CN113297755A - 一种储层流体指示因子的构建方法 - Google Patents

一种储层流体指示因子的构建方法 Download PDF

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Abstract

本发明提供一种储层流体指示因子的构建方法，考虑了储层孔隙度、含气饱和度差异对气测校正量的影响，首先计算含气指标，利用趋势面分析拟合方法对钻井液密度差、含气指标、气测全烃值进行指数函数拟合，得到气测全烃值与钻井液密度差、含气指标的关系函数，再基于校正后的气测值计算储层流体指示因子，直观指示储层流体性质。本发明弥补了常规气测校正模型中没有考虑储层孔隙度大小、含气饱和度高低的缺陷，同时量化了气测对储层含气性的指示性，提高了基于气测录井资料的储层流体性质识别精度。

Description

一种储层流体指示因子的构建方法
技术领域
本发明涉及录井技术领域，更具体地，涉及一种储层流体指示因子的构建方法。
背景技术
在气田勘探开发过程中，需要测井技术人员根据获得的井下测井资料及录井资料及时地进行储层流体性质识别。中国专利公开号CN112363242A，公开日期2021年2月12日，该专利通过获取录井资料中目标层段的气测全烃曲线，测井资料中目标层段的自然电位曲线和基线，通过计算自然电位曲线和基线之间的负异常幅度，结合气测全烃曲线识别目标层段的流体性质识别目标层段的含水性和含气性。但由于高温高压低渗气藏储层非均质性强，孔隙结构复杂，电阻率对流体性质反映信息较弱，气层与非纯气层电阻率差异不明显，导致基于单一的电阻率测井资料进行流体性质判断十分困难，因此获取合格可靠的气测录井资料对于储层流体性质识别至关重要。
且对于高温高压低渗气田钻井而言，气测受钻头尺寸、钻速、排量等因素的影响，尤其是钻井压差的影响，同一层段气测值跳跃波动较大(欠平衡条件下气测陡然增大)，气测曲线不能很好地直观指示储层流体性质变化，导致气测录井资料难以有效应用到储层流体性质中。
发明内容
本发明的目的在于克服现有气藏气测容易受到压差的影响，气测录井资料难以反映出层流体性质变化的缺点，提供一种储层流体指示因子的构建方法。本发明将气测值校正到近平衡钻井条件下，得到近平衡钻井条件下的气测值，并在此基础之上定义流体指示因子Sj，使得气测值能更好、更为直观地反映储层流体性质变化。
为解决上述技术问题，本发明采用的技术方案是：一种储层流体指示因子的构建方法，包括以下步骤：
S1.基于自然伽马测井资料计算储层泥质含量Vsh；
S2.基于密度、中子测井资料计算储层孔隙度Φ；
S3.挑选目标区域泥浆比重变化明显的层段，求取每个层段的孔隙度平均值Φa、电阻率平均值RTa、气测全烃平均值TGa，并计算等效钻井液密度与地层压力系数之间的差值Δp；
S4.定义含气指标ST＝Φa*RTa；
S5.根据选取层段含气指标ST、密度差Δρ、全烃平均值TGa，得到全烃平均值TGa与饱和度指标ST、密度差Δρ的关系模型；
S6.根据利用步骤S5得到的关系模型将气测实测值TG校正到压差为0时的气测值TGc；
S7.根据实测气测全烃值TG与组分值Ci之间的关系，建立组分值Ci的校正模型；
S8.根据实测气测全烃值TG与组分之间的关系模型结合校正后的全烃值TGc，对实测组分值Ci进行校正得到组分校正值Cic；
S9.基于校正后的气测组分数据，计算流体指示因子Sj。
本技术方案中，基于实测测井数据、气测数据，研究分析确定出测井孔隙度值、电阻率值、钻井压差与气测值的关系式，将气测值校正到近平衡钻井条件下，得到近平衡钻井条件下的气测值，并在此基础之上定义流体指示因子Sj，使得气测值能更好、更为直观地反映储层流体性质变化。
进一步的，所述步骤S1中，
Figure BDA0003141698940000021
GR为测井测量伽马值；GRmin为纯砂岩段自然伽马测井值；GRmax为纯泥岩段自然伽马测井值。
进一步的，所述步骤S2中
Figure BDA0003141698940000022
ФD为密度孔隙度，ФN为中子孔隙度。
进一步的，所述步骤S3中Δρ＝ρ地-ρ泥，其中ρ地为地层压力系数；ρ泥为等效钻井液密度。
