声波孔隙度和中子孔隙度差值储层流体类型判别方法.pdf

声波孔隙度和中子孔隙度差值储层流体类型判别方法
    【技术领域】

    本发明涉及石油天然气测井、地质和岩心试验分析技术领域，确切地说涉及一种利用声波孔隙度和中子孔隙度差值进行储层流体类型判别的方法。

    背景技术

    储层流体类型判别是天然气勘探开发的关键技术之一。利用天然气和地层水对声波时差和中子资料的响应不同是判别储层流体类型常用方法之

    声波孔隙度—中子孔隙度差值流体类型判别法属于天然气勘探开发领域中的科研方法创新，主要是利用测井资料，结合地质资料和岩心实验数据，研究天然气、地层水对声波时差和中子资料的不同影响特征，最终建立天然气和地层水的声波、中子差异关系，并把这种差异数值法，从而快速、准确识别气层和水层，为天然气开发提供测试层位，进而指导气田勘探开发。

    地层含气时，中子测井资料受天然气″挖掘效应″影响会变小，声波时差受天然气影响增大明显，甚至出现″跳波″，在测井综合图上，气层段声波曲线和中子曲线呈“大肚子”状分离趋势。地层含水时，声波时差影响不大，中子孔隙度不变或略增大，水层段呈现声波时差和中子测井值变化趋势基本一致特征，据此，可以判别气层和水层。但由于当孔隙度大时，由于中子测井值相对较大，同时岩性、井眼条件、泥浆浸入等因素对对声波时差和中子资料特别是中子资料影响较大，直接利用曲线形态判别储层流体类型判别符合率不高，经统计，储层流体类型判别符合率通常只能达到70％左右，给天然气开发生产带来很大困难。

    【发明内容】

    为解决上述技术问题，本发明提出了一种能提高流体类型判别符合率的声波孔隙度和中子孔隙度差值储层流体类型判别方法，本发明在利用声波时差、中子资料判别储层流体类型时排除了岩性、井眼条件、泥浆浸入等非流体影响因素，因而能真实地掌握不同流体对声波时差和中子资料的影响特性，使储层流体类型判别符合率由现有的70％提高到了90％以上。

    本发明是通过采用下述技术方案实现的：

    一种声波孔隙度和中子孔隙度差值储层流体类型判别方法，其特征在于步骤包括：

    1)通过岩心资料刻度测井、测井资料环境校正，准确计算储层泥质含量、岩石成份、声波孔隙度和中子孔隙度；

    2)排除岩性、井径和泥浆侵入因素对声波时差和中子资料的影响；

    3)利用声波时差和中子资料对天然气和地层水的响应差异，通过比较声波孔隙与中子孔隙度的大小来建立储层流体类型判别标准，其中：

    a、对于孔隙结构好的储层，流体类型判别标准为：

    气层：PORA‑PORN＞0；

    水层：PORA‑PORN＜0；

    干层(或产量特别低的层)：PORA‑PORN≈0；

    式中：PORA、PORN分别表示声波孔隙度(％)、中子孔隙度(％)。

    b、对于孔隙结构较差的低孔低渗储层判别标准略有不同，如苏里格气田流体类型判别标准为：

    气层：PORA‑PORN＞3％；

    水层：PORA‑PORN＜0％；

    气水同层：‑2％＜PORA‑PORN＜5％；

    式中：PORA、PORN分别表示声波孔隙度(％)、中子孔隙度(％)。

    所述的岩心刻度测井主要包括两个方面：一方面是通过岩心分析资料刻度测井处理参数，如岩心X衍射分析资料刻度计算泥质含量的参数、岩电分析资料确定计算饱和度的参数；另一方面用岩心分析孔隙度、渗透率、和含水饱和度的结果检验测井岩性、孔隙度、渗透率和饱和度的解释方法并作调整，直到满足误差要求。

    所述测井资料环境校正具体是指：根据实际测井情况和测井系列选用经典的理论图版和经验公式进行环境校正。

    所述泥质含量计算具体为：泥质含量的计算需根据工区的粘土成份和性质，选用不同的测井资料计算：非泥质成分放射性低的地层用自然伽马直接计算，非泥质成分放射性高的地层选用不同的能谱资料计算泥质含量：如地层中非泥质成分的放射性以钍为主，就选钾曲线计算，非泥质成分的放射性以钾为主，就选钍曲线计算，长石含量高的地层用铀曲线计算，地层非泥质成分含有放射性，又无能谱资料时用中子、密度交会计算泥质含量。

