基于测井岩石力学参数计算砂泥岩储层含气饱和度的新方法
桂俊川1, 夏宏泉1, 邹勇2, 弓浩浩1    
1. 油气藏地质及开发工程国家重点实验室(西南石油大学), 四川成都 610500;
2. 中石化中原石油工程有限公司地球物理测井公司, 河南濮阳 457001
摘要:为提高砂泥岩含气储层测井精细解释的符合率,研究了利用测井岩石力学参数计算其含气饱和度的方法(以下简称新方法)。基于岩石体积物理模型和体积弹性模量,推导了岩石体积压缩系数、孔隙流体体积压缩系数及气体压缩系数的计算式,建立了含气饱和度计算模型。以S气田砂泥岩储层测井数据为基础,对比分析了由新方法、Archie公式和物性分析等3种方法计算得到的含气饱和度,并与试气结论进行了对照评价。研究表明,在气层、差气层,用新方法计算的含气饱和度与Archie公式、物性分析得到的结果的平均误差分别为3.5%、4.0%,三者数值上差别不大;在差油层、干层,用新方法计算的含气饱和度与其他2种方法得到的结果差别较大,但其与试气产量相一致,显示出了新方法的优势。研究认为,利用测井岩石力学参数计算砂泥岩储层含气饱和度的新方法,可作为Archie公式计算含气饱和度的有效补充。
关键词测井数据    岩石力学    砂岩    泥岩    压缩系数    含气饱和度    
A New Method to Calculate the Gas Saturation of the Sand and Shale Formations Based on Logging Rock Mechanics Parameters
Gui Junchuan1, Xia Hongquan1, Zou Yong2, Gong Haohao1    
1. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation (Southwest Petroleum University), Chengdu, Sichuan, 610500, China;
2. Geophysical Logging Company, Sinopec Zhongyuan Oilfield Service Corporation, Puyang, Henan, 457001, China
Abstract:To improve the precision of interpretation of gas reservoir to correlate with the rate of logging, a study using logging rock mechanics parameters to calculate gas saturation of sand and shale rock formations was carried out(hereinafter referred to as the new method).Based on the physical volume in the rock model and the bulk modulus, the formulas of volume compressibility, the fluid compressibility and gas compressibility factors were deduced, and a gas saturation calculation model was established.Based on the logging data in S gas field, the gas saturation results were calculated by the new method, the Archie formula, the Physical Analysis were contrasted, and a controlled evaluation with gas testing conclusion was conducted.The study revealed that the average error of the gas saturation calculated by the new method with the gas saturation from the Archie formula, and the gas saturation from the Physical Analysis in the gas zone was 3.5%, and the poor gas reservoir was 4.0%, the values of the saturation were quite the same.The values of the saturation calculated by new method were quite different with another two methods in dry layer and poor reservoir, but the same with the gas testing result.This proved the advantages of the new method.Studies suggested that this method of calculating the gas saturation could be used as an effective complement to Archie formula.
Key words: log data    rock mechanics    sandstone    mudstone    compression factor    gas saturation    

饱和度是评价储集层的一个重要参数,目前确定饱和度的方法主要有实验室岩心测量和利用测井资料计算两类[1,2,3,4,5]。实验室岩心测量方法属于直接测量,但存在岩心在深度上不连续、实验时间长、成本高等问题,并不是获取地层饱和度的主要方法。测井资料具有分辨率高、连续性好等优点,因此被广泛应用于储层饱和度的评价。其中,基于测井岩石力学参数识别气层的方法较多,如用纵横波时差比值[6,7,8]、泊松比[9,10]和弹性模量及岩石体积压缩系数等[11],这些方法只能定性判断地层是否含气,不能定量计算储层的含气饱和度。利用测井资料计算含气饱和度常用Archie公式及其变形公式,但会受到地层电阻率大小和岩电参数差异的影响,在砂泥岩储层中应用效果不够理想。此外,还可根据偶极横波测井资料,利用钻井液侵入模型和测井响应的数理模型计算含油气饱和度[12]、利用密度测井计算含油气饱和度[13]、碳氧比计算含油气饱和度[14]等,但这些方法导出的计算公式有的过于复杂,有的只能定性判断,同样不是低孔、低渗透砂泥储层的理想选择。为此,笔者提出利用纵、横波时差及密度测井数据计算岩石体积压缩系数,然后根据岩石体积物理模型求流体压缩系数,进而建立含气饱和度计算模型,最后利用该模型定量计算砂泥岩储层含气饱和度。

1 含气饱和度计算模型的建立 1.1 岩石体积压缩系数和流体压缩系数的计算

根据岩石体积物理模型和岩石体积弹性模量的定义,岩石体积压缩系数可表示为[15]

式中:Cb为岩石体积压缩系数,(10 GPa)-1;Δtc,Δts分别为岩石纵波时差和横波时差,μs/m;CmaCfCsh分别为骨架、流体和泥质的体积压缩系数,(10 GPa)-1ρ为岩石体积密度,g/cm3;Φ,Vsh 分别为岩石孔隙度和泥质含量。

