利用泊松比和流体压缩系数重叠包络线法识别气层

2015-12-13桂俊川夏宏泉杨双定弓浩浩

测井技术 2015年1期

桂俊川，夏宏泉，杨双定，弓浩浩

（1．西南石油大学油气藏地质与开发工程国家重点实验室，四川成都610500；2．中国石油集团测井有限公司长庆事业部，陕西西安710201）

0 引言

气层识别的主要方法有纵波时差与背景值的差值法［1］、交会图法［2］、孔隙度差异法［3］、弹性模量差比法［4－5］、纵横波速度比法［6］、纵波时差与理论合成纵波时差的差值法［7］、移谱法和差谱法［8－10］等。S气田二叠系储层具有低孔隙度、低渗透率、非均质性强等特点，传统的气层识别方法已经不能满足现场需要［11］。利用偶极横波测井提取的参数可用于气层识别中［12－14］。基于偶极横波测井资料，本文从能够明显反映气层特征的2个岩石力学参数（泊松比和流体压缩系数）出发，结合试气结果，提出了基于储层岩石力学参数识别气层的新方法，为S气田三低储层的试油压裂井层选取提供了可靠依据。

1 泊松比和流体压缩系数的测井计算

泊松比是地层纵波与横波速度比值的函数，对于相同岩性和物性的储集层，水层的纵横波速度比值增大，泊松比相应增大；气层的纵横波速度比减小，泊松比也相应地减小。泊松比μ的计算公式为

式中，Δts为横波时差，μs／ft＊非法定计量单位，1ft＝12in＝0．3048m；1psi＝6894．757Pa，下同；Δtc为纵波时差，μs／ft；μ为泊松比，无量纲。

地层孔隙中油、气、水的声学性质不同，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［10］。可以看出，油与水的压缩系数相差2倍左右，而天然气与水的压缩系数相差近1～2个数量级（40．66倍）。

表1 油、气、水的声学参数

当地层孔隙中部分含油气时，其流体压缩系数

式中，Sog为含油气饱和度，小数；Cf、Cog、Cw分别为混合相流体、油气、水的压缩系数。

孔隙中的水只要被油或气代替，流体压缩系数就会明显增加。只要求准流体压缩系数，就能有效计算地层含油气饱和度，判定油气层。

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）推导的纯岩石体积压缩系数计算公式为

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，由式（3）可导出

式中，CB、Cma、Csh、Cf分别为实际岩石、骨架砂岩（或白云岩）、泥质、流体的压缩系数，单位为1／104MPa或1／Mpsi或1／GPa；vP、vS分别为岩石纵波速度、横波速度，km／s；φ、Vsh分别岩石孔隙度和泥质含量，小数；ρ为岩石体积密度，g／cm3。

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或CGR曲线获得；根据实际泥岩、砂岩（或白云岩）的骨架密度和纵横波时差值可求得Csh、Cma，由式（4）即可得到流体压缩系数Cf。

2 利用曲线重叠的镜像包络线面积定量识别气层

通过分析，含气储层段的泊松比（μ）较非储层段有明显减小的趋势，流体压缩系数（Cf）有明显增大的趋势。理论上，含气量越多，泊松比和流体压缩系数的变化越明显。绘图时将泊松比和流体压缩系数绘制在同一曲线道中，气层的泊松比和流体压缩系数曲线朝着相反方向的变化（采用不同比例刻度这2条曲线，使其在水层处完全重合），根据2条曲线重叠显示的镜像包络线特征计算其包络线面积并结合试气产量得到两者之间的关系判断和预测储层的流体性质。

基于Forward平台编写Cf，01—CQ程序计算所有单层的包络线面积，理论上2条曲线交会的包络线面积越大则含气量越多，产气量也越高。流体压缩系数和泊松比的大小不在同一数量级，为了均衡流体压缩系数和泊松比的贡献，在求取包络线面积（S（μ—Cf））之前应对流体压缩系数和泊松比数据进行归一化（0－1）处理，不同的工区和地层岩性其归一化参数取值不同。归一化公式为式中，μmin为泊松比最小值；μmax为泊松比最大值；μ01为归一化以后的泊松比；Cf，min为流体压缩系数最小值，Cf，max为流体压缩系数最大值，1／MPa；Cf，01为归一化后的流体压缩系数，无量纲。

