CN111594155A - 一种致密复杂岩性储层气层、水层识别方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种致密复杂岩性储层气层、水层识别方法，涉及石油勘探开发技术领域，用于解决现有技术中存在的基于常规测井曲线的识别方法来识别致密复杂岩性气层、水层时容易出现误判的技术问题。本发明提出的致密复杂岩性储层气层、水层识别方法，是依据常规测井电阻率测井测量原理和孔隙度测井测量原理，首先分析和消除影响孔隙度测井曲线和电阻率测井曲线值大小的主要因素，然后基于该测井资料，采用多因素放大含气测井响应的方法，构建双气强化因子，最终获得所研究地区的气水层识别依据。因此本发明的方法是致密复杂岩性气藏中快速识别气层、水层的新方法。
Description
技术领域
本发明涉及石油勘探开发技术领域，特别地涉及一种致密复杂岩性储层气层、水层识别方法。
背景技术
利用常规测井资料识别流体类型是石油勘探开发领域常用的识别方法。目前，识别气层的方法可以归纳如下：
(一)基于中子测井挖掘效应的方法，包括有双孔隙度重叠法、三孔隙度重叠/差值/比值法、视水层中子孔隙度测井值法等。代表性的专利有名称为一种适用于低孔低渗储层的气层、水层识别方法的中国专利，其公开号为CN102454398A。其原理是：中子孔隙度测井的挖掘效应，即因天然气氢浓度太低，其孔隙体积对快中子的减速能力比石灰岩骨架还低，将显示为负的含氢指数。这种方法的不足之处在于：(1)挖掘效应在高饱和度气层中比较明显，当气层为致密复杂岩性的低孔、低渗及低含气饱和度时，由于储集空间小、孔隙流体的影响变弱，以及岩石骨架复杂和测量误差等的影响，中子孔隙度测井的挖掘效应变得不明显，中子孔隙度测井曲线与密度和声波孔隙度测井曲线的幅度常有重叠交叉现象发生，以致可能会出现气层和水层解释混乱的现象(如图1所示)；(2)由于密度测井和中子测井探测深度较小，其识别效果很容易受井眼扩径的影响。
(二)孔隙度与电阻率交会法。非专利文献(黄春梅等，川西Q地区须家河组储层流体识别方法研究，工程地球物理学报，2012)是这类有代表性的文献。其不足在于：(1)实际地层水电阻率是未知的；(2)这里的电阻率是深侧向电阻率，其受致密复杂岩性骨架的影响大，流体对其响应特征贡献小；(3)致密复杂岩性的孔隙度求准是比较困难和复杂的，这不利于快速识别。
(三)岩石机械特性参数法(弹性模量法)。这种方法具代表性专利有：名称为一种去骨架影响的致密砂岩气层识别评价方法的中国专利，公开号为CN103792575A。其原理：当储层含气时,泊松比降低,体积压缩系数增大,故可以根据泊松比与体积压缩系数之间的包络面积有效识别气层。不足之处在于：(1)在高含气饱和度情况下体积压缩系数和泊松比对含气饱和度变化较敏感，但在低含气饱和度情况下就不一定如此；(2)其在储层流体识别中误判率较高；(3)体积压缩系数包含密度参数，而密度测井参数受井眼扩径影响大；(4)必须要求有偶极声波测井资料或阵列声波测井资料，多数情况下一般没有这种资料；(5)求解弹性模量的过程比较繁琐，不利于快速识别。
(四)多参数组合法(综合参数法)。这类方法包括特征参数法和综合指数法等。特征参数法例如非专利文献(郭振华等，大牛地气田盒2段致密砂岩气层测井评价，天然气地球科学,2010)。该研究指出：中子和电阻率测井参数在气层处反映灵敏；采用中子、电阻率与密度测井相结合，重构指示气层含气性的特征参数K1和K2，放大气层的响应特征。这里K1＝LLD/DEN，K2＝DEN*CNL。其不足之处在于：(1)特征参数K1和K2都严重受井眼扩径的影响，因为两特征参数都包含有密度参数(DEN)，其探测深度浅；(2)K1中的深侧向电阻率(LLD)，其受致密复杂岩性骨架的影响大，流体对其响应特征贡献小。综合指数法见非专利文献(黄春梅等，川西Q地区须家河组储层流体识别方法研究，工程地球物理学报，2012)。综合指数法(FTI)是基于气层上深浅侧向电阻率存在差异、岩性较纯和孔隙度较为发育。不足之处在于：(1)气层上常会出现深浅侧向电阻率差异不明显的情况；(2)孔隙结构指数是不好确定的，而且孔隙度常常是未知的。
