CN107589469B - 油水界面的确定方法和装置 - Google Patents

Abstract

本申请实施方式提供了一种油水界面的确定方法和装置，其中，该方法包括：获取目标区域中单井的测井数据、岩心数据、生产数据；根据测井数据，对测井数据中的测井曲线进行特征分析，识别目标区域中的砂体和隔夹层；根据测井数据和岩心数据，确定砂体中的水淹层；根据生产资料，对存在水淹层的砂体进行油水恢复处理，得到水淹前的油水界面；将水淹前的油水界面中不具有隔夹层的油水界面确定为砂体的油水界面。由于该方案考虑了隔夹层和水淹层的影响，先识别出目标区域中的砂体和隔夹层；再在砂体中确定出水淹层，进行油水恢复；结合隔夹层的影响在砂体中确定油水界面。从而，解决了现有方法中存在的确定油水界面不准确、误差大的技术问题。

Description

油水界面的确定方法和装置

技术领域

本申请涉及油藏勘探开发技术领域，特别涉及一种油水界面的确定方法和装置。

背景技术

在进行油藏勘探开发过程中，中高渗砂岩油藏由于储层物性好、单井产量高，受到广泛关注。具体的，中高渗砂岩油藏由于物性较好，流体的分异调整作用相对较为明显，油气通常会占据油藏的高部位，相对地，水体则多会处于油藏的边部或底部，作为边水或底水存在。其中，原油与水体的接触面，即为油水界面。具体勘探时，通常需要先确定出油水界面，进而可以根据油水界面进行具体的油藏储量计算，进行油气田的井网布置，或者对油气田设计具体的施工方案等。

目前，为了确定出目标区域的油水界面，通常是根据测井资料，利用阿尔奇公式来计算含油饱和度，进而进行储层含油性的解释，再判断油水界面所处位置。但是，现有方法具体实施时，通常是直接在厚度相对较大，且由多层油藏油水分布的油层中进行油水界面的确定，缺乏对于隔夹层影响下单一层内油水分布差异的机理具体分析。此外，在具体确定油水界面时，往往没有考虑由于水淹导致油水界面上升对油水分布构建的影响，而是笼统使用单井油水界面解释的数据进行处理，导致可能将不是油水界面的层误判断为油水界面。综上可知，现有的油水界面的确定方法具体实施时，常常存在确定油水界面不准确、误差大的技术问题。

