專利名稱：基于砂巖儲層水層電阻率的地層數(shù)據(jù)處理方法
技術(shù)領(lǐng)域：
本發(fā)明涉及地球物理勘探開發(fā)方法，具體為一種基于砂巖儲層水層電阻率的地層數(shù)據(jù)處理方法，屬于基于電阻率的地層屬性的識別方法，尤其適用于對地下水層的識別。更具體地，該發(fā)明涉及的測井海量信息綜合解釋評價范疇，涉及地層巖性參數(shù)的數(shù)據(jù)采集測試分析領(lǐng)域。

背景技術(shù)：
快速準(zhǔn)確地評價油水層一直是油田勘探開發(fā)科技人員要解決的技術(shù)難題。目前油水層評價主要有五類方法 一是取心法通過對鉆井取心(系統(tǒng)取心、見顯示取心和井壁取心)的直接觀察，分類描述不同巖性的含油狀況，進(jìn)而評價油水層； 二是測試法通過對目標(biāo)層的直接測試，獲取地層孔隙流體的各類信息及地層溫度和地層壓力資料，直接評價油水層的生產(chǎn)能力； 三是錄井法通過錄井信息解釋評價油水層； 四是圖版法根據(jù)普遍而全面的測井資料，通過有限的取心和測試成果建立油水層解釋圖版，實現(xiàn)對油水層的評價研究； 五是綜合法依據(jù)測井、取心、錄井和測試等信息綜合評價油水層。
眾所周知，利用取心或測試技術(shù)是評價油水層最直接，也是最有效的評價技術(shù)，但不能口口井都進(jìn)行取心或每個滲透性砂層都進(jìn)行測試，這既不經(jīng)濟(jì)也不現(xiàn)實。后三種方法特別是圖版法評價油水層經(jīng)濟(jì)高效，應(yīng)用更為普遍。需要指出的是，測井資料是應(yīng)用任何方法評價油水層時都不能拋開的最普遍、最有價值的地層信息。
圖版法通常是采用測井技術(shù)結(jié)合取心和測試成果，依據(jù)Archie方程制定油水層識別標(biāo)準(zhǔn)，但由于鉆井周期長，泥漿對地層(包括油層和水層)污染嚴(yán)重，破壞了地層原有的電性特征，同時由于井與井之間的泥漿性能不統(tǒng)一，從而無法制定統(tǒng)一的油水層識別標(biāo)準(zhǔn)，造成油水層識別率低，給油田開發(fā)帶來很大的損失，為解決由于泥漿污染對油水層評價造成的不利影響，開展了深淺側(cè)向電阻率測井受泥漿污染后的電阻率評價技術(shù)研究。
泥漿侵入原狀地層后由于含油飽和度發(fā)生變化，使地層中的導(dǎo)電流體性質(zhì)發(fā)生改變。如何客觀準(zhǔn)確地描述地層流體性質(zhì)的變化是解決泥漿侵入原狀地層后客觀求取地層電阻率和識別流體特征的關(guān)鍵。
一大批專家學(xué)者在此方面做了大量的研究工作，但多少都存在一些不足，如專利號為CN1243958A的“儲層流體性質(zhì)測量方法及設(shè)備”，該專利是通過記錄設(shè)備發(fā)出的兩種以上頻率的復(fù)合電流在儲層中產(chǎn)生對應(yīng)頻率的可測量信號，通過對記錄信號的對比，認(rèn)為幅度差值比例小的井段儲層流體是水，幅度差值比例大的井段儲層流體是油或氣。該專利對于受污染油層或水層判別會出現(xiàn)較大偏差，當(dāng)砂巖儲層中的原狀流體被泥漿部分或全部驅(qū)替時，原狀地層(油層或水層)的流體性質(zhì)均發(fā)生變化，應(yīng)用該專利技術(shù)存在對油層或水層的誤判現(xiàn)象。
再如，專利號為CN 101363315A的“定量化薄層地層的電阻率和含烴飽和度的方法”，該專利是根據(jù)各層的束縛水飽和度和總孔隙度及估算的各層的束縛水總體積，計算地層水平電阻率和垂直電阻率，將估算值與測定的水平電阻率和垂直電阻率進(jìn)行比較，調(diào)整所估算的各層的束縛水飽和度并反復(fù)估算該值，直到估算值與所測定的垂直電阻率之間的差值降到所選的閥門值，由經(jīng)過調(diào)整的各層的束縛水飽和度估算烴體積。該專利采用反復(fù)調(diào)整后的束縛水飽和度實現(xiàn)估算電阻率與實測電阻率的一致性，并用調(diào)整后的束縛水飽和度估算烴體積，該專利把由于泥漿侵入造成的地層電阻率升高或降低都?xì)w結(jié)到束縛水飽和度上，從而直接造成采用調(diào)整后的束縛水飽和度估算的烴體積可信度降低。