    所述岩石成份计算为：根据储层地质特征，建立符合工区实际情况的岩石成份、孔隙和流体的测井响应方程，计算矿物成分体积百分含量和孔隙度。

    所述声波孔隙度计算为：用经泥质校正、环境校正后的声波时差资料计算声波孔隙度。

    所述中子孔隙度计算为：经泥质校正、环境校正后中子资料利用中子资料测井响应方程计算中子孔隙度：

    所述的排除岩性、井径和泥浆侵入因素对声波时差和中子资料的影响是指：井径、泥浆侵入等因素对声波时差、中子资料的影响主要采用测井经典经验公式和图版进行校正；岩石矿物成份的影响可以通过计算各岩石成份和体积百分含量进行校正，排除岩性影响包括声波时差的泥质校正和中子资料的泥质校正。

    所述中子资料的泥质校正就是泥质的含氢指数校正，分三步进行：先计算出泥质在标准状况下的中子含氢指数，再进行深度校正，然后对中子资料进行泥质校正。

    所述声波时差的泥质校正也分三步进行：先计算出泥质在标准状况下的声波时差值，再进行深度校正、然后对声波资料进行泥质校正。

    本发明所达到的技术效果如下：

    与现有技术相比，由于本方法在利用声波时差、中子资料判别储层流体类型时排除了岩性、井眼条件、泥浆浸入等非流体影响因素，真实地掌握了不同流体对声波时差和中子资料的影响特性，大大提高了流体类型判别符合率，在苏里格气田苏5桃7区块储层流体类型判别中，符合率由过去的70％左右提高到了91％；另外，由于该方法步骤3)中，该方法是用数值大小来反映流体类型，使流体判别由过去的定性判别提高到了定量判别，一方面使用起来更方便更易于操作，另一方面，可以把该数值与地震资料结合起来，在平面上进行气水预测，使测井流体判别由一孔之见转化为平面化，大提高了对油气田勘探开发的指导作用。

    【附图说明】

    下面将结合说明书附图和具体实施方式对本实用新型作进一步的详细说明，其中：

    图1为泥质含氢指数与深度的关系图

    图2为泥质声波时差与深度的关系图

    【具体实施方式】

    本发明公开了一种声波孔隙度和中子孔隙度差值储层流体类型判别方法，其特征在于步骤包括：

    1)通过岩心资料刻度测井、测井资料环境校正，准确计算储层泥质含量、岩石成份、声波孔隙度和中子孔隙度；

    测井资料通过测量地下岩石的物理参数间接反映岩石层的储渗情况和含油气情况，需经岩心等实际地质资料刻度方能正确解释评价储层。

    所述的岩心刻度测井主要包括两个方面：一方面是通过岩心分析资料刻度测井处理参数，如岩心X衍射分析资料刻度计算泥质含量的参数、岩电分析资料确定计算饱和度的参数等；另一方面用岩心分析孔隙度、渗透率、含水饱和度等结果检验测井岩性、孔隙度、渗透率和饱和度的解释方法并作调整，直到满足误差要求。

    所述测井资料环境校正具体是指：由于采集测井资料时的温度、泥浆性能、井眼条件(如是否“扩径”)等环境因素对测井资料有所影响，故需根据实际测井情况和测井系列选用经典的理论图版和经验公式进行环境校正。

    所述泥质含量计算具体为：

    泥质含量的计算需根据工区的粘土成份和性质，选用不同的测井资料计算：非泥质成分放射性低的地层用自然伽马直接计算，非泥质成分放射性高的地层选用不同的能谱资料计算泥质含量：如地层中非泥质成分的放射性以钍为主，就选钾曲线计算，非泥质成分的放射性以钾为主，就选钍曲线计算，长石含量高的地层用铀曲线计算，泥质含量通用计算公式为：

     $\mathrm{SH}=\frac{\mathrm{LOG}-{\mathrm{LOG}}_{\mathrm{nin}}}{{\mathrm{LOG}}_{\max }-{\mathrm{LOG}}_{\min }}$

     $V_{\mathrm{SH}}=\frac{2^{2\×\mathrm{SH}}-1}{2^2-1}$

    式中：V_SH‑地层泥质含量；

    SH‑泥质指数；

    LOG、LOG_max、LOG_min‑分别为计算泥质含量的测井资料的测井值、最大值、最小值。

    地层非泥质成分含有放射性，又无能谱资料时可用中子、密度交会计算泥质含量：

    Φ_N＝φ_t+Φ_shV_sh+Φ_ma(1‑φ_t‑V_sh)