针对上述问题，目前尚未提出有效的解决方案。

发明内容

本申请实施方式提供了一种油水界面的确定方法和装置，以解决现有的油水界面的确定方法具体实施时存在的确定油水界面不准确、误差大的技术问题。

本申请实施方式提供了一种油水界面的确定方法，包括：

获取目标区域中单井的测井数据、岩心数据、生产数据，其中，所述测井数据包括多条测井曲线；

通过对所述测井数据中的测井曲线进行特征分析，识别目标区域中的砂体和隔夹层；

根据所述测井数据和所述岩心数据，确定所述砂体中的水淹层；

根据所述生产数据，对存在所述水淹层的砂体进行油水恢复处理，得到水淹前的油水界面；

将所述水淹前的油水界面中不具有隔夹层的油水界面确定为所述砂体的油水界面。

在一个实施方式中，所述通过对所述测井数据中的测井曲线进行特征分析，识别目标区域中的砂体，包括：

根据自然伽马曲线，将自然伽马小于等于第一阈值的区域确定为所述砂体；

和/或，

根据自然电位曲线，将自然电位小于等于基线的区域确定为所述砂体。

在一个实施方式中，通过对所述测井数据中的测井曲线进行特征分析，识别目标区域中的隔夹层，包括：

根据自然伽马曲线，将自然伽马大于第一阈值的区域确定为所述隔夹层；

和/或，

根据自然电位曲线，将自然电位与基线差值小于第二阈值的区域确定为所述隔夹层。

在一个实施方式中，根据所述测井数据和所述岩心数据，确定所述砂体中的水淹层，包括：

根据所述测井数据中的多条测井曲线，构建特征识别曲线；

利用所述岩心数据，通过所述特征识别曲线，确定所述砂体中的水淹层。

在一个实施方式中，所述根据所述测井数据中的多条测井曲线，构建特征识别曲线，包括：

分别确定多条测井曲线中各条测井曲线加权因子，其中，所述多条测井曲线包括以下至少之一：电阻率曲线、密度曲线、自然伽马曲线；

根据所述多条测井曲线和对应的加权因子，通过信号滤波，构建所述特征识别曲线。

在一个实施方式中，所述分别确定多条测井曲线中各条测井曲线加权因子，包括：

对测井曲线进行归一化处理；

根据归一化后的测井曲线，建立对应的自相关矩阵；

确定所述自相关矩阵的最大特征值所对应的特征向量；

根据所述特征向量，确定所述测井曲线的加权因子。

在一个实施方式中，利用所述岩心数据，通过所述特征识别曲线，确定所述砂体中的水淹层，包括：

以所述岩心数据作为参考数据，根据所述特征识别曲线，确定水淹层的识别阈值；

根据所述水淹层的识别阈值，确定所述砂体中的水淹层。

在一个实施方式中，在确定所述砂体中的水淹层后，所述方法还包括：

根据电阻率曲线确定所述水淹层的电阻率相对值和电阻率比值；

利用所述水淹层的电阻率相对值和电阻率比值，将所述水淹层划分为多个子层；

将所述多个子层与参考砂体结果进行比较，其中所述参考砂体结果，根据目标区域的古地貌分析资料、原油的分析化验资料、岩心包裹体均一温度测试资料确定；

在所述多个子层与所述参考砂体结果不一致的情况下，调整所述水淹层的识别阈值，以重新确定砂体中的水淹层。

在一个实施方式中，所述方法还包括：

根据多个单井的测井数据、岩心数据、生产数据，确定出多个砂体的油水界面；

对比所述多个砂体的油水界面，对所述油水界面进行校正，将校正后的油水界面确定为所述砂体的油水界面。

在一个实施方式中，在确定出砂体的油水界面后，所述方法还包括：

根据所述砂体的油水界面，对目标区域进行油水分布重构；

根据重构结果，进行井位部署。

本申请实施方式还提供了一种油水界面的确定装置，包括：

获取模块，用于获取目标区域中单井的测井数据、岩心数据、生产数据，其中，所述测井数据包括多条测井曲线；

识别模块，用于通过对所述测井数据中的测井曲线进行特征分析，识别目标区域中的砂体和隔夹层；

第一确定模块，用于根据所述测井数据和所述岩心数据，确定所述砂体中的水淹层；

油水恢复模块，用于根据所述生产数据，对存在所述水淹层的砂体进行油水恢复处理，得到水淹前的油水界面；

第二确定模块，用于将所述水淹前的油水界面中不具有隔夹层的油水界面确定为所述砂体的油水界面。

在一个实施方式中，所述第一确定模块包括：

构建单元，用于根据所述测井数据中的多条测井曲线，构建特征识别曲线；

确定单元，用于利用所述岩心数据，通过所述特征识别曲线，确定所述砂体中的水淹层。

在本申请实施方式中，考虑到小层内砂体沉积和原油充注的具体过程以及隔夹层和水淹层的影响，先识别出目标区域中的砂体和隔夹层；再在砂体中确定出水淹层，并进行油水恢复；再结合隔夹层的影响在砂体中确定出油水界面，因而解决了现有方法中存在的确定油水界面不准确、误差大的技术问题，达到了准确确定出真实的油水界面的技术效果。

附图说明

为了更清楚地说明本申请实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本申请中记载的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是根据本申请实施方式提供的油水界面的确定方法的处理流程图；

图2是根据本申请实施方式提供的油水界面的确定装置的组成结构图；

图3是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供油水界面的确定方法/装置获得的某区域砂岩储层成藏过程示意图；

图4是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供油水界面的确定方法/装置获得的单井HD4-52的砂体及隔夹层识别成果示意图；

图5是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供油水界面的确定方法/装置获得的单井HD4-71和单井HD4-71-3曲线对比示意图；

图6是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供油水界面的确定方法/装置获得的单井HD4-52的水淹解释成果图示意图；

图7是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供油水界面的确定方法/装置获得的单井HD11-7—单井HD11-8—单井HD112—单井HD4-52—HD1-28剖面油水分布的示意图；

图8是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供油水界面的确定方法/装置获得的某区域中的砂岩西北井区1的小层的原始油水分布图。

具体实施方式

为了使本技术领域的人员更好地理解本申请中的技术方案，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本申请保护的范围。

考虑到现有技术的油水界面的确定方法，往往都没有考虑到因为小层内砂体沉积和原油充注的具体过，大多在直接在厚度相对较大，且由多层油藏油水分布的油层中进行油水界面的确定，缺乏对于隔夹层影响下单一层内油水分布差异的机理具体分析。导致所确定的油水界面不准确，设置会将不是油水界面的层，例如视油水界面，误判断为油水界面。即，现有方法具体实施时存在确定油水界面不准确、误差大的技术问题。针对产生上述技术问题的根本原因，本申请考虑可以引入隔夹层、水淹层在小层砂体内的具体影响，以砂体作为处理单元，先识别出目标区域中的砂体和隔夹层；再在砂体中确定出水淹层，并进行油水恢复；结合隔夹层的影响，在砂体中确定油水界面。从而解决了现有方法中存在的确定油水界面不准确、误差大的技术问题，达到准确确定出真实的油水界面的技术效果。

