CN105041305B - 一种基于物性与气测录井参数交汇的油气水识别方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种基于物性与气测录井参数交汇的油气水识别方法，包括以下步骤：通过收集现场气测数据、测井解释孔隙度数据和试油数据，读取测试井段的C1‑C8平均值，进行参数重构，求得“TCS”参数，建立图版，确定图版中各种流体性质的界限，然后现场验证，无误后在现场更多井推广应用。本发明方法既解决了过度依赖软件识别和硬件开发商的困难的问题，丰富了现有技术手段，同时也提高了钻井油气水层识别的效率，降低识别难度，提高现场人员的技术水平，对后期油气水识别及仪器的推广也有促进作用。

Description

一种基于物性与气测录井参数交汇的油气水识别方法
技术领域
本发明涉及录井油气水识别领域，具体而言，本发明涉及一种基于物性与气测录井参数交汇的油气水识别方法。
背景技术
FLAIR(福莱尔气测录井)是法国地质服务公司21世纪初推出的地层流体实时分析系统。它是一种全新的气测分析仪器，可以分析C1-C8的烃类组分，传统气测仪器仅能分析C1-C8的烃类组分，在地层流体实时分析精度方面较传统气测仪器具有较高的精度(黄小刚，2005，FLAIR井场实时流体检测系统，《录井工程》)。
作为新仪器，其自身公司有自主的流体分析和识别方法，但是方法受专利权和软件限制，其他公司很难了解和掌握其核心技术。针对此问题，为更好的应用FLAIR气测分析系统，特根据现场数据，总结规律，建立了“基于参数重构的FLAIR气测录井油气水识别图版”，该图版的建立对该系统的应用和推广有很强的作用，同时，可以摆脱产品方的专利和软件限制，为公司自主发展提供前提。
传统的软件识别技术，具有花费大，技术依赖性强，原理不清等缺点。软件识别技术对油气水层识别具有其特定性和定向性，只能依赖于软件开发商或者代理商。而现有地层油气水识别方法和软件均掌握在FLAIR的拥有方手中，无法了解和深入认识这些方法的原理和过程。而该仪器应用方也无法独立应用和拓展该仪器的功能。同时现有相关技术和方法仍然以早期的气测图版识别方法为主，对FLAIR气测录井仪器的适应性较差，还未形成系统的适合于该仪器的特有方法，无法满足现场要求。
随着石油勘探开发进程的推进，非常规油气藏的油气水识别技术越来越受到重视，面对非常规储层的流体识别难度越来越大，传统的测井识别手段识别率越来越低，造成油田在勘探和开发领域失误率越来越高。而非常规手段的在油气水层识别领域的发展不断的弥补传统手段如测井解释的不足，特别是近年来在气测录井、地化录井等方面突飞猛进的发展，更是影响了油气水层识别的精度。本次方法是油气水层识别的新方法，可以应用到油气勘探、评价和开发的全过程中，为提高油气水层的识别率提供了条件。
发明内容
本发明所要解决的技术问题是提出一种基于物性与气测录井参数交汇的油气水识别方法，克服了上述现有技术存在的缺陷。这种方法对现有的技术手段进行了补充，为自我开发和进一步开发FLAIR录井仪器的能力奠定了基础。
本发明所要解决的技术问题是通过以下技术方案来实现的：
一种基于物性与气测录井参数交汇的油气水识别方法，包括以下步骤：
(1)获得原始油井数据：收集现场FLAIR气测录井实测数据、测井解释孔隙度数据和现场试油的层段的数据；
(2)读取试油井段C1-C8平均值，读取方法为试油顶深和试油底深段的几何平均值；所谓试油就是利用专用的设备和方法，对通过地震勘察、钻井录井、测井等间接手段初步确定的可能含油(气)层位进行直接的测试，并取得目的层的产能、压力、温度、油气水性质以及地质资料的工艺过程；
(3)参数重构是根据试油井段C1-C8平均值建立两个FLAIR气测录井的两个重构参数：“TCS”参数和“C7-8bC5-6”参数。所述“TCS”参数指含油丰度指数，具体计算方法见公式(1)，其地质意义是储层含油气量的表征指数，该指数越高表示储层含油气量越足，是判别储层含油气量的一种手段；所述“C7-8bC5-6”参数计算方法如下：
公式(1)中C1、C2、nC7、C7H8等均为FLAIR气测录井的实测参数。
(4)求得区域内各井试油段“TCS”参数，同时统计区域内各井试油段的孔隙度测井解释数据。
(5)计算完各井试油段“TCS”参数、测井孔隙度和试油成果数据，将数据投入横坐标是测井孔隙度，所述测井孔隙度是指利用石油钻井过程中测得的测井数据计算求取的储层孔隙度，纵坐标是“TCS”参数图版中，散点颜色根据试油成果可分为油气层、油水同层、水层及干层等色标，以区分不同数据点的试油成果；
