CN115099014A - 一种基于随钻录井的天然气井地质探明储量计算方法 - Google Patents

一种基于随钻录井的天然气井地质探明储量计算方法 Download PDF

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CN115099014A CN202210642200.1A CN202210642200A CN115099014A CN 115099014 A CN115099014 A CN 115099014A CN 202210642200 A CN202210642200 A CN 202210642200A CN 115099014 A CN115099014 A CN 115099014A
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Abstract

本发明属于石油勘探技术领域，公开基于随钻录井的天然气井地质探明储量计算方法，包括如下步骤：一、根据随钻录井显示确定目标储层的开始深度位置，并且记录深度区间的随钻录井气测和井径数据；二、根据地面测量数据计算地表条件下单位厚度岩石破碎岩屑中所含气体体积；三、根据气体状态方程计算地层条件下单位厚度岩石所含气体体积；四、计算得到地层条件下的单位体积岩石含气比率；五、计算得到累计储层厚度对应的井控天然气地质探明储量；六、处理深度范围内累加得到井控纯气藏天然气地质探明储量。本发明可方便实时得到储层地质探明储量，相比于钻后的基于测井曲线的方法，更加直接，计算方便快速，精度较高，成本较低，易于推广。

Description

一种基于随钻录井的天然气井地质探明储量计算方法
技术领域
本发明属于石油勘探技术领域，具体涉及基于随钻录井的天然气井地质探明储量计算方法。
背景技术
油气地质储量通常采用容积法计算是一种利用油气田静态资料和参数，以计算孔隙储层油气储量的方法。针对纯气藏，静态容积法计算天然气地质储量公式如下：
G＝0.01×A×He×Φ×(1-Swi)/Bgi
式中，G为气藏的原始天然气地质储量，亿立方米；A为含气面积，平方千米；He为储层有效厚度，米；Φ为平均有效孔隙度，小数；Swi为平均原始含水饱和度，小数；Bgi为平均天然气体积系数，无量纲。
上述天然气井地质储量的计算方法很大程度上取决于钻后的储层孔隙度和原始含水饱和度的计算，这两个关键参数都依赖于钻后的地球物理测井，如储层孔隙度可通过声波、密度或中子孔隙度测井曲线计算得到，含气饱和度可在岩石物理实验基础上，结合电阻率测井曲线，通过阿尔奇公式或其变形得到。然而，受钻后泥浆侵入影响，基于测井曲线的储层孔隙度和饱和度的计算精度常受到影响，且无法实现钻井过程中的实时评价，再者钻后测井费用成本相对较高，工作时效低，给勘探决策带来一定挑战，目前无其他解决手段。
勘探钻井的目的就是评价地下是否是气层，然后再计算储量，有储量数值了就说明发现了油气田了。储量数据是衡量油气田大小的唯一标准。以往的储量计算都是需要钻井后，在井内下入精密测量仪器，测量孔隙度等数据后计算，耗时、耗力，花费巨大。
发明内容
本发明的目的提出了一种利用钻井现场地质录井实时数据计算和评估天然气石油地质探明储量的方法，即在钻井随钻过程中，利用地面地质录井的随钻气测、钻时、排量、井眼尺寸、温度等现场实时测量数据，通过消除井筒环境因素对录井气测数值的影响，将天然气从地表还原到地下，从而建立基于录井资料的地质储量计算模型，提高了工作实效，降低了工程施工费用，实现了钻井勘探过程中实时的储层地质储量评价,且避免了原容积法计算中可能存在非烃类气体而计算出非烃类天然气储量的情况。
为解决天然气井地质探明储量实时计算和评价，本发明提供了一种利用钻井现场地质录井实时数据确定天然气井的地质探明储量计算方法。
为实现上述目的，本发明采用如下方案：
一种基于随钻录井的天然气井地质探明储量计算方法，其特征在于，包括如下步骤：
步骤一、根据随钻录井气测显示确定目标层段的开始深度位置，并且记录深度区间的随钻录井气测和井径数据；
步骤二、根据地面测量数据计算地表条件下单位厚度岩石破碎岩屑中所含气体体积；
