CN111963148A - 碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数与钻井泥浆密度确定方法 - Google Patents
碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数与钻井泥浆密度确定方法 Download PDFInfo
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Abstract
本发明提供了一种碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数与钻井泥浆密度确定方法。该方法包括：该方法包括：获取目标区缝洞型储层发育层位的原始地层压力；确定目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体体积；获取目标区缝洞型储层发育层位钻井过程中泥浆漏失量、以及地层流体参数；基于所述原始地层压力、所述缝洞体体积、所述泥浆漏失量以及所述地层流体参数，通过物质平衡方程确定钻井过程中泥浆漏失后地层压力；基于确定的泥浆漏失后地层压力确定目标区缝洞型储层发育层位真实地层压力系数。
Description
技术领域
本发明涉及油气勘探技术领域，特别涉及一种碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数与钻井泥浆密度确定方法及装置。
背景技术
缝洞型碳酸盐岩油气藏往往以常压为主，钻井过程中常常出现井漏、防控、钻时加快等现象，给安全钻进带来一定风险，导致碳酸盐岩油气藏勘探难度往往比碎屑岩大。而近年来，随着向深层、超深层古老层系的缝洞型碳酸盐岩油气勘探的推进，新发现了超高压现象，部分缝洞井段压力系数超过1.7以上，给安全钻进带来巨大挑战，井喷、溢流等常有发生；钻井泥浆密度也不断提高，给油气发现带来难度；井控安全和钻井成本成为缝洞型碳酸盐岩油气藏勘探开发的重大难题。
因此，有必要开发一种缝洞型油气藏压力系数计算新方法，在钻前可以获知目的层段的压力系数，以及异常压力的分布规律，有效解决异常压力带来的井控安全风险和钻井成本增高问题，实现深层古老地层碳酸盐岩缝洞型油气藏安全快速勘探开发，解决压力系数不能提前准确预测弊端，为缝洞型油气藏高效勘探开发提供新的技术支撑。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明的目的在于提供一种能够有效确定碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数的方法。
本发明的另一目的在于提供一种能够有效确定碳酸盐岩缝洞型油气藏钻井泥浆密度的方法，使用该方法确定的钻井泥浆密度能够更好的实现安全钻井和快速钻进。
为了实现上述目的，本发明提供了一种碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定方法，其中，该方法包括：
获取目标区缝洞型储层发育层位的原始地层压力；
确定目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体体积；
获取目标区缝洞型储层发育层位钻井过程中泥浆漏失量、以及地层流体参数；
基于所述原始地层压力、所述缝洞体体积、所述泥浆漏失量以及所述地层流体参数，通过物质平衡方程确定钻井过程中泥浆漏失后地层压力；
基于确定的泥浆漏失后地层压力确定目标区缝洞型储层发育层位真实地层压力系数。
在上述碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定方法中，优选地，所述获取目标区缝洞型储层发育层位的原始地层压力包括：
获取目标区钻遇缝洞型储层的实钻井压力测试数据，基于所述实钻井压力测试数据确定目标区压力系数与深度的关系；
结合地震、地质资料确定目标区缝洞型储层发育层位的深度；
基于目标区缝洞型储层发育层位的深度以及所述压力系数与深度的关系确定目标区缝洞型储层发育层位的压力系数；
基于目标区缝洞型储层发育层位的压力系数确定目标区缝洞型储层发育层位的原始地层压力。
在上述碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定方法中，优选地，所述确定目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体体积包括：
对目标区缝洞型储层发育层位进行碳酸盐岩缝洞型体空间雕刻；
基于碳酸盐岩缝洞型体空间雕刻结果，确定目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体体积；
在一具体实施方式中，可以使用LANDMARK软件模块，提取属性，对目标区缝洞型储层发育层位中的碳酸盐岩缝洞分布进行空间立体雕刻，从而确定缝洞储集体范围及体积规模。
在上述碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定方法中，优选地，所述目标区缝洞型储层发育层位进行碳酸盐岩缝洞型体空间雕刻包括：
依据目标区保真地震数据体，结合储层井震标定，识别出有效储层的地震反射特征并进行分类；
在地震敏感属性优选与雕刻门槛值测试基础上，雕刻出不同储层类型地震相的三维几何形态；
在地质建模思路指导下，将不同储层类型地震相三维几何形态转变为缝洞体三维几何结构模型；
开展目标区井震联合地震反演，求取目标区地震波阻抗约束建模体；
在单井测井建模与所述目标区地震波阻抗约束建模基础上，结合所述缝洞体三维几何结构模型，得到目标区缝洞体有效孔隙度地质模型即为目标区缝洞型储层发育层位碳酸盐岩缝洞型体空间雕刻结果。