發(fā)明內(nèi)容
為了解決上面背景技術(shù)中存在的問題，本發(fā)明提出一種基于砂巖儲層水層電阻率的地層數(shù)據(jù)處理方法，屬于基于電阻率的地層屬性的識別方法，尤其適用于對地下水層的識別。
依據(jù)本發(fā)明所述的技術(shù)方案，提供一種基于砂巖儲層水層電阻率的地層數(shù)據(jù)處理方法，其包括以下步驟 1)利用地質(zhì)勘探設(shè)備，可以采集儲層巖性數(shù)據(jù)； 2)基于采集到的儲層巖性數(shù)據(jù)，通過巖性數(shù)據(jù)分析設(shè)備獲得地層中的砂巖總孔隙度、束縛水飽和度、地層水密度和地層原油密度； 3)基于采集到的儲層巖性數(shù)據(jù)，通過巖性數(shù)據(jù)分析設(shè)備獲得包括可動地層水電阻率Rwf和地層束縛水電阻率Rwi的地層水電阻率、泥漿及泥漿濾液電阻率和砂巖水層真電阻率Ro； 4)根據(jù)在步驟2)中獲得的砂巖總孔隙度、束縛水飽和度、地層水密度和地層原油密度，以及根據(jù)在步驟3)中獲得的地層水電阻率、泥漿及泥漿濾液電阻率和砂巖儲層真電阻率，來獲得地層流體替換率和泥漿濾液分配系數(shù)；其中地層流體替換率是指在井眼周圍的指定范圍內(nèi)(指側(cè)向電阻率測井探測深度)，侵入滲透性砂巖儲層中的侵入液體積與原狀砂巖儲層中可動流體體積之比，侵入液體積是指泥漿和泥漿濾液體積之和；泥漿濾液分配系數(shù)是指侵入滲透性砂巖儲層中的泥漿濾液與侵入液體積之比； 地層流體替換率表達(dá)式 VF＝Vmud+Vmf(2) 式中VF-侵入指定地層(側(cè)向電阻率測井探測深度)中的泥漿和泥漿濾液總體積，m3(立方米)；Vmud-侵入指定地層(側(cè)向電阻率測井探測深度)中的泥漿體積，m3(立方米)；Vmf-侵入指定地層(側(cè)向電阻率測井探測深度)中的泥漿濾液體積，m3(立方米)；V-指定原狀地層(側(cè)向電阻率測井探測深)中可動流體體積，m3(立方米)；uf-地層流體替換率，0≤uf≤1，無因次； 泥漿濾液分配系數(shù)表達(dá)式 式中泥漿濾液分配系數(shù)取值范圍為0≤vf＜1。
根據(jù)上面得到的參數(shù)，依據(jù)砂巖儲層中的視電阻率解釋式得到RLLso、RLLdo 式中RLLso-100％含水砂巖淺側(cè)向視電阻率，Ω·m；RLLdo-100％含水砂巖深側(cè)向視電阻率，Ω·m；Rwi-地層束縛水電阻率，Ω·m；Rwf-可動地層水電阻率，Ω·m；Rmf-地層溫度下泥漿濾液電阻率，Ω·m；Rmfs-在淺側(cè)向電阻率測井探測范圍內(nèi)(探測深度0.35m)的侵入液綜合電阻率，Ω·m；Swi-砂巖束縛水飽和度，0＜Swi≤1；ufs-在淺側(cè)向電阻率測井探測范圍內(nèi)(探測深度0.35m)的地層流體替換率，0≤ufs≤1；ufd-在深側(cè)向電阻率測井探測范圍內(nèi)(探測深度1.15m)的地層流體替換率，0≤ufd≤1；vf-泥漿濾液分配系數(shù)，0≤vf＜1；φt-砂巖總孔隙度，0＜φt≤47.64％。
5)根據(jù)RLLso、RLLdo、Ro、Rts和Rtd之間的數(shù)值關(guān)系，可以判定出砂巖儲層是否是水層。
進(jìn)一步地，當(dāng)RLLso、RLLdo、Ro、Rts和Rtd之間存在Ro＜RLLdo＜RLLso(附

圖1為淡水泥漿侵入水層梯形趨勢的第一示意圖A)的數(shù)值關(guān)系，且存在

或

的數(shù)值關(guān)系，需判定的砂巖儲層是水層。
進(jìn)一步地，當(dāng)RLLso、RLLdo、Ro、Rts和Rtd之間存在Ro＜RLLso＜RLLdo(附圖2為淡水泥漿侵入水層梯形趨勢的第二示意圖B)的數(shù)值關(guān)系，且存在

或

的數(shù)值關(guān)系，需判定的砂巖儲層是水層。
進(jìn)一步地，當(dāng)RLLso、RLLdo、Ro、Rts和Rtd之間存在RLLso＜Ro＜RLLdo(附圖3為淡水泥漿侵入水層梯形趨勢的第三示意圖C)的數(shù)值關(guān)系，且存在

或

的數(shù)值關(guān)系，需判定的砂巖儲層是水層。
進(jìn)一步地，當(dāng)RLLso、RLLdo、Ro、Rts和Rtd之間存在RLLso＜RLLdo＜Ro(附圖4為鹽水泥漿侵入水層梯形趨勢的第四示意圖D)的數(shù)值關(guān)系，且存在

