¿Usando Kuster-Tokso? La ecuación z simplifica el espectro de relación de aspecto de los poros y determina el tipo de poro del yacimiento.

Basado en los resultados del análisis estadístico de poros datos de distribución de relación de aspecto en la literatura pública, se propone que la distribución de relación de aspecto de los poros se simplifique aproximadamente a tres valores característicos, se prediga el tipo de poro del yacimiento y los parámetros de porosidad de los componentes (porosidad de fractura y porosidad entre partículas) ideas y métodos) Kuster. -¿Datos de Toks? Se propone la ecuación z. Los resultados de los cálculos matemáticos y los resultados del procesamiento de datos de registro de campo demuestran la exactitud y eficacia de este método, estableciendo así un nuevo y valioso método de evaluación rápida para utilizar datos de registro para identificar tipos de poros del yacimiento.

Palabras clave Kuster-Toks? Ecuación z Relación de aspecto de los poros Tipo de poro del yacimiento Porosidad de velocidad de onda de corte o compresión

La relación de aspecto de los poros es uno de los parámetros utilizados para describir cuantitativamente la forma de los poros y, a menudo, es difícil de obtener en campos petroleros. Se define como la relación entre el eje menor y el eje mayor de un agujero elíptico. Las rocas con estructuras de poros complejas se pueden representar aproximadamente mediante una serie de relaciones de aspecto de los poros (espectro de relaciones de aspecto de los poros). La suma de la porosidad de estos diferentes componentes de relaciones de aspecto de los poros constituye la porosidad total de la roca. Por lo tanto, la determinación de los parámetros de relación de aspecto de los poros es de gran importancia para determinar los tipos de poros del yacimiento, describir cuantitativa o semicuantitativamente las formas de los poros de las rocas y calcular diferentes tipos de parámetros de porosidad de los componentes.

La determinación del tipo de poro del yacimiento es muy importante para la exploración y desarrollo de yacimientos de petróleo y gas, especialmente para yacimientos con litología compleja (rocas ígneas, rocas carbonatadas, etc.). ), la identificación de tipos de poros y el cálculo de la porosidad de los componentes siempre han sido temas importantes en los métodos de interpretación geofísica. Anselmetti y Eberli [1] establecieron un método empírico para determinar el tipo de poro de los yacimientos de piedra caliza utilizando curvas de registro de velocidad de migración (velocidad obtenida mediante registro sónico menos datos de porosidad y velocidad sónica calculada mediante la fórmula promedio de tiempo de Wyllie), pero este método El método solo puede determinar cualitativamente qué tipo de poro es dominante en la roca. ¿Este artículo propone utilizar Kuster-Toks? z, ondas acústicas y datos de porosidad, simplificando y determinando el espectro de relación de aspecto de los poros, y luego indicando cuantitativa o semicuantitativamente el tipo de poro del yacimiento. La viabilidad y eficacia de este método se han demostrado mediante cálculos numéricos y procesamiento de datos de pozos reales. .

1¿Acerca de Kuster-Toks? ecuación z

¿Kuster y Toks? Z[2] estableció un método para describir cuantitativamente la influencia de los rellenos elipsoidales en las propiedades elásticas de los medios basándose en la teoría de la dispersión de onda larga.

Si k y μ representan el módulo de volumen y el módulo de corte de la matriz, k′ y μ′ representan el módulo de volumen y el módulo de corte de los poros, α y c representan la relación de aspecto y el volumen de los poros, entonces la elasticidad del compuesto ¿Módulo k medio? ¿Y μ? ¿La relación entre el módulo elástico y los componentes individuales se puede expresar como el siguiente Kuster-Toks? Ecuación z:

Teoría de la acumulación de petróleo y gas y tecnología de exploración y desarrollo

Entre ellos: la suma de los factores de forma de los poros es función de la relación longitudinal y transversal α m

Kuster-Tox? Las condiciones aplicables para la ecuación Z son:

¿Kuster-Tokes? La ecuación z proporciona un método claro y eficaz para describir cuantitativamente la relación entre las propiedades de los poros, el contenido de volumen y la forma de los medios compuestos y el módulo elástico.

