本發(fā)明屬于石油勘探開發(fā)中儲層流體性質(zhì)測井評價技術(shù)領(lǐng)域，涉及常規(guī)及復(fù)雜儲層流體性質(zhì)定量判別方法，特別涉及利用陣列聲波測井資料識別流體性質(zhì)的方法。

背景技術(shù)：

儲層流體性質(zhì)判別是測井解釋評價中的主要內(nèi)容之一，它直接影響到儲量規(guī)模、地質(zhì)認(rèn)識，是勘探開發(fā)中儲層評價的一個關(guān)鍵步驟。目前流體性質(zhì)識別主要依賴基于電法測井的常規(guī)測井系列，利用聲波測井識別流體性質(zhì)主要有時差交會法、力學(xué)參數(shù)法。

基于電法測井的常規(guī)測井系列識別流體性質(zhì)主要依賴儲層流體導(dǎo)電能力大小，根據(jù)測量巖石電阻率的高低準(zhǔn)確判別油氣層與水層，利用孔隙度測井判別油、氣層。通過測試、取樣等手段獲取油層電阻率下限值，當(dāng)儲層電阻率大于油層電阻率下限值時為油氣層，否則含水。對于氣層，中子孔隙度測井存在“挖掘效應(yīng)”，導(dǎo)致中子、密度曲線出現(xiàn)“鏡像”特征，區(qū)分油層與氣層。

時差交會法根據(jù)陣列聲波測井縱波時差與縱橫波速比交會識別流體性質(zhì)，時差交會法通過確定泥巖區(qū)與砂巖區(qū)對巖性進(jìn)行分類，對于儲層當(dāng)飽含氣時，導(dǎo)致縱波時差增大，而橫波時差基本不受影響，縱橫波速比降低，氣層時差交會點(diǎn)遠(yuǎn)離砂巖區(qū)，進(jìn)而識別氣層。

力學(xué)參數(shù)法根據(jù)縱、橫波時差及密度計算巖石力學(xué)參數(shù)，通過縱橫波速度比與體積壓縮系數(shù)進(jìn)行流體性質(zhì)識別，體積壓縮系數(shù)公式如下：

$C_b=\frac{3{\mathrm{DTC}}^2{\mathrm{DTS}}^2}{{\mathrm{\ρ}}_b(3{\mathrm{DTS}}^2-4{\mathrm{DTC}}^2)}$

C_b為體積壓縮系數(shù)，GPa^-1；

DTC、DTS分別為縱波時差、橫波時差，μs/ft；

ρ_b為巖石體積密度，g/cm³。

對于氣層，體積壓縮系數(shù)降低、縱橫波速比降低，兩者交會可以較好的識別氣層。

基于電法測井的常規(guī)測井系列對于普通砂泥巖儲層具有較好效果，但對于低阻油層、復(fù)雜巖性儲層，電阻率對油氣層的響應(yīng)特征受其他因素影響難以區(qū)分，因此對于這類儲層常規(guī)測井系列識別流體性質(zhì)面臨較大困難。時差交會法與力學(xué)參數(shù)法對氣層識別效果較好，而對于油層與水層，由于縱、橫波時差差異較小，難以準(zhǔn)確區(qū)分，且兩種方法受巖性等其他因素影響較大，通常為定性識別，難以達(dá)到定量識別精度。

技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：

為了解決現(xiàn)有技術(shù)在流體性質(zhì)識別中的不足，本發(fā)明提供了一種基于陣列聲波測井的流體性質(zhì)識別方法，利用陣列聲波測井資料，對提取的縱、橫波時差進(jìn)行巖性校正，提取變骨架參數(shù)值，通過計算模量因子消除巖性與孔隙特征影響，精確識別流體性質(zhì)，達(dá)到復(fù)雜儲層流體性質(zhì)定量識別目的。

