碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数与钻井泥浆密度确定方法技术

本发明专利技术提供了一种碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数与钻井泥浆密度确定方法。该方法包括：该方法包括：获取目标区缝洞型储层发育层位的原始地层压力；确定目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体体积；获取目标区缝洞型储层发育层位钻井过程中泥浆漏失量、以及地层流体参数；基于所述原始地层压力、所述缝洞体体积、所述泥浆漏失量以及所述地层流体参数，通过物质平衡方程确定钻井过程中泥浆漏失后地层压力；基于确定的泥浆漏失后地层压力确定目标区缝洞型储层发育层位真实地层压力系数。

【技术实现步骤摘要】
碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数与钻井泥浆密度确定方法
本专利技术涉及油气勘探
，特别涉及一种碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数与钻井泥浆密度确定方法及装置。
技术介绍
缝洞型碳酸盐岩油气藏往往以常压为主，钻井过程中常常出现井漏、防控、钻时加快等现象，给安全钻进带来一定风险，导致碳酸盐岩油气藏勘探难度往往比碎屑岩大。而近年来，随着向深层、超深层古老层系的缝洞型碳酸盐岩油气勘探的推进，新发现了超高压现象，部分缝洞井段压力系数超过1.7以上，给安全钻进带来巨大挑战，井喷、溢流等常有发生；钻井泥浆密度也不断提高，给油气发现带来难度；井控安全和钻井成本成为缝洞型碳酸盐岩油气藏勘探开发的重大难题。因此，有必要开发一种缝洞型油气藏压力系数计算新方法，在钻前可以获知目的层段的压力系数，以及异常压力的分布规律，有效解决异常压力带来的井控安全风险和钻井成本增高问题，实现深层古老地层碳酸盐岩缝洞型油气藏安全快速勘探开发，解决压力系数不能提前准确预测弊端，为缝洞型油气藏高效勘探开发提供新的技术支撑。
技术实现思路
针对现有技术的不足，本专利技本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定方法，其中，该方法包括：/n获取目标区缝洞型储层发育层位的原始地层压力；/n确定目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体体积；/n获取目标区缝洞型储层发育层位钻井过程中泥浆漏失量、以及地层流体参数；/n基于所述原始地层压力、所述缝洞体体积、所述泥浆漏失量以及所述地层流体参数，通过物质平衡方程确定钻井过程中泥浆漏失后地层压力；/n基于确定的泥浆漏失后地层压力确定目标区缝洞型储层发育层位真实地层压力系数。/n

【技术特征摘要】
1.一种碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定方法，其中，该方法包括：
获取目标区缝洞型储层发育层位的原始地层压力；
确定目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体体积；
获取目标区缝洞型储层发育层位钻井过程中泥浆漏失量、以及地层流体参数；
基于所述原始地层压力、所述缝洞体体积、所述泥浆漏失量以及所述地层流体参数，通过物质平衡方程确定钻井过程中泥浆漏失后地层压力；
基于确定的泥浆漏失后地层压力确定目标区缝洞型储层发育层位真实地层压力系数。


2.根据权利要求1所述的确定方法，其中，所述获取目标区缝洞型储层发育层位的原始地层压力包括：
获取目标区钻遇缝洞型储层的实钻井压力测试数据，基于所述实钻井压力测试数据确定目标区压力系数与深度的关系；
结合地震、地质资料确定目标区缝洞型储层发育层位的深度；
基于目标区缝洞型储层发育层位的深度以及所述压力系数与深度的关系确定目标区缝洞型储层发育层位的压力系数；
基于目标区缝洞型储层发育层位的压力系数确定目标区缝洞型储层发育层位的原始地层压力。


3.根据权利要求1所述的确定方法，其中，所述确定目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体体积包括：
对目标区缝洞型储层发育层位进行碳酸盐岩缝洞型体空间雕刻；
基于碳酸盐岩缝洞型体空间雕刻结果，确定目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体体积。


4.根据权利要求3所述的确定方法，其中，所述目标区缝洞型储层发育层位进行碳酸盐岩缝洞型体空间雕刻包括：
依据目标区保真地震数据体，结合储层井震标定，识别出有效储层的地震反射特征并进行分类；
在地震敏感属性优选与雕刻门槛值测试基础上，雕刻出不同储层类型地震相的三维几何形态；
在地质建模思路指导下，将不同储层类型地震相三维几何形态转变为缝洞体三维几何结构模型；
开展目标区井震联合地震反演，求取目标区地震波阻抗约束建模体；
在单井测井建模与所述目标区地震波阻抗约束建模基础上，结合所述缝洞体三维几何结构模型，得到目标区缝洞体有效孔隙度地质模型即为目标区缝洞型储层发育层位碳酸盐岩缝洞型体空间雕刻结果。


5.根据权利要求1所述的确定方法，其中，所述地层流体参数包括地层各流体饱和度、地层各流体压缩系数。


6.根据权利要求1或5所述的确定方法，其中，所述物质平衡方程为体积守恒方程，泥浆漏失体积等于缝洞体内由于压力改变导致的各流体的体积改变量之和。


7.根据权利要求6所述的确定方法，其中，
当目标区缝洞型储层发育层位为未饱和油藏时，目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体内地层流体为油水两相，物质平衡方程为：
VL＝[So×Co+Cw×(1-So)]×V×(P2-P1)
当目标区缝洞型储层发育层位为饱和油藏时，目标区缝洞型储层发育层位的缝洞体内地层流体为油气水三相，物质平衡方程为：
VL＝[So×Co+Cw×(1-So–Sg)]×V×(P2-P1)+(Rs1-Rs2)×SoV+[(P2-P1)/P2]×SgV
其中，So为油的饱和度，％；Co为原油压缩系数，MPa-1；Sg为气的饱和度，％；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；P1为原始地层压力，MPa；P2为泥浆漏失后地层压力，MPa；V为缝洞体体积，m3；VL为泥浆漏失体积，m3；Rs1为原始地层压力P1时原油溶解气油比，m3/m3；Rs2为泥浆漏失后地层压力为P2时原油溶解气油比，m3/m3。


8.一种碳酸盐岩缝洞型油气藏钻井泥浆密度确定方法，该方法包括：
利用权利要求1-7任一项所述的碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定方法确定目标区缝洞型储层发育层位真实地层压力系数；
基于确定的目标区缝洞型储层发育层位真实地层压力系数，确定钻井泥浆密度。


9.根据权利要求8所述的确定方法，其中，钻井泥浆的相对密度比目标区缝洞型储层发育层位真实地层压力系数高0.05-0.15。


10.一种碳酸盐岩缝洞型油气藏压力系数确定系统，其中，该系统包括：
原始地层压力获取单元：用于获取目标区缝洞型储层发育层位的原始地层压力；
缝洞体体积获取单元：用...

【专利技术属性】
技术研发人员：朱光有，孙崇浩，陈志勇，
申请(专利权)人：中国石油天然气股份有限公司，
类型：发明
国别省市：北京;11