由偶极声波纵、横波时差确定页岩气储层含气饱和度的方法技术

本发明专利技术涉及一种由偶极声波纵、横波时差确定页岩气储层含气饱和度的方法，通过岩心测试分析获取页岩含气饱和度Sg，通过同井偶极测井资料获取对应深度的偶极声波纵横波时差，计算横纵时差比；用对应深度的测井自然伽马、横纵时差比与页岩气储层岩心测试含气饱和度进行拟合，建立模型，确定模型系数；通过测井资料获取待解释井的自然伽马、岩性密度，通过气测录井资料获取待解释井气测录井的全烃、甲烷含量，通过地质录井资料获取待解释井的岩屑、岩心岩性；划分页岩气储层，计算划分的页岩气储层的含气饱和度；输出计算结果。本发明专利技术简便，适用范围广。本发明专利技术已在某页岩气田应用80口井，计算确定的平均误差不超过10％，能满足需要。

【技术实现步骤摘要】

本专利技术涉及一种。
技术介绍
页岩气含气饱和度是页岩气储层测录井评价的一项不可缺少的重要参数。传统的偶极声波页岩气储层含气饱和度确定方法是基于弹性模量法求取，仅适用于砂岩和碳酸盐储层，计算所需区域地层参数多、方法复杂、适用范围窄，在页岩气储层中局限性较大，基本不适用。
技术实现思路
本专利技术的目的是针对上述技术现状，旨在提供一种简便，适用范围广，所确定的页岩气储层含气饱和度与岩心测试获得的页岩气层含气饱和度接近，能满足现场测录井储层评价和计算游离气含量需要的。本专利技术目的的实现方式为，，具体步骤为:1)通过工区已知井岩心样品测试分析获取页岩含气饱和度Sg，通过偶极测井资料获取对应深度的偶极声波横波时差DTS和偶极声波纵波时差DTC，并且计算横纵时差比RMSC = DTS/DTC ；式中:偶极声波横波时差DTS量纲为μ s/ft,偶极声波纵波时差DTC量纲为ys/ft，横纵时差比RMSC无量纲；2)通过常规测井资料获取岩心测试分析的页岩含气饱和度Sg对应深度的测井自然伽马GR ;3)用页岩气储层含气饱和度模型Sg = a.RMSC+b.GR+c，进行岩心测试获得的页岩气层含气饱和度Sg与测井横纵时差比RMSC、自然伽马GR拟合，并确定模型系数，式中自然伽马GR量纲为API ;4)通过测井资料获取待解释井的自然伽马、岩性密度，通过气测录井资料获取待解释井气测录井的全烃、甲烷含量，通过地质录井资料获取待解释井的岩肩、岩心岩性；5)通过步骤4)获取的测井和录井资料划分页岩气储层；6)根据步骤3)的含气饱和度模型，步骤5)划分的页岩气储层计算页岩气储层含气饱和度(Sg);7)输出计算结果。本专利技术解决了传统偶极声波方法在计算页岩气储层含气饱和度所需区域地层参数多，适用范围窄，局限性大的问题，较基于弹性模量的偶极声波确定页岩储层含气饱和度方法更简便，适用范围更广；进一步拓展了偶极声波测井资料应用。本专利技术已在某页岩气田应用80 口井，计算确定的页岩气储层含气饱和度与岩心测试获得的页岩气层含气饱和度接近，平均误差不超过10%，能满足现场测录井储层评价和计算游离气含量的需要。【附图说明】图1为本专利技术工作流程框图，图2为本专利技术R工区A4井应用实例图，图3为本专利技术R工区A1-3HF井应用实例图。【具体实施方式】本申请人通过页岩气储层岩心实验研究发现，在页岩岩相组合单一情况下，页岩气储层含气饱和度(Sg)与偶极声波测井横纵波时差比(RMSC)的定量关系为Sg =Α.ΚΜ5(3β，Α、Β为系数。如某页岩气田R工区的页岩气储层岩相组合为娃质页岩单一岩相井段的A = 1950.3、B = -6.606 ;页岩气储层岩相组合为碳质页岩单一岩相井段的A = 162.9、B = -1.398。页岩储层岩性为两种及两种以上岩相组合时，按页岩气储层含气饱和度模型Sg = A.RMSCB拟合页岩气储层含气饱和度Sg和偶极声波横纵波时差比RMSC，相关系数较低，并且实际现场的页岩气储层含气饱和度的评价是基于层段整段的评价，不存在只有单一岩相的情况，因此不能满足工程需要，仅适合科研需要。页岩气储层含气饱和度(Sg)与偶极声波测井横纵波时差比(RMSC)、自然伽马(GR)按模型Sg = a -RMSC+b -GR+c拟合，相关系数较高，计算得到的Sg能满足现场测录井页岩气储层评价需要。下面参照附图详述本专利技术。参照图1，本专利技术的具体步骤为:1)通过工区已知井岩心样品测试分析获取页岩含气饱和度Sg，通过偶极测井资料获取对应深度的偶极声波横波时差DTS和偶极声波纵波时差DTC，并且计算横纵时差比RMSC = DTS/DTC ；式中:偶极声波横波时差DTS量纲为μ s/ft,偶极声波纵波时差DTC量纲为ys/ft，横纵时差比RMSC无量纲；2)通过常规测井资料获取岩心测试分析的页岩含气饱和度Sg对应深度的测井自然伽马GR ;3)用页岩气储层含气饱和度模型Sg = a.RMSC+b.GR+c，进行岩心测试获得的页岩气层含气饱和度Sg与测井横纵时差比RMSC、自然伽马GR最小二乘法拟合，确定模型系数a、b、c，式中自然伽马GR量纲为API ;4)通过测井资料获取待解释井的自然伽马、岩性密度，通过气测录井资料获取待解释井气测录井的全烃、甲烷含量，通过地质录井资料获取待解释井的岩肩、岩心岩性；待解释井的自然伽马、岩性密度数据深度间隔为0.lm?1.0m，保存为wis或txt格式；气测录井全烃和甲烷含量深度间隔为lm或0.5m，保存为wis或txt格式；地质岩肩、岩心的岩性数据保存为excel或txt格式。5)通过步骤4)获取的测井和录井资料划分页岩气储层。储层划分依据:岩性为泥质岩类或页岩；全烃、甲烷存在明显异常，不含重烃成分；高自然伽马、低密度。6)根据步骤3)的含气饱和度模型，步骤5)划分的页岩气储层计算页岩气储层含气饱和度(Sg);7)输出计算结果，通常，页岩气层的含气饱和度Sg不低于0.5。下面用具体实施例详述本专利技术。实例一:某页岩气田R工区A4井1)通过某页岩气田R工区岩心测试分析获取4 口页岩气井共93块页岩岩心的含气饱和度(Sg)以及通过偶极测井资料获取对应深度的横波时差(DTS)和纵波时差(DTC)，并当前第1页1 2 本文档来自技高网...

