本發(fā)明屬于勘探測井技術(shù)領(lǐng)域，具體涉及到一種基于致密油儲層變骨架參數(shù)條件下的孔隙度解釋方法。
背景技術(shù)：
致密油(tightoil)是指來自頁巖之外的致密儲層(粉砂巖、砂巖、灰?guī)r和白云巖等)的石油資源。當前，美國已經(jīng)成功實現(xiàn)了對致密油勘探開發(fā)的突破，展示出良好的發(fā)展前景。中國主要含油氣盆地也廣泛分布致密油，主要發(fā)育與湖相生油巖共生或接觸、大面積分布的致密砂巖油或致密碳酸鹽巖油，致密油勘探是油氣勘探的重要接替區(qū)，但是由于致密油形成的特殊油藏地質(zhì)背景，儲層巖石組分復(fù)雜多變進而導(dǎo)致巖石骨架參數(shù)復(fù)雜多變且難以確定，影響致密油儲層測井孔隙度預(yù)測精度。
測井資料在評價致密油孔隙度參數(shù)方面不可缺少，測井綜合評價已經(jīng)成為當前致密油勘探開發(fā)的技術(shù)支撐。中國致密油勘探實踐揭示，致密油儲層中粘土礦物含量以及巖石組分(包括砂質(zhì)、石灰質(zhì)、白云質(zhì)等)及其含量復(fù)雜多變，導(dǎo)致運用測井資料評價孔隙度參數(shù)過程中骨架參數(shù)確定困難，進而影響致密油孔隙度預(yù)測精度。如柴達木盆地扎哈泉油區(qū)致密油主要位于上干柴溝組下段ⅳ砂組。根據(jù)ⅳ砂組儲層巖心孔隙度、x衍射分析資料統(tǒng)計，孔隙度一般為0.3％～10.4％(主要為2.0～6.5％)，粘土礦物含量一般為5.5％～49.9％，石英、長石和巖屑含量合計一般為12.5～77.9％，石灰質(zhì)含量一般為0.0％～58.1％，白云質(zhì)含量一般為0.0％～48.8％，致密油儲層巖性主要為碎屑巖、化學巖及其過渡類型，巖石類型復(fù)雜多變必然導(dǎo)致測井骨架參數(shù)的多變且難以確定。利用致密油儲層巖心分析孔隙度與測井聲波時差、密度、中子測井參數(shù)對應(yīng)分析，基于零孔隙度骨架參數(shù)選取方法，處理得到儲層巖石骨架聲波時差、骨架密度、骨架中子參數(shù)分別為164～197μs/m(主要為175～195μs/m)、2.65～2.83g/cm3(主要為2.67～2.79g/cm3)、-2～12.0p.u(主要為2.5～9.0p.u)，骨架參數(shù)隨深度變化范圍大且難以確定，影響孔隙度測井預(yù)測精度。
因此，充分考慮儲層骨架參數(shù)變化特征對測井參數(shù)影響，形成一種適合致密油儲層變骨架參數(shù)條件下的孔隙度解釋方法，已成為一個迫切解決的現(xiàn)實問題。
技術(shù)實現(xiàn)要素：
為了克服上述現(xiàn)有技術(shù)的不足，本發(fā)明的目的是提供一種基于致密油儲層變骨架參數(shù)條件下的孔隙度解釋方法，孔隙度是致密油儲層評價的關(guān)鍵參數(shù)之一，根據(jù)致密油孔隙度特征，從致密油勘探開發(fā)實踐出發(fā)，充分利用測井參數(shù)預(yù)測具有變骨架參數(shù)特征的致密油儲層孔隙度時需要考慮的主要影響因素，運用現(xiàn)代數(shù)學方法，形成基于致密油儲層變骨架參數(shù)條件下的孔隙度解釋方法。
為了實現(xiàn)上述目的，本發(fā)明采用的技術(shù)方案是：
一種基于致密油儲層變骨架參數(shù)條件下的孔隙度解釋方法，包括以下步驟：
1)首先，對致密油儲層巖心進行歸位處理，挑選有效的致密油儲層巖心孔隙度分析資料并進行巖心刻度，對應(yīng)分析有效的致密油儲層巖心中粘土礦物含量、巖石組分(包括砂質(zhì)、石灰質(zhì)、白云質(zhì))、孔隙度參數(shù)特征及其變化在自然伽馬測井相對值參數(shù)(δgr)、聲波時差測井參數(shù)(δt)、密度測井參數(shù)(ρb)和中子測井參數(shù)(φn)中對應(yīng)的響應(yīng)特征；
2)然后，根據(jù)自然伽馬測井、聲波時差測井、密度測井、中子測井原理，自然伽馬測井相對值參數(shù)(δgr)為致密油儲層中泥質(zhì)含量、砂質(zhì)含量、石灰質(zhì)含量、白云質(zhì)含量及其放射性特征的綜合反映，聲波時差測井參數(shù)(δt)、密度測井參數(shù)(ρb)、中子測井參數(shù)(φn)均是儲層中砂質(zhì)含量、石灰質(zhì)含量、白云質(zhì)含量、泥質(zhì)含量、孔隙度及含油性綜合反映，忽略致密油儲層孔隙中含油性對聲波時差測井參數(shù)(δt)、密度測井參數(shù)(ρb)和中子測井參數(shù)(φn)的影響，分別根據(jù)自然伽馬測井相對值參數(shù)(δgr)、聲波時差測井參數(shù)(δt)、密度測井參數(shù)(ρb)和中子測井參數(shù)(φn)，建立上述各測井參數(shù)與儲層中泥質(zhì)含量、砂質(zhì)含量、石灰質(zhì)含量、白云質(zhì)含量和孔隙度參數(shù)之間的函數(shù)關(guān)系，形成由4個測井響應(yīng)方程加1個測井體積模型公式共同構(gòu)成的方程組，對致密油儲層中的泥質(zhì)含量、砂質(zhì)含量、石灰質(zhì)含量、白云質(zhì)含量和孔隙度參數(shù)進行求解，進而確定變骨架參數(shù)條件下的致密油儲層孔隙度；