基于上述思考思路，本申请实施方式提供了一种油水界面的确定方法。请参阅图1所示的根据本申请实施方式提供的油水界面的确定方法的处理流程图。本申请实施方式提供的油水界面的确定方法，具体可以包括以下步骤。

步骤S101：获取目标区域中单井的测井数据、岩心数据、生产数据，其中，所述测井数据包括多条测井曲线。

在本实施方式中，本申请实施方式提供的油水界面的确定方法可以适用于中高渗砂岩油藏的分布区域。其中，所述中高渗砂岩油藏具体可以是空气渗透率高于50mD(毫达西)的砂岩油藏。具体的，空气渗透率介于50～500mD(毫达西)之间的为中渗油藏，空气渗透率大于500mD(毫达西)的为高渗油藏。通常，高于50mD(毫达西)的砂岩油藏的油水密度分异作用相对较为显著，油水界面可以近似为一个没有厚度的面，而不同于低渗、特低渗油藏，低渗、特低渗油藏中的油水界面往往具有一定深度范围的过渡带。

在本实施方式中，所述测井数据具体可以包括多条测井曲线。其中，所述多条测井曲线具体又可以包括以下所列举的一种或多种：电阻率曲线、密度曲线、自然伽马曲线、声波时差曲线等等。当然，需要说明的是，上述所列举的测井曲线只是为了更好地说明本申请实施方式，具体实施时，也可根据具体情况选择合适的曲线作为上述测井曲线。

在一个实施方式中，为了便于后续能够较为准确地从目标区域中识别出砂体、隔夹层、水淹层，具体实施时，可以选择响应特征相对较为明显的测井曲线作为上述多条测井曲线。具体的，可以选择电阻率曲线、密度曲线、自然伽马曲线中的任意两条或三条组合作为上述多条测井曲线。

在本实施方式中，所述目标区域内通常包括有多个单井，通过对上述多个单井中的每个单井进行数据采集，可以获得各个单井的测井数据、岩心数据、生产数据。具体实施时，可以根据其中一个单井的测井数据、岩心数据、生产数据确定目标区域中砂体的油水界面。也可以根据多个单井的测井数据、岩心数据、生产数据分别确定出多个砂体的油水界面，再将上述多个油水界面进行对比校正，将校正后的准确度相对更高的油水界面目标区域中砂体的油水界面。从而可以提高所确定的油水界面的准确度。

步骤S102：通过对所述测井数据中的测井曲线进行特征分析，识别目标区域中的砂体和隔夹层。

在本实施方式中，为了具体分析目标区域中小层砂体内隔夹层对油水分布的影响，在本实施方式选择砂体作为主要的施工单位。因此需要先从目标区域中识别出砂体和隔夹层。具体实施时可以按照以下方式分别从目标区域中识别出砂体与隔夹层。

S102-1：根据自然伽马曲线，将自然伽马小于等于第一阈值的区域确定为所述砂体；和/或，根据自然电位曲线，将自然电位小于等于基线的区域确定为所述砂体。

在本实施方式中，具体实施时，可以单独根据自然伽马曲线，识别出所述砂体；也可以单独根据自然电位曲线，识别出所述砂体。为了更加准确地识别出上述砂体，还可以同时根据上述两条测井曲线对目标区域中的砂体进行识别。

S102-2：根据自然伽马曲线，将自然伽马大于所述第一阈值的区域确定为所述隔夹层；和/或，根据自然电位曲线，将自然电位与基线差值小于第二阈值的区域确定为所述隔夹层。

在本实施方式中，与识别砂体的过程类似，具体实施时，可以单独根据自然伽马曲线，识别出所述隔夹层；也可以单独根据自然电位曲线，识别出所述隔夹层。为了更加准确地识别出上述隔夹层，还可以同时根据上述两条测井曲线对目标区域中的隔夹层进行识别。

在本实施方式中，通常，目标区域中的砂泥岩剖面的储集层主要是砂岩，即砂体，而泥岩作为隔夹层存在。砂体和隔夹层由于组成物质的不同，在测井响应上具有各自不同的响应特征。具体的，砂体在自然伽马曲线上表现为中、低值自然伽马，在自然电位曲线上显示为相对波动的负异常，且井径小于钻头直径。而隔夹层在自然伽马曲线上表现为高值，在自然电位曲线上显示为比较平直的直线，且井径大于钻头直径。由此，可以按照上述方式，在单井测井曲线特征分析研究的基础上，完成砂体及隔夹层的识别与划分。