    ρ_b＝φ_t+ρ_shV_sh+ρ_ma(1‑φ_t‑V_sh)

    式中：Φ_N、Φ_Nsh、Φ_Nma、φ_t分别表示中子测井值、泥质中子值、骨架中子值、声波孔隙度(％，％，％，f)；

    ρ_b、ρ_sh、ρ_ma分别表示密度测井值、泥质密度值、岩石骨架密度值(g/cm³，g/cm³，g/cm³)；

    V_sh‑泥质含量(f)。

    由上方程组可解出V_sh和φ_t。

    所述岩石成份计算为：

    根据储层的地质特征，建立符合工区实际情况的岩石成份、孔隙和流体的测井响应方程，计算矿物成分体积百分含量和孔隙度。如有三种岩石成份的测井响应方程为：

     $\left\{\begin{array}{c}\mathrm{DT}=V_{\mathrm{SH}}\×{\mathrm{DT}}_{\mathrm{SH}}+C_1\×{\mathrm{DTma}}_1+C_2\×\mathrm{DT}{\mathrm{ma}}_2+C_3\×{\mathrm{DTma}}_3+\mathrm{\Φ}\×{\mathrm{DT}}_f\\ \mathrm{CNL}=V_{\mathrm{SH}}\×N_{\mathrm{SH}}+C_1\×{\mathrm{CNL}}_1+C_2\×{\mathrm{CNL}}_2+C_3\×{\mathrm{CNL}}_3+\mathrm{\Φ}\×N_f\\ \mathrm{DEN}=V_{\mathrm{SH}}\×{\mathrm{\ρ}}_{\mathrm{SH}}+C_1\×{\mathrm{\ρ}}_1+C_2\×{\mathrm{\ρ}}_2+C_3\×{\mathrm{\ρ}}_3+\mathrm{\Φ}\×{\mathrm{\ρ}}_f\\ \mathrm{\Φ}+V_{\mathrm{SH}}+C1+C2+C_3=1\end{array}\right.$

    式中：C₁、C₂、C₃‑分别代表第一种、第二种和第三种矿物的百分体积含量(％，％，％)；

    DT_f、ρ_f、N_f‑分别代表流体的声波时差、密度和中子值(us/ft，g/cm³，p.u)；

    DT_ma1、DT_ma2、DT_ma3‑分别代表第一种、第二种、第三种矿物的骨架声波值(us/ft，us/ft，us/ft)；

    CNL_ma1、CNL_ma2、CNL_ma3‑分别代表第一、第二和第三种矿物的骨架中子值(p.u、p.u、p.u)；

    ρ_ma1、ρ_ma2、ρ_ma3‑分别代表第一种、第二种和第三种矿物的骨架密度值(g/cm³，g/cm³)；

    DT、CNL、DEN‑分别代表声波时差、中子、密度测井值(us/ft，p.u，g/cm³)；

    V_SH、Φ‑分别代表泥质含量、孔隙度(f，f)。

    所述声波孔隙度计算为：

    用经泥质校正、环境校正后的声波时差资料计算声波孔隙度：

     $\mathrm{\φ}=\frac{\mathrm{\Δt}-{\mathrm{\Δt}}_{\mathrm{mac}}}{{\mathrm{\Δt}}_f-{\mathrm{\Δt}}_{\mathrm{mac}}}$

    式中：Δt_mac、Δt、Δt_f‑分别代表地层岩石骨架声波时差、声波时差测井值、流体声波时差(us/ft，us/ft，us/ft)；

    φ‑孔隙度(f)。

    岩石骨架声波时差(Δt_mac)由各岩石成份的体积百分含量乘其骨架声波时差值累加而得：

    Δt_mac＝∑V_ma×Δt_ma

    式中：Δt_mac、Δt_ma‑分别代表地层岩石骨架声波时差、各岩石成分骨架声波时差(us/ft，us/ft)；

    V_ma代表各岩石成份含量(f)。

    所述中子孔隙度计算为：

    经泥质校正、环境校正后中子资料利用中子资料测井响应方程计算中子孔隙度.