但是，挖掘效应在常规砂岩气层中比较明显，当气层为复杂岩性，特别是致密复杂岩性储层时，由于岩石骨架复杂、储集空间小、以及测量误差等的影响，中子孔隙度测井的挖掘效应变得不明显,气水层难以识别(图1)；对于致密复杂岩性气层，由于其储集空间极为有限，电阻率和孔隙度测井资料受岩石骨架影响大，流体对其响应特征贡献小，测井曲线包含的流体信息较少，因此用孔隙度与电阻率交会法也容易造成误判。以上传统方法强调单因子识别气水关系，能排除的干扰因素很少，其具有很大的局限性，对于致密复杂岩性气层、水层的判识不准确。
因此目前采用上述的基于常规测井曲线的识别方法来识别致密复杂岩性气层、水层时，很容易出现误判。
发明内容
本发明提供一种致密复杂岩性储层气层、水层识别方法，用于解决现有技术中存在的基于常规测井曲线的识别方法来识别致密复杂岩性气水层时容易出现误判的技术问题。
本发明提供一种致密复杂岩性储层气层、水层识别方法，包括以下操作步骤：
通过常规测井资料构造含气性识别因子；
根据所述含气性识别因子建立研究区的储层中气层、水层的识别标准。
在一个实施方式中，所述测井资料包括中子孔隙度测井曲线，所述中子孔隙度测井曲线是经过井眼影响校正后的补偿中子测井曲线。
在一个实施方式中，所述测井资料还包括感应电阻率测井曲线、声波时差测井曲线和除上述测井曲线之外的其他常规测井曲线。
在一个实施方式中，所述含气性识别因子包括通过所述感应电阻率测井曲线和所述补偿中子测井曲线获得的第一气强化因子，以及通过所述感应电阻率测井曲线和所述声波时差测井曲线获得的第二气强化因子。
在一个实施方式中，所述第一气强化因子是所述感应电阻率测井曲线与所述补偿中子测井曲线的比值曲线。
在一个实施方式中，所述第二气强化因子是所述感应电阻率测井曲线与所述声波时差测井曲线的乘积曲线。
在一个实施方式中，根据所述含气性识别因子建立研究区的储层中气层、水层的识别标准包括以下步骤：
根据所述第一气强化因子、所述第二气强化因子以及所述常规测井曲线，获得测井曲线剖面图；
根据所述测井曲线剖面图以及已知的测试资料或生产测试资料，构建致密复杂岩性储层中气层、水层的测井曲线识别图版；
根据所述测井曲线识别图版，建立研究区的储层中气层、水层的识别标准；
根据所述识别标准对研究区未知气藏中的气层、水层进行测井识别。
在一个实施方式中，采用声波拟中子的方法对所述中子孔隙度曲线进行井眼影响校正。
在一个实施方式中，所述感应电阻率测井曲线为深探测感应测井曲线、深感应电阻率测井曲线或对应阵列感应测井曲线。
在一个实施方式中，所述常规测井曲线为自然伽玛曲线、自然电位测井曲线和电阻率测井曲线。
与现有技术相比，本发明的优点在于：克服了现有技术中存在的流体贡献不足，通过构造含气性识别因子，突出含气性影响，从而有利于提取含气性信息，对于致密复杂岩性储层中的水层，考虑其含气性微弱或不含气的特征，以保证判断结果准确。
附图说明
在下文中将基于实施例并参考附图来对本发明进行更详细的描述。
图1为现有技术中在2897-2901m井段致密复杂岩性储层挖掘效应不明显但测试为工业气层的识别图；
图2为本发明的实施例中致密复杂岩性储层气层、水层识别方法的流程图；
图3为本发明的实施例中杭锦旗地区XX6井3203-3220米段井眼影响校正后的测井曲线图；
图4为本发明的实施例中致密复杂岩性储层气层、水层识别图版；
图5为本发明的实施例中某井在2897-2901米井段双强化因子识别气层的特征图；
图6为本发明的实施例中某井在2797-2802米井段双强化因子识别水层的特征图。
具体实施方式
下面将结合附图对本发明作进一步说明。