进一步的，所述步骤S5中采用最小二乘法回归得到关系模型。
进一步的，所述步骤S5中，关系模型为TGa＝a*[1-exp(b*Δρ)]+c*ST+d。
进一步的，所述步骤S6中的TGc＝c*ST+d。
进一步的，所述步骤S7中Ci的校正模型为Ci＝e*TG+f，i＝1，2，3，4，5。
进一步的，所述步骤S8中Cic的校正模型为Cic＝e*TGc+f，i＝1，2，3，4，5。
其中，a、b、c、d、f分别代表模型系数。
进一步的，所述步骤S9中，
Figure BDA0003141698940000031
与现有技术相比，本发明的有益效果是：
本发明在校正钻井压差对气测的影响基础之上，还充分考虑了相同压差下，不同孔隙度、含气饱和度下气测校正量的差异，弥补了常规气测校正方法没有考虑储层孔隙度大小、含气饱和度高低的缺陷；同时本发明通过流体指示因子Sj量化了气测对储层含气性的指示性，提高了基于气测录井资料的储层流体性质识别精度。
附图说明
图1为本发明的流程示意图。
图2为实施例中全烃值TG、钻井密度差Δρ和含气指标ST的统计图；
图3为本实施中气测组分C1校正模型的示意图；
图4为实施例中压差校正后储层含气性综合识别成果图。
具体实施方式
下面结合具体实施方式对本发明作进一步的说明。其中，附图仅用于示例性说明，表示的仅是示意图，而非实物图，不能理解为对本专利的限制；为了更好地说明本发明的实施例，附图某些部件会有省略、放大或缩小，并不代表实际产品的尺寸；对本领域技术人员来说，附图中某些公知结构及其说明可能省略是可以理解的。
本发明实施例的附图中相同或相似的标号对应相同或相似的部件；在本发明的描述中，需要理解的是，若有术语“上”、“下”、“左”、“右”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此附图中描述位置关系的用语仅用于示例性说明，不能理解为对本专利的限制，对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语的具体含义。
实施例1
本发明一种储层流体指示因子的构建方法的实施例。一种储层流体指示因子的构建方法，该方法的对象是高温高压低渗A气田，包括以下具体步骤：
S1.基于自然伽马测井资料计算储层泥质含量Vsh；
Figure BDA0003141698940000041
其中，GR为测井测量伽马值，API；GRmin为纯砂岩段自然伽马测井值，API；GRmax为纯泥岩段自然伽马测井值，API。
S2.基于密度、中子测井资料计算储层孔隙度Φ：
Figure BDA0003141698940000042
Figure BDA0003141698940000043
Figure BDA0003141698940000044
其中，ФD为密度孔隙度，V/V；DEN为密度测井值，g/cm3；DENma为岩石骨架密度，g/cm3；DENf为水的密度，g/cm3；ФN为中子孔隙度，V/V；CNL为中子测井值，V/V；CNLma为岩石骨架中子值，V/V；CNLf为水的中子值，V/V；Φ为计算储层孔隙度值，V/V。
S3.挑选目标区域泥浆比重变化比较明显的层段，求取每个层段的孔隙度平均值Φa、电阻率平均值RTa、气测全烃平均值TGa，并计算等效钻井液密度与地层压力系数之间的差值Δρ；
Δρ＝ρ地-ρ泥
其中，ρ地为地层压力系数；ρ泥为等效钻井液密度，g/cm3。
S4.定义含气指标ST；ST＝Φa*RTa；
S5.选取层段饱和度指标ST、密度差Δρ、全烃平均值TGa，采用最小二乘法回归得到全烃平均值TGa与饱和度指标ST、密度差Δρ的关系模型：
TGa＝1.44*[1-exp(-14.56*Δρ)]+0.04387*ST-1.77；
S6.利用步骤5得到的关系模型将气测实测值TG校正到压差为0(Δρ＝0)时的气测值TGc；
TGc＝0.04387*ST-1.77；
S7.根据实测气测全烃值TG与组分值Ci(i＝1，2，3，4，5)之间的关系，建立组分值Ci的校正模型：
Ci＝0.6735*TG-0.1579(i＝1，2，3，4，5)；
如图3所示为校正模型中组分值C1与全烃值TG关系图形。