運用多元線性回歸分析方法，建立基于致密油儲層變骨架參數(shù)條件下的自然伽馬測井相對值參數(shù)(δgr)、聲波時差測井參數(shù)(δt)、密度測井參數(shù)(ρb)和中子測井參數(shù)(φn)，綜合處理解釋致密油儲層孔隙度(φ)的測井模型，具體公式為：
φ＝0.067δt-10.129ρb-0.122φn-3.335δgr+19.696
式中，相關(guān)系數(shù)r＝0.8040；
3)在步驟1)和步驟2)的基礎(chǔ)上，依據(jù)步驟1)中所挑選有效的致密油儲層巖心中粘土礦物含量、巖石組分(包括砂質(zhì)、石灰質(zhì)、白云質(zhì))、孔隙度參數(shù)，以及所對應(yīng)的自然伽馬測井相對值參數(shù)(δgr)、聲波時差測井參數(shù)(δt)、密度測井參數(shù)(ρb)和中子測井參數(shù)(φn)，根據(jù)步驟2)分析原理，進行多元線性回歸分析處理，建立基于致密油儲層變骨架參數(shù)條件下的孔隙度測井解釋模型。
本發(fā)明的有益效果是：
1)充分考慮了常規(guī)測井資料中各項參數(shù)對致密油儲層孔隙度的響應(yīng)特征，確保致密油孔隙度評價精度。
2)通過實施致密油儲層孔隙度測井評價的各個步驟，由巖心標定、測井響應(yīng)特征分析、數(shù)據(jù)分析、測井解釋模型建立，聚焦在變骨架參數(shù)條件下孔隙度參數(shù)預(yù)測，最終提高測井評價致密油儲層孔隙度精度，進而有利于致密油的系統(tǒng)評價。
綜上所述，本方案有助于聚焦對致密油儲層變骨架參數(shù)條件下測井響應(yīng)分析和提高測井評價致密油孔隙度的效率和精度，進而有利于致密油的系統(tǒng)評價。
具體實施方式
以下結(jié)合實施例對本發(fā)明進一步敘述，但本發(fā)明不局限于以下實施例。
實施例1
以柴達木盆地扎哈泉油區(qū)上干柴溝組下段ⅳ砂組致密油為例。
第一步，根據(jù)柴達木盆地扎哈泉油區(qū)致密油重點探井zp1井上干柴溝組下段ⅳ砂組的致密油儲層巖心中的粘土礦物含量、砂質(zhì)含量、灰質(zhì)含量、白云質(zhì)含量、孔隙度分析資料，經(jīng)巖心歸位處理后，挑選有效致密油儲層巖心孔隙度分析測試資料510個，對應(yīng)分析zp1井測井資料中的自然伽馬相對值參數(shù)(δgr)、聲波時差測井參數(shù)(δt)、密度測井參數(shù)(ρb)和中子測井參數(shù)(φn)特征。
第二步，利用致密油儲層巖心孔隙度分析參數(shù)與對應(yīng)的自然伽馬測井相對值參數(shù)(δgr)、聲波時差測井參數(shù)(δt)、密度測井參數(shù)(ρb)和中子測井參數(shù)(φn)，分別進行一元線性回歸和多元線性回歸分析，致密油儲層巖心孔隙度分別與聲波時差測井參數(shù)(δt)、密度測井參數(shù)(ρb)、中子測井參數(shù)(φn)單項參數(shù)相關(guān)系數(shù)分別為0.066、0.554和0.463，由于受致密油儲層的變骨架參數(shù)影響，相關(guān)性整體差。運用多元線性回歸分析方法，建立基于致密油儲層變骨架參數(shù)條件下的自然伽馬測井相對值參數(shù)(δgr)、聲波時差測井參數(shù)(δt)、密度測井參數(shù)(ρb)和中子測井參數(shù)(φn)，綜合處理解釋致密油儲層孔隙度(φ)的測井模型，具體公式為：
φ＝0.067δt-10.129ρb-0.122φn-3.335δgr+19.696
式中，相關(guān)系數(shù)r＝0.8040。
由此可知，綜合運用自然伽馬測井相對值參數(shù)(δgr)、聲波時差測井參數(shù)(δt)、密度測井參數(shù)(ρb)和中子測井參數(shù)(φn)解釋致密油儲層孔隙度，相關(guān)系數(shù)達到有關(guān)行業(yè)要求。
通過上述步驟，形成一種基于致密油儲層變骨架參數(shù)條件下的孔隙度解釋方法，有助于提高致密油儲層孔隙度預(yù)測精度，進而有利于致密油儲層的系統(tǒng)評價。