或

的數(shù)值關(guān)系，需判定的砂巖儲層是水層。
其中Rts為淺側(cè)向電阻率測井實測電阻率；Rtd為深側(cè)向電阻率測井實測電阻率。
優(yōu)選地，根據(jù)巖心分析孔隙度和實測聲波時差得到砂巖總孔隙度。
優(yōu)選地，采用不受井眼環(huán)境影響的壓汞資料確定束縛水飽和度。
優(yōu)選地，地層水密度是地層水礦化度、地層溫度和地層壓力的函數(shù)。
優(yōu)選地，可動地層水電阻率Rwf可通過地層水礦化度(S·C)轉(zhuǎn)換為等效NaCl礦化度后，通過總礦化度與對應(yīng)離子含量的等效系數(shù)關(guān)系圖版查取(附圖5為總礦化度與對應(yīng)離子含量的等效系數(shù)關(guān)系圖、附圖6為地層水等效NaCl溶液電阻率與溫度交會關(guān)系的示意圖)。
更優(yōu)選地，純水層束縛水飽和度和可動水飽和度之間的關(guān)系 1-Swi＝Swc 式中Swc-100％含水砂巖中可動水飽和度，0≤Swc＜1；Swi-砂巖束縛水飽和度，0＜Swi≤1。
使用本發(fā)明所述的基于砂巖儲層水層電阻率的地層數(shù)據(jù)處理方法來識別地下水層，將水層避開后射孔，可有效地提高了油(氣)藏的單井開采效率，降低了開發(fā)成本。有利于油田經(jīng)濟(jì)高效地開發(fā)油層或氣層。本發(fā)明評估了泥漿對井眼砂巖儲層的污染程度，避免了油層或氣層在投入開發(fā)射孔時誤射水層，減少了對異常的誤判。
附圖簡要說明 圖1為淡水泥漿侵入水層梯形趨勢的第一示意圖A； 圖2為淡水泥漿侵入水層梯形趨勢的第二示意圖B； 圖3為淡水泥漿侵入水層梯形趨勢的第三示意圖C； 圖4為鹽水泥漿侵入水層梯形趨勢的第四示意圖D； 圖5為總礦化度與對應(yīng)離子含量的等效系數(shù)關(guān)系圖； 圖6為地層水等效NaCl溶液電阻率與溫度交會關(guān)系的示意圖； 圖7為含油飽和度與油藏高度關(guān)系的示意圖； 圖8為原始溶解氣油比與地層原油密度關(guān)系的示意圖； 圖9為應(yīng)用本發(fā)明技術(shù)方案的葵東102井解釋成果示意圖；
具體實施例方式 依據(jù)本發(fā)明所述的基于砂巖儲層水層電阻率的地層數(shù)據(jù)處理方法來識別地下純水層，具有識別準(zhǔn)確、誤判率低的優(yōu)點。該地層數(shù)據(jù)采集處理方法主要基于以下事實而進(jìn)行研究來獲得的。
在側(cè)向電阻率測井探測范圍內(nèi)，泥漿和泥漿濾液侵入原狀砂巖儲層，將孔隙中的地層水部分或全部驅(qū)替，孔隙中地層水性質(zhì)也因泥漿和泥漿濾液的侵入而發(fā)生變化。為了準(zhǔn)確描述泥漿侵入砂巖儲層后，砂巖儲層中原狀流體的變化，本發(fā)明提出了“地層流體替換率”和“泥漿濾液分配系數(shù)”的思想。“地層流體替換率”是指在井眼周圍的指定范圍內(nèi)(指側(cè)向電阻率測井探測深度)，侵入滲透性砂巖儲層中的侵入液體積與原狀砂巖儲層中可動流體體積之比，侵入液體積是指泥漿和泥漿濾液體積之和；“泥漿濾液分配系數(shù)”是指侵入滲透性砂巖儲層中的泥漿濾液與侵入液體積之比。
本發(fā)明采用如下技術(shù)方案來識別地下純水層，即一種基于砂巖儲層水層電阻率的地層數(shù)據(jù)處理方法，其包括以下步驟 1)利用地質(zhì)勘探設(shè)備，可以采集儲層巖性數(shù)據(jù)； 2)基于采集到的儲層巖性數(shù)據(jù)，通過巖性數(shù)據(jù)分析設(shè)備獲得地層中的砂巖總孔隙度、束縛水飽和度、地層水密度和地層原油密度； 3)基于采集到的儲層巖性數(shù)據(jù)，通過巖性數(shù)據(jù)分析設(shè)備獲得包括可動地層水電阻率Rwf和地層束縛水電阻率Rwi的地層水電阻率、泥漿及泥漿濾液電阻率和砂巖水層真電阻率Ro； 4)根據(jù)在步驟2)中獲得的砂巖總孔隙度、束縛水飽和度、地層水密度和地層原油密度，以及根據(jù)在步驟3)中獲得的地層水電阻率、泥漿及泥漿濾液電阻率和砂巖儲層真電阻率，來獲得地層流體替換率和泥漿濾液分配系數(shù)；其中地層流體替換率是指在井眼周圍的指定范圍內(nèi)(指側(cè)向電阻率測井探測深度)，侵入滲透性砂巖儲層中的侵入液體積與原狀砂巖儲層中可動流體體積之比，侵入液體積是指泥漿和泥漿濾液體積之和；泥漿濾液分配系數(shù)是指侵入滲透性砂巖儲層中的泥漿濾液與侵入液體積之比； 地層流體替換率表達(dá)式 VF＝Vmud+Vmf(2) 式中VF-侵入指定地層(側(cè)向電阻率測井探測深度)中的泥漿和泥漿濾液總體積，m3(立方米)；Vmud-侵入指定地層(側(cè)向電阻率測井探測深度)中的泥漿體積，m3(立方米)；Vmf-侵入指定地層(側(cè)向電阻率測井探測深度)中的泥漿濾液體積，m3(立方米)；V-指定原狀地層(側(cè)向電阻率測井探測深)中可動流體體積，m3(立方米)；uf-地層流體替換率，0≤uf≤1，無因次； 泥漿濾液分配系數(shù)表達(dá)式 式中泥漿濾液分配系數(shù)的極限取值范圍為0≤vf＜1。
根據(jù)上面得到的參數(shù)，依據(jù)砂巖儲層中的視電阻率解釋式得到RLLso、RLLdo 式中RLLso-100％含水砂巖淺側(cè)向視電阻率，Ω·m；RLLdo-100％含水砂巖深側(cè)向視電阻率，Ω·m；Rwi-地層束縛水電阻率，Ω·m；Rwf-可動地層水電阻率，Ω·m；Rmf-地層溫度下泥漿濾液電阻率，Ω·m；Rmfs-在淺側(cè)向電阻率測井探測范圍內(nèi)(探測深度0.35m)的侵入液綜合電阻率，Ω·m；Swi-砂巖束縛水飽和度，0＜Swi≤1；ufs-在淺側(cè)向電阻率測井探測范圍內(nèi)(探測深度0.35m)的地層流體替換率，0≤ufs≤1；ufd-在深側(cè)向電阻率測井探測范圍內(nèi)(探測深度1.15m)的地層流體替換率，0≤ufd≤1；vf-泥漿濾液分配系數(shù)，0≤vf＜1；φt-砂巖總孔隙度，0＜φt≤47.64％。
5)根據(jù)RLLso、RLLdo、Ro、Rts和Rtd之間的數(shù)值關(guān)系，可判定砂巖儲層是否是純水層。
進(jìn)一步地，當(dāng)RLLso、RLLdo、Ro、Rts和Rtd之間存在Ro＜RLLdo＜RLLso或Ro＜RLLso＜RLLdo或RLLso＜Ro＜RLLdo的數(shù)值關(guān)系(附圖1為淡水泥漿侵入水層梯形趨勢的第一示意圖A、附圖2為淡水泥漿侵入水層梯形趨勢的第二示意圖B、附圖3為淡水泥漿侵入水層梯形趨勢的第三示意圖C、附圖4為鹽水泥漿侵入水層梯形趨勢的第四示意圖D)，在滿足上述四種情形之一的同時，還存在