     $\mathrm{\φ}=\frac{{\mathrm{\Φ}}_N-{\mathrm{\Φ}}_{\mathrm{N\; mac}}}{{\mathrm{\Φ}}_{\mathrm{N\; f}}-{\mathrm{\Φ}}_{\mathrm{N\; mac}}}$

    式中：Φ_Nmac、Φ_Nmac、Φ_Nmac‑分别代表地层岩石骨架中子值、中子测井值、流体中子值(p.u，p.u，p.u)；

    φ‑孔隙度(f)。

    地层岩石中子值(Φ_Nmac)用各岩石成份含量乘其Φ_Nmac＝∑V_ma×Φ_Nma骨架中子值累加而得：

    式中：Φ_Nma、Φ_Nmac‑分别代表各岩石成分骨架中子值、地层岩石骨架中子值(p.u，p.u)；

    V_mma代表各岩石成份百分含量(f)。

    2)排除岩性、井径和泥浆侵入等因素对声波时差和中子资料的影响；

    井径、泥浆侵入等因素对声波时差、中子资料的影响主要采用测井经典经验公式和图版进行校正。

    岩石矿物成份的影响可以通过计算各岩石成份和体积百分含量进行校正(见前面岩石成份计算部分)，因此，排除岩性影响最关键的是声波时差和中子资料的泥质校正。

    中子资料的泥质校正：

    中子资料的泥质校正也就是泥质的含氢指数校正。地层中的泥质，不仅中子含氢指数较高，而且随深度变化也相当大，因此，对含氢指数的泥质校正，必须分三步进行：先计算出泥质在标准状况下的中子含氢指数，再进行深度校正，然后对中子资料进行泥质校正。

    (1)计算泥质在标准状况下的中子含氢指数

    粘土矿物的中子含氢指数由孔隙中所含流体的含氢指数(主要是水或油的含氢指数)和粘土骨架的含氢指数两部分组成。根据斯仑贝谢公司提供的岩石、矿物测井参数表，可以算出标准状况下各种粘土矿物的流体含氢指数及骨架含氢指数(如表1)：

    表1不同粘土矿物的含氢指数

       粘土矿物  蒙脱石  伊利石  高岭石  绿泥石  总含氢指数％  44  30  37  52  骨架含氢指数％  4  10  9  26  流体含氢指数％  40  20  28  26

    根据研究区的粘土矿物成分及各成分的平均百分含量计算泥质的平均含氢指数Φ_Nsh：

    Φ_Nsh＝Φ_NmV_m+Φ_NiV_i+Φ_NgV_g+Φ_NcV_c

    式中：Φ_Nsh、Φ_Nm、Φ_Ni、Φ_Ng、Φ_Nc‑分别代表泥质、蒙脱石、伊利石、绿泥石的中子含氢指数(％，％，％，％)；

    V_m、Vi、Vg、Vc‑分别代表蒙脱石、伊利石、高岭石、绿泥石的百分含量(f，f，f，f)。

    (2)对泥质平均含氢指数进行深度校正

    由于泥质的中子含氢指数随深度变化较大，因此，当储层离统计分析的泥质层深度差别较大时，需进行深度校正。

    根据泥质含氢指数(φ_Nsh)随深度(h)的变化关系(如图1)，拟合如下经验公式进行校正：

    φ_Nsh＝91.1‑39.75×10^‑3·h+5.15×10^‑6·h²；

    对于1500m以上浅气层的泥质含氢指数与深度的关系可根据此趋势线延伸，用同一关系式进行校正。

    根据研究区储层的深度，将标准状况下泥质平均含氢指数标注到图版中，如果正好落到图中关系曲线上，说明两者泥质的粘土矿物成分基本相同，则可直接用该图版求得其它深度处泥质的含氢指数；如果未落到图中关系曲线上，说明两者泥质的粘土矿物成分不同，这时可过该点作一条平行于图版中的关系曲线，从而在该新的关系曲线上求解其它深度处泥质的含氢指数。这样做会有一定的误差，因为不同的粘土矿物，其中子含氢指数与深度的关系有所差异，但是通过实际资料研究表明，这种差异并不大，给泥质含氢指数计算带来的误差基本可以忽略。