本發(fā)明的基于陣列聲波測井的流體性質(zhì)識別方法按照以下步驟進(jìn)行操作：

步驟一：針對區(qū)域內(nèi)已經(jīng)能夠確定儲層流體性質(zhì)的油井，獲取該油井陣列聲波測井的縱波時差值和橫波時差值，計算巖石體積模量；

步驟二：對巖性校正，計算巖石變骨架時差值；

步驟三：根據(jù)巖石變骨架時差值，計算干巖石體積模量和飽含水巖石體積模量；

步驟四：根據(jù)巖石體積模量、干巖石體積模量和飽含水巖石體積模量，計算模量因子；

步驟五：通過統(tǒng)計該油井內(nèi)不同性質(zhì)的儲層流體對應(yīng)的模量因子，確定各儲層流體的模量因子界限值，建立該區(qū)域內(nèi)的儲層流體模量因子交會圖；

步驟六：對于該區(qū)域內(nèi)待識別儲層流體性質(zhì)的油井，根據(jù)步驟二、步驟三和步驟四計算該油井中的待識別儲層流體的模量因子；

步驟七：將步驟六中計算出的該油井中的待識別儲層流體的模量因子與步驟五中建立的該區(qū)域內(nèi)的儲層流體模量因子交會圖進(jìn)行比較，以確定該油井中的待識別儲層流體的性質(zhì)。

其中，步驟一中計算巖石體積模量的公式為：

$K={\mathrm{\ρ}}_b\×(\frac{1}{{\mathrm{DTC}}^2}-\frac{4}{3{\mathrm{DTS}}^2})\×9.29\×{10}^4$

其中，K為巖石體積模量，GPa；

DTC、DTS分別為縱波時差值、橫波時差值，μs/ft；

ρ_b為巖石體積密度，g/cm³。

步驟二中計算巖石變骨架時差值的方法為：對巖石骨架中兩種主要礦物成分進(jìn)行巖性校正，得到任意組合下的等效巖石骨架時差值，實(shí)現(xiàn)測井不同深度點(diǎn)不同礦物含量組合的變骨架時差值，公式為：

${\mathrm{DTC}}_{ma}={\mathrm{DTC}}_1\frac{v}{100-\mathrm{\φ}}+{\mathrm{DTC}}_2\frac{v_2}{100-\mathrm{\φ}}$

${\mathrm{DTS}}_{ma}={\mathrm{DTS}}_1\frac{v_1}{100-\mathrm{\φ}}+{\mathrm{DTS}}_2\frac{v_2}{100-\mathrm{\φ}}$

其中，DTC_ma、DTS_ma分別為縱波變骨架時差值、橫波變骨架時差值，μs/ft；

DTC₁、DTS₁分別為礦物1的縱波時差值、橫波時差值，μs/ft；

DTC₂、DTS₂分別為礦物2的縱波時差值、橫波時差值，μs/ft；

v₁、v₂分別為礦物1、礦物2在巖石骨架中所占體積百分含量，％；

φ為巖石骨架中的孔隙度，％。

步驟三中計算干巖石體積模量和飽含水巖石體積模量的方法為：采用微分等效介質(zhì)模型進(jìn)行計算，計算過程采用四階龍格-庫塔算法迭代求解；

干巖石體積模量計算公式為：

$(1-\mathrm{\φ})\frac{{\mathrm{dK}}_{dry}}{d\mathrm{\φ}}=\underset{i=1}{\overset{N}{\Σ}}-v_i{K}_{dry}{K}_m/\left({\mathrm{\π\α}}_i{\mathrm{\β}}_m\right)$

$(1-\mathrm{\φ})\frac{{\mathrm{dG}}_{dry}}{d\mathrm{\φ}}=\underset{i=1}{\overset{N}{\Σ}}-0.2v_i{G}_{dry}\[1+\frac{8G_m}{{\mathrm{\π\α}}_i(2{\mathrm{\β}}_m+G_m)}+4\frac{G_m}{3{\mathrm{\π\α}}_t{\mathrm{\β}}_m}\]$