或

的數(shù)值關(guān)系，需判定的砂巖儲層是純水層。
其中Rts為淺側(cè)向電阻率測井實測電阻率；Rtd為深側(cè)向電阻率測井實測電阻率。
其中，根據(jù)巖心分析孔隙度和實測聲波時差得到砂巖總孔隙度，采用不受井眼環(huán)境影響的壓汞資料確定束縛水飽和度，地層水密度是地層水礦化度、地層溫度和地層壓力的函數(shù)；可動地層水電阻率Rwf可通過地層水礦化度(S·C)轉(zhuǎn)換為等效NaCl礦化度后，通過總礦化度與對應(yīng)離子含量的等效系數(shù)關(guān)系圖版查取(附圖5為總礦化度與對應(yīng)離子含量的等效系數(shù)關(guān)系圖；附圖6為地層水等效NaCl溶液電阻率與溫度交會關(guān)系的示意圖)；純水層束縛水飽和度和可動水飽和度之間的關(guān)系1-Swi＝Swc，式中Swc-100％含水砂巖儲層中可動水飽和度，0≤Swc＜1；Swi-砂巖束縛水飽和度，0＜Swi≤1。
為了更進(jìn)一步詳細(xì)說明本發(fā)明的技術(shù)方案，下面描述如何得到本發(fā)明中采用的各種巖性參數(shù)。但是本領(lǐng)域技術(shù)人員應(yīng)當(dāng)清楚，下面對各種巖性參數(shù)的解釋和說明僅僅是示例性的；本領(lǐng)域技術(shù)人員也可以通過其他途徑來獲得砂巖總孔隙度、束縛水飽和度、地層水密度和地層原油密度，以及地層水電阻率、泥漿及泥漿濾液電阻率和砂巖儲層真電阻率等。
1儲層地質(zhì)參數(shù) 1.1砂巖總孔隙度 1986年J.P.Martin等人在Raymer-Hunt 工作的基礎(chǔ)上，提出了聲波地層因素公式 式中φt-砂巖總孔隙度，f；Δt-砂巖聲波時差，μs/m；Δtma-砂巖骨架時差，μs/m；x-巖性系數(shù)。
由于(7)式與地層電阻率因素