在一个实施方式中，上述第一阈值具体可以设为35API。即，自然伽马大于等于该值的区域较有可能为砂体，自然伽马小于该值的区域较有可能为隔夹层。上述第二阈值是为了表征自然电位与基线的近似程度。具体的，当自然电位与基线差值小于第二阈值，可以判断该自然电位曲线相对比较平缓，波动比较少；而当自然电位与基线差值大于等于第二阈值，可以判断该自然电位曲线相对不平缓，波动比较大。需要说明的是，上述第二阈值具体可以根据具体情况和施工的精度要求灵活设定。对此，本申请不作限定。

步骤S103：根据所述测井数据和所述岩心数据，确定所述砂体中的水淹层。

在一个实施方式中，为了能较准确地确定出砂体中的水淹层，具体实施时，可以按照以下步骤执行。

S103-1：根据所述测井数据中的多条测井曲线，构建特征识别曲线。

在本实施方式中，上述特征识别曲线具体可以是利用多条响应特征相对明显的测井曲线组合而成的特征识别曲线。通过该曲线可以综合地反应出多种类型的测井响应特征。从而可以利用该曲线更加准确、方便地识别出砂体的水淹层。为构建上述特征识别曲线，具体实施时，可以按照以下方式执行。

S103-1-1：分别确定多条测井曲线中各条测井曲线加权因子，其中，所述多条测井曲线包括以下至少之一：电阻率曲线、密度曲线、自然伽马曲线。

在一个实施方式中，为了准确地确定出各条测井曲线加权因子，具体实施时可以参照以下步骤处理。

S103-1-1-1：对测井曲线进行归一化处理；

S103-1-1-2：根据归一化后的测井曲线，建立对应的自相关矩阵；

S103-1-1-3：确定所述自相关矩阵的最大特征值所对应的特征向量；

S103-1-1-4：根据所述特征向量，确定所述测井曲线的加权因子。

在本实施方式中，需要说明的是，加权因子的确定主要是以输出端信号能量和噪声能量之比最大为依据。如此，所确定出的加权因子能够较好地反应出上述多条测井曲线中各条测井曲线所表征的响应特征分别对水淹层影响程度的大小。

在一个实施方式中，具体实施时，在对测井曲线进行归一化处理后，可以按照以下公式逐步计算确定出测井曲线的加权因子的具体数值。

上式中，E_s为滤波器输出端信号；E_n为噪声信号；Q_n为随机干扰的自相关矩阵；R为信号的自相关矩阵；h为计算各测井曲线加权因子向量；λ为滤波器输出端信号与噪声信号的比值。

具体实施时，可以利用上述公式反推出各测井曲线加权因子向量即所述特征向量，根据该向量可以确定出各测井曲线的加权因子。

S103-1-2：根据所述多条测井曲线和对应的加权因子，通过信号滤波，构建所述特征识别曲线。

在本实施方式中，上述特征识别曲线综合了多种测井曲线的优点，可以较好地反映油层水淹情况。具体的，该特征识别曲线可以用Syn来表征。

S103-2：利用所述岩心数据，通过所述特征识别曲线，确定所述砂体中的水淹层。

在一个实施方式中，为了能较准确地识别出砂体的水淹层，具体实施时，可以按照以下方法处理。

S103-2-1：以所述岩心数据作为参考数据，根据所述特征识别曲线，确定水淹层的识别阈值。

在本实施方式中，可以根据岩心数据获得岩心水淹层的分布情况，可以以岩心水淹层的分布情况做参照标准，根据该参照标准，结合特征识别曲线，确定出具体的识别阈值。

S103-2-2：根据所述水淹层的识别阈值，确定所述砂体中的水淹层。

在本实施方式中，可以根据上述水淹层的识别阈值，利用特征识别曲线，较为准确地识别出砂体中的水淹层。

步骤S104：根据所述生产数据，对存在所述水淹层的砂体进行油水恢复处理，得到水淹前的油水界面。

在一个实施方式中，上述油水恢复处理具体可以包括：根据所识别的水淹层，从所述砂体中去除上述水淹层。从而，可以去除水淹层的干扰，恢复得到单井原始油水界面，即上述水淹前的油水界面。

