达西流动状态相对自由流动，孔隙度小于7％时，以非达西渗流为主，将存在启动压力梯度，其流动将受到很大限制，孔隙度小于4％的致密储层以纳米孔为主，仍赋存一定资源，但由于开发成本高，经济开采难度大，资源品质较差。
致密油储层物性差，非均质性强，甜点储层与围岩波阻抗差异较小，常规储层反演方法预测难度较大。致密油储层的测井响应特征与常规油气储层、泥质围岩或灰质围岩等明显不同。常规油气层一般呈低自然伽马、低密度、高电阻率等特征，自然伽马曲线一般只受储层中泥质的影响；而在致密砂岩油储层中自然伽马值是干酪根含量和泥质含量的函数，致密砂岩油储层的高自然伽马值特征主要是由于致密砂岩油储层中的有机质含量引起的。致密储层所具有的低孔、低渗、油水关系复杂等特点使得测井解释存在着符合率低、效果欠佳等问题。
准葛尔盆地吉木萨尔地区中二叠统卢草沟组致密油储层岩性以致密砂质、云质岩为主，主要包括砂屑白云岩、白云质粉砂岩、泥晶白云岩以及少量岩屑砂岩、含钙长石粉砂岩。电性参数包括自然伽马、自然电位、电阻率、中子孔隙度、声波、密度、横波等，单一的电性参数对岩石物性的响应关系不明显，单一的测井曲线很难将储层类型有效的区分开来，测井多参数交会图虽然能将不同的储层类型区分出来，但没有一个单一的门槛值对这些类型进行简单快捷的识别。
发明内容
为解决现有技术的不足，本发明的目的在于提供一种可以简单、快捷的识别致密岩甜点的方法。
为了实现上述目标，本发明采用如下的技术方案：
一种识别致密岩甜点的方法，其特征在于，包括以下步骤：
Step1：获取致密油储层对应深度处的测井曲线中的核磁孔隙度测井值、纵波速度测井值、横波速度测井值、密度测井值，并根据核磁孔隙度测井值确定对应深度处的储层类型；
Step2：将储层类型分别与纵波速度测井值、横波速度测井值、密度测井值做相关性分析，针对不同的层段做测井多参数散点交汇图，并在测井多参数散点交汇图上作出区分储层类型的分界线，得到分界线的拟合曲线y＝kx+h；
Step3：将测井多参数散点交汇图的坐标系进行旋转，使得分界线与新的坐标系的x轴重叠；
Step4：在旋转后的测井多参数散点交汇图的y轴上读取区分储层类型的单一门槛值。
前述的识别致密岩甜点的方法，其特征在于，在Step2中，前述储层类型与纵波速度测井值、横波速度测井值、密度测井值的相关性均满足R2>0.1，R为相关系数。
前述的识别致密岩甜点的方法，其特征在于，前述测井多参数散点交汇图为：密度-纵波速度交汇图和横波阻抗-纵波阻抗交汇图。
前述的识别致密岩甜点的方法，其特征在于，在前述横波阻抗-纵波阻抗交汇图中，横波阻抗值通过密度测井值与横波速度测井值相乘获得，纵波阻抗值通过密度测井值与纵波速度测井值相乘获得。
前述的识别致密岩甜点的方法，其特征在于，在Step3中，坐标系旋转的具体步骤为：
(1)设任意P点在旧坐标系xoy中的坐标为(x,y),旧坐标系旋转θ角后得到新坐标系x′oy′，旧坐标系逆时针旋转θ取正值，顺时针旋转θ取负值，旋转后P点坐标变为(x′,y′)，新、旧坐标系之间的计算关系式如下：
(2)根据新、旧坐标系之间的计算关系式得到坐标系旋转拟合曲线，该坐标系旋转拟合曲线的表达式为：
上甜点：S＝Density×cos(θ×π/180)+P_wave×sin(θ×π/180)
下甜点：S＝Zs×cos(θ×π/180)+Zp×sin(θ×π/180)
其中，S为甜点识别门槛值；
π为常数，π＝3.14；
Density为密度测井值，g/cm3；
P_wave为纵波速度测井值，m/s；
Zs为横波阻抗测井值，Ω；
Zp为纵波速度测井值，Ω；
(3)针对上甜点，θ＝(arctank*180)/π，将旧坐标系旋转θ角后得到新的坐标系；
针对下甜点，θ＝(arctank*180)/π，将旧坐标系旋转θ角后得到新的坐标系。
本发明的有益之处在于：
1、本发明提供的识别致密岩甜点方法，综合了核磁孔隙度、纵波速度测井值、横波速度测井值、密度测井值对储层类型的响应，利用坐标旋转法对测井多参数散点交汇图进行降维处理，解决了单一测井曲线对致密油储层岩石物性响应关系不明显的技术问题，实现了储层类型识别在纵向上的连续性，与核磁孔隙度得到的储层类型吻合度好，实现了通过单一门槛值简便、快捷的识别致密油地质“甜点”，该方法在吉木萨尔地区中二叠统芦草沟组致密油储层“甜点”识别中取得了很好的应用效果；