(6)根据不同颜色的点的分布区域，将油气层、油水同层、水层和干层等的不同分布区域利用区域线分割开，不同流体性质分布在各自区域。在划分界限时，若油层、气层、油水同层及气水同层数据点与其相邻的其他流体类型界限较为明显时，以以上四种类型的最小值为界限；若油层、气层、油水同层及气水同层与其相邻的其他流体类型界限存在明显混合带时，流体界限以与以上四种类型流体相邻的其他流体的最大值为界限，根据以上原则求得油气水层的“TCS”参数和测井孔隙度界限；
(7)所述求得油气水层的“TCS”参数和测井孔隙度界限后，在图版中的流体分类区内部，各流体类型均在各自流体类型分布区内。当新井新层数据读取完毕后，求得“TCS”参数和测井孔隙度，将结果投放到图版中，投放结果在哪个区域即表示该储层内的流体性质在投放区表示的流体性质，如投放在油层区即代表油层，投放在水层区即代表水层。
本发明采用上述技术方案以后，通过收集现场测量数据、试油数据，读取测试井段的C1-C8平均值，进行参数重构，求得“TCS”参数和测井孔隙度，建立图版，确定图版中各种流体性质的界限，再利用新建立的图版对新井新层进行验证，判别新井新层的流体性质，为油气勘探、评价和开发提供有效的指导，具有的有益效果：
(1)解决了过度依赖软件识别和硬件开发商的困难的问题，丰富了现有技术手段；
(2)提高了钻井油气水层识别的效率，降低识别难度，提高现场人员的技术水平。
(3)本发明方法为油气勘探和开发提供了一种非常规的手段，为气测录井解释提供了一种独立于服务方的有力武器，2014年在中海油渤海油田运用该方法对储层流体进行解释，解释符合率达到83％以上，明显高于早期65％的精度，且在钻井现场随时解释，而早期为钻井完成后10天解释完毕，无法为现场钻井提供指导，提高了时效性，为钻井服务提供了有利的支撑。更重要的是，该方法使技术人员掌握了解释方法，2014年全年为中海油工程技术分公司节省处理解释费用200多万，产生了可观的经济效益。
附图说明
下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。
图1基于物性与FLAIR录井参数交汇的油气水识别方法流程图。
图2基于物性和FLAIR录井参数交汇的油气水识别图版。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将对本发明的实施方式做进一步的详细描述。
实施例
如图1所述某油田基于物性与FLAIR录井参数交汇的录井油气水识别方法，包括以下步骤：
1、收集现场FLAIR气测录井实测数据和现场试油的层段的数据；
2、读取试油井段C1-C8平均值，读取方法为试油顶深和试油底深段的几何平均值，具体读取数据见表1、续表1：
表1现场试油井段C1-C8平均值数据表
井号 顶深 底深 C1j C1 C2 C3 IC4 NC4 IC5 NC5 NC6 NC7 NC8 C6H6 C7H8 C7H14
a1 1220 1226 1175.2 6413.9 26.0 2.24 2.03 5.94 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1.32
a2 1248 1251 628.6 1017.4 0.0 5.84 1.22 0.11 2.88 1.40 0.00 0.00 0.00 0.00 1.26 1.29
a3 1509 1511 1004.9 7035.0 676.7 201.94 62.23 70.17 40.15 20.28 7.25 0.00 0.00 0.74 2.18 7.85
a4 2012 2016 933.9 1703.6 29.9 36.10 23.81 36.37 44.62 35.76 58.66 18.93 0.00 0.48 0.09 11.35
a5 1012 1022 2123.0 4008.0 0.0 0.73 0.04 0.00 0.06 0.08 0.00 0.00 0.00 0.03 0.00 0.00
a6 1404 1408 2222.9 3291.8 10.7 1.52 0.22 0.04 0.09 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.33
a7 1637 1655 243.2 2803.6 26.8 18.24 9.94 8.75 12.57 0.16 0.03 0.03 0.00 0.02 0.00 0.25
a8 1785 1790 1.0 2305.7 94.2 80.41 22.98 41.68 1.70 26.05 3.40 0.00 1.03 0.00 2.53 0.00
a9 1812 1821 1.0 571.6 0.0 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