步骤S105：将所述水淹前的油水界面中不具有隔夹层的油水界面确定为所述砂体的油水界面。

在本实施方式中，上述不具有隔夹层，即不存在隔夹层发育的水淹前的油水界面才是真实的油水界面。即满足上油下水，且中间没有隔夹层。相反，具有隔夹层，即存在隔夹层发育的水淹前的油水界面实际上位视油水界面。即满足上油下水，且中间分布有隔夹层，此类视油水界面上部的油和下部的水分别属于不同的油水系统(两个油水系统实际上拥有不同的油水界面)，因此视油水界面并不是真实的油水界面。上述视油水界面往往是由于隔夹层的遮挡所形成的，且视油水界面的海拔深度往往要高于真实油水界面。

在本实施方式中，需要说明的是，现有的油水界面的确定方法往往正是由于没有考虑到隔夹层的影响将视油水界面错误地确定为真实的油水界面，进而影响后续的分析判断的准确性。

在本申请实施例中，相较于现有方法，通过引入隔夹层、水淹层在小层砂体内的具体影响，以砂体作为处理单元，先识别出目标区域中的砂体和隔夹层；再在砂体中确定出水淹层，并进行油水恢复；再结合隔夹层的影响，在砂体中确定油水界面。从而解决了现有方法中存在的确定油水界面不准确、误差大的技术问题，达到准确确定出真实的油水界面的技术效果。

在一个实施方式中，为了减少识别误差，提高识别的准确度，在确定所述砂体中的水淹层后，还可以按照以下方式对所识别的水淹层进行校验。具体实施时，可以按照以下步骤执行。

S103-3：根据电阻率曲线确定所述水淹层的电阻率相对值和电阻率比值。

在一个实施方式中，具体可以按照以下公式确定水淹层的电阻率相对值和电阻率比值：

上式中，Rp为电阻率相对值；Rt为地层电阻率响应值，单位Ω·m；Ro为标准水层电阻率响应值，单位Ω·m；Q为电阻率比值；a为与岩性有关的岩性系数；b为与岩性有关的常数；Rw为地层水电阻率，单位Ω·m；为孔隙度；m为胶结指数；n为饱和度指数；Swc用原始含水饱和度；RT为阿尔奇公式反推得到的电阻率，单位Ω·m。

S103-4：利用所述水淹层的电阻率相对值和电阻率比值，将所述水淹层划分为多个子层。

在一个实施方式中，具体实施时，可以以上述电阻率相对值和电阻率比值作为划分指标，以表征不同的水淹程度，进而可以结合生产动态、试油、试采等资料，根据水淹程度的不同，将所述水淹层划分为多个子层。

在一个实施方式中，上述水淹层的多个子层具体可以包括：未水淹层、低水淹层、中水淹层、高水淹层这四个子层。

S103-5：将所述多个子层与参考砂体结果进行比较，其中所述参考砂体结果，根据目标区域的古地貌分析资料、原油的分析化验资料、岩心包裹体均一温度测试资料确定。

在一个实施方式中，上述参考结果具体可以根据区域的古地貌分析资料、原油的分析化验资料、岩心包裹体均一温度测试资料，通过古地貌的恢复得到的一种预测数据。利用该数据可以对所确定的水淹层进行校验。

S103-6：在所述多个子层与所述参考砂体结果不一致的情况下，调整所述水淹层的识别阈值，以重新确定砂体中的水淹层。

在一个实施方式中，根据所述多个子层与所述参考砂体结果不一致，可以判断所确定的水淹层可能存在误差，进而可以对水淹层的识别阈值进行相应的调整，以重新确定砂体中的水淹层，直到所确定的水淹层的多个子层与所述参考砂体结果一致为止。从而，可以确定出相对较为准确的水淹层。

在一个实施方式中，在利用单井的测井数据、岩心数据、生产数据确定出一个油水界面后，为了获取更加准确的油水界面，具体还可以按照下面方法，对油水界面进行进一步的校正。

S106-1：根据多个单井的测井数据、岩心数据、生产数据，确定出多个砂体的油水界面。

S106-2：对比所述多个砂体的油水界面，对所述油水界面进行校正，将校正后的油水界面确定为所述砂体的油水界面。

在一个实施方式中，在确定出砂体的油水界面后，为了对指导目标区域的油藏开发，具体实施时，还可以按照以下方式处理。

S107-1：根据所述砂体的油水界面，对目标区域进行油水分布重构。

在本实施方式中，上述油水分布重构具体可以是利用目标区域中的各个砂体的真实油水界面，将宏观上油水界面差异较大的不精细的倾斜油水界面分解为多个具有不同油水界面的油水系统，即完成了目标区域的原始油水分布的重构。利用上述重构结果，可以确定出清楚、准确的油水分布关系。