2、参数的选择直观可靠，不需要进行函数的换算，大大提高了致密岩甜点识别的便捷性和客观性。
附图说明
图1是准葛尔盆地吉木萨尔地区J174井中二叠统芦草沟组钻遇的致密岩储层测井曲线特征响应图；
图2是准葛尔盆地吉木萨尔地区J174井中二叠统芦草沟组上甜点井段密度-纵波速度交汇图；
图3是准葛尔盆地吉木萨尔地区J174井中二叠统芦草沟组上甜点井段密度-纵波速度坐标旋转后的交汇图；
图4是准葛尔盆地吉木萨尔地区J174井中二叠统芦草沟组下甜点井段横波阻抗-纵波阻抗交汇图；
图5是准葛尔盆地吉木萨尔地区J174井中二叠统芦草沟组下甜点井段横波阻抗-纵波阻抗坐标旋转后的交汇图；
图6是坐标系旋转计算图。
具体实施方式
以准葛尔盆地吉木萨尔地区J174井为例，该井在试油段3116m-3146m和试油段3255m-3314m分别钻遇中二叠统芦草沟组致密砂岩储层，该致密岩储层的测井曲线特征响应图如图1所示。
以下结合附图和具体实施例对本发明作具体的介绍。
Step1：获取对应深度处的核磁孔隙度测井值、纵波速度测井值、横波速度测井值、密度测井值，并确定储层类型
获取致密油储层对应深度处的测井曲线中的核磁孔隙度测井值、纵波速度测井值、横波速度测井值、密度测井值，这些测井值都来自于对应曲线(核磁孔隙度测井曲线、纵波速度测井曲线、横波速度测井曲线、密度测井曲线)的相应特征。
此外，我们还利用获取到的密度测井值、纵波速度测井值和横波速度测井值分别计算获得了纵波阻抗值和横波阻抗值。其中，纵波阻抗值通过密度测井值与纵波速度测井值相乘获得，横波阻抗值通过密度测井值与横波速度测井值相乘获得。
然后，根据核磁孔隙度测井值确定对应深度处的储层类型。
各测井值的获取结果以及确定的储层类型见表1和表2。
表1吉木萨尔地区J174井上甜点不同深度处的测井值以及储层类型
表2吉木萨尔地区J174井下甜点不同深度处的测井值以及储层类型
Step2：针对不同的层段做测井多参数散点交汇图，并在测井多参数散点交汇图上作出区分储层类型的分界线
首先，将储层类型分别与纵波速度测井值、横波速度测井值、密度测井值做相关性分析，经计算，相关性均满足R2>0.1，R为相关系数。
然后，针对不同的层段做测井多参数散点交汇图，包括：密度-纵波速度交汇图(如图2所示)和横波阻抗-纵波阻抗交汇图(如图4所示)。
最后，在测井多参数散点交汇图上作出区分储层类型的分界线，即图2和图4中的实线，得到分界线的拟合曲线y＝kx+h。
Step3：将测井多参数散点交汇图的坐标系进行旋转
将测井多参数散点交汇图的坐标系进行旋转，使得分界线与新的坐标系的x轴重叠，坐标系旋转的具体步骤为：
(1)设任意P点在旧坐标系xoy中的坐标为(x,y),旧坐标系旋转θ角后得到新坐标系x′oy′，θ是旋转角，是指旧坐标系旋转到新坐标系的角度，旧坐标系逆时针旋转θ取正值，顺时针旋转θ取负值，旧坐标系旋转后P点坐标变为(x′,y′)，根据图6所示的坐标系旋转计算图可得到新、旧坐标之间的计算关系式如下：
(2)首先，利用上述新、旧坐标之间的计算关系式(即坐标系旋转公式)计算点的坐标，步骤如下：
(a)确定新坐标系的原点：选择旧坐标系的原点为原点；
(b)确定新坐标系：根据Step2中的分界线与x轴重合定为新坐标系；
(c)确定旋转角：根据公式(1)可确定旋转角θ＝(arctank*180)/π；
(d)根据公式(1)计算新坐标系的坐标(x′,y′)。
然后，根据坐标系旋转公式得到坐系标旋转拟合曲线，该坐标旋转拟合曲线的表达式为：
上甜点：S＝Density×cos(θ×π/180)+P_wave×sin(θ×π/180)
下甜点：S＝Zs×cos(θ×π/180)+Zp×sin(θ×π/180)
其中，S为甜点识别门槛值；
θ为旋转角度，°；
π为常数，π＝3.14；
Density为密度测井值，g/cm3；
P_wave为纵波速度测井值，m/s；
Zs为横波阻抗测井值，Ω；
Zp为纵波速度测井值，Ω。
(3)针对上甜点，θ＝(arctank*180)/π，经计算，θ＝0.01°，将旧坐标系逆时针旋转0.01°，得到新的坐标系。