由式(1)推导出流体体积压缩系数的计算公式为:

由式(1)、(2)可知,由纵波时差、横波时差和密度求出Cb后,代入CmaCsh,就可以算出Cf

1.2 含气饱和度计算公式的推导

假设孔隙被气水混合物饱和且孔隙流体均匀分布,则流体体积压缩系数可表示为[15]

由式(3)变换可得:

式中:Sg为含气饱和度;CgCw分别为气体和水的体积压缩系数,(10 GPa)-1

由式(4)可知,由CfCgCw可以算出地层含气饱和度。当压力和温度变化时,水的体积压缩系数变化非常小,可以取定值。Cg的大小与天然气组分、非烃类气体含量、温度及压力等相关。

1.3 气体体积压缩系数Cg的计算

由于天然气中大多数组分属于烷烃,化学结构相似,采用对应状态原理计算体积压缩系数完全能满足工程需求[16]。对于多组分天然气,根据对应状态原理,Cg的计算公式为:

式中:ppppc分别为地层孔隙压力和天然气的视临界压力,MPa;ppr为视对比压力;Z为压缩因子。

压缩因子Z可通过图 1所示图版[16]确定。其中,pp采用伊顿(Eaten)法[17]计算,ppcppr分别下式计算:

图 1 天然气压缩因子图版 Fig. 1 Gas compression factor plate

式中:T,Tpc分别为储层所在深度的地层温度及天然气的视临界温度,K;pci为组分i的临界压力,MPa;Tci为组分i的临界温度,K;Tpr为天然气的视对比温度;yi为组分i的摩尔分数。

用Eaton法计算地层孔隙压力时,需做出相应参数的正常压实趋势线,从正常压实趋势线上求出参数L的正常趋势值L′,代入下式即可得到pp

式中:po为上覆地层压力,MPa;pw为地层水静液柱压力,MPa;x为Eaton (压实)指数;L,L′为所选取的测井或钻井参数,可为纵波时差、电阻率、层速度和dc指数等,且满足L/L′<1。

天然气的视临界参数和视对比参数由式(6)、式(7)计算。

常规天然气中丁烷、戊烷等含量相对较少,将其一并归类为重烃。天然气主要成分的视临界参数见表 1[16]

表1 天然气主要成分的临界压力和临界温度 Table 1 Critical pressure and critical temperature of the main component of natural gas
组分 临界温度/K 临界压力/MPa
CH4 190.58 4.544
C2H6 305.42 4.816
C3H8 369.82 4.194
nC4H10 425.18 3.747

表 1中的临界压力、临界温度及天然气各组分的摩尔分数代入式(6),即可求出ppcTpc

储层所在深度的地层温度T采用式(9)计算:

式中:Ts为地面温度,K;h为井深,m;G为地温梯度,K/100m。

将式(8)和式(9)算出的地层孔隙压力和地层温度及由式(6)算出的天然气临界参数代入式(7),即可求出天然气的视对比温度Tpr和视对比压力ppr。可以通过Tprppr,并结合图 1快速取准天然气的压缩因子Z,代入式(5)可以算出天然气的体积压缩系数Cg

2 应用实例分析

S气田的S1层和S2层是主要的产气层,为粉砂岩和细砂岩,储集空间以孔隙为主,平均孔隙度小于5%,渗透率小于1 mD,具有明显的低孔低渗透特征。经分析,S气田产气层一些参数的合理取值分别为:Cma=0.206,Cf=0.64,Eaton指数x=0.274,G=2.89 K/100m,ppc=4.55 MPa,Zppc=0.032。基于Forward.NET测井解释平台,利用Fortran语言对笔者建立的含气饱和度计算模型(以下称为新方法)进行优化编程,处理多口井的测井资料,利用流体体积压缩系数计算储层段的含气饱和度、判断储层含流体性质,并将程序计算结果与Archie公式计算的含气饱和度(计算过程中取Rw=0.04,A=1,B=1,N=2,M=2)、物性分析得到的含气饱和度及试气结论进行对比。

S气田某区块A井3 780~3 835 m井段砂泥岩地层的测井解释处理成果如图 2所示。其中,第22号层(埋深3 803.13~3 805.75 m)、24号层(埋深3 828.38~3 832.25 m)为气层。从图 2可以看出,用Archie公式和新方法计算的含气饱和度与物性分析得到的饱和度较为接近,变化趋势一致,而物性分析得到的含气饱和度比其余两者略大(图中,Sg1为由Archie公式计算所得,Sg2为由物性分析所得,Sg3为由新方法计算所得,下同)。射孔段3 785.00~3 787.00、3 803.00~3 806.00和3 829.00~3 832.00 m三段合试,日产气量26 425 m3,试气结果与计算结果一致。

图 2 A井3 780~3 835 m井段新方法计算结果与其他结果的对比 Fig. 2 Gas saturation at 3 780-3 835 m of Well A calculated by the new method compared with other results

