基于阵列声波测井的流体性质识别方法技术

本发明专利技术公开了一种基于阵列声波测井的流体性质识别方法，包括：选取区域内经测试、取样等证实流体性质的典型油、气、水层，获取阵列声波时差值，计算储层岩石体积模量，对储层进行岩性校正，计算变骨架时差值，消除岩性影响，通过等效介质模型计算储层干岩石体积模量与饱含水岩石体积模量，消除孔隙影响，确定岩石模量的下限与上限，根据岩石体积模量、干岩石体积模量、饱含水岩石体积模量计算模量因子，消除背景岩性影响，通过模量相对值建立适用于区域背景下油、气、水层模量因子界限，对待识别的井计算模量因子并根据区域模量因子界限定量识别流体性质。本发明专利技术可应用在常规砂泥岩储层，也可应用于复杂岩性、低阻等复杂储层流体性质识别当中。

【技术实现步骤摘要】

本专利技术属于石油勘探开发中储层流体性质测井评价
，涉及常规及复杂储层流体性质定量判别方法，特别涉及利用阵列声波测井资料识别流体性质的方法。
技术介绍
储层流体性质判别是测井解释评价中的主要内容之一，它直接影响到储量规模、地质认识，是勘探开发中储层评价的一个关键步骤。目前流体性质识别主要依赖基于电法测井的常规测井系列，利用声波测井识别流体性质主要有时差交会法、力学参数法。基于电法测井的常规测井系列识别流体性质主要依赖储层流体导电能力大小，根据测量岩石电阻率的高低准确判别油气层与水层，利用孔隙度测井判别油、气层。通过测试、取样等手段获取油层电阻率下限值，当储层电阻率大于油层电阻率下限值时为油气层，否则含水。对于气层，中子孔隙度测井存在“挖掘效应”，导致中子、密度曲线出现“镜像”特征，区分油层与气层。时差交会法根据阵列声波测井纵波时差与纵横波速比交会识别流体性质，时差交会法通过确定泥岩区与砂岩区对岩性进行分类，对于储层当饱含气时，导致纵波时差增大，而横波时差基本不受影响，纵横波速比降低，气层时差交会点远离砂岩区，进而识别气层。力学参数法根据纵、横波时差及密度计算岩石力学参数，通过纵横波速度比与体积压缩系数进行流体性质识别，体积压缩系数公式如下：Cb=3DTC2DTS2ρb(3DTS2-4DTC2)]]>Cb为体积压缩系数，GPa-1；DTC、DTS分别为纵波时差、横波时差，μs/ft；ρb为岩石体积密度，g/cm3。对于气层，体积压缩系数降低、纵横波速比降低，两者交会可以较好的识别气层。基于电法测井的常规测井系列对于普通砂泥岩储层具有较好效果，但对于低阻油层、复杂岩性储层，电阻率对油气层的响应特征受其他因素影响难以区分，因此对于这类储层常规测井系列识别流体性质面临较大困难。时差交会法与力学参数法对气层识别效果较好，而对于油层与水层，由于纵、横波时差差异较小，难以准确区分，且两种方法受岩性等其他因素影响较大，通常为定性识别，难以达到定量识别精度。
技术实现思路
为了解决现有技术在流体性质识别中的不足，本专利技术提供了一种基于阵列声波测井的流体性质识别方法，利用阵列声波测井资料，对提取的纵、横波时差进行岩性校正，提取变骨架参数值，通过计算模量因子消除岩性与孔隙特征影响，精确识别流体性质，达到复杂储层流体性质定量识别目的。本专利技术的基于阵列声波测井的流体性质识别方法按照以下步骤进行操作：步骤一：针对区域内已经能够确定储层流体性质的油井，获取该油井阵列声波测井的纵波时差值和横波时差值，计算岩石体积模量；步骤二：对岩性校正，计算岩石变骨架时差值；步骤三：根据岩石变骨架时差值，计算干岩石体积模量和饱含水岩石体积模量；步骤四：根据岩石体积模量、干岩石体积模量和饱含水岩石体积模量，计算模量因子；步骤五：通过统计该油井内不同性质的储层流体对应的模量因子，确定各储层流体的模量因子界限值，建立该区域内的储层流体模量因子交会图；步骤六：对于该区域内待识别储层流体性质的油井，根据步骤二、步骤三和步骤四计算该油井中的待识别储层流体的模量因子；步骤七：将步骤六中计算出的该油井中的待识别储层流体的模量因子与步骤五中建立的该区域内的储层流体模量因子交会图进行比较，以确定该油井中的待识别储层流体的性质。其中，步骤一中计算岩石体积模量的公式为：K=ρb×(1DTC2-43DTS2)×9.29×104]]>其中，K为岩石体积模量，GPa；DTC、DTS分别为纵波时差值、横波时差值，μs/ft；ρb为岩石体积密度，g/cm3。