Características de distribución y simplificación del espectro de relación de aspecto de los poros

La relación de aspecto de los poros es un parámetro importante que es difícil de obtener en los campos petrolíferos. ¿Toks? Con base en los resultados de las imágenes de escaneo SEM, Z y Cheng aproximaron los datos espectrales de la relación de aspecto de los poros de algunas muestras de rocas típicas mediante cálculos numéricos [3, 4]. Después de procesar y analizar los datos del espectro de relación de aspecto de los poros (Tabla 1) publicados en la literatura, se obtuvo el siguiente entendimiento: para rocas con mayor porosidad total, cuanto mayor es la relación de aspecto de los poros, más componentes de volumen ocupan, mayor es el tamaño total de los poros. la porosidad y la forma esférica. Cuanto mayor es la proporción de volumen de los poros; para rocas con porosidad total pequeña, los componentes de los poros con relaciones de aspecto pequeñas representan una proporción grande. Cuanto menor es la porosidad total, menores son los componentes de volumen de los poros esféricos.

Tabla 1 Espectros de relación de aspecto de los poros de varias rocas comunes

La Tabla 1 muestra que las relaciones de aspecto de la porosidad de los componentes y el volumen de los poros son principalmente 1,0, 0,1, 0,01 y 0,001. Para varias rocas con una porosidad total superior al 14%, se componen principalmente de componentes de porosidad con relaciones de aspecto de poro de 1,0 y 0,1,1. La porosidad máxima de los componentes con una relación de aspecto inferior a 0,1 no deberá exceder el 0,23% del volumen total de poros, y la porosidad acumulada no deberá exceder el 0,7% del volumen total de poros. Sin embargo, para las dos rocas con una porosidad total menor (mármol con una porosidad del 0,4% y granito con una porosidad del 0,9%), la proporción de componentes de poros con una relación de aspecto inferior a 0,1 con respecto a la porosidad total aumenta significativamente, alcanzando la porosidad total. porosidad respectivamente. El componente de porosidad del granito con una relación de aspecto de 0,01 alcanza el 17,78% de la porosidad total.

Correspondiente a la formación real, los poros esféricos representados por 1,0 son equivalentes a poros que son difíciles de cerrar bajo presión, como los poros disueltos en formaciones de piedra caliza. 0,1 representa poros intergranulares ordinarios (poros de fondo); mientras que 0,01 y 0,001 pueden representar poros de fractura.

Por lo tanto, según el análisis cualitativo anterior, las cuatro relaciones de aspecto de 1,0, 0,1, 0,01 y 0,001 cubren todos los tipos de poros de la formación. Desde la perspectiva de la relación entre la porosidad del componente y la porosidad total, 1, Se utiliza 0,0638 +0.

De acuerdo con la idea anterior, [1.0, 0.1, 0.01, 0.001] se utiliza para reemplazar el espectro de relación de aspecto de poro original. Algunos resultados tienen pequeños errores y otros tienen grandes desviaciones. Por lo tanto, se recomienda utilizar Kuster-Toks. La relación de aspecto de poro promedio αm se obtiene iterativamente mediante la ecuación Z, y luego el espectro de relación de aspecto de poro se determina basándose en la simplicidad de [1 o 0,1, αm, 0,1 αm].

3¿Usas Kuster-Toks? Utilice la ecuación Z para determinar el espectro de relación de aspecto de los poros y determinar el tipo de poro del yacimiento

Toks? Los resultados de la investigación de Z y Cheng [2 ~ 4] muestran que la velocidad de la onda longitudinal está estrechamente relacionada con la porosidad y la forma de los poros. Para rocas con formas de poros específicas, la velocidad de la onda longitudinal disminuye con el aumento de la porosidad cuando la porosidad es constante. , la velocidad de las ondas longitudinales y transversales disminuye con el aumento de la porosidad. La velocidad de las ondas disminuye drásticamente con la disminución de la relación de aspecto, especialmente cuando la porosidad es pequeña, la influencia de la forma de los poros es más grave. ¿La figura 1 está basada en Kuster-Toks? Diagrama esquemático que refleja la relación entre la velocidad de la onda longitudinal, la porosidad y la relación de aspecto de los poros calculada mediante la ecuación Z.