单点（小层）求取包络线面积的公式为

式中，S99是以采样间隔RLEV（常取0．125m）为高、Cf，01—μ01为宽的小矩形面积。

程序运行中，当Cf，01＞μ01时才计算每个采样间隔的小矩形面积并进行累加，最后得到单层的总面积。

通过在同一道采用不同的比例刻度绘制对气层识别敏感参数曲线，使其重叠显示出明显的镜像特征。例如泊松比和流体压缩系数曲线的重叠会在好的气层段显现的典型镜像特征，用式（8）计算其包络线面积总和，建立与试气结果对应的储层流体类型和总产气量的定量关系。由此根据储层段的包络线面积大小确定其流体性质和产能高低，这对射孔段和压裂井层的选择具有非常重要的指导意义。

层段累积的包络线总面积S（μ—Cf）计算公式为

式中，N为某个试气产量所对应的层数。

以砂泥岩和碳酸盐岩地层为例，说明μ—Cf曲线重叠显现镜像特征的包络线面积大小与储层流体类型及单井试气产量的关系。

2．1 砂泥岩地层μ—Cf与试气产量的关系

以S1区块×1井砂泥岩地层为例，μmax取0．5，μmin取0，Cf，max取4．5，Cf，min取0，该井μ—Cf曲线重叠的包络线面积指示气层如图1所示。

图1 ×1井测井解释的μ—Cf参数包络线面积与试气结果对比图

从图1中第8道的μ01与Cf，01曲线交会可以看出，气层的包络线面积大于差气层，差气层的包络线面积大于干层。第7道测井计算的流体压缩系数和泊松比交会也反映了相同的特征。图1中解释结论二为本研究解释结论，解释结论一为现场解释结论。可以看出μ—Cf交会、μ01—Cf，01交会面积与本研究解释结论具有良好的对应关系和一致性。

2．2 碳酸盐岩地层μ—Cf与试气产量的关系

以G1区块×2井碳酸盐岩地层为例，μmax取0．5，μmin取0．2，Cf，max取1．5，Cf，min取0，该井μ—Cf曲线重叠的包络线面积指示气层的处理成果见图2所示。

从图2中第8道的μ与Cf，01交会可以看出，气层的包络线面积大于差气层，差气层的包络线面积大于干层。第7道测井计算的流体压缩系数和泊松比交会同样反映了相同的特征。图2中解释结论二为该研究解释结论，解释结论一为现场解释结论，可以看出第8道μ01与Cf，01交会面积与该研究解释结论具有良好的对应关系。

用Cf，01—CQ程序处理其他井得到各井射孔层段不同小层的包络线面积，结合对应的试气产量，建立包络线面积与产气量的关系图板。由于存在差气层单层厚度大、面积大和气层单层厚度小、面积小的问题，面积的大小并不能准确反映储层的性质和产能，因此在作图的时候将得到的单层面积除以层厚度，可得到一个单位厚度的包络线面积平均值，能较好地反映储层产液性质和产能。

图2 ×2井测井解释的μ—Cf参数包络线面积与试气结果对比图

试气得到的往往是好几层合起来的结果数据，很少有单层对应的试气结果。为了得到单层的试气结果数据，用单层包络线面积除以试气层段内的所有层累计包络线面积之和，得到单层在合试气层段包络线面积的权重（取值范围0～1），权重越大，则该层贡献的气量越多，这样可以得到单层的相对产气量。得到的单层产气量同样不能正确反映储层的性质和产能。将该产量除以层厚，得到该层单位厚度的产气量。

为了作图方便，将计算的单位厚度地层的包络线面积人为地放大100倍（按百分比计算），按砂泥岩地层和碳酸盐岩地层统计得到每层单位厚度平均面积和单位厚度试气产量的2个关系图版（见图3、图4）。

根据S气田储层岩性将7个区块分成砂泥岩和碳酸盐岩两类储层，针对5个砂泥岩区块，采用其中的107个数据点，得到每个小层单位厚度的试气日产量与对应的μ—Cf曲线重叠的包络线面积的关系图版（纵坐标为对数刻度，见图3），其拟合公式为