第八章流体识别.docx

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第八章流体识别

酸性火成岩储层流体性质识别

地层岩石孔隙中的流体，可分作两类。

一类是液态的油和水、另—类是气态的天然气、二氧化碳气等。

由于它们的物理化学性质差别很大．故必然导致测井曲线特有的响应；另一方面，复杂的空隙空间结构，又必然造成地层中各种流体分布状况与泥浆或泥浆滤液侵入特征的多样性，这不仅影响到储层产流体的性质，也影响到测井曲线的响应特征，从而最终影响地层模型的建立和地层含流体性质判别与饱和度计算的方法。

因此，认识地层流体性质及其分布特征是储层评价的基本内容之一。

气层定性识别

气层识别图版法

交会图法是一种测井资料的解释技术。

它是把两种测井数据在平面图上交会，根据交会点的坐标定出所求参数的数值和范围的一种方法。

交会图法同时也是确定岩性、孔隙度和含油气饱和度时广泛采用的一种方法，有助于解释与趋势有关的问题判断，还能把大量的数据用图示的方法反映出来。

经过交会图版的应用，能使问题更加明朗化。

由于长岭地区火成岩井段试气层段较少，为了对油气水层识别，在制作图版的过程中加入了若干个具有类似情况的松辽盆地北部的酸性火成岩气水层结论，制作了气水层识别图版。

具体做法是以进行了试气试水的层位为统计对象，分别读取相应的测井曲线值做交会图版。

另外，为了验证的需要，长深1井的工业气层未参加统计，作为验证层。

从所做的各种交会图来看，密度（DEN）与电阻率（LLD）交会图的效果最好（见图8-1-1）。

中子（CNL）-密度（DEN）交会图（见图8-1-2）与声波（DT）-电阻率（LLD）交会图（图8-1-3），也可以区别出气水层。

从图8-1-1中可以看出，当地层的密度大于2.54g/cm3时，几乎全部为干层。

当电阻率小于30Ωm时，几乎全部为水层。

气层则位于图中斜线的上方的气层区。

对于含CO2较多的长深6井，则电阻率有一定程度的降低。

但基本上位于气层区的下限。

图版法识别气层的效果见图8-1-4和图8-1-5。

图8-1-4是长深1-3井测井曲线和图版法识别的结果。

3872.2-3901.92m用DEN-LLD图版识别的结果为水层，在3885.9ｍ处，模块式动态测试器（MDT）仪器测试结果是水。

图8-1-5是长深1-1井测井曲线和图版法识别的结果。

3874.23-3782.77m用DEN-LLD图版识别的结果为水层，3780.7ｍ处MDT测试结果为水。

说明图版法识别的结论是正确的。

图3-1-1DEN—LLD气水层判别交会图

图3-1-2CNL-DEN气水层判别交会图图3-1-3DT—LLD气水层判别交会图

3-1-5长深D井图版法气水层判别结果

二、指标法识别气层

1、利用纵横波时差比识别气层

纵横波时差比识别轻质油层或气层的依据是岩石的体积模量和体密度与岩石孔隙度和孔隙流体性质有关，而岩石剪切模量仅与岩石孔隙度有关，与孔隙流体无关。

在储层岩性、孔隙度相同的条件下，轻质油气层纵波速度小于水层纵波速度，而轻质油气层横波速度大于水层横波速度。

把地层完全被水饱和时的纵横波速度比值作为背景值，在储层中，由于气的存在，将会引起纵横波速度比的减小，当纵横波速度比测量值小于纵横波速度比背景值时，指示气层；若两者比较接近，指示非气层（油层或水层）。