在上述碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定方法中，优选地，所述地层流体参数包括地层各流体饱和度、地层各流体压缩系数。
在上述碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定方法中，优选地，所述物质平衡方程为体积守恒方程，泥浆漏失体积等于缝洞体内由于压力改变导致的各流体的体积改变量之和。
在一具体实施方式中，当目标区缝洞型储层发育层位为未饱和油藏时，目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体内地层流体为油水两相，物质平衡方程为：
VL＝[So×Co+Cw×(1-So)]×V×(P2-P1)
当目标区缝洞型储层发育层位为饱和油藏时，目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体内地层流体为油气水三相，物质平衡方程为：
VL＝[So×Co+Cw×(1-So–Sg)]×V×(P2-P1)+(Rs1-Rs2)×So V+[(P2-P1)/P2]×Sg V
其中，So为油的饱和度，％；Co为原油压缩系数，MPa-1；Sg为气的饱和度，％；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；P1为原始地层压力，MPa；P2为泥浆漏失后地层压力，MPa；V为缝洞体体积，m3；VL为泥浆漏失体积，m3；Rs1为原始地层压力P1时原油溶解气油比，m3/m3；Rs2为泥浆漏失后地层压力为P2时原油溶解气油比，m3/m3。
在上述碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定方法中，压力系数与压力之间的关系式为压力系数＝压力÷ρwgH；其中，ρw为水的密度、g为重力加速度、H为地层深度；由压力系数确定压力，由压力确定压力系数都可以使用上述关系式进行。
本发明还提供了一种碳酸盐岩缝洞型油气藏钻井泥浆密度确定方法，该方法包括：
利用上述碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定方法确定目标区缝洞型储层发育层位真实地层压力系数；
基于确定的目标区缝洞型储层发育层位真实地层压力系数，确定钻井泥浆密度。
在上述碳酸盐岩缝洞型油气藏钻井泥浆密度确定方法中，优选地，钻井泥浆的相对密度比目标区缝洞型储层发育层位真实地层压力系数高0.05-0.15。
本发明还提供了一种碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定系统，其中，该系统包括：
原始地层压力获取单元：用于获取目标区缝洞型储层发育层位的原始地层压力；
缝洞体体积获取单元：用于确定目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体体积；
漏失量以及地层流体参数获取单元：用于获取目标区缝洞型储层发育层位钻井过程中泥浆漏失量以及地层流体参数；
漏失后地层压力确定单元：用于第一基于所述原始地层压力、所述缝洞体体积、所述泥浆漏失量以及所述地层流体参数，通过物质平衡方程确定钻井过程中泥浆漏失后地层压力；
真实地层压力系数确定单元：用于基于确定的泥浆漏失后地层压力确定目标区缝洞型储层发育层位真实地层压力系数。
在上述碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定系统中，优选地，所述原始地层压力获取单元包括：
实钻井压力数据处理子单元：用于获取目标区钻遇缝洞型储层的实钻井压力测试数据，基于所述实钻井压力测试数据确定目标区压力系数与深度的关系；
发育深度确定子单元：用于结合地震、地质资料确定目标区缝洞型储层发育层位的深度；
压力系数确定子单元：用于基于目标区缝洞型储层发育层位的深度以及所述压力系数与深度的关系确定目标区缝洞型储层发育层位的压力系数；
原始地层压力确定子单元：用于基于目标区缝洞型储层发育层位的压力系数确定目标区缝洞型储层发育层位的原始地层压力。
在上述碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定系统中，优选地，所述缝洞体体积获取单元包括：
缝洞型体空间雕刻子单元：用于对目标区缝洞型储层发育层位进行碳酸盐岩缝洞型体空间雕刻；
体积确定子单元：用于基于碳酸盐岩缝洞型体空间雕刻结果，确定目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体体积；
在一具体实施方式中，可以使用LANDMARK软件模块，提取属性，对目标区缝洞型储层发育层位中的碳酸盐岩缝洞分布进行空间立体雕刻，从而确定缝洞储集体范围及体积规模。
在上述碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定系统中，优选地，所述缝洞型体空间雕刻子单元包括：
地震反射特征识别模块：用于依据目标区保真地震数据体，结合储层井震标定，识别出有效储层的地震反射特征并进行分类；
几何形态雕刻模块：用于在地震敏感属性优选与雕刻门槛值测试基础上，雕刻出不同储层类型地震相的三维几何形态；
几何结构模型确定模块：用于在地质建模思路指导下，将不同储层类型地震相三维几何形态转变为缝洞体三维几何结构模型；
地震波阻抗约束建模体确定模块：用于开展目标区井震联合地震反演，求取目标区地震波阻抗约束建模体；
