测井二次解释模型技术的研究与应用.doc

测井二次解释模型技术的研究与应用【摘 要】建立测井二次解释模型，即应用数理统计的方法，建立测井和岩心分析资料之间的关系，然后应用这些关系进行定量解释和计算机处理。本文着重讨论了应用岩心分析和测井资料建立二次解释模型中的主要技术问题，即单元和多元线性回归分析，测井资料标准化方法和深度归位的校正。【关键词】测井；模型； 二次解释近年来，中国各油区储量套改一般采用岩心分析与生产资料结合测井资料建立测井二次解释模型，以期在进行测井资料定性和定量解释的同时，更深层次地满足勘探和开发的要求。但各油区由于受取心，试油资料和测井资料的限制，所采用的研究方法和最终解释模型也各不相同。1.对储层测井资料进行标准化校正储层非均质特征是影响地下油，气，水运动及采收率的主要因素，因此储层测井二次解释结果能否准确反映储层特征意义重大，它决定开发方案的部署与老油田的挖潜对策，有效的方法是用取心井分析化验资料去检验解释结果，油田实验测定空气渗透率与测井解释渗透率对比，其平均绝对偏差4。8平均相对偏差1，5，其解释精度可以 满足开发阶段油藏描述需要。测井 环境如井径，井壁粗糟度和围岩等不可避免地对各种测井曲线产生影响，使测井曲线发生歪曲，至使直接用这些测井曲线难以取得较好 的测井解释与数据处理效果。目前，用计算机对测井曲线环境影响进行自动校正的方法，主要是根据理论研究或建立数学模型校正软件来实现的。一般来说，在中子，密度与声波孔隙度测井中，声波测井曲线受井眼影响较小，但当扩径严重或井壁极不规则时，声波时差明显增大。对此，可采用类似密度测井曲线的编辑方法来对声波测井曲线进行编辑。首先计算出解释层段的声波时差上限值；再采取逐点检验与近似校正的方法对声波测井曲线进行编辑。感应电导率薄层响应校正的方法是，首先假设井下将地层为层状分布，地层电阻率沿径向变化不大，其沿井深方向呈台阶状变化。测量的视地层电阻率，地层厚度，围岩电阻率及仪器响应的函数。根据感应线圈系在井下产生电场的分布规律，可以认为目的层与围岩在井下电场中属于并联关系，即测量的地层视电导率为目的层电导率与围岩电导率的加权和。在油田勘探开发过程中，所有井的测井曲线很难保证是用同一类型的仪器，相同的标准刻度器以及统一的操作方式进行测量和可度的，故各井测井数据间必然存在以刻度因素为主的误差。当利用关键井及标准层建立各类测井数据的油区分布模式后，便可以采用相关分析技术对各井的测井数据进行综合分析，校正刻度不统一带来的误差，使测井资料在全油区范围内具有统一的刻度。岩心分析数据的深度归位表明，钻井取心深度与测井深度是两个独立的系统，通常由于各种因素的影响使两者之间存在一定误差。所谓岩心深度归位就是把岩心深度校正到测井深度上来。深度误差常用曲线相关分析法进行计算，也可在计算机屏幕上直接对比移动曲线来进行深度校正。将岩心数据在计算机终端屏幕上按深度画成杆状线，并且有与声波测井曲线相同的纵横向比例，然后通过移动杆状图，使其与声波曲线变化趋势吻合时所对应的深度归位值。2.测井二次解释模型的建立要建立岩心分析地质参数与测井参数的统计关系，首先须进行单项分析找出最能反映孔隙度，渗透率，饱和度，泥质含量和粒度中值等地质参数的主要测井曲线，然后选择适当的测井资料来建立具体的解释模型。2.1含油饱和度解释模型利用油井的生产资料，通过测井解释的含水饱和度。生产井一般为下套管井，现有测井技术很难在套管井中测得反映中，高含水率产层含油饱和度的电阻率信息。为此，可用试采资料估算产层的含油饱和度。从理论上说，含油饱和度指的是原始地层的含油饱和度。实际上也可指当产层生产的液流含水率在某一特定经济极限时的含油饱和度。从理论上说，含油饱和度指的是原始地层的含油饱和度。实际上也可 指当产层生产的液流含水率在某一特定经济极限时的含油饱和度。利用馆陶组5口井31快岩样的渗透率资料和以产水率低于40%时对应的含油饱和度试油资料，建立求解含油饱和度的解释模型。经多元线性回归分析，建立的解释模型为（省略）。2.2孔隙度解释模型首先，建立孔隙度与声波时差相关联。即在岩心归位及声波曲线标准化的基础上，读取岩心分析孔隙度样品对应的声波时差值，对声波时差与孔隙度进行单相关分析，统计样品123个，有效样品110个，表明该目的层段声波时差与孔隙度相关性好。在高12快（相关系数为0.9118）和高17快（相关系数为0.8499）的表达式分别为（省略）。其次，建立地层压实校正系数与深度相关联。该区目的层埋藏深度浅，为10001350m，欠压实作用强，因此用声波时差计算机孔隙度应进行压实校正。可采用威利公式计算取心井不同程度的压实校正系数，其中骨架声波时差取值182us/m,流体声波时差取值620us/m,并按照深度与压实校正系数的对应数值进行拟合，求取无分析化验资料井层的压实校正系数，拟合结果表达式为（省略）。压实校正后的孔隙度，即反映储层储集性能的孔隙度，可由应用声波时差测得孔隙度除以压实校正系数得到。2.3渗透率解释模型在一定压差下，储层渗透率可表征为流体通过岩石的能力。其值主要受两方面因素影响；一是岩石颗粒间空隙的连通性，取决于胶结物的性质与含量；二是孔喉截面积，取决于岩石颗粒分选和平均粒径。综合两方面因素可知，储层渗透率与粒度中值，泥质含量及孔隙度等多个参数有关，因此采用单相关与多元回归相结合方法建立渗透率模型。第一步，研究实测渗透率与孔隙度的相关性。高12快（相关系数为0.8117），高17快（相关系数为0.9008）渗透率与孔隙度呈对数关系。第二步，研究渗透率与粒度中值相关性。通过取心井实测粒度中值，分选系数，泥质含量与渗透率单相关分析表明：渗透率与粒度中值相关性最好。第三步，研究渗透率与孔隙度及粒度中值相关性。采用多元回归方法，将孔隙度，粒度中值引入渗透率建模中。分析回归结果，高17快孔隙度为主因变量，引入粒度中值为附因变量，渗透率与孔隙度相关系数由0.9008下降到0.678，因此本次渗透率建模只优选孔隙度一个参数；高12快渗透率与孔隙度，粒度中值相关性好，多元回归分析引入这两个参数，相关系数由0.8524提高到0.918.实测孔隙度用压实校正后的孔隙度代替，粒度中值取对应层位实测值，则可求得对应层段的渗透率。随着净围压的增加，岩心的渗透率呈现下降的趋势，但不同压力下渗透率变化的幅度不一致，如18-2-5井岩心，当压力由3.5mpa上升到7.0mpa时渗透率的下降率为45.5%；而当压力由7.0mpa上升至10.0mpa时渗透率的下降率仅为6.7%，说明储层的临界应力为7.0mpa，净围压的伤害率为10%77%，应力敏感程度从弱到强均有。为此，在采油时必须适当地控制生产压差；当地层孔隙度压力比原始孔隙压力低7.0mpa时应及时采取注水等措施，保持地层能量，避免由于孔隙压力减少和有效围压的增大导致天然裂缝渗透率发生不可逆的降低影响开采效果。建立解释模型是测井二次