一种基于变骨架参数的孔隙度预测新方法

doi:10.11743/ogg20220319

石油与天然气地质 ›› 2022, Vol. 43 ›› Issue (3): 711-716.doi: 10.11743/ogg20220319

一种基于变骨架参数的孔隙度预测新方法

申波^1,²(), 王刚³, 樊海涛³, 张金风⁴, 李彦普⁵

^1.长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室，湖北武汉 430010
^2.长江大学地球物理与石油资源学院，湖北武汉 430010
^3.中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依 834000
^4.中国石油新疆油田分公司吉庆油田作业区，新疆吉木萨尔 8317002
^5.中国石油大港油田分公司第一采油厂，天津 300280

收稿日期:2021-01-06 修回日期:2022-03-08 出版日期:2022-06-01 发布日期:2022-05-06
第一作者简介:申波（1981—），男，博士、讲师，复杂储层测井评价与解释。E?mail： shhd151@126.com。
基金项目:
国家自然科学基金项目(41504103)

A new method for porosity prediction based on variable matrix parameters

Bo Shen^1,²(), Gang Wang³, Haitang Fan³, Jinfeng Zhang⁴, Yanpu Li⁵

^1.Key Laboratory of Exploration Technologies for Oil and Gas Resources，Ministry of Education/Yangtze University，Wuhan，Hubei 430010，China
^2.Geophysics and Oil Resource Institute，Yangtze University，Wuhan，Hubei 430010，China
^3.Research Institute of Exploration and Development，Xinjiang Oilfield Company，CNPC，Karamay，Xinjiang 834000，China
^4.Jiqing Oilblock Operation Department，Xinjiang Oilfield Company，Jimsar，Xinjiang 8317002，China
^5.NO. 1 Oil Production Plant，Dagang Oilfield Company，PetroChina，TianJin 300280，China.

Received:2021-01-06 Revised:2022-03-08 Online:2022-06-01 Published:2022-05-06

摘要/Abstract

摘要：

利用测井资料计算储层孔隙度是测井定量评价的基础内容，储层孔隙度计算是否准确直接影响到后续的储层评价可靠性。对于岩矿组分复杂地层，如何快速、准确地开展孔隙度测井评价是复杂储层解释与评价的首要问题。A凹陷L组发育凝灰质砂岩储层，由于砂质成分复杂多变，且受后期成岩作用影响，导致不同层位骨架测井响应规律存在明显差异，进而导致基于岩心刻度测井的单孔隙度模型以及基于多元统计方法的孔隙度解释结果存在一定的适用性问题。以体积物理模型为基础，以主成分分析为手段，根据岩石骨架参数降维结果提出一种基于变骨架参数的孔隙度预测方法。实际资料处理结果表明，该方法预测结果与岩心分析结果吻合较好，且简化了分层段处理的解释流程，对复杂岩石组分的孔隙度预测具有一定借鉴意义。

关键词: 主成分分析, 变骨架参数, 复杂岩石组分, 凝灰质砂岩, 孔隙度预测, 储层评价

Abstract:

Porosity prediction from logging data is a common practice of quantitative evaluation of hydrocarbon reservoirs. The accuracy of reservoir porosity calculation directly affects the reliability of subsequent reservoir evaluation. For evaluating reservoirs with complex mineral components， the main challenge is how to quickly and accurately predict the porosity with logging data. One such example is the tuffaceous sandstone reservoir developed in L Formation of A Sag. Its complex and changeable sandy composition and late diagenesis result in logging responses varying significantly from one layer to another， making the applicability of the single-porosity model built based core-calibrated logging data and multivariate statistical method to porosity calculation of these layers rather questionable. To tackle the issue， this study proposes a porosity prediction method based on variable matrix parameters by using a volume physical model and through principal component analysis. Porosity prediction by using the method with actual logging data fits well with core analysis results and the workflow for separate-layer porosity interpretation is simplified. The method may serve as a certain reference for the prediction of porosity of rocks with complex components.

Key words: principal component analysis, variable matrix parameter, complex rock component, tuffaceous sandstone, porosity prediction, reservoir evaluation

中图分类号:

TE122.2

申波,王刚,樊海涛,等. 一种基于变骨架参数的孔隙度预测新方法[J]. 石油与天然气地质, 2022, 43(3): 711-716. doi: 10.11743/ogg20220319 Bo Shen,Gang Wang,Haitang Fan,et al. A new method for porosity prediction based on variable matrix parameters[J]. Oil & Gas Geology, 2022, 43(3): 711-716. doi: 10.11743/ogg20220319

图/表 9

图1

图2

表1

表2

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表3

参考文献 27

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岩性	密度/（g·cm^-3）	中子测井值/（v·v^-1）	声波时差/（μs·ft^-1）
砂岩	2.65	-0.02	58
碳酸盐岩	2.68	0.05	59
火山岩	2.59	0.12	56

主成分	初始特征值			主成分矩阵
主成分	特征值	方差	累计方差	M	N	P
F₁	1.981	66.025	66.025	1.000	0.778	-0.613
F₂	1.019	33.961	99.985	-0.004	0.628	0.790

解释方法	孔隙度预测值/%	孔隙度分析值/%	平均绝对误差/%
声波时差	16.01	15.72	1.23
多元统计	14.98	15.72	1.59
变骨架参数	15.59	15.72	0.95

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一种基于变骨架参数的孔隙度预测新方法

A new method for porosity prediction based on variable matrix parameters

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