孔隙度地质模型确定模块：用于在单井测井建模与所述目标区地震波阻抗约束建模基础上，结合所述缝洞体三维几何结构模型，得到目标区缝洞体有效孔隙度地质模型即为目标区缝洞型储层发育层位碳酸盐岩缝洞型体空间雕刻结果。
在上述碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定系统中，优选地，所述地层流体参数包括地层各流体饱和度、地层各流体压缩系数。
在上述碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定系统中，优选地，所述物质平衡方程为体积守恒方程，泥浆漏失体积等于缝洞体内由于压力改变导致的各流体的体积改变量之和。
在一具体实施方式中，当目标区缝洞型储层发育层位为未饱和油藏时，目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体内地层流体为油水两相，物质平衡方程为：
VL＝[So×Co+Cw×(1-So)]×V×(P2-P1)
当目标区缝洞型储层发育层位为饱和油藏时，目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体内地层流体为油气水三相，物质平衡方程为：
VL＝[So×Co+Cw×(1-So–Sg)]×V×(P2-P1)+(Rs1-Rs2)×So V+[(P2-P1)/P2]×Sg V
其中，So为油的饱和度，％；Co为原油压缩系数，MPa-1；Sg为气的饱和度，％；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；P1为原始地层压力，MPa；P2为泥浆漏失后地层压力，MPa；V为缝洞体体积，m3；VL为泥浆漏失体积，m3；Rs1为原始地层压力P1时原油溶解气油比，m3/m3；Rs2为泥浆漏失后地层压力为P2时原油溶解气油比，m3/m3。
在上述碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定系统中，压力系数与压力之间的关系式为压力系数＝压力÷ρwgH；其中，ρw为水的密度、g为重力加速度、H为地层埋藏中深；由压力系数确定压力，由压力确定压力系数都可以使用上述关系式进行。
本发明还提供了一种碳酸盐岩缝洞型油气藏钻井泥浆密度确定系统，该系统包括：
上述碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定系统，用于确定目标区缝洞型储层发育层位真实地层压力系数；
钻井泥浆密度确定单元：用于基于确定的目标区缝洞型储层发育层位真实地层压力系数，确定钻井泥浆密度。
在上述碳酸盐岩缝洞型油气藏钻井泥浆密度确定系统中，优选地，钻井泥浆的相对密度比目标区缝洞型储层发育层位真实地层压力系数高0.05-0.15。
本发明还提供了一种碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定装置，包括处理器及存储器；其中，
存储器，用于存放计算机程序；
处理器，用于执行存储器上所存放的程序时，实现上述碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定方法的步骤。
本发明还提供了一种碳酸盐岩缝洞型油气藏钻井泥浆密度确定装置，包括处理器及存储器；其中，
存储器，用于存放计算机程序；
处理器，用于执行存储器上所存放的程序时，实现上述碳酸盐岩缝洞型油气藏钻井泥浆密度确定方法的步骤。
本发明还提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有一个或者多个程序，所述一个或者多个程序可被一个或者多个处理器执行，以实现上述碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定方法的步骤。
本发明还提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有一个或者多个程序，所述一个或者多个程序可被一个或者多个处理器执行，以实现上述碳酸盐岩缝洞型油气藏钻井泥浆密度确定方法的步骤。
本发明提供的技术方案实现了真实地层压力系数的确定，填补了目前碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定的空白，通过快速确定压力系数，并及时调整泥浆密度及相应配套的工程措施，可以大大提高安全钻井和钻井速度，避免井喷、溢流等重大安全事故的发生，并减少工程时间，从而节约了勘探开发成本，实现了规模效益开发。
附图说明
图1为本发明一实施例提供的碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定方法的流程示意图。
图2为本发明一实施例提供的碳酸盐岩缝洞型油气藏钻井泥浆密度确定方法的流程示意图。
图3为本发明一实施例提供的碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定系统的结构示意图。
图4为本发明一实施例提供的碳酸盐岩缝洞型油气藏钻井泥浆密度确定系统的结构示意图。
图5为本发明一实施例提供的含油气盆地深部地质结构反演装置的结构示意图。
图6为本发明一实施例中压力系数与深度的线性回归图。
图7为本发明一实施例中中古29-2井地震剖面图。
图8为本发明一实施例中中古29-2井缝洞体雕刻图。
图9为本发明一实施例中中古29-2井地层烃类流体相态图。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚完整的描述。显然，所描述的实施例是本发明的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其它实施例，都属于本发明的保护范围。