S107-2：根据重构结果，进行井位部署。

在本实施方式中，具体实施时，可以利用重构结果作为指导，在目标区域中选择避开水层，且分布有油层的位置进行井位部署，从而可以更好地目标区域中进行石油开采。当然，上述所列举的只是为了更好地说明本申请实施方式，具体实施时，也可以根据具体情况和施工要求，根据上述重构结果，进行其他的施工。对此，本申请不作限定。

从以上的描述中，可以看出，本申请实施方式提供的油水界面的确定方法，通过引入隔夹层、水淹层在小层砂体内的具体影响，以砂体作为处理单元，先识别出目标区域中的砂体和隔夹层；再在砂体中确定出水淹层，并进行油水恢复；再结合隔夹层的影响，在砂体中确定油水界面。从而解决了现有方法中存在的确定油水界面不准确、误差大的技术问题，达到准确确定出真实的油水界面的技术效果；又通过对所识别出的水淹层进行校验，提高了所确定水淹层的准确度；还利用多个单井的数据获取多个油水界面，进而通过对比多个油水界面对确定出的油水界面进行校正，提高了所确定的油水界面的准确度。

基于同一发明构思，本发明实施方式中还提供了一种油水界面的确定装置，如下面的实施方式所述。由于装置解决问题的原理与油水界面的确定方法相似，因此油水界面的确定装置的实施可以参见油水界面的确定方法的实施，重复之处不再赘述。以下所使用的，术语“单元”或者“模块”可以实现预定功能的软件和/或硬件的组合。尽管以下实施例所描述的装置较佳地以软件来实现，但是硬件，或者软件和硬件的组合的实现也是可能并被构想的。请参阅图2，是本申请实施方式的油水界面的确定装置的一种组成结构图，该装置可以包括：获取模块201、识别模块202、第一确定模块203、油水恢复模块204、第二确定模块205，下面对该结构进行具体说明。

获取模块201，具体可以用于获取目标区域中单井的测井数据、岩心数据、生产数据，其中，所述测井数据包括多条测井曲线；

识别模块202，具体可以用于通过对所述测井数据中的测井曲线进行特征分析，识别目标区域中的砂体和隔夹层；

第一确定模块203，具体可以用于根据所述测井数据和所述岩心数据，确定所述砂体中的水淹层；

油水恢复模块204，具体可以用于根据所述生产数据，对存在所述水淹层的砂体进行油水恢复处理，得到水淹前的油水界面；

第二确定模块205，具体可以用于将所述水淹前的油水界面中不具有隔夹层的油水界面确定为所述砂体的油水界面。

在一个实施方式中，为了能准确地确定所述砂体中的水淹层，所述第一确定模块203具体可以包括以下结构。

构建单元，具体可以用于根据所述测井数据中的多条测井曲线，构建特征识别曲线；

确定单元，具体可以用于利用所述岩心数据，通过所述特征识别曲线，确定所述砂体中的水淹层。

在一个实施方式中，为了能建立上述特征识别曲线，具体实施时，上述构建单元具体可以包括以下结构。

第一确定子单元，具体可以用于分别确定多条测井曲线中各条测井曲线加权因子，其中，所述多条测井曲线包括以下至少之一：电阻率曲线、密度曲线、自然伽马曲线。

构建子单元，具体可以用于根据所述多条测井曲线和对应的加权因子，通过信号滤波，构建所述特征识别曲线。

在一个实施方式中，上述确定子单元为能确定出较为准确的加权因子，具体实施时，可以按照以下步骤执行：先对测井曲线进行归一化处理；再根据归一化后的测井曲线，建立对应的自相关矩阵；确定所述自相关矩阵的最大特征值所对应的特征向量；根据所述特征向量，确定所述测井曲线的加权因子。

在一个实施方式中，为了能利用所述岩心数据，通过所述特征识别曲线，确定所述砂体中的水淹层，上述确定单元具体可以包括以下结构。

第二确定子单元，具体可以用于以所述岩心数据作为参考数据，根据所述特征识别曲线，确定水淹层的识别阈值。

第三确定子单元，具体可以用于根据所述水淹层的识别阈值，确定所述砂体中的水淹层。

本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。尤其，对于系统实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。

需要说明的是，上述实施方式阐明的系统、装置、模块或单元，具体可以由计算机芯片或实体实现，或者由具有某种功能的产品来实现。为了描述的方便，在本说明书中，描述以上装置时以功能分为各种单元分别描述。当然，在实施本申请时可以把各单元的功能在同一个或多个软件和/或硬件中实现。