如图1所示，采用现有技术的方法对某井在2897-2901m井段的气层、水层进行识别，在该井段致密复杂岩性储层挖掘效应不明显，即识别为水层，但经过实际测试为工业气层，因此现有技术的识别方法不准确。
如图2所示，本发明提供一种致密复杂岩性储层气层、水层识别方法，能够准确地识别致密复杂岩性储层气层、水层。其包括通过测井资料构造含气性识别因子，根据所述含气性识别因子建立研究区的储层中气层、水层的识别标准的操作步骤。因此本发明是基于不同测井方法反映含气性的原理特性，突出含气性影响以构造含气性识别因子，提取含气性信息，以保证识别结果与实际测试结果相一致。
本发明所述的测井资料包括中子孔隙度测井曲线(本文有时简称为中子曲线)。由于当井眼扩径严重时，中子孔隙度测井曲线会受到井眼影响从而导致误判。因此本发明中对中子孔隙度测井曲线进行井眼影响校正，获得补偿中子测井曲线(CNL)。因此通过对扩径范围超过3厘米的中子孔隙度测井曲线，均进行井眼影响校正，达到压制干扰信号的目的。
本发明所述的测井资料还包括感应电阻率测井曲线、声波时差测井曲线(AC或DT)和除上述测井曲线之外的其他常规测井曲线。
其中，感应电阻率测井曲线为深探测感应测井曲线(ILD)、深感应电阻率测井曲线(RILD)或对应阵列感应测井曲线(HT12或M2RX)。
另外，深感应电阻率测井曲线主要反映流体贡献，其受井眼影响很小。声波时差测井曲线受井眼影响也很小。
常规测井曲线为自然伽玛曲线、自然电位测井曲线和电阻率测井曲线。
在一个实施例中，利用声波时差测井是测量沿井壁传播的滑行波，并且测量时具有补偿作用以及一般受井眼影响较小的原理，而采用声波拟中子的方法对所述中子孔隙度曲线进行井眼影响校正。
进一步地，本发明所述的含气性识别因子包括第一气强化因子和第二气强化因子。
其中，第一气强化因子通过感应电阻率测井曲线和补偿中子测井曲线获得。具体来说，第一气强化因子为感应电阻率测井曲线与经过井眼影响校正后的中子孔隙度测井曲线的比值曲线IG，即IG＝ILD/CNL。其中，ILD的单位为欧姆米(Ω.m)，CNL的单位为百分数(％)。
第一气强化因子反映了单位中子孔隙度的电阻率大小。其意义在于储层含气会使电阻率增大，中子孔隙度降低，而将电阻率和中子孔隙度做比值组合，会突出含气性的影响，压制非含气性因素的影响。
另外，第二气强化因子通过感应电阻率测井曲线和声波时差测井曲线获得。具体来说，第二气强化因子为感应电阻率测井曲线与声波时差测井曲线的乘积曲线IGRA，即IGRA＝ILD×AC。其中，AC的单位为微秒每米(us/m)。
第二气强化因子反映了单位声波速度的电阻率大小。其意义在于储层含气会使电阻率和声波时差都增大，而将电阻率和声波时差做乘积组合会放大含气性的影响。
显然，第一气强化因子和第二气强化因子越大，则说明其含气性越好；否则，第一气强化因子和第一气强化因子越小，则说明其含气性越差、含水性越好。
在获得了比值曲线IG和乘积曲线IGRA后即可建立测井曲线识别图版并对研究区未知气藏中的气层、水层进行测井识别。
在一个具体的实施例中，本发明的方法包括以下步骤：
Step10：对中子孔隙度测井曲线进行井眼扩径校正，获得补偿中子测井曲线(CNL或NPHI)。
Step20：根据感应电阻率测井曲线(ILD)和补偿中子测井曲线(CNL)获得第一气强化因子，即比值曲线IG；根据感应电阻率测井曲线(ILD)和声波时差测井曲线(AC)获得第二气强化因子，即乘积曲线IGRA。
Step30：根据比值曲线IG、乘积曲线IGRA以及常规测井曲线(例如自然伽玛曲线、自然电位测井曲线或电阻率测井曲线等)，获得测井曲线剖面图。
Step40：根据测井曲线剖面图，结合生产测试资料或测试资料，寻找已知流体类型的第一气强化因子和第二气强化因子的识别依据，分别形成基于以上双强化因子的致密复杂岩性储层中气层、水层等的测井曲线识别图版。