Figura 1 La relación entre la velocidad de la onda longitudinal, la porosidad y la relación de aspecto de los poros

Como se puede ver en la Figura 1, si se supone que el volumen total de poros consiste en poros con poros parámetros de relación de aspecto, luego, dada la velocidad y la porosidad total, se puede determinar el parámetro de relación de aspecto αm, conocido como "relación de aspecto de poro promedio o equivalente" de la roca. Para rocas reales, dado que αm es solo el parámetro equivalente del efecto promedio, el espectro de relación de aspecto de poro simplificado debe contener valores mayores o menores que este αm. De acuerdo con reglas estadísticas, este artículo simplifica el espectro de relación de aspecto de poro y lo determina. como [1 o 0,1, αm, 0,1 αm] en la forma.

Además, ¿según Kuster-Toks? La ecuación z (Ecuación (1)) se utiliza para calcular la porosidad del componente [C1, C2, C3] correspondiente a diferentes parámetros de relación de aspecto.

Al determinar la distribución de la relación de aspecto de los poros y la porosidad de los componentes correspondientes a diferentes parámetros de relación de aspecto, se puede juzgar con mayor precisión el tipo de poro del yacimiento. Si la relación de aspecto es inferior a 0,01, se trata de un yacimiento fracturado, y la suma de la porosidad del componente con αm inferior a 0,01 es la porosidad de fractura.

Los cálculos numéricos y los resultados reales del procesamiento de datos muestran que la relación de aspecto de poro promedio puede indicar de manera efectiva y cualitativa el tipo de poro del yacimiento, independientemente de si los parámetros del esqueleto y del fluido se seleccionan correctamente, de acuerdo con el promedio retrocalculado. curva de relación de aspecto de poro Ambos métodos pueden determinar rápida e intuitivamente el tipo de poro del yacimiento, obteniendo así un nuevo método simple y práctico para determinar el tipo de poro del yacimiento.

El método empírico de Anselmetti y Eberli (1999) para juzgar el tipo de poro de yacimientos de piedra caliza [1] puede explicarse correspondiente al proceso del método anterior. Debido a que la ecuación de Wyllie solo se aplica a formaciones con poros intergranulares, ¿la velocidad del sonido VWyllie calculada usando la porosidad total y la ecuación de Wyllie es la misma que usando Kuster-Toks? La velocidad de la onda sonora calculada por la ecuación Z es V1.0, y la formación con poros oolíticos, poros disueltos y cuevas disueltas es equivalente a la relación de aspecto de 1.0, y la formación fracturada es equivalente a la relación de aspecto de 0.01. Dado que la velocidad de las ondas longitudinales y transversales disminuye con la disminución de la relación de aspecto, cuando la porosidad es constante, debe existir v 1 > v 0,1 > v 0,01. Por lo tanto, VWyllie=V0.1 calculado según la ecuación de Wyllie inevitablemente producirá una diferencia de velocidad con respecto al tipo de poro real cuando los tipos de poro son diferentes. Por lo tanto, los dos métodos para juzgar los tipos de poros del yacimiento son esencialmente consistentes, pero el método empírico es generalmente aproximado. La coherencia en principio entre los dos métodos demuestra la viabilidad y eficacia de los dos métodos.

4 Cálculo numérico, procesamiento y análisis de datos de pozos reales

4.1 Cálculo numérico

¿Utiliza Kuster y Toks? Se calcularon modelos teóricos para rocas sedimentarias y cristalinas con los mismos parámetros de matriz dados por Z (Tabla 2).

Tabla 2 Dos modelos teóricos de estructuras de poros de roca

Para el modelo de roca sedimentaria, la relación de aspecto de poro promedio calculada es 0,1; la distribución de relación de aspecto más simple es [1, 0,1, 0,01; ], ¿esto lo hace Kuster-Toks? Los valores de porosidad de los componentes obtenidos resolviendo directamente la ecuación Z son [10,21%, 3,61%, 0,31%], es decir, la porosidad de fractura es 0,31% y la porosidad sin fractura es 13,82%.

Para roca cristalina fracturada, la relación de aspecto de poro promedio calculada es 0,0082, y la distribución de relación de aspecto de poro más simple es [1, 0,0082, 0,00082]. La porosidad de la composición calculada es [0,15%, 0,24%, 0,02%].