飽含水巖石體積模量計算公式為：

$(1-\mathrm{\φ})\frac{{\mathrm{dK}}_{satw}}{d\mathrm{\φ}}=\underset{i=1}{\overset{N}{\Σ}}{v}_i(2.25-K_{satw})K_m/(2.25+{\mathrm{\π\α}}_i{\mathrm{\β}}_m)$

$(1-\mathrm{\φ})\frac{{\mathrm{dG}}_{satw}}{d\mathrm{\φ}}=\underset{i=1}{\overset{N}{\Σ}}-0.2v_i{G}_{satw}\[1+\frac{8G_m}{{\mathrm{\π\α}}_i(2{\mathrm{\β}}_m+G_m)}+2\frac{2.25+2G_m/3}{2.25+{\mathrm{\π\α}}_i{\mathrm{\β}}_m}\]$

其中，K_dry、G_dry分別為干巖石等效體積模量與干巖石等效剪切模量，GPa；K_satw、G_satw分別為飽含水巖石等效體積模量與飽含水巖石等效剪切模量，GPa；

K_m、G_m分別為巖石骨架體積模量與巖石骨架剪切模量，GPa；

α_i為巖石骨架中的孔隙縱橫比，無量綱；

v_i為巖石骨架中的孔隙縱橫比對應(yīng)的孔隙百分含量，無量綱；

β_m為骨架參數(shù)，表達(dá)式為β_m＝G_m(3K_m+G_m)/(3K_m+4G_m)；

φ為巖石骨架中的孔隙度，％。

步驟四中計算模量因子的公式為：

$M=\frac{K-K_{dry}}{K_{satw}-K_{dry}}$

其中，M為模量因子，無量綱；

K為巖石體積模量，GPa；

K_dry為干巖石體積模量，GPa；

K_satw為飽含水巖石體積模量，GPa。

相對于現(xiàn)有技術(shù)，本發(fā)明的有益效果為：本發(fā)明提供了一種基于陣列聲波測井的流體性質(zhì)識別方法，該方法依據(jù)陣列聲波測井資料，對縱、橫波時差進(jìn)行巖性校正，通過變骨架參數(shù)值計算干巖石、飽含水巖石模量，使得模量因子只反映流體性質(zhì)影響，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)流體性質(zhì)定量識別。本發(fā)明所述方法消除巖性影響，模量因子不受儲層巖性、孔隙特征限制，對常規(guī)儲層、復(fù)雜儲層均適用，為流體性質(zhì)識別提供一種新的技術(shù)方法，具有推廣價值。

下面結(jié)合附圖和實(shí)施例，對本發(fā)明的技術(shù)方案做進(jìn)一步的詳細(xì)描述。

附圖說明

為了更清楚的說明本發(fā)明實(shí)施例中的技術(shù)方案，下面將對實(shí)施例描述中所需要使用的附圖做簡單介紹，顯而易見，下面描述中的附圖僅僅是本發(fā)明的一些實(shí)施例，對于本領(lǐng)域普通技術(shù)人員來講，在不付出創(chuàng)造性勞動的前提下，還可以根據(jù)這些圖獲得其它的附圖。

圖1為本發(fā)明的基于陣列聲波測井的流體性質(zhì)識別方法的流程圖；

圖2為本發(fā)明實(shí)施例提供的某油田巖性校正前的時差交會圖；

圖3為本發(fā)明實(shí)施例提供的某油田巖性校正后的時差交會圖；

圖4為本發(fā)明實(shí)施例提供的某區(qū)塊三模量參數(shù)交會圖；

圖5為本發(fā)明實(shí)施例提供的模量因子與縱波時差交會圖；

圖6為本發(fā)明實(shí)施例提供的模量因子與縱橫波速比交會圖；

圖7為本發(fā)明實(shí)施例提供的模量因子與流體模量交會圖；

圖8為本發(fā)明實(shí)施例提供的某井模量因子判別流體性質(zhì)效果圖。

具體實(shí)施方式

為使本發(fā)明的目的、技術(shù)方案和優(yōu)點(diǎn)更加清楚，下面結(jié)合附圖對本發(fā)明實(shí)施方式做進(jìn)一步詳細(xì)描述。

