基于测井推演的岩石力学参数识别致密砂岩气层

弓浩浩, 夏宏泉, 崔丽香, 高飞龙

(1.延长油田公司七里村采油厂, 陕西 延安 717100; 2.西南石油大学石油工程测井实验室, 四川 成都 610500; 3.中国石油集团测井有限公司长庆事业部, 陕西 西安 710200)

0 引 言

苏里格气田的含气层主要为上古生界二叠系下石盒子组的盒8段及山西组的山1段,气藏受控于近南北向分布的大型河流、侵砂体带,有效砂体呈孤立状分布在致密砂岩中,规模小且连续性、连通性差,多数属于低孔隙度、低渗透率、低产和低丰度的大型致密气藏。以往气层识别研究主要利用常规的声波时差、密度、中子和电阻率测井资料,由于受储层结构和物性的影响较大,对低孔隙度低渗透率(有时是低电阻率)的气层识别效果不佳,导致气层判释符合率不高,这些都影响了射孔压裂层段的选择和试油气结果。

由于地层在饱含气状态下纵波速度明显减小,横波速度有增大趋势,这为利用偶极声波测井资料提取纵、横波时差和计算地层的流体体积压缩系数、泊松比等参数进行气层识别提供了重要的理论基础。本文实际处理时,以试气结论作为依据,合理读取对应储层段的测井特征参数值;建立流体压缩系数与泊松比、岩石体积压缩系数与泊松比比值交会识别气层的图版;通过对比总结获取识别储层流体类型的参数界限值,形成工区气层识别的标准或模式,最后将其推广应用到工区新井的气层识别中。

1 利用偶极横波测井资料识别气层原理

当储层内充满石油或天然气时,将引起储层岩石的弹性力学参数发生变化,纵波能量衰减显著增大,而横波能量衰减较小,从而导致纵波时差显著增大,横波时差有减小的趋势[1-2],即油、气层的纵波时差要比相同岩性相同孔隙度的水层大,尤其是气层要大的多,导致泊松比降低、体积压缩系数升高、弹性模量增大等[3-7]。这个结论是通过实验分析和理论计算得出的(见图1),利用5块岩心进行气驱水实验,分别获取岩心在不同含气饱和度下的纵横波速度,并建立两者的变化关系,可知随岩心含气饱和度的增大,纵波速度明显降低,而横波速度基本不变。基于含气地层声学响应特征的岩石物理研究,根据识别气层能力,优化选择声波参数(见图2)。研究发现,在高含气饱和度范围内,压缩系数变化最明显,泊松比次之[8]。泊松比是地层纵波与横波速度比值的函数,在储集层相同岩性和相同孔隙条件下,水层岩石的纵波和横波速度的比值增大,泊松比相应地增大;气层岩石的纵波与横波速度的比值减小,泊松比也相应地减小[9]。岩石体积压缩系数Cb在气层段受岩石骨架的影响较大,且数值较小,因而可采用岩石压缩系数与泊松比的比值(Cb/μ)反映气层段的变化。

图1 纵横波速度随含气饱和度增大的变化关系图

图2 不同声学特征参数相对变化率随含气饱和度增大的关系图

地层孔隙中油、气、水的声学性质是不同的,密度有差异,其压缩系数也不同。表1是油、气、水的理论压缩系数,由表1可以看出,油、水的压缩系数相差2倍左右,而天然气或气与水的压缩系数相差近1～2个数量级(40倍左右),因而只要能够求得储层流体压缩系数,就能够较好地定量或者半定量识别储层流体类型。

表1 3种流体(油、气、水)的声学参数

*非法定计量单位,1 ft=12 in=0.304 8 m, 1 psi=6 894.757 Pa, 下同

以声波能量为基础的油气识别方法受井眼等因素的影响大,井径的变化通常会影响声波在井内的传播,扩径严重或者井壁很不规则会造成计算的慢度值明显偏大。对于这种情况,通过将接收器上的数据分别按照共源阵列数据组合和声源阵列数据组合得到不同的慢度值,再进行平均,即可补偿井径不规则造成的影响[10]。

根据偶极横波声波测井资料可以得到地层连续的流体压缩系数(Cf)、泊松比(μ)和岩石压缩系数与泊松比比值(Cb/μ)曲线进行储气层的识别。在绘制测井成果曲线图时,把Cf与μ同向刻度、与Cb/μ反向刻度,分别绘制在同一曲线道内,并调整各自的刻度,在气层处二者会形成一个明显的镜像包络线,由此便可直观地指示气层。

2 岩石弹性力学参数的计算

用于气层识别的主要岩石力学参数有泊松比、岩石压缩系数、岩石压缩系数与泊松比的比值、流体压缩系数等。

(1) 泊松比μ

(1)

(2) 岩石压缩系数Cb

(1-φ)Cma+φCf

(2)

(3) 岩石压缩系数与泊松比的比值为Cb/μ。

(4) 流体体积压缩系数Cf

基于声波传播的岩石体积模型(把声波在单位体积岩石中传播的时间分成几部分传播时间的体积加权值),考虑到地层中含有泥质或钙质会影响岩石体积压缩系数的大小,在式(2)的基础上反推出岩石体积压缩系数计算公式为

(3)