步骤三、根据气体状态方程计算地层条件下单位厚度岩石所含气体体积；
步骤四、计算得到地层条件下的单位体积岩石含气比率，用以评价地层条件下的岩石内含天然气体积占岩石体积的比例，是储量评估的重要参数之一；
步骤五、根据随钻录井累计储层有效厚度选择相应计算公式，计算得到累计储层有效厚度对应的井控天然气地质探明储量；
步骤六、处理深度范围内累加得到井控纯气藏天然气地质探明储量，是气田开发和管理的重要基础，用于天然气开发方案制定和编制。
优选地，步骤一具体为：根据研究区块的随钻录井岩性分析，确定气藏所在区域的起始深度，处理开始，同时记录得到对应深度区间的随钻录井气测和井径的平均值。
优选地，步骤二具体为：计算得到地表条件下单位厚度岩石破碎岩屑中所含气体体积V1。
随钻过程中地表条件下单位厚度岩石破碎岩屑中所含气体积可表示为：
V1＝10-6×Cng×ROP×Flow
其中，V1表示地表条件下单位厚度岩石破碎岩屑中所含气体积，单位L；ROP由地面录井设备计时，代表钻时，表示每钻进单位厚度岩石所花费的时间，Min；Flow代表排量，等于钻井泵循环排量和增压泵排量之和，单位L/Min；Cng表示地表钻井液中含气(烃类天然气)浓度，
Figure BDA0003682576420000021
Cn代表各烃组分气测值，n＝1,2,3,4,5，单位ppm，En代表各组分的脱气效率，无量纲；需要指出的是，相较于传统的静态容积法，本发明仅计算烃类(即Cn)气体含量；k为气测设备分析气体的流量和脱气器排量的换算系数。
优选地，步骤三具体为：根据气体状态方程计算地层条件下单位厚度岩石所含气体体积V2
通过气体状态方程式可将地表条件下单位厚度岩石破碎岩屑中所含气体积V1转化为地层条件下的含气体积V2(单位L)，具体如下：
Figure BDA0003682576420000022
其中，P、V、Z、T分别代表不同条件下的压力、体积、偏差压缩系数、温度(绝对温度，单位K)，下标“1”代表了地表条件下的气体状态，下标“2”代表了地层条件下的气体状态。
上式中的各个参数可分别通过如下过程得到：地层条件下目标层位气体压力P2＝井的垂深0.0098×H(m)×钻井液密度ρm(g/cm3)，单位为MPa；地层条件下目标层位绝对温度T2＝井深h(m)×地温梯度Gt(℃/m)+273.15，单位为K；地层条件下气体的偏差压缩系数Z2可由标准的普遍化压缩因子图图版获得；地表条件下气体压力P1＝0.101325MPa；钻井液地表温度T1＝钻井液出口温度Tout(℃)+273.15，单位为K；地表条件下偏差压缩系数Z1＝1。
将已知参数P1、V1、T1、Z1、P2、T2、Z2代入上式可求得单位厚度岩石所含气体体积V2：
Figure BDA0003682576420000031
优选地，步骤四具体为：计算得到地层条件的单位体积岩石含气比率Cug
地层条件下单位体积岩石含气比率可表示为：
Figure BDA0003682576420000032
其中，V2为地层条件下单位厚度岩石所含气体体积，单位L；D为钻井井眼直径，mm，可通过钻头尺寸数据直接获得，需要指出的是随钻录井中常以单位mm表示，因此，采用上述公式计算中需要将其首先转化为米制单位表示。
进一步将V2及V2中涉及到的P1、V1、T1、Z1、P2、T2、Z2参数代入上述Cug的公式中，得到地层条件下的单位体积岩石含气比率的具体计算公式，如下所示：
Figure BDA0003682576420000033
优选地，步骤五具体为：根据随钻录井累计储层有效厚度选择相应计算公式，计算得到累计储层有效厚度对应的井控天然气地质探明储量。
当随钻录井储层有效厚度小于1米时((h2-h1)<1)，分别得到有效储层底深对应的单井控制面积
Figure BDA0003682576420000034
储层有效厚度累计H，有效储层的顶底深度范围内的单位体积岩石含气比率Cug最大值，有效储层底深对应的天然气体积系数
Figure BDA0003682576420000035
(通过气体状态方程求取)，代入
Figure BDA0003682576420000036