需要说明的是，本发明所述的测试资料是指在勘探阶段获得的测试资料，而生产测试资料是指在开发阶段获得的测试资料。
Step50：根据测井曲线识别图版，建立研究地区的基于以上双强化因子的有效储层气层、水层的识别标准，进而依据该识别标准对未知气藏中的气层、水层进行有效的测井识别。
下面以杭锦旗地区致密复杂岩性气藏为例，对本发明的方法进行详细的说明。
杭锦旗地区井眼扩径比较普遍，因此需要考虑这种扩径对测井资料的影响。
第一步，对杭锦旗地区受井眼扩径影响严重(扩径范围超出3cm以上)的井段做中子测井的扩径校正。具体采用声波拟中子的方法对XX6井3203-3220米段中子孔隙度曲线进行井眼影响校正(如图3所示)。该校正是基于中子测井与声波测井的相关关系来进行的。
图3中CNLBX为扩径校正前的中子曲线，CNL为扩径校正后的中子曲线。如图3所示，图中在3205-3212.4米段在扩径影响未校正前按IGY和IGRA识别为水层，这与测试结果不符，因此说明未校正前按IGY和IGRA识别与实际测试结果之间误差较大。
需要说明的是，图3中的IGY为第一气强化因子IG曲线未进行扩径影响校正的曲线，IGCK为第一气强化因子IG曲线的下限值或界限值。第二步，利用一条深感应测井电阻率曲线(ILD)，一条中子测井曲线(CNL)以及一条声波时差测井曲线(AC)，构造第一气强化因子IG和第二气强化因子IGRA。这里IG＝ILD/CNL，IGRA＝ILD×AC。
第三步，根据第一气强化因子IG、第二气强化因子IGRA，再结合自然伽玛曲线、自然电位测井曲线以及电阻率测井曲线等其他常规测井曲线组成测井曲线剖面图。
第四步，根据以上步骤得到的测井曲线剖面图，结合杭锦旗地区60多个已知测试层段的测试资料，寻找已知储层流体性质的比值曲线IG和乘积曲线IGRA的判别依据，分别形成基于以上双强化因子的致密复杂岩性储层中气层、水层等的测井曲线识别图版，如图4所示。该图版的横轴为比值曲线IG，纵轴为乘积曲线IGRA。
第五步，根据图4所示的测井曲线识别图版可知，有效储层气层和气水同层区域与水层区域的分界是明显的，因此其识别标准(规则)归纳如下：
(1)当0.9≤IG＜2，且IGRA≥3400为气层或气水同层；
(2)或当IG≥2时也为气层或气水同层；
(3)当IGRA<3400，且IG＜2时为水层。
如图5所示，采用上述识别标准(规则)对2897-2901米井段进行气层、水层识别。其中，在2897-2901米井段，由于IG＝2.497，IGRA＝9183.5，即满足IG＞2且IGRA＞3400，故识别为气层。
而测试结果表明2897-2901米井段为工业气层，因此通过本发明的识别方法获得的结果与实际测试结果一致。
另外需要注意的是，该气层上没有挖掘效应，因此用常规测井挖掘效应法容易误判为水层。从这一点来说，本发明具有更高的准确性。
如图6所示，采用上述识别标准(规则)对2797-2802米井段进行气层、水层识别。其中，在2797-2802米井段，IGRA＝1987，IG＝0.74。即满足IG＜2且IGRA＜3400，故识别为水层。
而测试结果表明，该井段日产水10.5m3，日产气0m3，即为水层。
另外需要注意的是，由于该水层上有挖掘效应，因此用常规识别方法容易误判为气层。从这一点来说，本发明具有更高的准确性。
本实施例中，杭锦旗地区的17口井24个测试井段的预测识别效果如表1所示。
上述17口井分布于杭锦旗地区的各个区带,具有一定的代表性。如表1所示，17口井的24个测试井段的测试结果与测井解释结论都符合，因此本发明的回判和预测效果是显著的，回判和预测效果很好。
其中XX6井3205-3212.4米段(如图3所示)，因扩径影响，原解释为水层，显然与测试结果不一致。后经扩径校正后，解释为气层，与测试结果吻合。说明本发明中通过对主要影响因素进行校正，提高了识别的准确性。
表1杭锦旗地区测试结果与测井解释成果对比表