下面参考本发明的若干代表性实施方式，详细阐述本发明的原理和精神。
参见图1，本发明一实施例提供了一种碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定方法，其中，该方法包括：
步骤S1：获取目标区缝洞型储层发育层位的原始地层压力；
步骤S2：确定目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体体积；
步骤S3：获取目标区缝洞型储层发育层位钻井过程中泥浆漏失量、以及地层流体参数；
步骤S4：基于所述原始地层压力、所述缝洞体体积、所述泥浆漏失量以及所述地层流体参数，通过物质平衡方程确定钻井过程中泥浆漏失后地层压力；
步骤S5：基于确定的泥浆漏失后地层压力确定目标区缝洞型储层发育层位真实地层压力系数。
在一个实施方式中，步骤S1获取目标区缝洞型储层发育层位的原始地层压力包括：
获取目标区钻遇缝洞型储层的实钻井压力测试数据，基于所述实钻井压力测试数据确定目标区压力系数与深度的关系；
结合地震、地质资料确定目标区缝洞型储层发育层位的深度；
基于目标区缝洞型储层发育层位的深度以及所述压力系数与深度的关系确定目标区缝洞型储层发育层位的压力系数；
基于目标区缝洞型储层发育层位的压力系数确定目标区缝洞型储层发育层位的原始地层压力；
根据该方法也可预测出埋深更深处未钻遇的缝洞型储层发育层位的压力系数分布范围。
在一个实施方式中，利用钻遇缝洞型储层的实钻井(满深1井)压力测试所得的深度压力数据(如表1所示)作图，经线性回归(如图6所示)求出压力系数与深度的线性关系式：
压力系数与深度的线性回归方程为：
y＝0.0001x+0.9967(x＝0-6900m)R2＝0.9999；
结合地震和地质资料判断出的缝洞型储层发育层位深度：满深1井实钻过程中钻至7570m发生钻井工程异常，放空1.26m，表明钻遇了缝洞型储层，基于此确定缝洞型储层发育层位的深度为7570m；
基于目标区缝洞型储层发育层位的深度以及压力系数与深度的线性关系式确定缝洞型储层发育层位(井深7570m处)的压力系数。
表1
在一个实施方式中，步骤S2确定目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体体积包括：
对目标区缝洞型储层发育层位进行碳酸盐岩缝洞型体空间雕刻；
基于碳酸盐岩缝洞型体空间雕刻结果，确定目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体体积。
在一个实施方式中，步骤S2可以采用下述方式进行：可以使用LANDMARK软件模块，提取属性，对目标区缝洞型储层发育层位中的碳酸盐岩缝洞分布进行空间立体雕刻，从而确定缝洞储集体范围及体积规模。
在一个实施方式中，对目标区缝洞型储层发育层位进行碳酸盐岩缝洞型体空间雕刻包括：
依据目标区保真地震数据体，结合储层井震标定，识别出有效储层的地震反射特征并进行分类；例如，在某一实施例中，碳酸盐岩缝洞型油藏储层主要由洞穴、裂缝、孔洞的各种组合形式构成，识别出其在地震反射特征上主要表现为串珠、片状强反射和杂乱反射3种；
在地震敏感属性优选与雕刻门槛值测试基础上，雕刻出不同储层类型地震相的三维几何形态；
在地质建模思路指导下，将不同储层类型地震相三维几何形态转变为缝洞体三维几何结构模型；例如，在某一实施例中，利用高精度地震资料，提取地震几何属性，基于贝叶斯采用无监督方式完成洞穴、裂缝、孔洞3种类型储层的地震相划分，建立地质模型，借助地震反演波阻抗，结合测井信息优选阻抗门槛值对几何模型进行约束，完成缝洞体油藏的轮廓建模；
开展目标区井震联合地震反演，求取目标区地震波阻抗约束建模体；
在单井测井建模与所述目标区地震波阻抗约束建模基础上，结合所述缝洞体三维几何结构模型，得到目标区缝洞体有效孔隙度地质模型即为目标区缝洞型储层发育层位碳酸盐岩缝洞型体空间雕刻结果；例如，在某一实施例中，利用测井孔隙度数据，分析每种储层类型的孔隙度分布情况，分别建立每种储层类型的孔隙度与波阻抗的交汇关系，把测井解释孔隙度作为硬数据，把波阻抗和缝洞体储层轮廓模型作为空间约束，通过缝洞体孔隙度模型分布完成缝洞体内部结构的精细刻画，利用积分法计算有效储集空间体积，即为目标区缝洞型储层发育层位碳酸盐岩缝洞型体空间雕刻结果。
在一个实施方式中，对塔中Ⅱ区中古8井区缝洞雕刻，确定塔中Ⅱ区中古8井区缝洞体体积：塔中I号气田Ⅱ区中古8高密度外围区资料采集时间2005-2009年，覆盖次数60-78次，炮道密度10.6-11.5，纵横比0.38-0.40，面元25×25m，连片处理地震资料数据归一化后范围是-127-127，雕刻选取阈值为-63-127，基于波阻抗地震反演缝洞雕刻技术，充分考虑雕刻网格的净孔隙体积，有效去除无效网格的体积，得到缝洞体体积。
在一个实施方式中，地层流体参数包括地层各流体饱和度、地层各流体压缩系数。
在一个实施方式中，物质平衡方程为体积守恒方程，泥浆漏失体积等于缝洞体内由于压力改变导致的各流体的体积改变量之和。
在一个实施方式中，当目标区缝洞型储层发育层位为未饱和油藏时，目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体内地层流体为油水两相，物质平衡方程为：
VL＝[So×Co+Cw×(1-So)]×V×(P2-P1)
当目标区缝洞型储层发育层位为饱和油藏时，目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体内地层流体为油气水三相，物质平衡方程为：