參見圖1，本發(fā)明的基于陣列聲波測井的流體性質(zhì)識別方法，按照如下步驟進(jìn)行操作：

步驟一：獲取區(qū)域內(nèi)陣列聲波測井縱、橫波時差值，計算巖石體積模量。

根據(jù)區(qū)域內(nèi)經(jīng)測試、取樣等手段證實(shí)流體性質(zhì)的儲層，或根據(jù)測井資料能夠判別流體性質(zhì)的不同類型儲層，對陣列聲波測井進(jìn)行處理，提取縱、橫波時差值，選取具有代表性的油、氣、水層聲波時差，計算巖石體積模量，公式如下：

$K={\mathrm{\ρ}}_b\×(\frac{1}{{\mathrm{DTC}}^2}-\frac{4}{3{\mathrm{DTS}}^2})\×9.29\×{10}^4$

K為地層體積模量，GPa；

DTC、DTS分別為地層縱、橫波時差值，μs/ft；

ρ_b為地層巖石體積密度，g/cm³。

步驟二：巖性校正，計算巖石變骨架時差值。

理論上縱波時差對流體性質(zhì)具有敏感性，通常采用縱波時差與縱橫波速比交會識別流體性質(zhì)，由于儲層骨架礦物組分不同，不同礦物成分組合使得儲層骨架聲波時差值差異較大，因此受礦物組分影響傳統(tǒng)的時差交會法識別流體性質(zhì)存在不確定性，如圖2所示，部分油層、水層存在重疊現(xiàn)象，導(dǎo)致流體性質(zhì)不易區(qū)分。

巖性校正針對巖石骨架中兩種主要礦物成分進(jìn)行校正，得到任意礦物成分組合下的等效巖石骨架時差值，實(shí)現(xiàn)測井不同深度點(diǎn)不同礦物含量組合時的變骨架時差值，公式如下：

${\mathrm{DTC}}_{ma}={\mathrm{DTC}}_1\frac{v_1}{100-\mathrm{\φ}}+{\mathrm{DTC}}_2\frac{v_2}{100-\mathrm{\φ}}$

${\mathrm{DTS}}_{ma}={\mathrm{DTS}}_1\frac{v_1}{100-\mathrm{\φ}}+{\mathrm{DTS}}_2\frac{v_2}{100-\mathrm{\φ}}$

DTC_ma、DTS_ma分別為縱、橫波變骨架時差值，μs/ft；

DTC₁、DTS₁分別為礦物1的縱、橫波時差值，μs/ft；

DTC₂、DTS₂分別為礦物2的縱、橫波時差值，μs/ft；

v₁、v₂分別為礦物1、礦物2所占體積百分含量，％；

φ為孔隙度，％。

通過巖性校正，消除巖性組分差異對縱、橫波時差的影響，將縱、橫波時差值校正到單一骨架背景下，突顯流體性質(zhì)影響效果，如圖3所示，通過巖性校正，相比校正前油層、氣層、水層區(qū)分明顯。

步驟三：計算干巖石體積模量和飽含水巖石體積模量。

理論與實(shí)際處理發(fā)現(xiàn)孔隙對陣列聲波時差值影響較大，因此需要消除孔隙影響，通常采用計算干巖石的方法消除孔隙影響。干巖石體積模量采用微分等效介質(zhì)模型進(jìn)行計算，計算過程采用四階龍格-庫塔(Runge-Kutta)算法迭代求解，其計算公式如下：

