CN109458176A - 碳酸盐岩储层压力的预测方法及其应用 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种碳酸盐岩储层压力的预测方法，其包括：利用中子孔隙度、泥质含量、地层岩石密度建立有效应力计算模型；根据有效应力计算模型获取地层的有效应力，并根据有效应力的基本原理计算地层孔隙压力；其中，有效应力计算模型为：式中，A0、A1、A2、A3、A4、A5和A6均为模型系数，可由多元回归分析得出；Vp为地层岩石纵波速度，单位为km/s；ρ为地层岩石密度，单位为g/cm3；Vsh为泥质含量；CNL为中子孔隙度；Pe为有效应力，单位为MPa。由此建立的声波速度‑有效应力多因素求取模型，对碳酸盐岩地层压力的预测结果精度较高，也能满足碳酸盐岩储层的勘探开发需要。
Description
技术领域
本发明涉及地质勘探领域，具体而言，涉及一种碳酸盐岩储层压力的预测方法及其应用。
背景技术
碳酸盐岩地层由于在结构上存在不同尺度的溶蚀孔洞、裂缝，因而与碎屑岩有着很大不同。研究表明，碳酸盐岩储层孔、洞、缝的形成与分布主要受沉积、岩溶作用、成岩作用及构造活动的综合影响，根据测井响应其孔隙度在纵向上并不会体现出明显有规律性的变化，加之碳酸盐岩本身的复杂性，碳酸盐沉积物的胶结作用与沉积作用几乎是同时期进行，生烃作用、原油裂解、水热增压等所引起的流体膨胀机制与各种成岩后生作用带给原生孔隙的破坏性或建设性影响，这些都会破坏孔隙度与正常压实、有效应力之间的联系。因而对于碳酸盐岩地层，其超压的成因及研究预测方法不能简单的挪用碎屑岩层系，基于压实机理引起孔隙度变化的传统压力预测方法必然会造成较大的误差。正因如此，对于碳酸盐岩异常高压的成因机制及其预测，还是石油、地质领域的一大难题，目前国内外仍旧处于探索阶段，从而导致缺乏对碳酸盐岩储层的准确的压力预测方法。
发明内容
本发明的目的之一在于提供一种碳酸盐岩储层压力的预测方法及其应用，以对碳酸盐岩储层压力进行准确预测。
本发明解决其技术问题是采用以下技术方案来实现的。
本发明提供了一种碳酸盐岩储层压力的预测方法，其包括：
利用中子孔隙度、泥质含量、地层岩石密度建立有效应力计算模型；
根据有效应力计算模型获取地层的有效应力，并根据有效应力的基本原理计算地层孔隙压力；
其中，所述有效应力计算模型为以下方程：
式中，A0、A1、A2、A3、A4、A5和A6均为模型系数，由多元回归拟合得到；Vp为地层岩石纵波速度，km/s；ρ为地层岩石密度，g/cm3；Vsh为泥质含量；CNL为中子孔隙度；Pe为有效应力，MPa。
本发明还提供了一种上述碳酸盐岩储层压力的预测方法在缝洞型碳酸盐储层上的应用。
综合考虑孔隙度、泥质含量、体积密度、有效应力对碳酸盐岩声波速度的影响，由此建立的声波速度-有效应力多因素求取模型，对碳酸盐岩地层压力的预测结果精度较高，也能满足碳酸盐岩储层的勘探开发需要。进而对于碳酸盐岩地层孔隙压力预测，有效应力法具备更为广阔的应用前景。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施方式的技术方案，下面将对实施方式中所需要使用的附图作简单地介绍，应当理解，以下附图仅示出了本发明的某些实施例，因此不应被看作是对范围的限定，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他相关的附图。
图1是本发明实施例的有效应力计算模型①的相关度；
图2是本发明实施例的基于有效应力法的2号井地层压力预测剖面；
图3是本发明实施例的基于有效应力法的5号井地层压力预测剖面；
图4是本发明实施例的1号井正常压实趋势线图；
图5是本发明实施例的基于等效深度法的1号井地层压力预测剖面；
图6是本发明实施例的2号井正常压实趋势线图；
图7是本发明实施例的基于等效深度法的2号井地层压力预测剖面。
具体实施方式
为使本发明实施方式的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将对本发明实施方式中的技术方案进行清楚、完整地描述。实施方式或实施例中未注明具体条件者，按照常规条件或制造商建议的条件进行。所用试剂或仪器未注明生产厂商者，均为可以通过市售购买获得的常规产品。