当具有偶极横波测井（DSI）测井资料时，就可以获得横波的时差，或速度。

定义纵横波时差比为：

（8-1-1）

式中，

纵波时差，

；

横波时差,

；

分别为纵波和横波的速度。

2、体积压缩系数法识别气层

体积压缩系数（BCC）为体积弹性模量的倒数，岩石体积弹性模量K可以利用偶极阵列声波测井（DSI）得到的纵横波速度（Vp、Vs）及补偿密度测井数据

求得：

体积压缩系数（8-1-2）

由公式可以看出，气的存在将使得体积压缩系数BCC增大。

3、泊松比法识别气层

泊松比的定义为：

（8-1-3）

其中：

；

由公式可以看出，气的存在将使得泊松比POSIB减小。

根据长岭地区酸性火成岩井段的试气资料,确定出水层的BCC和POSIB作为基础值,如果某储层的BCC等于基础值,POSIB等于基础值,则认为是水层。

如果BCC大于基础值,POSIB小于基础值,则认为是气层。

4、利用纵波等效弹性模量差比法识别气层

纵波等效弹性模量是杨氏模量和泊松比的函数，可用下式计算：

（3-1-4）

式中，

－纵波时差，

－体积密度。

该法最早由谭廷栋先生提出应用，这样计算纵波等效弹性模量避开了直接计算岩石的泊松比问题。

在没有横波测井的情况下，也可以使用。

在储层岩性和孔隙度相同的条件下，当岩石孔隙中含天然气时，岩石的纵波时差增大和体积密度减小，其纵波等效弹性模量减小；而当岩石孔隙中完全含水时，水层岩石的纵波时差减小和体积密度增大，其纵波等效弹性模量增大。

岩石的等效模量差比值等于水层岩石的等效弹性模量

减去目的层的等效弹性模量

，然后除以目的层的等效弹性模量，表示为：

（3-1-5）

在裂缝性气层中，DR大于零；水层岩石的DR等于零。

一般地，裂缝性气层的等效弹性模量差比值大于或等于0.15，这可以作为识别裂缝性气层的下限值。

5、核磁与密度测井资料结合法

当孔隙含气时，密度孔隙度

增大，核磁孔隙度TCMR减小。

因此，可以用二者的差做为气层的识别标志。

式中，TCMR为核磁测井的总孔隙度；

是用密度测井计算的孔隙度；

为骨架密度；

为水的密度；

在水层上，DPHI=0；在气层上，DHPI>0.