很相似，故把

稱為“聲波地層因素”。
(7)式可轉(zhuǎn)換為 根據(jù)巖心分析總孔隙度(φc)和實測聲波時差(Δt)，由上式變形后的公式形式回歸求得骨架時差(Δtma)和巖性系數(shù)(x)，最終得到孔隙度解釋方程。
logΔt＝logΔtma-xlog(1-φc) (9) 式中φc-實驗室分析的砂巖總孔隙度，f。
1.2束縛水飽和度 利用J(Sw)函數(shù)對毛管壓力曲線進(jìn)行分類和平均。
式中σ，θ和Pc-分別為實驗室內(nèi)的界面張力、接觸角和毛管壓力；K-砂巖滲透率，mD；φ-砂巖有效孔隙度(實驗室分析)，f。
若毛管壓力試驗為水銀-空氣系統(tǒng)，公式可轉(zhuǎn)化為 J(Sw)函數(shù)確定含油飽和度的具體步驟 第一步，計算每塊樣品的C值。
對某一樣品的毛管壓力曲線而言，σ，cosθ，K和φ均為常數(shù)。為計算方便，令(11)式中的常數(shù)項為C，即 第二步，計算巖樣每個測壓點的J(Sw)函數(shù)值。
J(Sw)＝CPc(13) 第三步，統(tǒng)計不同飽和度區(qū)間的平均汞飽和度、平均J(Sw)函數(shù)和平均壓力數(shù)據(jù)。
第四步，以縱坐標(biāo)表示J(Sw)函數(shù)，橫坐標(biāo)表示汞飽和度(SHg)，點上J(Sw)點子。
如果點子集中，說明這些樣品同屬于一種孔隙結(jié)構(gòu)類型，可以綜合為一條代表該類儲層的J(Sw)函數(shù)曲線。
第五步，求取該類儲層的平均毛管壓力曲線。
已知該類儲層的平均滲透率和平均孔隙度，利用(12)式算出平均C，而后將J(Sw)函數(shù)曲線上任一含汞飽和度對應(yīng)的J(Sw)值乘以平均C值的倒數(shù)，即可得到該點對應(yīng)的平均毛管壓力值(Pc)，進(jìn)而得出該類儲層的平均毛管壓力曲線。
第六步，將實驗室條件下的平均毛管壓力曲線換算為油藏條件下的毛管壓力曲線。
在實驗室內(nèi)測量的毛管壓力曲線，雖然使用的樣品是油藏儲層實際巖心，但非潤濕相和潤濕相流體不能直接采用油藏條件下的流體，而不同組合的流體界面張力和潤濕接觸角不同，測得的毛管壓力也各不相同。因此無論采用油-水或水銀-空氣那個系統(tǒng)測得的毛管壓力曲線，在計算原始含水飽和度時，必須校正為油藏條件下的平均毛管壓力曲線。
實驗室毛管壓力表達(dá)式和油藏毛管壓力表達(dá)式分別為 式中σ，θ和Pc-分別為實驗室內(nèi)的界面張力、接觸角和毛管壓力； σR，θR和RcR-分別為油藏條件下的界面張力、接觸角和毛管壓力。由(15)、(16)式聯(lián)立得 實驗室流體的界面張力和潤濕接觸角是已知的，而由于油藏流體處在地層較高溫度和地層壓力下，且油和水中有溶解氣，因此油藏流體的界面張力很難求取。測量油藏條件下潤濕接觸角十分困難，在實際使用中，將公式(17)簡化為 表1界面張力、接觸角實驗室分析成果
將實驗室分析的參數(shù)(表1為界面張力、接觸角實驗室分析成果)代入(17)式得 第七步，將油藏條件下的毛管壓力換算為油柱高度。
油藏的毛管壓力由油水的重力差來平衡，而毛管壓力可表示為 PcR＝H(ρwf-ρof)g(20) 式中H-油藏的自由水面以上高度，m；g-重力加速度，9.80m/s2。將(20)式轉(zhuǎn)化為SI制實用單位，求解含油高度為 式中PcR-油藏毛管壓力，MPa；ρwf、ρof-分別為油藏條件下地層水密度和原油密度，g/cm3。
第八步，求取含油飽和度。
將(19)式代入(21)式得 由(22)式和油藏平均毛管壓力曲線即可得到含油飽和度與油藏高度關(guān)系，附圖7為含油飽和度與油藏高度關(guān)系的示意圖，進(jìn)而求得不同油藏高度下的含油飽和度和束縛水飽和度。1.3地層水密度 地層水密度是地層水礦化度、地層溫度和地層壓力的函數(shù)，目前確定地層水密度采用以下方法計算。
ρw2＝1-1.87×10-5t-1.063×10-6t2 (25) ρw3＝1-1.40×10-5t-2.40×10-6Pi (26) 式中的地層水礦化度(S·C)為實測值，地層溫度(t)是根據(jù)研究地區(qū)的實測地層溫度與垂直深度(D/m)建立的統(tǒng)計方程計算 式中地層壓力(Pi/MPa)是根據(jù)實測地層壓力與垂直深度(D/m)建立的統(tǒng)計方程計算 Pi＝0.10+0.01D (28) 1.4地層原油密度 在地層條件下，由于原油中不同程度地溶有天然氣，使地層原油密度的變化與溶解氣含量密切相關(guān)。根據(jù)實驗室提供的實際樣品分析數(shù)據(jù)，建立了原始溶解氣油比與地層原油密度相關(guān)統(tǒng)計方程(299組分析數(shù)據(jù))，附圖8為原始溶解氣油比與地層原油密度關(guān)系的示意圖，相關(guān)系數(shù)為0.9090。
ρof＝1.30736-0.29186logRsi(29) Rsi＝321(Boi-1)1.02(31) 式中ρo-地面原油密度(實際分析值)，g/cm3；Boi-原油體積系數(shù)，無因次；Rsi-原始溶解氣油比(由PVT分析或由公式求取)，m3/m3；D-垂直深度，m。
1.5地層水電阻率 綜合地層水電阻率(Rw*)和可動地層水電阻率(Rwf)可由實驗室分析獲取 式中Ro-100％含水砂巖真電阻率，Ω·m；φt-砂巖總孔隙度，f?？蓜拥貙铀娮杪?Rwf) 地層束縛水電阻率(Rwi)求取方法 另外，可動地層水電阻率(Rwf)還可通過地層水礦化度(S·C)轉(zhuǎn)換為等效NaCl礦化度后，通過總礦化度與對應(yīng)離子含量的等效系數(shù)關(guān)系圖獲得，附圖5為總礦化度與對應(yīng)離子含量的等效系數(shù)關(guān)系圖、附圖6為地層水等效NaCl溶液電阻率與溫度交會關(guān)系的示意圖。