下面对本发明实施方式的涉及的碳酸盐岩储层压力的预测方法及其应用进行具体说明。
本发明的一些实施方式提供了一种碳酸盐岩储层压力的预测方法，其包括：
利用中子孔隙度、泥质含量、地层岩石密度建立有效应力计算模型；
根据有效应力计算模型获取地层的有效应力，并根据有效应力的基本原理计算地层孔隙压力；
其中，有效应力计算模型为以下方程：
式中，A0、A1、A2、A3、A4、A5和A6均为模型系数，由多元回归拟合得到；Vp为地层岩石纵波速度，km/s；ρ为地层岩石密度，g/cm3；Vsh为泥质含量；CNL为中子孔隙度；Pe为有效应力，MPa。
发明人研究发现，碳酸盐岩地层由于在结构上存在不同尺度的溶蚀孔洞、裂缝，因而与碎屑岩有着很大不同。研究表明，碳酸盐岩储层孔、洞、缝的形成与分布主要受沉积、岩溶作用、成岩作用及构造活动的综合影响，根据测井响应其孔隙度在纵向上并不会体现出明显有规律性的变化，加之碳酸盐岩本身的复杂性，碳酸盐沉积物的胶结作用与沉积作用几乎是同时期进行，生烃作用、原油裂解、水热增压等所引起的流体膨胀机制与各种成岩后生作用带给原生孔隙的破坏性或建设性影响，这些都会破坏孔隙度与正常压实、有效应力之间的联系。因而对于碳酸盐岩地层，其超压的成因及研究预测方法不能简单的挪用碎屑岩层系，基于压实机理引起孔隙度变化的传统压力预测方法必然会造成较大的误差。进一步地，发明人经研究发现，对于碳酸盐岩地层，其主要特点为多孔介质，孔隙结构复杂、且缝洞发育，地层的不稳定性和非均质性极强，这些因素的存在，在很大程度上都影响了声波测井资料的可信度，因此单纯依靠声波测井响应所建立的有效应力求取模型难以具备说服力，即便有效也显得不够合理。发明人经过大量研究和实践后创造性地提出了对于碳酸盐岩剖面地层，将孔隙度、泥质含量、岩石体积密度、有效应力通通纳入模型表达式，综合考虑各测井响应与有效应力之间的关系，来构建出适于不同成因的碳酸盐岩地层有效应力求取模型。对于实际埋于地下的岩石，模型中所用的有效应力是现今的垂向有效应力，从而也避免了地层原始沉积加载及抬升剥蚀卸载这一不易确定的难题。
一些实施方式中，地层孔隙压力通过有效应力的基本原理获取，基于该原理的计算方程为：Pe＝Po-αPp，式中，P0为上覆地层压力；Pe为有效应力；Pp为地层孔隙压力；α为孔弹性系数。
进一步地，一些实施方式中，孔弹性系数通过以下步骤得到：
分别测量岩石的体积压缩系数和骨架颗粒压缩系数，用下式计算得到岩石的孔弹性系数：式中，Cs为颗粒压缩系数；Cb为体积压缩系。进一步地，根据一些实施方式，采用三轴试验机RTR-1000分两步获得Cb和Cs，首先在保持孔隙压力不变的情况下，增加围压，求得Cb；然后围压和孔压同时以同样的速度增加，求得Cs。
根据一些实施方式，针对碳酸盐岩储层，可以选择孔弹性系数为0.2～0.9。
根据一些实施方式，上述上覆地层压力P0是利用密度测井资料计算得到，通过以下步骤得到：
式中，H0为测井起始点深度；ρ0(h)为未测井段深度为h点的密度；ρ(h)为深度为h点的测井密度；g为重力加速度。进一步地，泥质含量Vsh通过以下步骤得到：
首先根据自然伽马相对幅度的变化计算出泥质含量指数SH：
式中，GR为目的层自然伽马值；GRmax为纯泥岩层的自然伽马值；GRmin为纯砂岩或纯碳酸盐岩地层的自然伽马值，SH的变化范围为0～1；
然后，再用下式将SH转化为泥质含量Vsh；
其中，G为经验常数，对于老地层取2，古近系和新近系地层取3.7，声波纵波速度Vsh通过声波测井读值换算得到。
根据一些实施方式，上述预测方法还包括：根据所述地层孔隙压力绘制出地层孔隙压力梯度剖面。通过地层孔隙压力梯度剖面可以全面反映地层压力状况。
根据一些实施方式，上述预测方法还包括：将未参与多元回归分析的实测井段的实测结果与模型计算结果进行对比分析。进而进一步检测预测到的压力值的准确性。
以下结合具体的实施例对本发明的特征和性能作进一步的详细描述。
奥陶系古潜山油气藏是古生代油气藏的重要类型。奥陶系地层厚度较稳定，分布广泛。综合而言，地层自下而上分为下统蓬莱坝组和鹰山组、中统一间房-吐木休克组(大部分地区基本缺失)、及上统的良里塔格组和桑塔木组(表1)。其岩性成分主要包括灰岩、白云岩和两者间的过渡类型，以及碳酸盐岩与泥质岩之间的过渡类型。
表1奥陶系地层划分表
