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    流體體積模量在渤海油田流體識別中的應用

    2018-12-19 08:11:20陳紅兵崔云江陸云龍
    石油地質與工程 2018年6期

    陳紅兵,崔云江,劉 歡,陸云龍,王 淼

    (中海石油(中國)有限公司天津分公司,天津 300452)

    隨著渤海油田勘探開發(fā)逐漸深入,測井疑難層越來越多,復雜巖性和復雜流體關系給測井解釋帶來了很大困難,導致以常規(guī)電阻率、孔隙度為主的測井系列遇到挑戰(zhàn)[1],難以準確評價儲層流體,易造成儲層氣、油、水層在測井解釋上的誤判,為此,需要尋找其他方法識別儲層流體性質。以往的研究表明,不同流體體積模量具有一定的差別,當地層所含流體性質不同時,陣列聲波所測量的縱波、橫波時差及幅度會有所不同[2]。

    Gaussmann方程可將巖石模量、骨架模量、流體模量聯(lián)系在一起,因此,可以通過Gaussmann方程計算出流體模量來識別流體[3]。

    1 流體體積模量

    流體體積模量是流體體積壓縮系數的倒數,從表1可以看出,氣、油、水的體積模量是不同的,因此,通過流體體積模量可以很容易將氣識別出來,油和水的體積模量差別較小。但是研究表明,當地層中的油含有一定量的溶解氣時[4],隨著含氣量的增加,油的體積模量會越來越小,油的體積壓縮系數會越來越大,油和水的體積模量差異也越明顯。對渤海油田97個原油高壓物性數據的統(tǒng)計顯示(圖1),隨著氣油比的增加,原油體積模量逐漸變小,則體積壓縮系數逐漸增大。原油體積模量與氣油比之間存在如下關系式:

    式中:Koil為原油體積模量,Pa;Rog為氣油比。

    表1 不同流體聲學參數

    圖1 原油體積模量與氣油比關系

    2 骨架模量和干巖石模量求取

    骨架體積模量的求取有多種方法(如V-R-H模量平均模型)[5-6],都有不同的適用范圍。本文以Gaussmann方程[7-8]為基礎,通過水層反算,建立地層的干巖石模量和骨架模量模型。

    Gaussmann方程(2)描述了巖石模量、骨架模量、流體模量、孔隙度之間的關系,干巖石模量與骨架模量之間的關系式可用(3)式描述,巖石體積模量與縱波速度、橫波速度之間的關系可用(4)式描述。

    式中:β為Biot系數[9],取值為0~1,通常認為它是孔隙度的函數,用Biot、PRIDE等公式求??;Ks01為巖石體積模量,Pa;Kdry為干巖石體積模量,Pa;Kma為骨架體積模量,Pa;φ為孔隙度,%;Kfl為巖石孔隙流體體積模量,Pa;2為巖石密度,g/cm3;Vp為縱波速度,m/s;Vs為橫波速度,m/s。

    對于水層來說,水的體積模量是知道的,約為2.2 GPa;φ為孔隙度,可以通過測井解釋獲得;巖石體積模量Ks01可通過(4) 式導出;因此,通過(5)式可以求得水層的骨架體積模量Kma。

    骨架體積模量Kma與礦物組分、各組分體積模量、礦物組分的分布形式等密切相關。本文所研究的地層為砂泥巖地層,骨架體積模量的大小主要由泥質含量大小決定;對水層段求取Kma后,利用水層段Kma與泥質含量進行回歸,得到目標層段Kma的回歸公式(圖2),再用(3)式求得Kdry。

    圖2 巖石骨架模量與泥質含量關系

    3 流體體積模量求取及方法驗證

    通過對陣列聲波測井數據處理獲得縱波、橫波時差,利用(4)式計算得到巖石體積模量。由(2)式可知,若令,則流體體積模量可寫成。因此,可用上述方法計算出流體體積模量,從而判別儲層流體性質。用BX2X81井來驗證此方法的可行性。該井鉆遇氣層、油層、水層(圖3),從中子、密度測井上能看到氣層具有明顯的“鏡像特征(中子小、密度低)”,油層和氣層電阻率高,通過常規(guī)測井能明顯區(qū)分儲層流體性質。以Gaussmann方程為基礎,用本文提出的方法計算出流體體積模量,可以看到氣的體積模量最小,油的體積模量小于1 GPa,水的體積模量大于2 GPa,因此,通過流體模量識別儲層流體性質的方法是可行的。

    4 實例應用

    4.1 低阻油層識別

    利用常規(guī)測井識別流體主要是依靠電阻率和孔隙度測井系列,而對于低阻油層,卻難以有效識別。當具有較高的氣油比和較高的孔隙度時,可以通過求取儲層流體體積模量來判別儲層流體性質。從KL5井常規(guī)測井資料來看(圖4),在2 126~2 137 m層段和2 150~2 154 m層段的電阻率均較低,且兩層段儲層物性差別不大,常規(guī)測井判別流體性質較困難。計算儲層流體體積模量后,可以看到水層流體模量為2~3 GPa,油層的流體模量小于1 GPa,與上部儲層對比分析,下部儲層具有含油氣特征,DST測試證實2 126~2 137 m層為水層,2 150~2154 m層為油層,油層氣油比為106,利用(1)式計算得到原油體積模量為0.56 GPa。

    4.2 凝析氣層識別

    Q油田是一個帶油環(huán)的凝析氣田,從圖5可以看到利用中子-密度識別油層和凝析氣層存在較大的不確定性。通過陣列聲波測井獲得的縱橫波時差資料,再利用上述方法計算出儲層的流體模量,幫助識別儲層的流體性質。圖5顯示,隨著深度的增加,流體模量逐漸增大。從流體模量曲線可以看到凝析氣層的模量很小,油層的模量為0~1 GPa,水層的模量為2 GPa左右。利用流體模量確定的氣油界面、油水界面得到了測壓資料的證實。

    5 結論

    (1)本文統(tǒng)計了渤海油田原油高壓物性數據,獲得了原油體積模量與氣油比的定量關系。隨著地層原油所含溶解氣的增加,原油的體積模量將逐漸變小,利用體積模量識別流體性質就成為可能。

    (2)以Gaussmann方程為基礎,利用水層反算獲得骨架模量求取模型,為巖石骨架模量的求取提供了一種新的思路。

    (3)實際應用效果表明,利用流體體積模量識別儲層流體性質是可行的,為低阻油層、凝析氣層等的識別提供了一種新的方法。

    圖3 流體體積模量識別儲層流體性質驗證

    圖4 流體體積模量在低阻油層識別中的應用效果

    圖5 利用流體模量識別凝析氣層中的應用效果

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