【技术保护点】
由偶极声波纵、横波时差确定页岩气储层含气饱和度的方法，其特征在于：具体步骤为：1)通过工区已知井岩心样品测试分析获取页岩含气饱和度Sg，通过偶极测井资料获取对应深度的偶极声波横波时差DTS和偶极声波纵波时差DTC，并且计算横纵时差比RMSC＝DTS/DTC；式中：偶极声波横波时差DTS量纲为μs/ft,偶极声波纵波时差DTC量纲为μs/ft，横纵时差比RMSC无量纲；2)通过常规测井资料获取岩心测试分析的页岩含气饱和度Sg对应深度的测井自然伽马GR；3)用页岩气储层含气饱和度模型Sg＝a·RMSC+b·GR+c，进行岩心测试获得的页岩气层含气饱和度Sg与测井横纵时差比RMSC、自然伽马GR拟合，并确定模型系数，式中自然伽马GR量纲为API；4)通过测井资料获取待解释井的自然伽马、岩性密度，通过气测录井资料获取待解释井气测录井的全烃、甲烷含量，通过地质录井资料获取待解释井的岩屑、岩心岩性；5)通过步骤4)获取的测井和录井资料划分页岩气储层；6)根据步骤3)的含气饱和度模型，步骤5)划分的页岩气储层计算页岩气储层含气饱和度(Sg)；7)输出计算结果。

【技术特征摘要】

【专利技术属性】
技术研发人员：冯爱国，张建平，彭超，石文睿，赵红燕，张占松，任元，张超谟，石元会，
申请(专利权)人：中石化石油工程技术服务有限公司，中石化江汉石油工程有限公司测录井公司，
类型：发明
国别省市：北京;11