良里塔格组有效储层的形成受高能沉积环境、溶蚀作用和构造活动作用的控制，尤其是成岩早期大气水的溶蚀和埋藏期溶蚀作用，是该区改善储层孔渗性能的主要建设性成岩作用。大气淡水溶蚀阶段主要包括同生期大气淡水溶蚀及良里塔格组晚期大气淡水溶蚀成岩阶段，从而使得礁滩体骨架孔、粒间孔等原生孔隙发育。而喜山期以来发生的天然气强充注过程形成的裂缝网络，对于优化和改善储集层性能也起到了重要的作用。可见，良里塔格组台缘礁滩体的成岩作用相对较复杂，经历了多期胶结、溶蚀、造缝作用等，是多类型、多期次改造叠加的结果。但总体上看，建设性成岩作用小于胶结和成岩压实等破坏性成岩作用。
根据工区内大量实钻井资料显示，区内地层压力体系在纵向上分布是不连续的。石炭-二叠系泥岩地层广泛存在的欠压实现象，导致这套地层具有异常高压的特征，不仅在物性上对下伏地层中的油气起到了封盖作用，由于地层中流体具有异常高压，从流体渗流的机制上也阻止了油气向上的散逸，这对超压的保存也是相当有利的。实测地层压力数据还表明，储集层内部存在一压力屏障，该屏障上下实测地层压力明显发生突变，其下的油藏处于异常高压***。该压力屏障的形成与岩性有关，在某些井为一层致密的泥岩段，或致密含膏岩段。
根据测井资料中读取相关测井数据，其中上覆地层压力P0是通过采集的分地层实际孔隙压力数据，利用密度测井资料通过公式αPp＝P0-Pe计算得到。同时收集研究工区内碳酸盐岩地层的孔隙压力实测资料，并结合部分由钻井液密度折算得到的地层压力值，利用有效应力定理计算得到有效应力(通过孔弹性测试试验所获取的孔弹性系数为0.4149)。模型所需参数统计如表2。
表2有效应力模型参数统计表
根据以上数据，通过多元非线性回归拟合，建立了研究工区内两有效应力的计算模型：
式中：Vp为地层岩石纵波速度，km/s；
ρ为地层岩石密度，g/cm3；
Vsh为泥质含量，小数；
CNL为中子孔隙度，小数；
Pe为有效应力，MPa。
上述模型的相关度，如图1所示。
基于测井资料，应用该模型对2号井和5号井进行了地层压力检测，通过计算建立起如图2和图3所示的2号井和5号井储层段地层压力预测剖面。为了评价预测结果的可信度，将未参与多元非线性回归的实测井段的实测结果与模型计算结果进行对比分析，结果如表3所示。
表3地层压力预测结果对比
由图2、图3及表3中的结果说明，基于测井资料构建的有效应力模型，能够较好的适用于研究工区碳酸盐岩地层的压力预测，可以满足现场施工的安全和技术要求。
对比例1
采用等效深度法预测
对于1号井，实钻地层简表如表4。
表4 1号井钻遇地层简表
从上表看出，1号井在2590m之后，地层直接进入三叠系，其间缺失了侏罗系，而下伏地层为连续沉积，因此正常压实趋势线的建立应以2590m为分界点。
碳酸盐岩剖面泥岩声波时差的取值原则：1.选井：所选井段必须钻过所有目的层，已知目的层基本上接近于正常静水柱压力，并且在泥岩井段比较规则。2.地质年代：不同地质年代应该分段来作；3.选择岩性：参照综合录井岩性剖面和数字处理成果图表，选取纯泥岩或页岩，若没有纯泥岩段，可选含灰或灰质泥岩、云质泥岩；4.选择测井曲线：高GR、低R、扩径率小于一定范围内，厚度大于2米。读值时，避免读取孤立的过高点或过低点，应尽量读取平直段数值；5.除上述原则，对斜井还应进行垂直校正。
根据碳酸盐岩剖面泥岩声波时差的取值原则，结合各井测井资料，筛选出合理有效的泥岩段声波时差数据。据此建立1号井正常压实趋势线如图4所示。
由图4得到的1号井正常压实趋势线方程：ln(Ac)＝-0.00029H+6.771，式中声波时差单位为us/m。
在上式基础上，运用等效深度法计算得到1号井奥陶系地层孔隙压力剖面，如图5所示，并与实测压力点进行对比验证，得到表5。
表5 1号井地层压力预测结果对比
从图5中可以看出，基于该井正常压实趋势方程，利用等效深度法预测的结果要高于实际钻井过程中所用泥浆密度，从工程角度讲这是不符合现场要求的，与表中实测压力点的对比结果(表5)也远远超出误差允值。依据上述思路对2号井进行类似分析。
对于研究工区内的2号井，地层在2108m之后进入侏罗系，中间缺失了白垩系。而下部地层为连续沉积，因此，筛选出的泥岩段正常压实趋势线以2108m为起点建立。2号井的正常压实趋势线图如图6所示。