S气田某区块B井3 269.00~3 412.00 m井段砂泥岩地层的测井解释处理成果如图 3所示。精细解释结果表明,第39号层(埋深3 274.00~3 277.63 m)、41号层(埋深3 293.00~3 297.50 m)、43号层(埋深3 333.75~3 344.50 m)、44号层(埋深3 390.63~3 396.13 m)、46号层(埋深3 399.25~3 405.00 m)为气层。从图 3可以看出,用Archie公式和新方法计算的含气饱和度与物性分析得到的饱和度较为接近,变化趋势一致,由物性分析得到的含气饱和度比其余两者略大。射孔段3 273.00~3 276.00和3 293.00~3 296.00 m,两段合试,日产气量41 707 m3;射孔段3 337.00~3 341.00 m日产气量42 161 m3;射孔段3 398.00~3 404.00 m日产气量20 618 m3,产水19.2 m3,试气结果与计算结果相一致。

图 3 B井3 269~3 412 m井段新方法计算结果与其他结果的对比 Fig. 3 Gas saturation at 3 269-3 412 m of Well B calculated by the new method compared with

按照油气解释结论分层,3种方法得到的A井储层含气饱和度对比结果见表 2

表2 3种方法得到的含气饱和度对比 Table 2 Comparison of gas saturation obtained by three methods
注:1)表示用新方法计算的含气饱和度和用Archie公式计算的含气饱和度之差;2)表示用新方法计算的含气饱和度和由物性分析得到的含气饱和度之差。
井号 层号 含气饱和度,% 绝对误差11),% 绝对误差22),% 解释结论
新方法计算Archie公式计算物性分析结果
A 17 10.89 15.81 4.92 干层
18 32.93 36.07 3.14 差气层
19 39.43 35.42 48.47 4.02 9.04 差气层
20 8.70 16.19 7.49 干层
21 26.33 45.31 18.98 干层
22 56.96 56.28 60.10 0.68 3.14 气层
23 3.66 33.71 30.05 干层
24 55.93 56.42 61.24 0.49 5.30 气层
B 38 32.03 29.78 47.47 2.25 15.44 差油气层
39 55.01 51.10 60.48 3.91 5.47 气层
40 5.38 34.57 29.20 干层
41 64.13 69.63 70.75 5.49 6.61 气层
42 2.28 38.07 35.78 干层
43 57.91 61.81 63.98 3.90 6.07 气层
44 66.49 63.52 72.53 2.98 6.04 气层
45 34.57 41.94 56.57 7.37 22.00 差油气层
46 57.10 56.46 62.43 0.65 5.33 气层
47 37.24 34.11 54.39 3.13 17.15 差油气层

表 2可以看出,在气层、差气层中Sg1,Sg2Sg3三者差别不大(气层、差气层的平均绝对误差分别为3.5%,4.0%),但差油气层、干层的含气饱和度差别较大(差油气层、干层的平均绝对误差分别为11.2%,25.4%)。这是因为储层孔隙度低、渗透率较低、含水饱和度较高,其孔隙中流体的体积压缩系数较小,由新方法计算出的含气饱和度很低(干层平均值为9.54%,差油气层平均为34.60%),这与其产气量很低是一致的,优于用Archie公式计算的含气饱和度(干层平均值为30.6%,差油气层平均值为35.3%,解释的Sg1偏高,易误判储层的含流体性质);而由物性分析得到的含气饱和度(差油气层为52.8%)通常比其他两者要大,这主要是因为在地面试验条件下,岩心中的孔隙压力得到释放,孔隙中的气体膨胀,导致测得的含气饱和度大于地层条件下的含气饱和度。

3 结论与建议

1) 基于岩石和流体体积物理模型用流体体积压缩系数计算地层含气饱和度Sg,关键是用测井数据求准岩石体积压缩系数Cb及通过公式计算得到合理的气体体积压缩系数Cg

2 ) 计算砂泥岩地层含气饱和度的新方法避开 了地层电阻率大小和岩电参数差异的影响,在电阻率测井资料品质不好的情况下,可以利用测井岩石力学参数计算含气饱和度作为Archie公式计算含气饱和度的有效补充,提高了应用声波测井资料进行储层精细评价的能力,结合常规电法测井计算含气饱和度,能进一步提高含气储层测井精细解释的符合率,值得推广应用。

3) 新方法在砂泥岩储层的适用性好,但对于具有复杂孔隙结构的碳酸盐岩储层,岩石体积压缩系数和流体体积压缩系数的计算模型还需进一步细化。

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文章信息

桂俊川, 夏宏泉, 邹勇, 弓浩浩
Gui Junchuan, Xia Hongquan, Zou Yong, Gong Haohao
基于测井岩石力学参数计算砂泥岩储层含气饱和度的新方法
A New Method to Calculate the Gas Saturation of the Sand and Shale Formations Based on Logging Rock Mechanics Parameters
石油钻探技术, 2015, 43(01): 82-87
Petroleum Drilling Techniques, 2015, 43(01): 82-87.
http://dx.doi.org/10.11911/syztjs.201501014

文章历史

收稿日期:2014-07-04
改回日期:2014-10-13

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