式中,Cb、Cma、Csh、Cf分别为实际岩石、骨架砂岩、泥质和流体的压缩系数(单位为1/104MPa或1/Mpsi或1/GPa);Δtc、Δts分别为岩石纵波、横波时差,μs/ft;φ、Vsh分别为岩石孔隙度和泥质含量,小数;ρ为岩石体积密度,g/cm3;β为单位转换因子。

岩石体积压缩系数可由地层密度和纵横波时差测井值获得,泥质含量可由GR曲线获得;根据实际泥岩、砂岩的骨架密度和纵横波时差值可求得Csh、Cma,由式(3)即可确定流体压缩系数Cf。

3 应用实例分析

基于上述方法模型,编制相应的偶极横波测井资料处理的气层识别程序,将其用于苏里格气田的SS区块盒8和山1层段的气层识别中。根据储层划分标准和射孔段的试气结果,读取每口井的射孔井段及附近层段对应的特征参数(Cf、μ、Cb/μ),统计获得了SS区块9口井共26个层段的测井特征参数(见表2)。以μ或Cb/μ为纵坐标、流体压缩系数Cf为横坐标,建立的气层识别图版如图3所示。

图3采用了26个层数据,其中2个层划分有误,

图版的符合率为92%。 由该图版得到SS区块识别储层流体类型的各参数界限值如表3所示。

图3 SS区块流体压缩系数与泊松比交会识别气层图版

井号射孔段/m层位试采的气/水产量解释层段/mCf/Mpsi-1(Cb/μ)/Mpsi-1μ试气结论测井解释S13096～3099盒83127～3129山12445/03095.4～3099.50.7500.8360.255干层含气水层3100.7～3103.41.5471.3290.219差气层含气水层3126.8～3128.71.3661.1080.206差气层气水层S22984～2986盒83012～3015山1546/02978～2986.70.6900.8410.242干层干层3013.2～3015.21.1301.1520.230干层差气层S32877～2880盒81542/27.42877.5～2881.31.2731.1270.251气水层气层2877.5～2881.31.250.9510.266气水层气层S42817～2820盒82843～284620958/02815.7～2817.72.2652.2890.166气层气层2841.6～2846.52.1752.1860.145气层气层2841.6～2846.51.7691.7040.159气层气层S52692～2695盒85759/02682.6～2688.11.0621.1230.210干层干层2689.2～2692.41.3291.1110.206差气层干层S62895～2899盒82917～2921山111160/0.3 11826/0.62893.4～2895.81.2611.1400.217差气层干层2895.75～28981.6801.9490.176气层气水层2916.6～2918.11.7391.7830.176气层气层2919.75～29231.5451.4620.192差气层差气层S72795～2798盒82848～28512867～2870山12887～289011080/02794～2795.61.5421.4600.188差气层差气层2795.6～2798.42.0362.6020.132气层气层2848.6～28511.3141.2890.199差气层差气层2866.6～28701.4561.3830.195差气层差气层S82755～2758盒82784～2788山11503/0973/32745.6～27520.6131.0100.243干层干层2752～2755.31.2161.3160.227差气层差气层2784.7～27871.3831.5290.198差气层气层S93029～3032盒83103～3106山143920/021630/03029.75～30322.2884.0300.109气层气层3032～3033.252.3502.7670.150气层气层3033.25～30341.7102.1610.149气层气层

表3 SS区块气层识别标准

将该区块的流体类型识别参数界限值(识别标准),用于新井的储层含流体性质评价,以检验判释标准的适用性。以S8井的储层段流体性质判释成果图为例(见图4),常规测井曲线如SP、AC、CNL和电阻率测井曲线变化特征都不明显,都很难判断储层流体类型。利用表3中的气层识别标准对该井储层段进行二次测井解释,可知在2 755～2 758 m、2 784～2 788 m这2个射孔段中,第7和第8道中流体压缩系数与泊松比、压缩系数泊松比比值只有很小的交会面积;6号、7号和9号解释层中Cf、μ和Cb/μ的均值分别表现为:1.30.22、Cb/μ<1.12,可解释为干层。而一次测井解释(纵横波速度比法识别气层)时则将2号层解释为差气层,7号层、8号层和9号层解释为气层。试气结论,射孔段2 755～2 758 m日产气1 503 m3,射孔段2 784～2 788 m日产气973 m3,产水3 m3。

图4 S8井2 745～2 800 m储层段含流体性质判释成果图

4 结 论

(1) 利用常规测井资料难以对苏里格地区SS区块储层段的含气性进行有效评价,偶极声波测井资料在工区低孔隙度低渗透率砂岩气层的识别中具有明显优势。

(2) 通过储层岩心在驱替试验过程中声学响应特征的岩石物理研究,发现随含气饱和度的增大,纵波速度明显降低,横波速度基本不变,同时在高含气饱和度下泊松比和体积压缩系数的变化更明显,利用两者的比值更能体现出这种变化。

(3) 根据偶极横波声波测井资料得到地层的流体压缩系数(Cf)与泊松比(μ)曲线、岩石压缩系数与泊松比的比值(Cb/μ)曲线交会可以直观识别气层。现场资料应用表明,其识别气层的判识率较高,值得推广应用。

参考文献:

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