6、气层识别标准：

根据上述指标的公式，在研究区的试气和试水层段进行了实际计算，从而确定出研究区气层识别标准如下：

DTSC<1.7

POSIB<0.23

BCC>2.58

DPHI>0

DR>0

利用以上几种方法对18口井中的酸性火成岩井段进行了识别气层的处理与解释，获得了一定的效果。

图8-1-6是长深6井3729.8-3769.15m的气层识别结果。

从曲线上可以得出，DTSC平均为1.62,BCC平均为3.6,POISB平均为0.21,DR>0,DPHI>0，据此得到的解释结论为气层。

试气结论为3724.8-3733m是气层，自喷，气150.65

。

图8-1-7是长深6井的3972.3-4019.65m的气层识别结果。

从曲线上可以得出，DTSC平均为1.66,BCC平均为3.36,POISB平均为0.22,DR>0,DPHI>0据此得到的解释结论为气层。

试气结论为3991-4000m气层，自喷，气55.07

。

图8-1-8是长深1－1井3808-3850m的气层识别结果。

从曲线上可以得出，DTSC平均为1.73,BCC平均为1.95,POISB平均为0.24,据此得到的解释结论为干层，试气结论为3822-3833m是干层。

图8-1-9是长深2井3792.2-3801.6m的气层识别结果。

从曲线上可以得出，DTSC平均为1.68,BCC平均为3.15,POISB平均为0.225,据此得到的解释结论为气层。

试气结论为3793-3800m是含水工业气层。

图8-1-10是长深1-2井3696.2-3733.9m的气层识别结果。

从曲线上可以得出，DTSC平均为1.68,BCC平均为2.81,POISB平均为0.22,据此得到的解释结论为气层。

试气结论为3697-3704m是含水工业气层，含气181.5k

含水0.44

图8-1-6长深6井气层指标识别气层效果

图8-1-7长深6井气层指标识别气层效果

图8-1-8长深1－1井气层指标识别气层效果

图8-1-9长深2井气层指标识别气层效果

图8-1-10长深1-2井气层指标识别气层效果

三、利用压力梯度识别气层

压力梯度与地下流体密度成正比，即流体密度小的气顶部分，比流体密度大的含油部分或边水部分，具有较小的压力梯度，而且压力梯度乘以101.97即为地层流体密度。

通过做地层压力随深度变化的压力梯度图（图8-1-11）求取压力梯度。

因此，可以通过压力梯度的大小判断地层流体类型。

通过压力梯度求流体密度的公式如下（斯伦贝谢）：

ρ＝101.97×1／K（8-1-6）

式中，K是图中直线的斜率，对有MDT测试资料的井求出各井流体密度见表8-1-1。

具体应用见图8-1-11与图8-1-12。

表8-1-1MDT求取的流体密度数据

井名

深度段（m）

流体密度（g/cm3）

推测的流体性质

CS1-1

3720-3735

ρf=0.31

气

3876.8-3882.5

ρf=1.284

水

CS1-2

3838.3-3843

ρf=1.06

水

3697.4-3701.5

ρf=0.707

气水（试气：

含水工业气层）

CS1-3

3884.3-3890.9

ρf=1.262

水

3832-3842

ρf=0.6946

气水

CS103

3838.9-3910.6

ρf=1.4

水

3633.64-3730.7

ρf=0.267

气

图8-1-11长深1－2井压力梯度图

图8-1-11为长深1－1井压力数据与梯度图，按该井段的压力梯度计算出的流体密度为0.31

推断该井段的流体为气。

图8-1-12为长深1－3井压力数据与梯度图，按该井段的压力梯度计算出的流体密度为1.06

推断该井段的流体为水。

图8-1-12长深1-1井压力梯度求取的流体密度

图8-1-13长深1-3井压力梯度求取的流体密度

四、各种气层识别方法的效果分析

气水层识别图版法应用比较简单，容易，而且直观。

应用效果受资料点多少以及代表性的限制。

利用偶极横波测井（DSI）资料的各种方法，对气层的指示性较强，但不是每口井都有DSI资料，这使得这种方法应用起来有一定的局限性；有些指标法需要用到骨架值，如果骨架值求不准，会直接影响到这种方法的应用效果。

核磁与密度测井资料结合法有一定的效果，但是该方法不仅需要骨架值，而且要有核磁测井资料，这也使得这种方法的应用受到一定的限制；

压力梯度法通过求取流体密度来间接判断流体性质，但需要有模块式动态测试器（MDT）的压力测试资料。

如果各种方法所需要的资料具备，以上各种方法对火成岩气层的识别是有一定效果的。

从应用效果来看，图版法与利用DSI资料的方法（纵横波比法，压缩系数法和泊松比法）应用效果较好。

但这种方法还受到很多因素的影响：

①岩性，火山岩岩性复杂，工区虽然以酸性火山岩为主，但酸性火山岩本身的界定范围就比较宽，从而造成纵横波时差比在纵向和横向上对比困难；②物性，在相同流体条件下，孔隙度越大，流体的影响就越大，对气层来说Vp/Vs值就会越小，因此，一般用纵横波时差比与孔隙度曲线交会识别流体性质；③裂缝，尤其是高角度裂缝，纵波时差不受高角度缝影响，横波时差会明显增大，因此比值会增大；④其它因素，包括岩石所承受的有效应力等。

因此，用DSI资料单独识别流体性质会有一些误差，必须与交会图、压力分析、地质录井显示、气测、常规测井曲线及核磁测井资料等有效结合，进行综合识别。

3.2含CO2储层的测井曲线特征及识别

3.2.1CO2的物理性质以及在地下的赋存状态

CO2具有自己特有的物理和化学性质。

CO2的分子量为44。

在常温常压下CO2是一种无色无味气体，不可燃，比重为0.00198

，比空气略重。

随着温度和压力的变化,CO2的物理相态可呈气相、液相或固相；当温度高于临界温度（31.1℃）时，纯CO2为气相；当温度与压力低于临界温度与临界压力（7.383MPa）时,CO2为液相或气相；当温度低于-56.6℃、压力低于0.535MPａ时,CO2呈现固态（干冰）,其密度可达1512.4

。

随着外界温度的升高,固态（干冰）又会升华转变为气相（图3-2-1）。

图3-2-1CO2随温度压力变化的相图

二氧化碳的气、液、固相密度各异，液相和气相CO2的密度见表8-2-1。

液态二氧化碳密度大小与温度成反比，温度越高，密度愈小。

气态二氧化碳密度大小则与温度成正比，温度越高，密度愈大。

固体二氧化碳密度可达1512.4

。

由于一般的地层温度及地层压力均高于CO2的临界温度和临界压力，在地下岩层孔隙中CO2以气液两相形成的高密度流体相储存，超临界CO2流体溶于地层水中,密度可达500－850

