流體體積模量在渤海油田流體識(shí)別中的應(yīng)用

陳紅兵，崔云江，劉 歡，陸云龍，王 淼

（中海石油（中國(guó)）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(cè)井疑難層越來越多，復(fù)雜巖性和復(fù)雜流體關(guān)系給測(cè)井解釋帶來了很大困難，導(dǎo)致以常規(guī)電阻率、孔隙度為主的測(cè)井系列遇到挑戰(zhàn)[1]，難以準(zhǔn)確評(píng)價(jià)儲(chǔ)層流體，易造成儲(chǔ)層氣、油、水層在測(cè)井解釋上的誤判，為此，需要尋找其他方法識(shí)別儲(chǔ)層流體性質(zhì)。以往的研究表明，不同流體體積模量具有一定的差別，當(dāng)?shù)貙铀黧w性質(zhì)不同時(shí)，陣列聲波所測(cè)量的縱波、橫波時(shí)差及幅度會(huì)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(jì)算出流體模量來識(shí)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(shù)的倒數(shù)，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(shí)別出來，油和水的體積模量差別較小。但是研究表明，當(dāng)?shù)貙又械挠秃幸欢康娜芙鈿鈺r(shí)[4]，隨著含氣量的增加，油的體積模量會(huì)越來越小，油的體積壓縮系數(shù)會(huì)越來越大，油和水的體積模量差異也越明顯。對(duì)渤海油田97個(gè)原油高壓物性數(shù)據(jù)的統(tǒng)計(jì)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(shù)逐漸增大。原油體積模量與氣油比之間存在如下關(guān)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(xué)參數(shù)

圖1 原油體積模量與氣油比關(guān)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(chǔ)，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(guān)系，干巖石模量與骨架模量之間的關(guān)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(guān)系可用（4）式描述。

式中：β為Biot系數(shù)[9]，取值為0～1，通常認(rèn)為它是孔隙度的函數(shù)，用Biot、PRIDE等公式求?。籏s01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(duì)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(cè)井解釋獲得；巖石體積模量Ks01可通過（4） 式導(dǎo)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(guān)。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(zhì)含量大小決定；對(duì)水層段求取Kma后，利用水層段Kma與泥質(zhì)含量進(jìn)行回歸，得到目標(biāo)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(zhì)含量關(guān)系

3 流體體積模量求取及方法驗(yàn)證

通過對(duì)陣列聲波測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)處理獲得縱波、橫波時(shí)差，利用（4）式計(jì)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(jì)算出流體體積模量，從而判別儲(chǔ)層流體性質(zhì)。用BX2X81井來驗(yàn)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(cè)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(cè)井能明顯區(qū)分儲(chǔ)層流體性質(zhì)。以Gaussmann方程為基礎(chǔ)，用本文提出的方法計(jì)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(shí)別儲(chǔ)層流體性質(zhì)的方法是可行的。

4 實(shí)例應(yīng)用

4.1 低阻油層識(shí)別

利用常規(guī)測(cè)井識(shí)別流體主要是依靠電阻率和孔隙度測(cè)井系列，而對(duì)于低阻油層，卻難以有效識(shí)別。當(dāng)具有較高的氣油比和較高的孔隙度時(shí)，可以通過求取儲(chǔ)層流體體積模量來判別儲(chǔ)層流體性質(zhì)。從KL5井常規(guī)測(cè)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(chǔ)層物性差別不大，常規(guī)測(cè)井判別流體性質(zhì)較困難。計(jì)算儲(chǔ)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?jī)?chǔ)層對(duì)比分析，下部?jī)?chǔ)層具有含油氣特征，DST測(cè)試證實(shí)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(jì)算得到原油體積模量為0.56 GPa。

4.2 凝析氣層識(shí)別

Q油田是一個(gè)帶油環(huán)的凝析氣田，從圖5可以看到利用中子-密度識(shí)別油層和凝析氣層存在較大的不確定性。通過陣列聲波測(cè)井獲得的縱橫波時(shí)差資料，再利用上述方法計(jì)算出儲(chǔ)層的流體模量，幫助識(shí)別儲(chǔ)層的流體性質(zhì)。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(cè)壓資料的證實(shí)。

5 結(jié)論

（1）本文統(tǒng)計(jì)了渤海油田原油高壓物性數(shù)據(jù)，獲得了原油體積模量與氣油比的定量關(guān)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(shí)別流體性質(zhì)就成為可能。

（2）以Gaussmann方程為基礎(chǔ)，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(shí)際應(yīng)用效果表明，利用流體體積模量識(shí)別儲(chǔ)層流體性質(zhì)是可行的，為低阻油層、凝析氣層等的識(shí)別提供了一種新的方法。

圖3 流體體積模量識(shí)別儲(chǔ)層流體性質(zhì)驗(yàn)證

圖4 流體體積模量在低阻油層識(shí)別中的應(yīng)用效果

圖5 利用流體模量識(shí)別凝析氣層中的應(yīng)用效果