Figure BDA0003682576420000037
可计算所有储层有效厚度小于1米的累计单井控制天然气地质探明储量。
当随钻录井储层有效厚度大于1米时((h2-h1)≥1)，分两部分计算，第一部分为单位深度的累加和小于1米的积分，即
Figure BDA0003682576420000038
第二为剩余小于1米的部分，利用
Figure BDA0003682576420000041
计算得到。以上分析可用如下表达式表示：
Figure BDA0003682576420000042
其中，G为井控气藏的探明天然气地质储量，亿立方米108m3；A为含气面积，平方千米km2；H为储层有效厚度，米m；Cug为对应深度范围内的单位体积岩石地下含气比率，无因次量；B为对应的天然气体积系数，无因次量；h1和h2分别为有效储层的顶底深度，米m；Int为取整。从上式可以看出，计算井控纯气藏天然气井地质探明储量G，需要准确确定上式右侧四项，其中A可通过圈定含气边界，确定井控含气范围，常见利用井控法、应用沉积微相预测法、地震储层横向预测法。H可利用随钻录井过程中实时记录储层有效厚度为依据。单位体积岩石地下含气比率Cug需要通过气体状态方程，将随钻地表钻井液中含气量转化为地下单位体积岩石的含气比例。天然气体积系数B可通过气体状态方程求取。
优选地，步骤六具体为：按照步骤五将气藏深度范围内的多个储层计算结果累加，当处理深度小于气水界面深度时，循环计算步骤一至步骤五，并且累加每一步得到的井控天然气探明地质储量，直至处理深度等于或大于气水界面时，即得到气藏天然气井的累加地质探明储量。
本发明还提供用于天然气井地质探明储量计算的系统，其特征在于，包括：用于执行步骤1的数据输入模块；用于执行步骤二的地表含气体积计算模块；用于执行步骤三的地层含气体积计算模块；用于执行步骤四的岩石含气比率确定模块；以及用于执行步骤五的探明储量计算模块。优选地，还包括数据录入模块和结果显示模块，如显示屏，电脑终端或手机终端等。
与现有技术相比，本发明的有益效果在于：
本发明提供了一种基于随钻录井的天然气井地质探明储量计算方法，利用随钻录井数据实现了实时的储层地质储量计算，提高了计算精度，降低了费用成本，克服了基于钻后测井曲线受泥浆侵入而导致的计算精度下降的问题，且避免了非烃类气体的计算，通过技术原理计算，没有额外花任何费用，具有较大的实践意义。本发明可以方便实时得到储层地质探明储量，相比于钻后的基于测井曲线的方法，本发明更加直接，计算方便，快速实用，精度较高，且成本较低，易于推广。
附图说明
图1为本发明中提供的一种随钻录井天然气井地质探明储量计算方法流程示意图；
图2为本发明实施例中的标准普遍化压缩因子图版；
图3为本发明实施例中得到的天然气井井控地质探明累计储层和单位厚度储层储量。
具体实施方式
下面通过具体实施例对本发明进行阐述，以便好理解本发明，但不构成对本发明的限制。
如图1所示，本发明所提供的一种基于随钻录井的天然气井地质探明储量计算方法步骤如下：
步骤一、随钻录井显示为目标储层，即处理开始，并且记录深度区间的随钻录井气测和井径(钻头尺寸)数据。
步骤二、计算得到地表条件下单位厚度岩石破碎岩屑中所含气体体积V1。
随钻过程中地表钻井液中含气体积可表示为：
V1＝10-6×Cng×ROP×Flow (1)
其中，V1表示地表条件下单位厚度岩石破碎岩屑中所含气体积，单位L；ROP由地面录井设备计时，代表钻时，表示每钻进单位厚度岩石所花费的时间，Min；Flow代表排量，等于钻井泵循环排量和增压泵排量之和，单位L/Min；Cng表示地表钻井液中含气(烃类天然气)浓度，
Figure BDA0003682576420000051
Cn代表各烃组分气测值，n＝1,2,3,4,5，单位ppm，En代表各组分的脱气效率，无量纲，需要指出的是，相较于传统的静态容积法，本发明仅计算烃类气体含量；k为气测设备分析气体的流量和脱气器排量的换算系数，对于不同的录井脱气设备及气体检测分析仪，该系数有所不同，需要通过气测设备分析气体的流量和脱气器排量的换算。
步骤三、根据气体状态方程计算地层条件下单位厚度岩石所含气体体积V2