步骤二中计算岩石变骨架时差值的方法为：对岩石骨架中两种主要矿物成分进行岩性校正，得到任意组合下的等效岩石骨架时差值，实现测井不同深度点不同矿物含量组合的变骨架时差值，公式为：DTCma=DTC1v100-φ+DTC2v2100-φ]]>DTSma=DTS1v1100-φ+DTS2v2100-φ]]>其中，DTCma、DTSma分别为纵波变骨架时差值、横波变骨架时差值，μs/ft；DTC1、DTS1分别为矿物1的纵波时差值、横波时差值，μs/ft；DTC2、DTS2分别为矿物2的纵波时差值、横波时差值，μs/ft；v1、v2分别为矿物1、矿物2在岩石骨架中所占体积百分含量，％；φ为岩石骨架中的孔隙度，％。步骤三中计算干岩石体积模量和饱含水岩石体积模量的方法为：采用微分等效介质模型进行计算，计算过程采用四阶龙格-库塔算法迭代求解；干岩石体积模量计算公式为：(1-φ)dKdrydφ=Σi=1N-viKdryKm/(παiβm)]]>(1-φ)dGdrydφ=Σi=1N-0.2viGdry[1+8Gmπαi(2βm+Gm)+4Gm3παtβm]]]>饱含水岩石体积模量计算公式为：(1-φ)dKsatwdφ=Σi=1Nvi(2.25-Ksatw)Km/(2.25+παiβm)]]>(1-φ)dGsatwdφ=Σi=1N-0.2viGsatw[1+8Gmπαi(2βm+Gm)+22.25+2Gm/32.25+παiβm]]]>其中，Kdry、Gdry分别为干岩石等效体积模量与干岩石等效剪切模量，GPa；Ksatw、Gsatw分别为饱含水岩石等效体积模量与饱含水岩石等效剪切模量，GPa；Km、Gm分别为岩石骨架体积模量与岩石骨架剪切模量，GPa；αi为岩石骨架中的孔隙纵横比，无量纲；vi为岩石骨架中的孔隙纵横比对应的孔隙百分含量，无量纲；βm为骨架参数，表达式为βm＝Gm(3Km+Gm)/(3Km+4Gm)；φ为岩石骨架中的孔隙度，％。步骤四中计算模量因子的公式为：M=K-KdryKsatw-Kdry]]>其中，M为模量因子，无量纲；K为岩石体积模量，GPa；Kdry为干岩石体积模量，GPa；Ksatw为饱含水岩石体积模量，GPa。相对于现有技术，本专利技术的有益效果为：本专利技术提供了一种基于阵列声波测井的流体性质识别方法，该方法依据阵列声波测井资料，对纵、横波时差进行岩性校正，通过变骨架参数值计算干岩石、饱含水岩石模量，使得模量因子只反映流体性质影响，进而实现流体性质定量识别。本专利技术所述方法消除岩性影响，模量因子不受储层岩性、孔隙特征限制，对常规储层、复杂储层均适用，为流体性质识别提供一种新的技术方法，具有推广价值。下面结合附图和实施例，对本专利技术的技术方案做进一步的详细描述。附图说明为了更清楚的说明本专利技术实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图做简单介绍，显而易见，下面描述中的附图仅仅是本专利技术的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些图获得其它的附图。图1为本专利技术的基于阵列声波测井的流体性质识别方法的流程图；图2为本专利技术实施例提供的某油田岩性校正前的时差交会图本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种基于阵列声波测井的流体性质识别方法，其特征在于，包括以下步骤：步骤一：针对区域内已经能够确定储层流体性质的油井，获取该油井阵列声波测井的纵波时差值和横波时差值，计算岩石体积模量；步骤二：对岩性校正，计算岩石变骨架时差值；步骤三：根据岩石变骨架时差值，计算干岩石体积模量和饱含水岩石体积模量；步骤四：根据岩石体积模量、干岩石体积模量和饱含水岩石体积模量，计算模量因子；步骤五：通过统计该油井内不同性质的储层流体对应的模量因子，确定各储层流体的模量因子界限值，建立该区域内的储层流体模量因子交会图；步骤六：对于该区域内待识别储层流体性质的油井，根据步骤二、步骤三和步骤四计算该油井中的待识别储层流体的模量因子；步骤七：将步骤六中计算出的该油井中的待识别储层流体的模量因子与步骤五中建立的该区域内的储层流体模量因子交会图进行比较，以确定该油井中的待识别储层流体的性质。