1.6泥漿及泥漿濾液電阻率 泥漿和泥漿濾液電阻率是根據(jù)實測泥漿電阻率(R′m)、泥漿密度(ρm)、泥漿溫度(t′)等參數(shù)，采用D.W.Hilchie在1984年提出的公式和Schlumberger公司提供的公式計算求取 式中Rm-地層溫度下泥漿電阻率，Ω·m；t′-井口實測溫度，℃；t-地層溫度，℃；R′m-井口實測泥漿電阻率，Ω·m；ρm-井口泥漿密度，g/cm3；Rmf-地層溫度下泥漿濾液電阻率，Ω·m；z-轉(zhuǎn)換系數(shù)。
1.7砂巖儲層真電阻率 (1)純水層真電阻率 純水層束縛水飽和度和可動水飽和度之間的關(guān)系 1-Swi＝Swc(38) 式中Swc-100％含水砂巖儲層中可動水飽和度，f；Swi-砂巖束縛水飽和度，f。
純水層電阻率計算方程 式中N-單位立方體砂巖的切片數(shù)，個。
(39)式化簡后得 式中Ro-100％含水砂巖儲層真電阻率，Ω·m。
(2)含可動水油層真電阻率 含可動水油層的束縛水飽和度、可動水飽和度及含油飽和度之間的關(guān)系 1-Swi-Sof＝Swf(41) 根據(jù)(41)式，得含可動水油層真電阻率方程 式中R′t-含可動水油層真電阻率，Ω·m。
(3)純油層真電阻率 1-Swi＝Soi(43) 根據(jù)(43)式，得純油層真電阻率方程 式中Rt-砂巖油層真電阻率，Ω·m。
1.8地層流體替換率和泥漿濾液分配系數(shù) (1)地層流體替換率 VF＝Vmud+Vmf 式中VF-侵入指定地層(指側(cè)向電阻率測井探測深度)的泥漿和泥漿濾液總體積，m3(立方米)；Vmud-侵入指定地層(指側(cè)向電阻率測井探測深度)中的泥漿體積，m3；Vmf-侵入指定地層(指側(cè)向電阻率測井探測深度)中的泥漿濾液體積，m3；V-指定原狀地層(指側(cè)向電阻率測井探測深度)中可動流體體積，m3；uf-地層流體替換率，0≤uf≤1，無因次。
地層中泥漿和泥漿濾液的侵入量(VF)為鉆井過程中濾失泥漿體積(VL)與鉆井巖屑中可動流體體積(Vsc)之差 VF＝VL-Vsc (45) 鉆井巖屑中可動流體體積(Vsc) 式中Vsc-鉆井巖屑中可動流體體積，m3；d-鉆頭直徑，一般采用直徑9.5in的鉆頭，即9.5×0.0254＝0.2413m；h-滲透性地層厚度，m；φt-滲透性地層厚度權(quán)衡孔隙度，f；Swi-滲透性地層孔隙厚度權(quán)衡束縛水飽和度，f。
鉆井過程中濾失泥漿體積(VL) 由于泥漿與巖屑、地層孔隙流體交換的體積量(VL)相等，則混合(composition)了地層水的泥漿密度可表示為 式中ρmc-混合了地層流體的泥漿密度(實際分析)，g/cm3；ρm-鉆井泥漿密度(現(xiàn)場分析)，g/cm3；ρf-在地面，原狀地層中被驅(qū)替的孔隙流體密度(實際分析)，g/cm3；Vm-理論計算的泥漿體積，m3；VL-鉆井過程中濾失的泥漿體積，m3；α-鉆井過程中泥漿實際使用量與理論計算泥漿體積的比值(在實際鉆井過程中所使用的泥漿體積量為理論計算值的2.0～3.0倍)，無因次。
由(47)式轉(zhuǎn)換得 上式中的三種密度(鉆井泥漿密度、原狀地層被驅(qū)替的孔隙流體密度、混合了地層流體的泥漿密度)均可由現(xiàn)場取樣分析及時獲取，而鉆井過程所需要的泥漿體積量可通過理論計算。
式中π-圓周率，取值3.1415；L-鉆井軌跡長度(對直井而言為鉆井深度D)，m。
深淺側(cè)向電阻率測井探測范圍內(nèi)的泥漿侵入量淺側(cè)向電阻率測井探測深度為0.35m，深側(cè)向電阻率測井探測深度為1.15m。
淺側(cè)向電阻率測井探測范圍內(nèi)的可動流體體積 式中rs-淺側(cè)向電阻率測井探測半徑(等于探測深度加鉆頭半徑)，m；Vs-淺側(cè)向電阻率測井探測范圍內(nèi)的可動流體體積，m3。
深側(cè)向電阻率測井探測范圍內(nèi)的可動流體體積(含淺側(cè)向電阻率測井探測范圍內(nèi)的可動流體體積) 式中rd-深側(cè)向電阻率測井探測半徑(等于探測深度加鉆頭半徑)，m；Vd-深側(cè)向電阻率測井探測范圍內(nèi)的可動流體體積，m3。
在井筒中濾失泥漿總量的百分比ω分布在淺側(cè)向電阻率探測范圍內(nèi)，余下的1-ω分布在深側(cè)向電阻率探測范圍內(nèi)，即 式中ufs-在淺側(cè)向電阻率測井探測范圍內(nèi)(探測深度0.35m)的地層流體替換率，0≤ufs≤1；ufd-在深側(cè)向電阻率測井探測范圍內(nèi)(探測深度1.15m)的地層流體替換率，0≤ufd≤1；ω-侵入深淺側(cè)向探測范圍內(nèi)的侵入液比例(分析獲取)，0＜ω≤1。
(2)泥漿濾液分配系數(shù)表達(dá)式 式中vf-泥漿濾液分配系數(shù)，0≤vf＜1。
泥漿濾液分配系數(shù)是由實驗室根據(jù)巖心分析獲取，主要分布區(qū)間為0.30～0.95。
1.9純水層視電阻率方程 泥漿和泥漿濾液侵入砂巖儲層后，將孔隙中的可動水部分或全部驅(qū)替，此時地層中的可動水飽和度為Swc＝1-Swi，則由(39)式可導(dǎo)出深淺側(cè)向電阻率測井在砂巖儲層中的視電阻率解釋方程 式中侵入泥漿與泥漿濾液混合后的侵入液電阻率(Rmfs)是根據(jù)實驗室分析的泥漿濾液分配系數(shù)(vf)計算求取。
2水層評價 通過對上述系列電阻率解釋方程的求解分析，采用淡水泥漿鉆井時，侵入液電阻率大于地層水電阻率，泥漿和泥漿濾液侵入水層后，會使砂巖水層的電阻率增大，深淺側(cè)向電阻率測井表現(xiàn)出水層為“增阻”(遞增或倒增)或“半增阻”泥漿侵入特征，即Ro＜RLLdo＜RLLso，附圖1為淡水泥漿侵入水層梯形趨勢的第一示意圖A，或Ro＜RLLso＜RLLdo，附圖2為淡水泥漿侵入水層梯形趨勢的第二示意圖B，或RLLso＜Ro＜RLLdo，附圖3為淡水泥漿侵入水層梯形趨勢的第三示意圖C。
采用鹽水泥漿鉆井時，侵入液電阻率小于地層水電阻率，泥漿侵入水層后，會使砂巖水層的電阻率減小，深淺側(cè)向電阻率測井表現(xiàn)出水層為“減阻”泥漿侵入特征，即Ro＞RLLdo＞RLLso，附圖4為鹽水泥漿侵入水層梯形趨勢的第四示意圖D，在滿足上述四種情形之一時還要滿足