扩散能力是液体的100倍。

表3-2-1液态和汽态的CO2密度

二、含CO2储层的测井曲线特征及识别

由于气态物质和液态物质在声波速度、体积密度、氢含量上差异很大，所以气层和油水层在声波测井曲线、密度测井曲线和中子测井曲线上差别较大。

相对于水层而言，除了气层的电阻率较高外，气层的声波时差测井值增大、密度测井值减小，中子孔隙度测井值减小更为明显，因此可以根据这些特征来识别气层。

根据研究区气体分析的数据，分别读取相应井段的测井曲线读数，形成测试数据与测井数据的关系表。

图8-2-2、图8-2-3和图8-2-4的数据与该表对应。

由于标注井名，因此数据点不能太多，表8-2-2仅列出了长深1井、长深1－1井、长深1－2井、长深1－3井和长深103井CO2含量与对应的测井读数表。

表8-2-2CO2含量与对应的测井读数表

井名

顶深

底深

GR

CN

CN/GR

DEN/GR

DEN

DT

LLD

二氧化碳

含量

长深1-3

3888.50

3889.50

161.01

10.2

6.33501

1.525992

2.457

65.01341

11.785

99.39

长深1-3

3786.50

3787.50

165.211

4.9

2.965904

1.537428

2.54

61.67287

35.982

97.75

长深1-3

3785.50

3786.50

146.473

7

4.779038

1.706116

2.499

56.20915

39.068

96.90

长深1-2

3837.50

3838.50

120.961

9.827

8.124106

2.028753

2.454

65.128

18.399

77.03

长深1－1

3879.50

3880.50

106.439

10.9

10.24061

2.31588

2.465

64.16951

17.319

71.43

长深1-2

3697

3704

159.055

12.343

7.760209

1.47056

2.339

69.723

153.048

33.36

长深1－1

3732.00

3733.00

128.931

4.5

3.490239

1.94988

2.514

58.559

57.186

31.64

长深1

3550

3594

86.713

5.702

6.575715

2.909598

2.523

59.08262

276.543

27.32

长深1

3716

3727

101.699

1.796

1.765996

2.533948

2.577

54.08994

914.679

24.86

长深1-2

3696.5

3697.5

126.492

8.303

6.564051

1.911583

2.418

68.728

224.287

21.80

长深1

3868.50

3869.50

90.569

2.205

2.434608

2.781305

2.519

58.45915

28.996

21.29

长深1

3667.45

3668.45

127.545

2.595

2.034576

1.988318

2.536

56.38476

866.993

20.91

长深1

3753.50

3754.50

97.005

2.25

2.319468

2.677182

2.597

54.13445

6227.61

19.12

长深1

3753.50

3754.50

97.005

2.25

2.319468

2.677182

2.597

54.13445

6227.61

18.88

长深103

3820.00

3821.00

164.312

9.2

5.599104

1.509324

2.48

63.125

23.881

17.83

长深1

3746.50

3747.50

123.23

1.868

1.515865

2.103384

2.592

57.50915

898.069

16.08

长深1

3610.50

3611.50

100.066

3.028

3.026003

2.533328

2.535

58.90091

360.669

15.15

长深1-3

3738.50

3739.50

196.322

1.9

0.967798

1.307546

2.567

53.78201

67.303

13.53

长深1

3753.50

3754.50

97.005

2.25

2.319468

2.677182

2.597

54.13445

6227.61

11.93

长深1

3612.50

3613.50

103.514

3.054

2.950326

2.455706

2.542

57.66494

509.691

11.20

长深1

3604.50

3605.50

109.313

6.052

5.536395

2.351962

2.571

58.4375

447.081

10.16

对于含CO2气层和烃类气层，在中子密度测井曲线上有一定的差别，见图8-2-2。

但是单纯利用中子密度曲线很难将两种气体完全区分开。

在火成岩中，由于从基性到酸性岩过渡时，GR值逐渐增大，密度值逐渐减小，中子孔隙度值逐渐减小。

取DEN/GR，CNL/GR比值将会减少岩性变化带来的影响，以便区分烃类气和CO2气（图8-2-3）

CO2含量与电阻率具有相关性，一般随CO2含量的增加电阻率逐渐降低，体现了含CO2的存在低阻现象（图8-2-4）。

从中可以看出，CO2含量在70％以上时，电阻率均小于50Ωm，CO2含量在40％以下时，电阻率多数大于50Ωm，且随着CO2含量的增大，有逐渐增大的趋势，最大接近10000Ωm。