通过气体状态方程式(2)可将地表条件下单位厚度岩石破碎岩屑中所含气体体积V1转化为地层条件下单位厚度岩石所含气体体积V2，具体如下：
Figure BDA0003682576420000052
其中，P、V、Z、T分别代表不同条件下的压力、体积、偏差压缩系数、温度(绝对温度，单位K)，下标“1”代表了地表条件下的气体状态，下标“2”代表了地层条件下的气体状态。
式(2)中的各个参数可分别通过如下过程得到：
地层条件下目标层位气体压力P2＝0.0098*井的垂深H(m)×钻井液密度ρm(g/cm3)，单位为MPa；地层条件下目标层位绝对温度T2＝井深h(m)×地温梯度Gt(℃/m)+273.15，单位为K；地层条件下气体的偏差压缩系数Z2可由标准的普遍化压缩因子图图版获得；地表条件下气体压力P1＝0.101325MPa；钻井液地表温度T1＝钻井液出口温度Tout(℃)+273.15，单位为K；地表条件下偏差压缩系数Z1＝1。
将已知参数P1、V1、T1、Z1、P2、T2、Z2代入式(2)求得地层条件下单位厚度岩石所含气体体积V2：
Figure BDA0003682576420000061
步骤四、计算得到地层条件的单位体积岩石含气比率Cug。
地层条件的单位体积岩石含气比率可表示为：
Figure BDA0003682576420000062
其中，D为钻井井眼直径(单位mm)，可通过钻头尺寸数据直接获得。
进一步将式(3)及其上述相关参数带入式(4)可得到地层条件的单位体积岩石含气比率为：
Figure BDA0003682576420000063
步骤五、根据随钻录井累计储层有效厚度选择相应计算公式，计算得到累计储层有效厚度对应的井控天然气地质探明储量。
Figure BDA0003682576420000064
其中，G为井控气藏的探明天然气地质储量，亿立方米108m3；A为含气面积，平方千米km2；H为储层有效厚度，米m；Cug为对应深度范围内的单位体积岩石地下含气比率，无因次量；B为对应的天然气体积系数，无因次量；h1和h2分别为有效储层的顶底深度，米m；Int为取整。从式(6)可以看出，计算单井控制的纯气藏天然气井地质探明储量G，需要准确确定式(6)右侧四项，其中A可通过多井砂体边界递减圈定含气边界，确定单井控制的含气范围；H可利用随钻录井过程中实时记录储层有效厚度为依据；单位体积岩石地下含气比率Cug需要通过气体状态方程，将随钻地表钻井液中含气量转化为地下单位体积岩石的含气比例。天燃气体积系数B可通过气体状态方程求取。
当随钻录井储层有效厚度小于1米时，按照式(6)第一公式，需要得到有效储层底深对应的单井控制面积
Figure BDA0003682576420000065
可通过多井砂体边界递减圈定含气边界，确定单井控制的含气范围。储层有效厚度累计H，通过地面有效储层的顶底深度范围内的单位体积岩石含气比率Cug最大值，有效储层底深对应的天然气体积系数
Figure BDA0003682576420000071
(通过气体状态方程求取)，代入
Figure BDA0003682576420000072
Figure BDA0003682576420000073
中即可计算所有储层有效厚度小于1米的累计单井控制天然气地质探明储量。
当随钻录井储层有效厚度大于1米时，按照式(6)第二公式，分两部分计算，第一部分按照式(6)的前半部分，累加本储层h1至h2深度范围单位米储层单井控制天然气地质探明储量的累加和，其中int(h2-h1)为h1至h2深度范围的单位厚度储层的个数，从h1+m开始计算；第二部分按照式(6)的后半部分，计算过程与随钻录井储层有效厚度小于1米的情况一样，不同的是，积分范围从h1至h2变为了h1+int(h2-h1)+至h2。
步骤六、按照步骤五将气藏深度范围内的多个储层计算结果累加，当处理深度小于气水界面深度时，循环计算步骤一至步骤五，并且累加每一步得到的井控天然气探明地质储量，直至处理深度等于或大于气水界面时，即得到气藏天然气井的累加地质探明储量。