VL＝[So×Co+Cw×(1-So–Sg)]×V×(P2-P1)+(Rs1-Rs2)×So V+[(P2-P1)/P2]×Sg V
其中，So为油的饱和度，％；Co为原油压缩系数，MPa-1；Sg为气的饱和度，％；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；P1为原始地层压力，MPa；P2为泥浆漏失后地层压力，MPa；V为缝洞体体积，m3；VL为泥浆漏失体积，m3；Rs1为原始地层压力P1时原油溶解气油比，m3/m3；Rs2为泥浆漏失后地层压力为P2时原油溶解气油比，m3/m3。
在一个实施方式中，压力系数与压力之间的关系式为压力系数＝压力÷ρwgH；其中，ρw为水的密度、g为重力加速度、H为地层深度；由压力系数确定压力，由压力确定压力系数都可以使用上述关系式进行。
参见图2，本发明又一实施例提供了一种碳酸盐岩缝洞型油气藏钻井泥浆密度确定方法，其中，该方法包括：
步骤S21：获取目标区缝洞型储层发育层位的原始地层压力；
步骤S22：确定目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体体积；
步骤S23：获取目标区缝洞型储层发育层位钻井过程中泥浆漏失量、以及地层流体参数；
步骤S24：基于所述原始地层压力、所述缝洞体体积、所述泥浆漏失量以及所述地层流体参数，通过物质平衡方程确定钻井过程中泥浆漏失后地层压力；
步骤S25：基于确定的泥浆漏失后地层压力确定目标区缝洞型储层发育层位真实地层压力系数；
步骤S26：基于确定的目标区缝洞型储层发育层位真实地层压力系数，确定钻井泥浆密度。
在一个实施方式中，步骤S21获取目标区缝洞型储层发育层位的原始地层压力包括：
获取目标区钻遇缝洞型储层的实钻井压力测试数据，基于所述实钻井压力测试数据确定目标区压力系数与深度的关系；
结合地震、地质资料确定目标区缝洞型储层发育层位的深度；
基于目标区缝洞型储层发育层位的深度以及所述压力系数与深度的关系确定目标区缝洞型储层发育层位的压力系数；
基于目标区缝洞型储层发育层位的压力系数确定目标区缝洞型储层发育层位的原始地层压力；
根据该方法也可预测出埋深更深处未钻遇的缝洞型储层发育层位的压力系数分布范围。
在一个实施方式中，利用钻遇缝洞型储层的实钻井(满深1井)压力测试所得的深度压力数据(如表1所示)作图，经线性回归(如图6所示)求出压力系数与深度的线性关系式：
压力系数与深度的线性回归方程为：
y＝0.0001x+0.9967(x＝0-6900m)R2＝0.9999；
结合地震和地质资料判断出的缝洞型储层发育层位深度：满深1井实钻过程中钻至7570m发生钻井工程异常，放空1.26m，表明钻遇了缝洞型储层，基于此确定缝洞型储层发育层位的深度为7570m；
基于目标区缝洞型储层发育层位的深度以及压力系数与深度的线性关系式确定缝洞型储层发育层位(井深7570m处)的压力系数。
在一个实施方式中，步骤S22确定目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体体积包括：
对目标区缝洞型储层发育层位进行碳酸盐岩缝洞型体空间雕刻；
基于碳酸盐岩缝洞型体空间雕刻结果，确定目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体体积。
在一个实施方式中，步骤S22可以采用下述方式进行：可以使用LANDMARK软件模块，提取属性，对目标区缝洞型储层发育层位中的碳酸盐岩缝洞分布进行空间立体雕刻，从而确定缝洞储集体范围及体积规模。
在一个实施方式中，对目标区缝洞型储层发育层位进行碳酸盐岩缝洞型体空间雕刻包括：
依据目标区保真地震数据体，结合储层井震标定，识别出有效储层的地震反射特征并进行分类；
在地震敏感属性优选与雕刻门槛值测试基础上，雕刻出不同储层类型地震相的三维几何形态；
在地质建模思路指导下，将不同储层类型地震相三维几何形态转变为缝洞体三维几何结构模型；
开展目标区井震联合地震反演，求取目标区地震波阻抗约束建模体；
在单井测井建模与所述目标区地震波阻抗约束建模基础上，结合所述缝洞体三维几何结构模型，得到目标区缝洞体有效孔隙度地质模型即为目标区缝洞型储层发育层位碳酸盐岩缝洞型体空间雕刻结果。
在一个实施方式中，对塔中Ⅱ区中古8井区缝洞雕刻，确定塔中Ⅱ区中古8井区缝洞体体积：塔中I号气田Ⅱ区中古8高密度外围区资料采集时间2005-2009年，覆盖次数60-78次，炮道密度10.6-11.5，纵横比0.38-0.40，面元25×25m，连片处理地震资料数据归一化后范围是-127-127，雕刻选取阈值为-63-127，基于波阻抗地震反演缝洞雕刻技术，充分考虑雕刻网格的净孔隙体积，有效去除无效网格的体积，得到缝洞体体积。
在一个实施方式中，地层流体参数包括地层各流体饱和度、地层各流体压缩系数。
在一个实施方式中，物质平衡方程为体积守恒方程，泥浆漏失体积等于缝洞体内由于压力改变导致的各流体的体积改变量之和。
在一个实施方式中，当目标区缝洞型储层发育层位为未饱和油藏时，目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体内地层流体为油水两相，物质平衡方程为：
VL＝[So×Co+Cw×(1-So)]×V×(P2-P1)
当目标区缝洞型储层发育层位为饱和油藏时，目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体内地层流体为油气水三相，物质平衡方程为：
VL＝[So×Co+Cw×(1-So–Sg)]×V×(P2-P1)+(Rs1-Rs2)×So V+[(P2-P1)/P2]×Sg V