Aunque existen ciertos errores entre los valores de porosidad calculados de diferentes componentes y los valores del modelo, se puede observar que la porosidad de la matriz calculada por el modelo de roca sedimentaria y la porosidad de fractura calculada por la roca fracturada tienen pequeños errores, que pueden cumplir con los requisitos para determinar el tipo de yacimiento y calcular la porosidad de los componentes.

Obviamente, los resultados del cálculo concuerdan con el modelo original y la relación de aspecto de poro promedio utilizada para determinar el tipo de poro del yacimiento es correcta, lo que demuestra que el método en este documento es efectivo para rocas porosas similares. a rocas sedimentarias y rocas de fractura cristalinas. ¿Los resultados del cálculo también demuestran el uso de Kuster-Toks? La viabilidad de resolver directamente la porosidad de los componentes utilizando la ecuación z.

4.2 Procesamiento de datos de pozos reales

Utilizando el método de este artículo, seleccione datos de pozos reales con datos de extracción de muestras para el análisis de la siguiente manera: Primero, use XMAC y datos de registro de porosidad para calcular el promedio. relación de aspecto de porosidad para verificar la viabilidad de utilizar la relación de aspecto de poro promedio para identificar los tipos de poros del yacimiento al aplicar Kuster-Toks? La porosidad de cada componente se calculó usando la ecuación Z y se comparó con la porosidad φWyllie calculada mediante la ecuación de Wyllie.

La Figura 2 es un ejemplo de los resultados del procesamiento. La litología principal de la sección de tratamiento son formaciones de arenisca y lutita con baja porosidad y yacimientos de baja porosidad y baja permeabilidad. La perforación y extracción de muestras de determinadas secciones de pozos confirmaron el desarrollo de microfracturas.

Los resultados del procesamiento muestran que la relación de aspecto de poro promedio es básicamente mayor que 0,05, lo que pertenece a una formación no fracturada con estructura de poros intergranulares de arena y lutita, y está en buen acuerdo con las condiciones reales de la formación. .

Los resultados del procesamiento también muestran claramente que hay algunas secciones con una relación de aspecto de porosidad relativamente baja, especialmente en la sección de 2063 ~ 2076 m. Estas secciones de arenisca homogéneas con una relación de aspecto de porosidad baja pueden interpretarse como capas con microfisuras. Los resultados de las perforaciones también confirmaron la exactitud de esta conclusión.

Al igual que otros métodos, la estimación de la relación de aspecto promedio también se ve afectada por la selección de parámetros del esqueleto, por lo que los parámetros de entrada básicos deben seleccionarse razonablemente en función de algunas condiciones a priori y resultados del preprocesamiento. Cuando los parámetros del mineral esquelético seleccionado son diferentes, los valores de relación de aspecto promedio calculados son bastante diferentes (la Figura 2 muestra las curvas de relación de aspecto de poro promedio calculadas seleccionando los parámetros del esqueleto de arenisca y caliza respectivamente), pero sus tendencias relativas son consistentes. por lo que aún podemos realizar un análisis cualitativo basado en la curva de relación de aspecto calculada combinada con otros datos para evaluar el tipo de poro del yacimiento.

5 Conclusión

El espectro de relación de aspecto de los poros se puede representar aproximadamente mediante tres valores propios simples. Con base en esto, ¿Kuster-Toks? La ecuación z, la velocidad de la onda acústica y los datos de porosidad total pueden estimar la relación de aspecto promedio de los poros, determinar el tipo de poro del yacimiento y luego resolver directamente la porosidad del componente.

Los resultados de los cálculos numéricos y el procesamiento de datos reales muestran que usar Kuster-Toks? La ecuación Z simplifica el espectro de relación de aspecto de los poros y es efectiva para determinar el tipo de poro del yacimiento. Aunque el cálculo cuantitativo todavía se ve afectado por la selección de los parámetros del esqueleto, los resultados aún se pueden usar para la evaluación cualitativa, obteniendo así un nuevo método simple y práctico para simplificar el espectro de relación de aspecto de los poros y juzgar rápidamente el tipo de poro del yacimiento.

Figura 2 Ejemplo de resultados reales del procesamiento de datos de pozo

Referencias

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【3】¿Nafi Toks? Zhu Min, Cheng Chunhai, Aitkin Timur. Velocidad de las ondas sísmicas en rocas porosas. Asociación de Físicos Exploratorios, 1976, 621~645.

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