$(1-\mathrm{\φ})\frac{{\mathrm{dK}}_{dry}}{d\mathrm{\φ}}=\underset{i=1}{\overset{N}{\Σ}}-v_i{K}_{dry}{K}_m/\left({\mathrm{\π\α}}_i{\mathrm{\β}}_m\right)$

$(1-\mathrm{\φ})\frac{{\mathrm{dG}}_{dry}}{d\mathrm{\φ}}=\underset{i=1}{\overset{N}{\Σ}}-0.2v_i{G}_{dry}\[1+\frac{8G_m}{{\mathrm{\π\α}}_i(2{\mathrm{\β}}_m+G_m)}+4\frac{G_m}{3{\mathrm{\π\α}}_i{\mathrm{\β}}_m}\]$

K_dry、G_dry分別為干巖石等效體積模量與剪切模量，GPa；

K_m、G_m分別為巖石骨架體積模量與剪切模量，GPa；

α_i為孔隙縱橫比，無量綱；

v_i為孔隙縱橫比對應(yīng)的孔隙百分含量，無量綱；

β_m為骨架參數(shù)，表達(dá)式為β_m＝G_m(3K_m+G_m)/(3K_m+4G_m)。

由于干巖石體積模量不包含流體性質(zhì)的影響，因此干巖石體積模量作為儲層體積模量的下限值，當(dāng)儲層飽含水時，巖石體積模量達(dá)到上限。飽含水巖石體積模量采用微分等效介質(zhì)模型進(jìn)行計算，計算過程采用四階龍格-庫塔算法迭代求解，其計算公式如下：

$(1-\mathrm{\φ})\frac{{\mathrm{dK}}_{satw}}{d\mathrm{\φ}}=\underset{i=1}{\overset{N}{\Σ}}{v}_i(2.25-K_{satw})K_m/(2.25+{\mathrm{\π\α}}_i{\mathrm{\β}}_m)$

$(1-\mathrm{\φ})\frac{{\mathrm{dG}}_{satw}}{d\mathrm{\φ}}=\underset{i=1}{\overset{N}{\Σ}}-0.2v_i{G}_{satw}\[1+\frac{8G_m}{{\mathrm{\π\α}}_i(2{\mathrm{\β}}_m+G_m)}+2\frac{2.25+2G_m/3}{2.25+{\mathrm{\π\α}}_i{\mathrm{\β}}_m}\]$

K_satw、G_satw分別為飽含水巖石等效體積模量與干巖石等效剪切模量，GPa。

陣列聲波測井計算的巖石體積模量介于干巖石體積模量與飽含水巖石體積模量之間，由于計算過程中消除巖性、孔隙的影響，因此通過干巖石體積模量、飽含水巖石體積模量與儲層巖石體積模量進(jìn)行交會能夠較好的反映流體性質(zhì)的影響，如圖4所示，三模量參數(shù)交會對于油層、氣層、水層區(qū)分效果較好。

步驟四：計算模量因子。

由于不同儲層基質(zhì)巖性差異較大，導(dǎo)致儲層等效骨架聲波時差值差異較大，直接采用模量交會方法計算的絕對模量值在同一個區(qū)域不同巖性油田差異較大，無法應(yīng)用于區(qū)域內(nèi)流體性質(zhì)定量判別，因此通過定義模量因子消除背景巖性影響，定量識別流體性質(zhì)，模量因子采用下式計算

$M=\frac{K-K_{dry}}{K_{satw}-K_{dry}}$

M為模量因子，無量綱；

K_dry為干巖石體積模量，GPa；

K_satw為飽含水巖石體積模量，GPa。

步驟五：建立該區(qū)域內(nèi)的儲層流體模量因子交會圖。

模量因子采用相對值消除了不同巖性骨架值的影響，適用于整個區(qū)域流體性質(zhì)判別，表1為渤海油田某區(qū)塊不同類型儲層油、氣、水層模量因子計算結(jié)果，通過統(tǒng)計不同流體性質(zhì)模量因子范圍確定該區(qū)塊氣層模量因子上限為0.56，水層模量因子下限為0.85，油層模量因子范圍為0.56～0.85。