    (3)中子测井资料泥质校正

    综合上面两步，经泥质校正后中子含氢指数为：

    Φ_Nco＝Φ_N‑Φ_Nsh*V_sh。

    式中：Φ_Nco、Φ_N、Φ_Nsh‑分别代表经泥质校正后的中子含氢指数、中子测井值、经深度校正后的泥质含氢指数(％，％，％)；

    V_sh‑泥质含量(％)。

    声波时差的泥质校正：

    同样，声波时差的泥质校正也分三步进行：先计算出泥质在标准状况下的声波时差值，再进行深度校正、然后对声波资料进行泥质校正。

    利用斯仑贝谢公司提供的岩石、矿物测井参数表，根据研究地区的粘土矿物成分及各成分的平均百分含量可计算出泥质的平均声波时差(Δt_sh)：

    Δt_sh＝Δt_mV_m+Δt_iV_i+Δt_gV_g+Δt_cV_c

    式中：Δt_sh、Δt_m、Δt_i、Δt_g、Δt_c‑分别代表泥质、蒙脱石、伊利石、绿泥石的中子含氢指数(us/ft，us/ft，us/ft us/ft，us/ft)；

    V_m、Vi、Vg、Vc‑分别代表蒙脱石、伊利石、高岭石、绿泥石的百分含量(％，％，％，％)；

    泥质的埋深及分布形式对声波时差影响最大，尤以晶格间距较大的蒙脱石更是如此。实验研究表明：分散状泥质因基本不受上覆岩层压力作用，故含有较多束缚水，使其声速接近水的声速，且与埋深关系不大；层状泥质和结构泥质因要直接承受上覆岩层压力作用，使大部分束缚水被排除，故声速明显增高，而且随深度增加而增加，因此特别需要对泥质的声波时差作深度校正。

    根据泥质时差(Δt_sh)与深度(H)的关系(如图2)，建立拟合公式：

    Δt_sh＝166‑48.5×10^‑3H+6.5×10^‑6H²

    由储层所在深度求得其泥质的声波时差。

    因此，经泥质校正后的声波时差为：

    Δt_co＝Δt‑V_sh·Δt_sh

    式中：Δt_co、Δt、Δt_sh‑分别代表声波时差校正量、声波时差测井值、经深度校正后的泥质声波时差(us/ft，us/ft，us/ft)；

    V_sh——泥质含量(％)。

    说明：图2中曲线(1)为0～1500m的趋势线，即适合于浅气层；曲线(2)为1500～4000m的趋势线，曲线(3)为4000m以下的趋势线。

    3)利用声波时差和中子资料对天然气和地层水的响应差异，通过比较声波孔隙与中子孔隙度的大小来建立储层流体类型判别标准。

    研究认为：储层气水分布与孔隙结构有关，孔隙结构好的储层更易充满气或水，其气水差异也更明显。不同孔隙结构的储层流体测井响应特征有所不同，故按孔隙结构好和较差两种情况建立判别标准，进行流体识别，更符合实际地质情况，判别符合率也更高。

    其中：

    a、对于孔隙结构好的储层，流体类型判别标准为：

    气层：PORA‑PORN＞0；

    水层：PORA‑PORN＜0；

    干层(或产量特别低的层)：PORA‑PORN≈0。

    式中：PORA、PORN分别表示声波孔隙度(％)、中子孔隙度(％)。

    也就是说：对于孔隙结构好的储层，流体类型判别标准为：声波孔隙度与中子孔隙度之差大于零为气层，小于零为水层，接近零为干层或气量、水量都很低的储层。该类储集岩少见气水同层，一般是上气下的气水层，由于该方法为逐点判别，故很容易识别气水层和判断气水界面。

    b、对于孔隙结构较差的低孔低渗储层判别标准略有不同，如苏里格气田流体类型判别标准为：

    气层：PORA‑PORN＞3％；

    水层：PORA‑PORN＜0％；

    气水同层：‑2％＜PORA‑PORN＜5％。

    式中：PORA、PORN分别表示声波孔隙度(％)、中子孔隙度(％)。

    也就是说：对于孔隙结构较差的储层判别标准略有不同，如低孔低渗的苏里格气田流体类型判别标准为：声波孔隙度与中子孔隙度之差大于3％为气层，小于零为水层。该类储集岩的气水层主要为气水同层，其判别标准为声波孔隙度与中子孔隙度之差介于‑2％～5％之间。同时存在少量上气下水的气水层，该类储层也比较好识别：上部储层有一定厚度(大于0.5m)的深度点声波孔隙度与中子孔隙度之差连续大于零，下部储层有一定厚度(大于0.5m)的深度点声波孔隙度与中子孔隙度之差连续小于零。