针对下甜点，θ＝(arctank*180)/π，经计算，θ＝29°，将旧坐标系逆时针旋转29°，得到新的坐标系。
Step4：在旋转后的测井多参数散点交汇图上读取区分储层类型的单一门槛值
在旋转后的测井多参数散点交汇图的y轴上读取区分储层类型的单一门槛值。针对上储层段，通过新坐标系的纵坐标上单一门槛值1.7可以识别出上甜点，纵坐标值小于1.7为一类储层，大于1.7为二、三类储层及非储层；针对下储层段，通过新坐标系的纵坐标上单一门槛值-80可以识别出下甜点，纵坐标值小于-80的为一、二类储层，大于-80的为三、四类储层。
图3和图5分别显示了上甜点、下甜点识别的单一门槛值。
由此可见，我们通过对测井多参数散点交汇图进行降维处理，找到了单一的门槛值来识别致密岩“甜点”，使得地质“甜点”的识别更简单、更快捷。
需要说明的是，上述实施例不以任何形式限制本发明，凡采用等同替换或等效变换的方式所获得的技术方案，均落在本发明的保护范围内。
Claims (2)
1.一种识别致密岩甜点的方法，其特征在于，包括以下步骤：
Step1：获取致密油储层对应深度处的测井曲线中的核磁孔隙度测井值、纵波速度测井值、横波速度测井值、密度测井值，并根据核磁孔隙度测井值确定对应深度处的储层类型；
Step2：将储层类型分别与纵波速度测井值、横波速度测井值、密度测井值做相关性分析，针对不同的层段做测井多参数散点交汇图，并在测井多参数散点交汇图上作出区分储层类型的分界线，得到分界线的拟合曲线y＝kx+h，其中，所述储层类型与纵波速度测井值、横波速度测井值、密度测井值的相关性均满足R2＞0.1，R为相关系数，所述测井多参数散点交汇图为：密度-纵波速度交汇图和横波阻抗-纵波阻抗交汇图；
Step3：将测井多参数散点交汇图的坐标系进行旋转，使得分界线与新的坐标系的x轴重叠，其中，坐标系旋转的具体步骤为：
(1)设任意P点在旧坐标系xoy中的坐标为(x,y)，旧坐标系旋转θ角后得到新坐标系x′oy′，旧坐标系逆时针旋转θ取正值，顺时针旋转θ取负值，旋转后P点坐标变为(x′,y′)，新、旧坐标系之间的计算关系式如下：
(2)根据新、旧坐标系之间的计算关系式得到坐标系旋转拟合曲线，该坐标系旋转拟合曲线的表达式为：
上甜点：S＝Density×cos(θ×π/180)+P_wave×sin(θ×π/180)
下甜点：S＝Zs×cos(θ×π/180)+Zp×sin(θ×π/180)
其中，S为甜点识别门槛值；
π为常数，π＝3.14；
Density为密度测井值，g/cm3；
P_wave为纵波速度测井值，m/s；
Zs为横波阻抗测井值，Ω；
Zp为纵波阻抗测井值，Ω；
(3)针对上甜点，θ＝(arctank*180)/π，将旧坐标系旋转θ角后得到新的坐标系；
针对下甜点，θ＝(arctank*180)/π，将旧坐标系旋转θ角后得到新的坐标系；
Step4：在旋转后的测井多参数散点交汇图的y轴上读取区分储层类型的单一门槛值。
2.根据权利要求1所述的识别致密岩甜点的方法，其特征在于，在所述横波阻抗-纵波阻抗交汇图中，横波阻抗值通过密度测井值与横波速度测井值相乘获得，纵波阻抗值通过密度测井值与纵波速度测井值相乘获得。
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Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
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| PB01 | Publication | ||
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| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
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| GR01 | Patent grant | ||
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