此外，在本说明书中，诸如第一和第二这样的形容词仅可以用于将一个元素或动作与另一元素或动作进行区分，而不必要求或暗示任何实际的这种关系或顺序。在环境允许的情况下，参照元素或部件或步骤(等)不应解释为局限于仅元素、部件、或步骤中的一个，而可以是元素、部件、或步骤中的一个或多个等。

从以上的描述中，可以看出，本申请实施方式提供的油水界面的确定装置，通过引入隔夹层、水淹层在小层砂体内的具体影响，以砂体作为处理单元，先识别出目标区域中的砂体和隔夹层；再在砂体中确定出水淹层，并进行油水恢复；结合隔夹层的影响，在砂体中确定油水界面。从而解决了现有方法中存在的确定油水界面不准确、误差大的技术问题，达到准确确定出真实的油水界面的技术效果；又通过对所识别出的水淹层进行校验，提高了所确定水淹层的准确度；还利用多个单井的数据获取多个油水界面，进而通过对比多个油水界面对确定出的油水界面进行校正，提高了所确定的油水界面的准确度。

在一个具体实施场景中，应用本申请提供的油水界面的确定方法/装置，对某区域中砂岩油藏西北井区的油水界面进行具体的识别确定。具体实施时，可以按照以下内容执行。

S1：对某区域的油水分布、成藏情况进行初步的分析、判断。

可以基于古地貌的恢复、原油化验及岩心包裹体测均一温度测试，还原砂体沉积及原油充注过程，确定其为一期充注还是多期充注。具体的，该区域的砂岩油藏发育浅滩背景为水进-水退型浪控滨岸沉积，该地区的古地貌表现为轮南低凸起的周缘浅滩，砂岩下段沉积主要为海侵型上超滨岸沉积。其中，下段3个小层的沉积砂体主要为滨岸砂岩，单层砂体规模较大，沉积界面近似平行。上部2个小层，每个小层由多个单砂体组成，后形成的砂体叠置在之前形成的砂体上，整个东河砂岩具有“单期进积、多期加积”特征。进而可以初步分析该区域砂岩储层的成藏过程。

具体可以参阅图3所示的在一个场景示例中应用本申请实施方式提供油水界面的确定方法/装置获得的某区域砂岩储层成藏过程示意图。通过单井HD4-84的原油性质分析资料，加上岩心包裹体均一温度测试资料(参阅表1)。可以看出单井的不同深度原油粘度不一，且包裹体均一温度测试也呈现较大差异，说明油藏的成藏过程中，并不是一期充注成藏，而是在储层不同埋藏时间的多期原油充注而成，其成藏过程示意图如图3所示，隔夹层的存在影响了油气的充注.因此，可以初步判断在同一小层内部油水界面并非是一个简单的“倾斜界面”，是由一系列不同层位的隔夹层和不同砂体之间的隔夹层遮挡，油气的不均匀充注作用形成的“阶梯型”的界面，这也导致了不同砂体油水界面不一，整体看来，可以判断出储层高部位为水层，低部位为油层。

表1 研究区原油性质分析及岩心包裹体均一温度测试资料

S2：识别区域中的砂体和隔夹层。

具体可以参阅图4的一个场景示例中应用本申请实施方式提供油水界面的确定方法/装置获得的单井HD4-52的砂体及隔夹层识别成果示意图。具体实施时，可以依据常规测井曲线中的自然伽马及密度曲线，再加上倾角测井曲线来划分。具体进行识别时，砂体划分的敏感曲线为自然伽马及密度曲线，边界位置为自然伽马及密度曲线半幅点处，两者在单砂体内较为均质。泥质隔夹层在测井曲线上反映为自然伽马数值明显增大、电阻率值相对较高、声波时差降低特点；钙质隔夹层在测井曲线上反映为自然伽马值较低、密度值高、声波时差值低、高电阻率等特征；钙泥质隔夹层在测井曲线上反映为自然伽马较低、较高密度值、电阻率较高等特征。由此可以在单井HD4-52识别出5个小层，1小层仅包含5081.5～5083.37m一个砂体；2小层内部发育5083.37～5086.39m及5086.39～5089.05m两个砂体；整个井段发育5082.37～5083.32m、5084.17～5084.52m、5084.73～5085.03m、5085.85～5086.39m、5086.63～5087.23m、5088.34～5089.01m、5089.14～5090.04m等7个隔夹层。