或

的數(shù)值關(guān)系，這是識別水層的典型特征，附表2為水層識別模式。
表2水層識別模式
本發(fā)明技術(shù)方案中所述方法，經(jīng)過實際驗證，取得了顯著成效，具體為上述系列砂巖儲層電阻率計算及孔隙流體識別技術(shù)在遼河油田五個區(qū)塊應(yīng)用后，效果顯著，使水層測井解釋精度由原來的75％～80％提高到90％～95％，解釋符合率提高了十五個百分點。下面列舉一個實例加以說明。
實例 葵東102井完鉆井深2306m，井口溫度18℃，井口泥漿密度1.190g/cm3，混合泥漿密度1.181g/cm3，屬鹽水泥漿。50號層垂深對應(yīng)地層溫度60.93℃，泥漿使用量263m3，地層溫度下泥漿電阻率0.087Ω·m，地層溫度下泥漿濾液電阻率0.190Ω·m，鉆頭直徑9.5in(0.2413m)，總孔隙度28.7％，束縛水飽和度45.0％，綜合地層水電阻率2.239Ω·m，束縛水電阻率3.471Ω·m，可動地層水電阻率1.736Ω·m，100％純水層電阻率7.80Ω·m，泥漿濾液分配系數(shù)0.90，淺側(cè)向地層流體替換率6.9％，深側(cè)向地層流體替換率1.5％，侵入液40％分布在淺側(cè)向探測范圍，由此計算該層含油時(未受泥漿污染)真電阻率為26.87Ω·m，地層受泥漿污染后計算的深淺側(cè)向視電阻率RLLso為5.38Ω·m，RLLdo為7.16Ω·m，此時存在5.38(RLLso)＜7.16(RLLdo)＜7.80(Ro)的數(shù)值關(guān)系，同時存在