其中，So为油的饱和度，％；Co为原油压缩系数，MPa-1；Sg为气的饱和度，％；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；P1为原始地层压力，MPa；P2为泥浆漏失后地层压力，MPa；V为缝洞体体积，m3；VL为泥浆漏失体积，m3；Rs1为原始地层压力P1时原油溶解气油比，m3/m3；Rs2为泥浆漏失后地层压力为P2时原油溶解气油比，m3/m3。
在一个实施方式中，压力系数与压力之间的关系式为压力系数＝压力÷ρwgH；其中，ρw为水的密度、g为重力加速度、H为地层深度；由压力系数确定压力，由压力确定压力系数都可以使用上述关系式进行。
在一个实施方式中，钻井泥浆的相对密度比目标区缝洞型储层发育层位真实地层压力系数高0.05-0.15。
本发明实施例还提供了一种碳酸盐岩缝洞型油气藏钻井泥浆密度确定方法，该方法用于确定中古29-2井钻井泥浆密度；中古29-2井钻至井深6027m钻遇缝洞体储层，发生漏失，漏失密度1.16g/m3；该方法包括：
步骤1：获取目标区缝洞型储层发育层位的原始地层压力；具体包括：
获取目标区钻遇缝洞型储层的实钻井压力测试数据，基于所述实钻井压力测试数据确定目标区压力系数与深度的关系；
结合地震、地质资料确定目标区缝洞型储层发育层位的深度；
基于目标区缝洞型储层发育层位的深度以及所述压力系数与深度的关系确定目标区缝洞型储层发育层位的压力系数；
基于目标区缝洞型储层发育层位的压力系数确定目标区缝洞型储层发育层位的原始地层压力；
根据该方法也可预测出埋深更深处未钻遇的缝洞型储层发育层位的压力系数分布范围；
获取得到中古29-2井漏失层在漏失前地层压力P1为65.89MPa折算压力系数1.11。
步骤2：确定目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体体积；具体包括：
对目标区缝洞型储层发育层位进行碳酸盐岩缝洞型体空间雕刻；
基于碳酸盐岩缝洞型体空间雕刻结果，确定目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体体积。
其中，对目标区缝洞型储层发育层位进行碳酸盐岩缝洞型体空间雕刻包括：
依据目标区保真地震数据体，结合储层井震标定，识别出有效储层的地震反射特征并进行分类；
在地震敏感属性优选与雕刻门槛值测试基础上，雕刻出不同储层类型地震相的三维几何形态；
在地质建模思路指导下，将不同储层类型地震相三维几何形态转变为缝洞体三维几何结构模型；
开展目标区井震联合地震反演，求取目标区地震波阻抗约束建模体；
在单井测井建模与所述目标区地震波阻抗约束建模基础上，结合所述缝洞体三维几何结构模型，得到目标区缝洞体有效孔隙度地质模型即为目标区缝洞型储层发育层位碳酸盐岩缝洞型体空间雕刻结果；
中古29-2井地震剖面如图7所示，中古29-2井缝洞体雕刻结果如图8所示，该井缝洞体雕刻体积V＝52000m3。
步骤3：获取目标区缝洞型储层发育层位钻井过程中泥浆漏失量、以及地层流体参数；
该井油气藏流体PVT实验结果属于未饱和油藏，地层流体油水两相，根据测试资料So＝0.978，Sw＝0.022，Co＝9.77×10-4/MPa，Cw＝485×10-4/MPa；漏失密度1.16g/m3泥浆VL＝189m3；该井的地层烃类流体相态如图9所示。
步骤4：基于所述原始地层压力、所述缝洞体体积、所述泥浆漏失量以及所述地层流体参数，通过物质平衡方程确定钻井过程中泥浆漏失后地层压力；
物质平衡方程为体积守恒方程，泥浆漏失体积等于缝洞体内由于压力改变导致的各流体的体积改变量之和；具体而言，物质平衡方程为：
VL＝[So×Co+Cw×(1-So)]×V×(P2-P1)
其中，So为油的饱和度，％；Co为原油压缩系数，MPa-1；P1为原始地层压力，MPa；P2为泥浆漏失后地层压力，MPa；V为缝洞体体积，m3；VL为泥浆漏失体积，m3；Rs1为原始地层压力P1时原油溶解气油比，m3/m3；Rs2为泥浆漏失后地层压力为P2时原油溶解气油比，m3/m3。
步骤5：基于确定的泥浆漏失后地层压力确定目标区缝洞型储层发育层位真实地层压力系数；
确定该井，泥浆漏失后地层压力为66.45MPa折算压力系数1.13。
步骤6：基于确定的目标区缝洞型储层发育层位真实地层压力系数，确定钻井泥浆密度；
按照钻井泥浆的相对密度为目标区缝洞型储层发育层位真实地层压力系数高0.05-0.15的标准
采用密度1.18g/m3泥浆进行后续钻进。
将泥浆密度调整为1.18g/m3后，顺利完成钻进。
本发明实施例还提供了一种碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定系统，优选地，该系统用于实现上述的方法实施例。
图3是根据本发明实施例的碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定系统的结构框图，如图3所示，该系统包括：
原始地层压力获取单元31：用于获取目标区缝洞型储层发育层位的原始地层压力；
缝洞体体积获取单元32：用于确定目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体体积；
漏失量以及地层流体参数获取单元33：用于获取目标区缝洞型储层发育层位钻井过程中泥浆漏失量以及地层流体参数；
漏失后地层压力确定单元34：用于第一基于所述原始地层压力、所述缝洞体体积、所述泥浆漏失量以及所述地层流体参数，通过物质平衡方程确定钻井过程中泥浆漏失后地层压力；