为了说明本发明处理过程和结果，图3给出具体的一口天然气井的井控地质探明储量计算结果，该砂岩储层深度范围为2418.49-2464.7米，合计储层有效厚度为46.21米，岩性以泥质粉砂和粉砂岩为主，根据以上处理步骤，选择公式(6)的下式进行计算，分为两步计算，从2418.49米按照
Figure BDA0003682576420000074
依次累加46个单位厚度的储层，到2464.49米为止。
按照表1所示数据，得到累计储量为110.59亿方，剩余0.21米按照
Figure BDA0003682576420000075
计算得到1.2亿方，其中含气面积A为39.5立方千米。利用容积法按照公式G＝0.01×A×He×Φ×(1-Swi)/Bgi计算可得井控储量为132.29亿方(其中含气面积A为39.5立方千米，储层有效厚度为46.21米，有效孔隙度为10.4％，含气饱和度为27.8％)，两种方法计算结果量级一致，整个计算过程高效快捷，结果可靠。
表1本发明实施例中的使用的随钻录井数据及相关计算参数
Figure BDA0003682576420000081
本发明还可以通过用于天然气井地质探明储量计算的系统实现，所述系统包括：用于执行步骤1的数据输入模块；用于执行步骤二的地表含气体积计算模块；用于执行步骤三的地层含气体积计算模块；用于执行步骤四的岩石含气比率确定模块；以及用于执行步骤五的探明储量计算模块。优选地，还包括数据录入模块和结果显示模块，如显示屏，电脑终端或手机终端等。

Claims (10)

1.一种基于随钻录井的天然气井地质探明储量计算方法，其特征在于，包括如下步骤：
步骤一、根据随钻录井显示确定目标储层的开始深度位置，并且记录深度区间的随钻录井气测和井径数据；
步骤二、根据地面测量数据计算地表条件下单位厚度岩石破碎岩屑中所含气体体积；
步骤三、根据气体状态方程计算地层条件下单位厚度岩石所含气体体积；
步骤四、计算得到地层条件下的单位体积岩石含气比率；
步骤五、根据随钻录井累计储层厚度选择相应计算公式，计算得到累计储层厚度对应的井控天然气地质探明储量；
步骤六、处理深度范围内累加得到井控纯气藏天然气地质探明储量。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤一具体为：根据研究区块的随钻录井岩性分析，确定气藏所在区域的起始深度，同时记录得到对应深度区间的随钻录井气测和井径的平均值。
3.如权利要求1或2所述的方法，其特征在于，步骤二具体为：计算得到地表条件下单位厚度岩石破碎岩屑中所含气体体积V1；
具体地，V1＝10-6×Cng×ROP×Flow
其中，V1的单位L；ROP由地面录井设备计时，代表钻时，表示每钻进单位厚度岩石所花费的时间，单位为Min；Flow代表排量，等于钻井泵循环排量和增压泵排量之和，单位为L/Min；Cng表示地表钻井液中含烃类天然气的浓度，
Figure FDA0003682576410000011
Cn代表各烃组分气测值，n＝1、2、3、4、5，单位为ppm，En代表各组分的脱气效率，无量纲；k为气测设备分析气体的流量和脱气器排量的换算系数。
4.如权利要求3所述的方法，其特征在于，步骤三具体为：根据气体状态方程计算地层条件下单位厚度岩石所含气体体积V2；
具体地，通过气体状态方程式可将地表条件下单位厚度岩石破碎岩屑中所含气体积V1转化为地层条件下的含气体积，具体如下：
Figure FDA0003682576410000012
其中，V2的单位L，P、V、Z、T分别代表不同条件下的压力、体积、偏差压缩系数、绝对温度，绝对温度的单位为K；下标“1”代表地表条件下的气体状态，下标“2”代表地层条件下的气体状态。
更具体地，式中的各个参数分别通过如下过程得到：地层条件下目标层位气体压力P2＝井的垂深0.0098×H(m)×钻井液密度ρm(g/cm3)，单位为MPa；地层条件下目标层位绝对温度T2＝井深h(m)×地温梯度Gt(℃/m)+273.15，单位为K；地层条件下气体的偏差压缩系数Z2可由标准的普遍化压缩因子图图版获得；地表条件下气体压力P1＝0.101325MPa；钻井液地表温度T1＝钻井液出口温度Tout(℃)+273.15，单位为K；地表条件下偏差压缩系数Z1＝1；