a10 1819 1826 1.5 94.7 3.5 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
a11 1433 1443 843.2 3922.0 19.3 8.68 2.16 1.20 2.04 0.68 2.31 0.09 0.27 0.08 0.18 0.96
a12 2026 2036 171.0 3384.6 35.5 8.29 3.55 3.23 5.10 2.11 1.84 1.41 0.84 0.06 0.31 3.98
续表1现场试油井段C1-C8平均值数据表
井号 顶深 底深 C1j C1 C2 C3 IC4 NC4 IC5 NC5 NC6 NC7 NC8 C6H6 C7H8 C7H14
a13 2177 2180 1411.2 3806.2 26.2 6.53 0.45 0.16 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
a14 2200 2211 1917.3 17002.7 185.9 142.17 100.63 130.18 151.70 63.28 26.28 4.71 0.29 0.02 0.18 0.31
a15 1723 1727 1295.6 1980.0 218.0 233.54 19.75 53.53 125.11 69.33 75.15 93.37 22.92 6.07 22.61 129.71
a16 1584 1598 373.2 5674.7 124.0 38.23 24.78 14.55 17.10 3.35 1.37 0.54 0.00 0.02 0.00 1.06
a17 1748 1757 1487.2 10915.8 291.9 296.16 213.12 233.73 300.58 69.76 73.74 38.91 0.19 1.65 3.13 58.56
a18 1758 1761 174.7 4739.1 586.0 711.41 197.85 377.46 210.78 222.46 211.69 88.94 2.14 2.79 3.63 118.15
a19 1440 1442 1.0 12734.0 138.1 17.40 10.40 9.70 3.90 2.20 0.57 0.28 1.28 0.17 0.42 4.60
a20 1929 1932 28.3 2170.2 323.4 544.89 151.62 408.08 176.02 273.12 194.62 101.42 0.29 3.35 5.03 102.98
a21 1429 1431 1.0 13369.1 137.6 17.79 8.84 8.60 3.33 1.49 0.55 1.37 0.24 0.03 0.12 8.61
a22 932 938 183.0 6379.4 16.6 7.94 1.14 1.32 1.16 0.89 6.81 6.95 14.98 0.86 0.00 0.86
a23 1021 1031 890.2 6883.8 19.8 5.99 0.46 2.57 1.25 0.74 2.55 3.90 10.05 1.29 2.37 1.36
a24 1306 1309 318.6 3559.1 68.4 3.35 10.61 6.33 10.77 0.00 1.35 3.29 6.22 0.38 0.00 5.52
a25 1322 1326 1856.4 4938.3 49.3 15.95 32.56 21.63 94.26 1.65 0.51 16.28 5.79 0.00 0.00 58.15
a26 1346 1351 1417.8 5716.0 53.6 24.95 41.15 18.34 69.32 0.00 0.00 0.59 0.78 0.47 1.56 7.76
a27 1406 1408 368.3 3393.6 75.7 9.85 1.09 0.74 0.96 0.00 8.00 2.27 8.03 0.00 0.22 1.00
a28 1252 1258 628.6 19915.5 9.6 4.75 1.40 0.32 3.09 1.32 0.42 0.00 0.00 0.21 0.87 0.66
a29 1777 1787 798.1 18863.4 445.4 825.26 552.40 1040.21 924.07 948.80 796.45 479.72 96.96 4.43 19.27 660.58