S8.根据实测TG与组分之间的关系模型结合校正后的全烃值TGc，对实测组分值Ci进行校正得到组分校正值Cic：
Cic＝0.6735*TGc-0.1579(i＝1，2，3，4，5)；
S9.基于校正后的气测组分数据，计算流体指示因子Sj，流体识别因子可以较好地指示储层含气性：
Figure BDA0003141698940000051
本实施例中，图2为A气田中全烃值TG、钻井密度差Δρ和含气指标ST的统计图。能够鲜明地观察到该气田中其中一个数据与其他两个数据之间的关系。
本实施例考虑储层孔隙度、含气饱和度差异对气测校正量的影响，首先计算含气指标，利用趋势面分析拟合方法对钻井液密度差、含气指标、气测全烃值进行指数函数拟合，得到气测全烃值与钻井液密度差、含气指标的拟合关系式，再基于校正后的气测值计算储层流体指示因子，直观指示储层流体性质，图4为储层含气性综合识别成果图。
显然，本发明的上述实施例仅仅是为清楚地说明本发明所作的举例，而并非是对本发明的实施方式的限定。对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动。这里无需也无法对所有的实施方式予以穷举。凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明权利要求的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种储层流体指示因子的构建方法，其特征在于：包括以下步骤：
S1.基于自然伽马测井资料计算储层泥质含量Vsh；
S2.基于密度、中子测井资料计算储层孔隙度Φ；
S3.挑选目标区域泥浆比重变化明显的层段，求取每个层段的孔隙度平均值Φa、电阻率平均值RTa、气测全烃平均值TGa，并计算等效钻井液密度与地层压力系数之间的差值Δp；
S4.定义含气指标ST＝Φa*RTa；
S5.根据选取层段含气指标ST、密度差Δρ、全烃平均值TGa，得到全烃平均值TGa与饱和度指标ST、密度差Δρ的关系模型；
S6.根据利用步骤S5得到的关系模型将气测实测值TG校正到压差为0时的气测值TGc；
S7.根据实测气测全烃值TG与组分值Ci之间的关系，建立组分值Ci的校正模型；
S8.根据实测气测全烃值TG与组分之间的关系模型结合校正后的全烃值TGc，对实测组分值Ci进行校正得到组分校正值Cic；
S9.基于校正后的气测组分数据，计算流体指示因子Sj。
2.根据权利要求1所述的一种储层流体指示因子的构建方法，其特征在于：所述步骤S1中，
Figure FDA0003141698930000011
GR为测井测量伽马值；GRmin为纯砂岩段自然伽马测井值；GRmax为纯泥岩段自然伽马测井值。
3.根据权利要求1所述的一种储层流体指示因子的构建方法，其特征在于：所述步骤S2中
Figure FDA0003141698930000012
ФD为密度孔隙度，ФN为中子孔隙度。
4.根据权利要求1所述的一种储层流体指示因子的构建方法，其特征在于：所述步骤S3中Δρ＝ρ地-ρ泥，其中ρ地为地层压力系数；ρ泥为等效钻井液密度。
5.根据权利要求1所述的一种储层流体指示因子的构建方法，其特征在于：所述步骤S5中采用最小二乘法回归得到关系模型。
6.根据权利要求5所述的一种储层流体指示因子的构建方法，其特征在于：所述步骤S5中，关系模型为TGa＝a*[1-exp(b*Δρ)]+c*ST+d。
7.根据权利要求1所述的一种储层流体指示因子的构建方法，其特征在于：所述步骤S6中的TGc＝c*ST+d。
8.根据权利要求1所述的一种储层流体指示因子的构建方法，其特征在于：所述步骤S7中Ci的校正模型为Ci＝e*TG+f，i＝1，2，3，4，5。
9.根据权利要求1所述的一种储层流体指示因子的构建方法，其特征在于：所述步骤S8中Cic的校正模型为Cic＝e*TGc+f，i＝1，2，3，4，5。
10.根据权利要求1所述的一种储层流体指示因子的构建方法，其特征在于：所述步骤S9中，
Figure FDA0003141698930000021
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