进而，将已知参数P1、V1、T1、Z1、P2、T2、Z2代入上式可求得单位厚度岩石所含气体体积V2：
Figure FDA0003682576410000021
5.如权利要求4所述的方法，其特征在于，步骤四具体为：计算得到地层条件的单位体积岩石含气比率Cug：
Figure FDA0003682576410000022
其中，D为钻井井眼直径，单位mm，可通过钻头尺寸数据直接获得；
进一步将V2及V2中涉及到的P1、V1、T1、Z1、P2、T2、Z2参数代入上述Cug的公式中，得到地层条件下的单位体积岩石含气比率的具体计算公式，如下所示：
Figure FDA0003682576410000023
6.如权利要求5所述的方法，其特征在于，步骤五具体为：根据随钻录井累计储层厚度选择相应计算公式，计算得到累计储层厚度对应的井控天然气地质探明储量；
当随钻录井储层厚度小于1米时即(h2-h1)＜1，分别得到有效储层底深对应的单井控制面积
Figure FDA0003682576410000024
有效储层厚度累计H，有效储层的顶底深度范围内的单位体积岩石含气比率Cug最大值，通过气体状态方程求取的有效储层底深对应的天然气体积系数
Figure FDA0003682576410000025
代入
Figure FDA0003682576410000026
Figure FDA0003682576410000027
计算所有储层厚度小于1米的累计单井控制天然气地质探明储量；
当随钻录井储层厚度大于1米时即(h2-h1)≥1，分两部分计算，第一部分为单位深度的累加和小于1米的积分，即
Figure FDA0003682576410000028
第二为剩余小于1米的部分，利用
Figure FDA0003682576410000029
计算得到；具体地，用如下表达式表示：
Figure FDA0003682576410000031
其中，G为井控气藏的探明天然气地质储量，单位为亿立方米；A为含气面积，单位为平方千米；H为储层有效厚度，单位为米；Cug为对应深度范围内的单位体积岩石地下含气比率，无因次量；B为对应的天然气体积系数，无因次量；h1和h2分别为有效储层的顶底深度，单位为米；Int为取整；
更具体地，其中A是通过圈定含气边界，确定井控含气范围，例如利用井控法、应用沉积微相预测法、地震储层横向预测法；H是利用随钻录井过程中实时记录储层有效厚度为依据；单位体积岩石地下含气比率Cug需要通过气体状态方程，将随钻地表钻井液中含气量转化为地下单位体积岩石的含气比例；天然气体积系数B通过气体状态方程求取。
7.如权利要求6所述的方法，其特征在于，步骤六具体为：按照步骤五将气藏深度范围内的多个储层计算结果累加，当处理深度小于气水界面深度时，循环计算步骤一至步骤五，并且累加每一步得到的井控天然气探明地质储量，直至处理深度等于或大于气水界面时，即得到气藏天然气井的累加地质探明储量。
8.一种用于天然气井地质探明储量计算的系统，其特征在于，包括执行权利要求1至7任一项所述方法的功能模块。
9.如权利要求8所述的用于天然气井地质探明储量计算的系统，其特征在于，包括：用于执行步骤一的数据输入模块；用于执行步骤二的地表含气体积计算模块；用于执行步骤三的地层含气体积计算模块；用于执行步骤四的岩石含气比率确定模块；以及用于执行步骤五的探明储量计算模块。
10.如权利要求8所述的用于天然气井地质探明储量计算的系统，其特征在于，还包括数据录入模块和结果显示模块。
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* Cited by examiner, † Cited by third party
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CN115749760A (zh) * 2022-11-28 2023-03-07 中海石油(中国)有限公司海南分公司 一种基于测录联合的储层流体性质评价方法

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