真实地层压力系数确定单元35：用于基于确定的泥浆漏失后地层压力确定目标区缝洞型储层发育层位真实地层压力系数。
在一个实施方式中，所述原始地层压力获取单元31包括：
实钻井压力数据处理子单元：用于获取目标区钻遇缝洞型储层的实钻井压力测试数据，基于所述实钻井压力测试数据确定目标区压力系数与深度的关系；
发育深度确定子单元：用于结合地震、地质资料确定目标区缝洞型储层发育层位的深度；
压力系数确定子单元：用于基于目标区缝洞型储层发育层位的深度以及所述压力系数与深度的关系确定目标区缝洞型储层发育层位的压力系数；
原始地层压力确定子单元：用于基于目标区缝洞型储层发育层位的压力系数确定目标区缝洞型储层发育层位的原始地层压力。
在一个实施方式中，所述缝洞体体积获取单元32包括：
缝洞型体空间雕刻子单元：用于对目标区缝洞型储层发育层位进行碳酸盐岩缝洞型体空间雕刻；
体积确定子单元：用于基于碳酸盐岩缝洞型体空间雕刻结果，确定目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体体积；
在一个实施方式中，可以使用LANDMARK软件模块，提取属性，对目标区缝洞型储层发育层位中的碳酸盐岩缝洞分布进行空间立体雕刻，从而确定缝洞储集体范围及体积规模。
在一个实施方式中，所述缝洞型体空间雕刻子单元包括：
地震反射特征识别模块：用于依据目标区保真地震数据体，结合储层井震标定，识别出有效储层的地震反射特征并进行分类；
几何形态雕刻模块：用于在地震敏感属性优选与雕刻门槛值测试基础上，雕刻出不同储层类型地震相的三维几何形态；
几何结构模型确定模块：用于在地质建模思路指导下，将不同储层类型地震相三维几何形态转变为缝洞体三维几何结构模型。
Claims (20)
1.一种碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定方法，其中，该方法包括：
获取目标区缝洞型储层发育层位的原始地层压力；
确定目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体体积；
获取目标区缝洞型储层发育层位钻井过程中泥浆漏失量、以及地层流体参数；
基于所述原始地层压力、所述缝洞体体积、所述泥浆漏失量以及所述地层流体参数，通过物质平衡方程确定钻井过程中泥浆漏失后地层压力；
基于确定的泥浆漏失后地层压力确定目标区缝洞型储层发育层位真实地层压力系数。
2.根据权利要求1所述的确定方法，其中，所述获取目标区缝洞型储层发育层位的原始地层压力包括：
获取目标区钻遇缝洞型储层的实钻井压力测试数据，基于所述实钻井压力测试数据确定目标区压力系数与深度的关系；
结合地震、地质资料确定目标区缝洞型储层发育层位的深度；
基于目标区缝洞型储层发育层位的深度以及所述压力系数与深度的关系确定目标区缝洞型储层发育层位的压力系数；
基于目标区缝洞型储层发育层位的压力系数确定目标区缝洞型储层发育层位的原始地层压力。
3.根据权利要求1所述的确定方法，其中，所述确定目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体体积包括：
对目标区缝洞型储层发育层位进行碳酸盐岩缝洞型体空间雕刻；
基于碳酸盐岩缝洞型体空间雕刻结果，确定目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体体积。
4.根据权利要求3所述的确定方法，其中，所述目标区缝洞型储层发育层位进行碳酸盐岩缝洞型体空间雕刻包括：
依据目标区保真地震数据体，结合储层井震标定，识别出有效储层的地震反射特征并进行分类；
在地震敏感属性优选与雕刻门槛值测试基础上，雕刻出不同储层类型地震相的三维几何形态；
在地质建模思路指导下，将不同储层类型地震相三维几何形态转变为缝洞体三维几何结构模型；
开展目标区井震联合地震反演，求取目标区地震波阻抗约束建模体；
在单井测井建模与所述目标区地震波阻抗约束建模基础上，结合所述缝洞体三维几何结构模型，得到目标区缝洞体有效孔隙度地质模型即为目标区缝洞型储层发育层位碳酸盐岩缝洞型体空间雕刻结果。
5.根据权利要求1所述的确定方法，其中，所述地层流体参数包括地层各流体饱和度、地层各流体压缩系数。
6.根据权利要求1或5所述的确定方法，其中，所述物质平衡方程为体积守恒方程，泥浆漏失体积等于缝洞体内由于压力改变导致的各流体的体积改变量之和。
7.根据权利要求6所述的确定方法，其中，
当目标区缝洞型储层发育层位为未饱和油藏时，目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体内地层流体为油水两相，物质平衡方程为：
VL＝[So×Co+Cw×(1-So)]×V×(P2-P1)
当目标区缝洞型储层发育层位为饱和油藏时，目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体内地层流体为油气水三相，物质平衡方程为：
VL＝[So×Co+Cw×(1-So–Sg)]×V×(P2-P1)+(Rs1-Rs2)×SoV+[(P2-P1)/P2]×SgV
其中，So为油的饱和度，％；Co为原油压缩系数，MPa-1；Sg为气的饱和度，％；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；P1为原始地层压力，MPa；P2为泥浆漏失后地层压力，MPa；V为缝洞体体积，m3；VL为泥浆漏失体积，m3；Rs1为原始地层压力P1时原油溶解气油比，m3/m3；Rs2为泥浆漏失后地层压力为P2时原油溶解气油比，m3/m3。
8.一种碳酸盐岩缝洞型油气藏钻井泥浆密度确定方法，该方法包括：
