申请/专利权人：西南石油大学

申请日：2020-12-02

公开（公告）日：2021-02-23

公开（公告）号：CN112392476A

主分类号：E21B49/00(20060101)

分类号：E21B49/00(20060101);E21B47/00(20120101)

优先权：

专利状态码：有效-授权

法律状态：2022.02.15#授权;2021.03.12#实质审查的生效;2021.02.23#公开

摘要：本发明涉及利用常规测井资料确定低渗裂缝孔渗参数的方法，依次包括以下步骤：（1）依据测井资料，对计算孔渗物性参数的测井解释模型进行校正；依据井区测井解释图版，判断孔隙度‑声波时差关系曲线的任意点是否处于该解释图版的油层区域，若不处于油层区域，则调整关系曲线的斜率，得到经过校正的孔隙度‑声波时差解释公式；同样得到经过校正的渗透率‑孔隙度解释公式；从而得到各井经过校正的孔隙度和渗透率；（2）确定油层裂缝发育段判定标准，将油井目的层段划分为裂缝段和基质段；（3）计算孔渗参数。本发明操作简便，精度较高，解决了现今双重介质识别成本较高、径向探测深度浅，对裂缝孔渗参数计算繁琐、误差较大等问题。

主权项：1.利用常规测井资料确定低渗裂缝孔渗参数的方法，依次包括以下步骤：1依据测井资料，对计算孔渗物性参数的测井解释模型进行校正，过程如下：1在目标井区选取一个有代表性的单井，根据该井测井资料，建立孔隙度φ-声波时差Δt关系曲线，得到孔隙度φ-声波时差Δt的拟合公式：φ＝M′Δt+b′式中：φ为孔隙度，M’为趋势线斜率，Δt为声波时差，b’为常数；2将该井区其余井的声波时差Δt代入上述公式，计算得到孔隙度φ；3依据井区测井解释图版，确定该解释图版中油层的划分区域，判断孔隙度φ-声波时差Δt关系曲线的任意点φ，Δt是否处于该解释图版的油层区域，若不处于油层区域，则通过调整孔隙度φ-声波时差Δt关系曲线的斜率，使其上下端上抬或下压，直至φ，Δt处于油层区域；4重复步骤3，直至目标井区内所有井的点都处于测井解释图版的油层区域，从而得到经过校正的孔隙度φ-声波时差Δt的解释公式：φ＝MΔt+b式中：φ为孔隙度，M为经过调整的趋势线斜率，Δt为声波时差，b为常数；5根据该井测井资料，建立渗透率K-孔隙度φ关系曲线，得到渗透率K-孔隙度φ的拟合公式：K＝a′φc′式中：K为渗透率，φ为孔隙度，a’、c’为常数；6重复步骤2、3、4，得到经过校正的渗透率K-孔隙度φ的解释公式：K＝aφc式中：K为渗透率，φ为孔隙度，a、c为常数；7将井区所有井的声波时差Δt代入孔隙度φ-声波时差Δt的解释公式和渗透率K-孔隙度φ的解释公式，得到各井经过校正的孔隙度φ和渗透率K；2确定油层裂缝发育段判定标准，将油井目的层段划分为裂缝段和基质段，过程如下：1依据成像测井和储层岩心资料，确定存在裂缝发育的特征井，分析特征井的声波时差Δt、渗透率K和电阻率RT规律，分别取其平均值为判定裂缝是否发育的下限值： 式中：分别为特征井声波时差Δt、渗透率K、电阻率RT的平均值，X、Y、Z为判定裂缝是否发育的下限值；2对比各井声波时差Δt、渗透率K、电阻率RT与下限值X、Y、Z，若均高于下限值，则将该层段划分为裂缝段；其余的为基质段；3计算孔渗参数，分别确定裂缝段和基质段的裂缝渗透率、基质渗透率和基质孔隙度，过程如下：1裂缝段：Kff＝K φfm＝φ式中：K为步骤1中经过校正的渗透率，φ为步骤1中经过校正的孔隙度，Kff为裂缝段的裂缝渗透率，Kfm为裂缝段的基质渗透率，为单井在基质段经过校正的渗透率平均值，为单井在裂缝段经过校正的渗透率平均值，φfm为裂缝段的基质孔隙度；2基质段：Kmf＝KKmm＝Kφmm＝φ式中：K为步骤1中经过校正的渗透率，φ为步骤1中经过校正的孔隙度，Kmf为基质段的裂缝渗透率，Kmm为基质段的基质渗透率，φmm为基质段的基质孔隙度。

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