需要说明的是，表1中XX8井2947.5-2952.5m与XX8井2938.5-2943m合试，XX15井2597-2599m、2609-2613.1m和2619-2624.1m与XX15井2590.9-2593.1m合试。
综上所述，本发明针对现有技术中流体贡献不足以及受井眼扩径影响严重的问题，通过采用综合测井资料信息疏理，基于不同测井方法反映含气性的原理特性，压制干扰信号，突出含气性影响，构造含气性识别因子，提取含气性信息。通过利用不同方法原理差异，采用多因素放大含气测井响应的方法，构建双因子气水层识别技术。因此本发明所述的方法是基于电阻率和孔隙度的测量原理，进而分析影响测井曲线值大小的因素，并对主要影响因素进行校正；然后对于致密复杂岩性储层中的气层，构造气强化因子(即第一气强化因子和第二气强化因子)；对于致密复杂岩性储层中的水层，考虑其含气性微弱或不含气的特征，最终获得所研究地区的气水层识别依据，本发明的方法能够快速、直观地识别气层、水层，其使用范围广、效率高并且受井眼影响小。
虽然已经参考优选实施例对本发明进行了描述，但在不脱离本发明的范围的情况下，可以对其进行各种改进并且可以用等效物替换其中的部件。尤其是，只要不存在结构冲突，各个实施例中所提到的各项技术特征均可以任意方式组合起来。本发明并不局限于文中公开的特定实施例，而是包括落入权利要求的范围内的所有技术方案。
Claims (10)
1.一种致密复杂岩性储层气层、水层识别方法，其特征在于，包括以下操作步骤：
通过常规测井资料构造含气性识别因子；
根据所述含气性识别因子建立研究区的储层中气层、水层的识别标准。
2.根据权利要求1所述的致密复杂岩性储层气层、水层识别方法，其特征在于，所述测井资料包括中子孔隙度测井曲线，所述中子孔隙度测井曲线是经过井眼影响校正后的补偿中子测井曲线。
3.根据权利要求2所述的致密复杂岩性储层气层、水层识别方法，其特征在于，所述测井资料还包括感应电阻率测井曲线、声波时差测井曲线和除上述测井曲线之外的其他常规测井曲线。
4.根据权利要求3所述的致密复杂岩性储层气层、水层识别方法，其特征在于，所述含气性识别因子包括通过所述感应电阻率测井曲线和所述补偿中子测井曲线获得的第一气强化因子，以及通过所述感应电阻率测井曲线和所述声波时差测井曲线获得的第二气强化因子。
5.根据权利要求4所述的致密复杂岩性储层气层、水层识别方法，其特征在于，所述第一气强化因子是所述感应电阻率测井曲线与所述补偿中子测井曲线的比值曲线。
6.根据权利要求4所述的致密复杂岩性储层气层、水层识别方法，其特征在于，所述第二气强化因子是所述感应电阻率测井曲线与所述声波时差测井曲线的乘积曲线。
7.根据权利要求4所述的致密复杂岩性储层气层、水层识别方法，其特征在于，根据所述含气性识别因子建立研究区的储层中气层、水层的识别标准包括以下步骤：
根据所述第一气强化因子、所述第二气强化因子以及所述常规测井曲线，获得测井曲线剖面图；
根据所述测井曲线剖面图以及已知的测试资料或生产测试资料，构建致密复杂岩性储层中气层、水层的测井曲线识别图版；
根据所述测井曲线识别图版，建立研究区的储层中气层、水层的识别标准；
根据所述识别标准对研究区未知气藏中的气层、水层进行测井识别。
8.根据权利要求2或3所述的致密复杂岩性储层气层、水层识别方法，其特征在于，采用声波拟中子的方法对所述中子孔隙度曲线进行井眼影响校正。
9.根据权利要求2或3所述的致密复杂岩性储层气层、水层识别方法，其特征在于，所述感应电阻率测井曲线为深探测感应测井曲线、深感应电阻率测井曲线或对应阵列感应测井曲线。
10.根据权利要求2或3所述的致密复杂岩性储层气层、水层识别方法，其特征在于，所述常规测井曲线为自然伽玛曲线、自然电位测井曲线和电阻率测井曲线。
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