【技术特征摘要】
1.一种基于阵列声波测井的流体性质识别方法，其特征在于，包括以下步骤：步骤一：针对区域内已经能够确定储层流体性质的油井，获取该油井阵列声波测井的纵波时差值和横波时差值，计算岩石体积模量；步骤二：对岩性校正，计算岩石变骨架时差值；步骤三：根据岩石变骨架时差值，计算干岩石体积模量和饱含水岩石体积模量；步骤四：根据岩石体积模量、干岩石体积模量和饱含水岩石体积模量，计算模量因子；步骤五：通过统计该油井内不同性质的储层流体对应的模量因子，确定各储层流体的模量因子界限值，建立该区域内的储层流体模量因子交会图；步骤六：对于该区域内待识别储层流体性质的油井，根据步骤二、步骤三和步骤四计算该油井中的待识别储层流体的模量因子；步骤七：将步骤六中计算出的该油井中的待识别储层流体的模量因子与步骤五中建立的该区域内的储层流体模量因子交会图进行比较，以确定该油井中的待识别储层流体的性质。2.根据权利要求1所述的基于阵列声波测井的流体性质识别方法，其特征在于，步骤一中计算岩石体积模量的公式为：K=ρb×(1DTC2-43DTS2)×9.29×104]]>其中，K为岩石体积模量，GPa；DTC、DTS分别为纵波时差值、横波时差值，μs/ft；ρb为岩石体积密度，g/cm3。3.根据权利要求2所述的基于阵列声波测井的流体性质识别方法，其特征在于，步骤二中计算岩石变骨架时差值的方法为：对岩石骨架中两种主要矿物成分进行岩性校正，得到任意组合下的等效岩石骨架时差值，实现测井不同深度点不同矿物含量组合的变骨架时差值，公式为：DTCma=DTC1v1100-φ+DTC2v2100-φ]]>DTSma=DTS1v1100-φ+DTS2v2100-φ]]>其中，DTCma、DTSma分别为纵波变骨架时差值、横波变骨架时差值，μs/ft；DTC1、DTS1分别为矿物1的纵波时差值、横波时差值，μs/ft；DTC2、DTS2分别为矿物2的纵波时差值、横波时差值，μs/ft；v1、v2分别为矿物1、矿物2在岩...

【专利技术属性】
技术研发人员：陆云龙，吕洪志，陈红兵，李瑞娟，李兴丽，徐锦绣，汪瑞宏，赵书铮，
申请(专利权)人：中国海洋石油总公司，中海石油中国有限公司天津分公司，
类型：发明
国别省市：北京;11