图8-2-2CO2含量不同的层段中子－密度交会图

图8-2-3CNL/GR-DEN/GR交会图

图8-2-4CO2含量与电阻率之间的关系

第三节区别烃类气层与二氧化碳气层

由于气态物质和液态物质在声波传播速度、体积密度、氢含量上差异很大，所以气层和油水层在声波测井曲线、密度测井曲线和中子测井曲线上差别较大。

例如在气层,声波时差测井值增大、密度测井值减小、中子孔隙度测井值同样减小,因此就可以根据这些特征来识别气层。

尽管甲烷和二氧化碳都是气态物质,它们在三孔隙度测井曲线显示上具有相似之处，但是甲烷气层和二氧化碳气层在三孔隙度测井曲线显示上存在着一定的差异。

在声波时差和中子孔隙度测井曲线显示上，非烃类气层和烃类气层没有多大差别；但是在密度测井曲线显示上，它们却有较大的差别。

这是因为在相同状态下，二氧化碳的体积密度是甲烷体积密度的三倍多。

通常可采用声波时差和密度测井曲线相配合来识别与区分二氧化碳气层和烃类气层。

声波--密度孔隙度差值法

声波--密度孔隙度差值定义为：

（8-3-1）

其中：

—地层的声波孔隙度；

—地层的密度孔隙度。

如果规定非储集层的声波-密度孔隙度的差值为0,当地层完全含水或含油时,地层的声波孔隙度和密度孔隙度就等于或接近于地层的孔隙度,此时地层的声波-密度孔隙度差值就等于或接近于0；当地层含烃类气时,地层的声波孔隙度和密度孔隙度都大于地层的孔隙度,但地层的声波-密度孔隙度差值很小且等于或接近于0；只有当地层所含气是二氧化碳气时,地层的密度孔隙度稍大于地层的孔隙度,此时地层的声波--密度孔隙度差值就大于0。

这种方法是区分烃类气层与非烃类（二氧化碳气）气层的一种有效方法。

、孔隙度比值重叠法

孔隙度比值重叠法是指用地层的声波孔隙度和地层孔隙度的比值与地层的密度孔隙度和地层孔隙度的比值进行重叠来识别非烃类气层。

1、声波孔隙度比值

声波孔隙度比值是地层的声波孔隙度和地层孔隙度的比值。

声波孔隙度比值定义为

（8-3-2）

其中：

—地层的孔隙度。

如果规定非储集层的声波孔隙度比值为1,当地层完全含水或含油时,地层的声波孔隙度就等于或接近于地层的孔隙度,因而地层的声波孔隙度比值就等于或接近于1;当地层含气时，地层的声波孔隙度就大于地层的孔隙度，因此地层的声波孔隙度比值就大于1。

所以，它能直观显示地层的含气特征。

2、密度孔隙度比值

密度孔隙度比值是地层的密度孔隙度和地层孔隙度的比值。

密度孔隙度比值定义为：

（8-3-3）

如果规定非储集层的密度孔隙度比值为1.0。

当地层完全含水或含油时，地层的密度孔隙度就等于或接近于地层的孔隙度，因而地层的密度孔隙度比值就等于或接近于1.0；当地层含烃类气时，地层的密度孔隙度就大于地层的孔隙度，所以地层的密度孔隙度比值就大于1.0；如果地层所含气是二氧化碳气时，地层的密度孔隙度就稍大于地层的孔隙度，因而地层的密度孔隙度比值就稍大于1.0。

因此利用它可以区分烃类气层与二氧化碳气层。

如果把声波孔隙度比值和密度孔隙度比值进行重叠，那么在非储集层两条线重合；在油层或水层两条线基本重合，有很小的正或负幅度差；同样在烃类气层，两条线基本重合，有很小的正或负幅度差；但是在非烃类气层两条线就不再重合，有较大的幅度差。

这种方法也是区分烃类气层与二氧化碳气层的一种有效的方法。

声波--密度孔隙度比值法

声波--密度孔隙度比值是指地层的声波孔隙度与密度孔隙度比值的平方。

声波--密度孔隙度比值定义为：

（3-3-4）

如果规定非储集层的声波--密度孔隙度的比值为1.0，当地层完全含水或含油时，地层的声波孔隙度和密度孔隙度就等于或接近于地层的孔隙度，此时地层的声波--密度孔隙度比值就等于或接近于1.0；当地层含烃类气时，地层的声波孔隙度就等于或接近于地层的密度孔隙度，因此地层的声波--密度孔隙度比值也接近于1.0；如果地层所含气是二氧化碳气时，地层的声波孔隙度就大于地层的密度孔隙度，此时地层的声波--密度孔隙度比值就大于1.0。

这种方法同样是区分烃类气层与二氧化碳气层的一种有效方法。

孔隙度差比值法

孔隙度差比值是指地层的声波孔隙度和密度孔隙度的差比值乘以声波孔隙度与密度孔隙度的比值。

孔隙度差比值定义为：

（8-3-5）

如果规定非储集层的孔隙度的差比值为0.0，当地层完全含水或含油时,地层的声波孔隙度和密度孔隙度都等于或接近于地层的孔隙度，因此地层的三孔隙度差比值就等于或接近于0.0；当地层含气并且所含气是烃类气时，由于地层的声波孔隙度和密度孔隙度相接近，所以地层的三孔隙度差比值也就等于接近于0.0；如果地层所含气是二氧化碳气时，由于地层的声波孔隙度大于地层的密度