或

的數(shù)值關(guān)系，屬鹽水泥漿侵入水層的“減阻”泥漿侵入特征，50號層原解釋為油層，采用本發(fā)明技術(shù)方案解釋是水層，經(jīng)單層試油證實50號層是水層日產(chǎn)水97.80方，附圖9為葵東102井解釋成果示意圖。
如上述，已經(jīng)清楚詳細(xì)地描述了本發(fā)明提出的基于砂巖儲層水層電阻率的地層數(shù)據(jù)處理方法來識別地下純水層。盡管本發(fā)明的優(yōu)選實施例詳細(xì)描述并解釋了本發(fā)明，但是本領(lǐng)域普通的技術(shù)人員可以理解，在不背離所附權(quán)利要求定義的本發(fā)明的精神和范圍的情況下，可以在形式和細(xì)節(jié)中做出多種修改。
權(quán)利要求
1.一種基于砂巖儲層水層電阻率的地層數(shù)據(jù)處理方法，其包括以下步驟
1)利用地質(zhì)勘探設(shè)備，可以采集儲層巖性數(shù)據(jù)；
2)基于采集到的儲層巖性數(shù)據(jù)，通過巖性數(shù)據(jù)分析設(shè)備獲得地層中的砂巖總孔隙度、束縛水飽和度、地層水密度和地層原油密度；
3)基于采集到的儲層巖性數(shù)據(jù)，通過巖性數(shù)據(jù)分析設(shè)備獲得包括可動地層水電阻率Rwf和地層束縛水電阻率Rwi的地層水電阻率、泥漿及泥漿濾液電阻率和砂巖水層真電阻率Ro；
4)根據(jù)在步驟2)中獲得的砂巖總孔隙度、束縛水飽和度、地層水密度和地層原油密度，以及根據(jù)在步驟3)中獲得的地層水電阻率、泥漿及泥漿濾液電阻率和砂巖地層真電阻率，來獲得地層流體替換率和泥漿濾液分配系數(shù)；其中地層流體替換率是指在井眼周圍的指定范圍內(nèi)(指側(cè)向電阻率測井的探測深度)，侵入滲透性砂巖地層中的侵入液體積與原狀砂巖地層中可動流體體積之比，侵入液體積是指泥漿和泥漿濾液體積之和；泥漿濾液分配系數(shù)是指侵入滲透性砂巖地層中的泥漿濾液與侵入液體積之比。
地層流體替換率表達(dá)式
VF＝Vmud+Vmf(2)
式中Vf-侵入指定地層(側(cè)向電阻率測井探測深度)中的泥漿和泥漿濾液總體積，m3(立方米)；Vmud-侵入指定地層(側(cè)向電阻率測井探測深度)中的泥漿體積，m3(立方米)；Vmf-侵入指定地層(側(cè)向電阻率測井探測深度)中的泥漿濾液體積，m3(立方米)；V-指定原狀地層(側(cè)向電阻率測井探測深)中可動流體體積，m3(立方米)；uf-地層流體替換率，0≤uf≤1，無因次；
泥漿濾液分配系數(shù)表達(dá)式
式中泥漿濾液分配系數(shù)取值范圍為0≤vf＜1。
根據(jù)上面得到的參數(shù)，依據(jù)砂巖儲層中的視電阻率解釋式得到RLLso、RLLdo
式中RLLso-100％含水砂巖淺側(cè)向視電阻率，Ω·m；RLLdo-100％含水砂巖深側(cè)向視電阻率，Ω·m；Rwi-地層束縛水電阻率，Ω·m；Rwf-可動地層水電阻率，Ω·m；Rmf-地層溫度下泥漿濾液電阻率，Ω·m；Rmfs-在淺側(cè)向電阻率測井探測范圍內(nèi)(探測深度0.35m)的侵入液綜合電阻率，Ω·m；Swi-砂巖束縛水飽和度，0＜Swi≤1；ufs-在淺側(cè)向電阻率測井探測范圍內(nèi)(探測深度0.35m)的地層流體替換率，0≤ufs≤1；ufd-在深側(cè)向電阻率測井探測范圍內(nèi)(探測深度1.15m)的地層流體替換率，0≤ufd≤1；vf-泥漿濾液分配系數(shù)，0≤vf＜1；φt-砂巖總孔隙度，0＜φt≤47.64％。
5)根據(jù)RLLso、RLLdo、Ro、Rts和Rtd之間的數(shù)值關(guān)系，可判定砂巖儲層是否是純水層。
其中Ro為砂巖水層真電阻率，Rts為淺側(cè)向電阻率測井的實測電阻率，Rtd為深側(cè)向電阻率測井的實測電阻率。
2.根據(jù)權(quán)利要求1中所述方法，其中當(dāng)RLLso、RLLdo、Ro、Rts和Rtd之間存在Ro＜RLLdo＜RLLso的數(shù)值關(guān)系，且存在
或
的數(shù)值關(guān)系，需判定的砂巖儲層是純水層。
3.根據(jù)權(quán)利要求1中所述方法，其中當(dāng)RLLso、RLLdo、Ro、Rts和Rtd之間存在Ro＜RLLso＜RLLdo的數(shù)值關(guān)系，且存在
或
的數(shù)值關(guān)系，需判定的砂巖儲層是純水層。
4.根據(jù)權(quán)利要求1中所述方法，其中當(dāng)RLLso、RLLdo、Ro、Rts和Rtd之間存在RLLso＜Ro＜RLLdo的數(shù)值關(guān)系，且存在
或
的數(shù)值關(guān)系，需判定的砂巖儲層是純水層。
5.根據(jù)權(quán)利要求1中所述方法，其中當(dāng)RLLso、RLLdo、Ro、Rts和Rtd之間存在Ro＞RLLdo＞RLLso的數(shù)值關(guān)系，且存在
或
的數(shù)值關(guān)系，需判定的砂巖儲層是純水層。
6.根據(jù)權(quán)利要求1-5中之任一所述方法，其中根據(jù)巖心分析孔隙度和實測聲波時差得到砂巖總孔隙度。
7.根據(jù)權(quán)利要求1-5中之任一所述方法，其中采用不受井眼環(huán)境影響的壓汞資料確定束縛水飽和度。
8.根據(jù)權(quán)利要求1-5中之任一所述方法，其中地層水密度是地層水礦化度、地層溫度和地層壓力的函數(shù)。
9.根據(jù)權(quán)利要求1-5中之任一所述方法，其中可動地層水電阻率Rwf可通過地層水礦化度(S·C)轉(zhuǎn)換為等效NaCl礦化度后，通過總礦化度與對應(yīng)離子含量的等效系數(shù)關(guān)系圖版查取。
10.根據(jù)前述權(quán)利要求中之任一所述方法，其中純水層束縛水飽和度和可動水飽和度之間的關(guān)系1-Swi＝Swc
式中Swc-100％含水砂巖中可動水飽和度，0≤Swc＜1；Swi-砂巖束縛水飽和度，0＜Swi≤1。
全文摘要
本發(fā)明涉及砂巖水層電阻率的儲層數(shù)據(jù)處理方法，屬于基于電阻率的儲層屬性的識別方法，適用于對地下水層識別。包括利用地質(zhì)勘探設(shè)備采集儲層巖性數(shù)據(jù)；通過分析設(shè)備分析采集的儲層巖性數(shù)據(jù)獲得砂巖總孔隙度、束縛水飽和度、地層水密度和地層原油密度及可動地層水電阻率和地層束縛水電阻率、泥漿及泥漿濾液電阻率和砂巖水層真電阻率、地層流體替換率和泥漿濾液分配系數(shù)。最終得到被污染砂巖水層視電阻率，通過比較砂巖儲層深淺側(cè)向視電阻率和真電阻率及實測電阻率之間的數(shù)值關(guān)系，判定砂巖儲層是否是水層。本發(fā)明通過對井眼周圍砂巖儲層污染程度分析，避免了油氣層在投入開發(fā)射孔時誤射水層，減少了對異常的誤判，降低了開發(fā)成本。
文檔編號G01N15/08GK101775983SQ20101010711
公開日2010年7月14日 申請日期2010年2月9日 優(yōu)先權(quán)日2010年2月9日
發(fā)明者康志勇, 龔姚進(jìn), 閆家寧, 郭小超, 呂濱, 盧海濱 申請人:康志勇