利用权利要求1-7任一项所述的碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定方法确定目标区缝洞型储层发育层位真实地层压力系数；
基于确定的目标区缝洞型储层发育层位真实地层压力系数，确定钻井泥浆密度。
9.根据权利要求8所述的确定方法，其中，钻井泥浆的相对密度比目标区缝洞型储层发育层位真实地层压力系数高0.05-0.15。
10.一种碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定系统，其中，该系统包括：
原始地层压力获取单元：用于获取目标区缝洞型储层发育层位的原始地层压力；
缝洞体体积获取单元：用于确定目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体体积；
漏失量以及地层流体参数获取单元：用于获取目标区缝洞型储层发育层位钻井过程中泥浆漏失量以及地层流体参数；
漏失后地层压力确定单元：用于第一基于所述原始地层压力、所述缝洞体体积、所述泥浆漏失量以及所述地层流体参数，通过物质平衡方程确定钻井过程中泥浆漏失后地层压力；
真实地层压力系数确定单元：用于基于确定的泥浆漏失后地层压力确定目标区缝洞型储层发育层位真实地层压力系数。
11.根据权利要求10所述的系统，其中，所述原始地层压力获取单元包括：
实钻井压力数据处理子单元：用于获取目标区钻遇缝洞型储层的实钻井压力测试数据，基于所述实钻井压力测试数据确定目标区压力系数与深度的关系；
发育深度确定子单元：用于结合地震、地质资料确定目标区缝洞型储层发育层位的深度；
压力系数确定子单元：用于基于目标区缝洞型储层发育层位的深度以及所述压力系数与深度的关系确定目标区缝洞型储层发育层位的压力系数；
原始地层压力确定子单元：用于基于目标区缝洞型储层发育层位的压力系数确定目标区缝洞型储层发育层位的原始地层压力。
12.根据权利要求10所述的系统，其中，所述缝洞体体积获取单元包括：
缝洞型体空间雕刻子单元：用于对目标区缝洞型储层发育层位进行碳酸盐岩缝洞型体空间雕刻；
体积确定子单元：用于基于碳酸盐岩缝洞型体空间雕刻结果，确定目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体体积。
13.根据权利要求12所述的系统，其中，所述缝洞型体空间雕刻子单元包括：
地震反射特征识别模块：用于依据目标区保真地震数据体，结合储层井震标定，识别出有效储层的地震反射特征并进行分类；
几何形态雕刻模块：用于在地震敏感属性优选与雕刻门槛值测试基础上，雕刻出不同储层类型地震相的三维几何形态；
几何结构模型确定模块：用于在地质建模思路指导下，将不同储层类型地震相三维几何形态转变为缝洞体三维几何结构模型；
地震波阻抗约束建模体确定模块：用于开展目标区井震联合地震反演，求取目标区地震波阻抗约束建模体；
孔隙度地质模型确定模块：用于在单井测井建模与所述目标区地震波阻抗约束建模基础上，结合所述缝洞体三维几何结构模型，得到目标区缝洞体有效孔隙度地质模型即为目标区缝洞型储层发育层位碳酸盐岩缝洞型体空间雕刻结果。
14.根据权利要求10所述的系统，其中，所述物质平衡方程为体积守恒方程，泥浆漏失体积等于缝洞体内由于压力改变导致的各流体的体积改变量之和。
15.一种碳酸盐岩缝洞型油气藏钻井泥浆密度确定系统，该系统包括：
权利要求10-14任一项所述的碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定系统，用于确定目标区缝洞型储层发育层位真实地层压力系数；
钻井泥浆密度确定单元：用于基于确定的目标区缝洞型储层发育层位真实地层压力系数，确定钻井泥浆密度。
16.根据权利要求15所述的系统，其中，钻井泥浆的相对密度比目标区缝洞型储层发育层位真实地层压力系数高0.05-0.15。
17.一种碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定装置，包括处理器及存储器；其中，
存储器，用于存放计算机程序；
处理器，用于执行存储器上所存放的程序时，实现权利要求1-7任一项所述的碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定方法的步骤。
18.一种碳酸盐岩缝洞型油气藏钻井泥浆密度确定装置，包括处理器及存储器；其中，
存储器，用于存放计算机程序；
处理器，用于执行存储器上所存放的程序时，实现权利要求8或9所述的碳酸盐岩缝洞型油气藏钻井泥浆密度确定方法的步骤。
19.一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有一个或者多个程序，所述一个或者多个程序可被一个或者多个处理器执行，以实现权利要求1-7任一项所述的碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定方法的步骤。
20.一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有一个或者多个程序，所述一个或者多个程序可被一个或者多个处理器执行，以实现权利要求8或9所述的碳酸盐岩缝洞型油气藏钻井泥浆密度确定方法的步骤。
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- 2020-08-19 CN CN202010836093.7A patent/CN111963148B/zh active Active
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