表1

根據(jù)模量因子確定的儲層流體界限值，建立區(qū)域內(nèi)模量因子交會圖，如圖5、圖6、圖7所示。圖5為模量因子與縱波時差交會圖，圖6為模量因子與縱橫波速比交會圖，圖7為模量因子與流體模量交會圖，從圖中可以看出，盡管縱波時差、縱橫波速比、流體模量在油、氣、水層存在一定不確定性，但模量因子區(qū)分明顯，因此通過交會圖便能夠有效判別流體性質(zhì)。

步驟六：對于該區(qū)域內(nèi)待識別儲層流體性質(zhì)的油井，根據(jù)步驟二、步驟三和步驟四計算該油井中的待識別儲層流體的模量因子。

步驟七：將計算出的該油井中的待識別儲層流體的模量因子與建立的該區(qū)域內(nèi)的儲層流體模量因子交會圖進(jìn)行比較，以確定該油井中的待識別儲層流體的性質(zhì)。

根據(jù)步驟五中確定的不同流體性質(zhì)對應(yīng)的模量因子界限，對該區(qū)塊某井進(jìn)行處理，處理結(jié)果如圖8所示。圖中第一道為CAL(井徑曲線)、GR(自然伽馬曲線)和SP(自然電位曲線)；第二道為深度；第三道為RD(深電阻率曲線)、RS(淺電阻率曲線)、RMLL(微側(cè)向電阻率曲線)；第四道為(ZDEN密度曲線)、CN(中子曲線)；第五道中M為利用本發(fā)明計算的模量因子曲線；第六道為解釋結(jié)論。根據(jù)步驟五中確定的氣層模量因子界限(0.56)與水層模量因子界限(0.85)，將模量因子劃分為三個區(qū)域，如圖第五道所示，根據(jù)計算模量因子的大小，對其進(jìn)行流體性質(zhì)識別，其中1、2、6、7、8號層模量因子小于0.56，解釋為氣層，9號層解釋為油層，3、4、5、10號層解釋為水層。結(jié)合常規(guī)測井可以看出，1、2、7號層常規(guī)測井GR值較低，SP正異常且較低，顯示儲層，ZDEN、CN出現(xiàn)“鏡像”交會特征，電阻率較高，顯示氣層特征，與模量因子解釋一致。9號層RD較高，SP正異常且較低，ZDEN、CN無“鏡像”交會特征，顯示油層特征，與模量因子解釋一致。3、4、5、10號層RD較低，SP正異常且較高，ZDEN、CN存在交會，顯示水層特征，與模量因子解釋一致。6、8號層RD較低，GR較高，SP正開常且較低，ZDEN、CN交會不明顯，為低阻儲層，常規(guī)測井顯示氣層特征不明顯，與模量因子存在一定差異，對8、9號層進(jìn)行測試發(fā)現(xiàn)日產(chǎn)油49.6方，日產(chǎn)氣66441方，證實(shí)8號層為氣層，從而證實(shí)模量因子的可靠性，適用于常規(guī)及復(fù)雜儲層流體性質(zhì)識別當(dāng)中。

以上實(shí)施例僅用以說明本發(fā)明的技術(shù)方案而非限制，盡管參照較佳實(shí)施例對本發(fā)明進(jìn)行了詳細(xì)說明，本領(lǐng)域的普通技術(shù)人員應(yīng)當(dāng)理解，可以對本發(fā)明的技術(shù)方案進(jìn)行修改、等同替換、改進(jìn)，而不脫離本發(fā)明技術(shù)方案的精神和范圍，其均應(yīng)涵蓋在本發(fā)明的權(quán)利要求范圍當(dāng)中。