a30 1803 1806 798.1 19235.6 303.8 540.94 330.08 802.25 730.95 840.28 618.41 243.67 44.01 2.44 8.08 311.94
a31 1834 1837 270.5 5237.9 85.1 62.25 59.65 100.15 164.35 31.85 50.79 30.31 26.27 0.62 3.57 95.70
a32 1878 1882 51.1 1620.2 131.5 315.36 97.80 302.21 133.51 200.52 127.34 46.65 2.88 0.53 3.49 52.62
a33 1580 1594 119.6 12846.5 78.1 156.29 195.73 173.44 301.60 153.97 50.04 7.53 0.00 0.21 0.00 14.79
a34 1073 1078 1853.8 94121.6 6.6 3.68 0.47 0.75 0.30 0.39 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 0.00
a35 1577 1580 769.8 18807.4 2370.4 2445.10 876.20 1201.24 628.90 485.15 293.49 104.61 15.46 24.21 27.40 171.24
a36 1605 1610 3068.2 8629.4 887.6 558.61 389.28 263.13 184.94 85.39 54.21 56.90 22.51 11.46 27.78 117.92
3、参数重构是根据试油井段C1-C8平均值建立两个FLAIR气测录井的两个重构参数：“TCS”参数，同时统计区域内各井试油段的测井解释孔隙度和试油成果数据，重构后的参数及其对应的试油成果数据见表2：
表2现场试油井段“TCS”参数、测井孔隙度和试油成果数据表
4、如图2所示，将数据投入横坐标是测井解释孔隙度，纵坐标是“TCS”参数图版中，散点颜色根据试油成果可分为油气层、油水同层、含油水层、水层及干层等色标，以区分不同数据点的试油成果，根据价值层包括油气层、油水同层的边界点确定价值区和非价值区的区分界限，本区的价值区界限为TCS>3285,测井解释孔隙度>20％。
5、现场选取新井a56井一口，在未试油之前该井设计射孔段的TCS和测井孔隙度值分别为5698,25％，在图版中投点发现该层段在价值区内，故预测为油层，实际试油数据为日产油286.5m3，与预测结果相符，本区的价值区界限为TCS>3285，Φ>20％。
本上述方法在中海油渤海油田进行了应用，解释符合率达到85％，明显高于早期65％的精度，取得了显著的经济和社会效益。
应当理解的是，本发明的上述具体实施方式仅仅用于示例性说明或解释本发明的原理，而不构成对发明的限制。因此，在不偏离本发明的精神和范围的情况下所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。此外，本发明所附权利要求旨在涵盖落入所附权利要求范围和边界、或者这种范围和边界的等同形式内的全部变化和修改例。

Claims (2)

1.一种基于物性与气测录井参数交汇的油气水识别方法，包括以下步骤：
(1)获得原始油井数据：收集现场FLAIR气测录井实测数据、测井解释孔隙度数据和现场试油的层段的数据；
(2)读取试油井段C1-C8平均值；所述读取试油井段C1-C8平均值，读取方法为试油顶深和试油底深段的几何平均值；
(3)参数重构是根据试油井段C1-C8平均值建立两个FLAIR气测录井的两个重构参数：“TCS”参数和“C7-8bC5-6”参数；所述“TCS”参数和“C7-8bC5-6”参数计算方法如下：
公式中C1、C2、nC7、C7H8均为FLAIR气测录井的实测参数；
(4)求得区域内各井试油段“TCS”参数，同时统计区域内各井试油段的孔隙度测井解释数据；
(5)计算完各井试油段“TCS”参数、测井孔隙度和试油成果数据，将数据投入横坐标是测井孔隙度，纵坐标是“TCS”参数图版中，散点颜色根据试油成果分为油气层、油水同层、水层及干层色标，以区分不同数据点的试油成果；
(6)根据不同颜色的点的分布区域，将油气层、油水同层、水层和干层的不同分布区域利用区域线分割开，进而求得油气水层的“TCS”参数和测井孔隙度界限，为后期油气水层识别提供指导。
2.根据权利要求1所述的一种基于物性与气测录井参数交汇的油气水识别方法在油田的应用。
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