由图6得到2号井正常压实趋势线方程：ln(Ac)＝-0.000227·H+6.643，式中声波时差单位为us/m。在上式基础上，运用等效深度法计算得到2号井奥陶系地层孔隙压力剖面(图7)，并与实测压力点进行对比验证，得到表6。
表6 2号井地层压力预测结果对比
从图7中可以看出，在5470-5700m井段，利用等效深度法预测的结果与实际钻井过程中所用泥浆密度吻合较好，而下部地层的预测效果则普遍较差，与表中实测压力点的对比结果也体现出误差较大的特点。主要原因可能因为5470-5700m井段主要为砂、泥岩地层，而下部则以泥灰岩，含泥灰岩为主。
通过本申请的实施例和对比例1的对比可知，针对碳酸盐岩储层压力的预测，综合考虑孔隙度、泥质含量、体积密度、有效应力建立的声波速度-有效应力多因素求取模型，对碳酸盐岩地层压力的预测结果精度较高，也能满足钻井工程需要。相比等效深度法，基于有效应力理论的地层压力测井评价模型，能够更加有效地实现对碳酸盐岩地层孔隙压力的预测分析。进而对于碳酸盐岩地层的孔隙压力预测，有效应力法具备更为广阔的应用前景。
以上所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。本发明的实施例的详细描述并非旨在限制要求保护的本发明的范围，而是仅仅表示本发明的选定实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
Claims (10)
1.一种碳酸盐岩储层压力的预测方法，其特征在于，其包括：
利用中子孔隙度、泥质含量、地层岩石密度建立有效应力计算模型；
根据有效应力计算模型获取地层的有效应力，并根据有效应力的基本原理计算地层孔隙压力；
其中，所述有效应力计算模型为：
式中，A0、A1、A2、A3、A4、A5和A6均为模型系数，由多元回归拟合获取；Vp为地层岩石纵波速度，单位为km/s；ρ为地层岩石密度，单位为g/cm3；Vsh为泥质含量；CNL为中子孔隙度；Pe为有效应力，单位为MPa。
2.根据权利要求1所述的碳酸盐岩储层压力的预测方法，其特征在于，所述地层孔隙压力通过有效理论的基本原理获取，有效应力的基本原理可通过以下方程表示：
Pe＝Po-αPp
式中，P0为上覆地层压力；Pe为有效应力；Pp为地层孔隙压力；α为孔弹性系数。
3.根据权利要求2所述的碳酸盐岩储层压力的预测方法，其特征在于，孔弹性系数通过以下步骤得到：
分别测量岩石的体积压缩系数和骨架颗粒压缩系数，用下式计算得到岩石的孔弹性系数：式中，Cs为颗粒压缩系数；Cb为体积压缩系。
4.根据权利要求3所述的碳酸盐岩储层压力的预测方法，其特征在于，采用三轴试验机RTR-1000分两步获得Cb和Cs，首先在保持孔隙压力不变的情况下，增加围压，求得Cb；然后围压和孔压同时以同样的速度增加，求得Cs。
5.根据权利要求2所述的碳酸盐岩储层压力的预测方法，其特征在于，孔弹性系数为0.2～0.9。
6.根据权利要求2所述的碳酸盐岩储层压力的预测方法，其特征在于，上覆地层压力P0是利用密度测井资料计算得到，通过以下步骤得到：
式中，H0为测井起始点深度；ρ0(h)为未测井段深度为h点的密度；ρ(h)为深度为h点的测井密度；g为重力加速度。
7.根据权利要求1～6任一项所述的碳酸盐岩储层压力的预测方法，其特征在于，泥质含量Vsh通过以下步骤得到：
首先根据自然伽马相对幅度的变化计算出泥质含量指数SH：
式中，GR为目的层自然伽马值；GRmax为纯泥岩层的自然伽马值；GRmin为纯砂岩或纯碳酸盐岩地层的自然伽马值，SH的变化范围为0～1；
然后，再用下式将SH转化为泥质含量Vsh；
其中，G为经验常数，对于老地层取2，古近系和新近系地层取3.7，声波纵波速度Vsh通过声波测井读值换算得到。
8.根据权利要求1所述的碳酸盐岩储层压力的预测方法，其特征在于，还包括：根据所述地层孔隙压力绘制出地层孔隙压力梯度剖面。
9.根据权利要求8所述的碳酸盐岩储层压力的预测方法，其特征在于，还包括：将未参与多元回归分析的实测井段的实测结果与模型计算结果进行对比分析。
10.如权利要求1～9任一项所述的碳酸盐岩储层压力的预测方法在缝洞型碳酸盐储层上的应用。
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