S3：构建特征识别曲线，识别水淹层。

具体可以参阅图5的在一个场景示例中应用本申请实施方式提供油水界面的确定方法/装置获得的单井HD4-71和单井HD4-71-3曲线对比示意图。其中单井HD4-71具体是2005年开始开采，已经生产了多年；单井HD4-71-3井是2013年在单井HD4-71井附近打得一口检查井。两井的储层性质相近，可以用来对比和分析油田的生产状况。其中，该井开始生产时含水率高达99.69％，很显然已经发生水淹，即单井HD4-71井的测井曲线是未水淹的原状储层响应特征，而单井HD4-71-3井的测井曲线是水淹储层响应特征。将两口邻井的曲线放入同一道，以顶部角砾岩段为标准进行深度校正后，对比水淹前后测井曲线的变化，可以看出，自然伽马、密度及电阻率曲线变化最明显：水淹之后自然伽马曲线锯齿状幅度小，幅值较低且平缓，泥质被侵入水带走，密度值降低，声波值加大，电阻率曲线变化最明显，曲线峰值处由尖变为圆滑，曲线变化斜率变小，深、浅电阻率之间的幅度差明显减小。

为了建立特征识别曲线，具体实施时，可以以归一化后的测井曲线为基础，对所选三条曲线赋值权系数(即加权因子)。具体的，单井HD4-71-3的自然伽马曲线权系数为0.09，密度曲线权系数为0.24，电阻率曲线权系数为0.67，利用加权的方式得到合成曲线Syn，根据上述方法统计32口岩心井合成曲线Syn响应值与水淹层的对应关系表(请参阅表2)，通过该表可以定性识别水淹层。

表2 研究区合成曲线响应值分布表

水淹级别	未水淹层	水淹层	水层
				合成曲线Syn响应值	>0.45	0.45-0.2	<0.2

S4：通过将水淹层划分为多个层级，对所确定的水淹层进行校验。

具体可以参阅图6的在一个场景示例中应用本申请实施方式提供油水界面的确定方法/装置获得的单井HD4-52的水淹解释成果图示意图。在完成水淹层识别和水淹层主要参数电阻率相对值及电阻率比值计算的基础上，结合生产动态、试油、试采等资料便可建立研究区水淹层的分级评价解释标准(请参阅表3)，确定水淹等级(即将所确定的水淹层划分为多个子层)。

表3 研究区水淹级别划分标准表

水淹级别	未水淹层	低水淹层	中水淹层	高水淹层
					RP	>4.5	3.5-4.5	2.3-3.5	<2.3
Q	>0.8	0.7-0.8	0.4-0.7	<0.4

具体实施时，可以分别计算单井HD4-52中各段的电阻率相对值及电阻率比值，并对照表3完成水淹层级别划分，由此可以在单井HD4-52中识别出5086.5～5088m为高水淹层、5088～5089m为低水淹层、5090.04～5091.35m为中水淹层。将油水界面恢复到水淹层的底部，即当敬HD4-52全井段含油，这也与单井HD4-52位于纯油区相符合，也验证了水淹层识别的结果，可以确定所确定的水淹层准确度较高，不需要再做校正。

同时，还可以发现单井HD4-52的水淹是不均匀的，即，并不是从下至上水淹程度逐渐变小，而是中水淹、低水淹、高水淹分布，说明水淹是在单个砂体内部进行的，因此，每一个砂体都是一个相对独立的油水系统，也验证通过S1初步分析所提出的该区域是非均匀充注的判断。

S5：对该区域单井进行油水恢复，得到多个单井的油水界面，对比多个单井的油水界面以确定该区域的油水界面。

具体实施时，可以参阅图7的在一个场景示例中应用本申请实施方式提供油水界面的确定方法/装置获得的单井HD11-7—单井HD11-8—单井HD112—单井HD4-52—HD1-28剖面油水分布的示意图。对比多个单井的砂体、隔夹层及原始油水界面，在水淹校正的基础上，确定单砂体内油层与水层之间没有隔夹层发育的原始油水界面为真实的油水界面，从而确定得到对某区域的砂岩油藏西北井区砂体真实油水界面识别表(请参阅表4)。

表4 某区域砂岩油藏西北井区砂体真实油水界面识别表

请参阅表4，可以确定某区域中的1-1砂体及2-4砂体位于油藏高部位，砂体全部含油；2-2砂体有单井HD11-8、单井HD4-51两口井钻遇真实油水界面；2-1砂体和1-3砂体的真实油水界面的差值达到38.2m。这会导致在同一小层内部油水界面并非是一个简单的“倾斜界面”，是由于一系列隔夹层遮挡及不均匀充注作用形成的“阶梯型”的界面，如图7所示。

S6：根据所确定的真实油水界面，对某区域进行油水分布重构，根据重构结果进行井位部署。

具体请参阅图8的在一个场景示例中应用本申请实施方式提供油水界面的确定方法/装置获得的某区域中的砂岩西北井区1小层的原始油水分布图。根据该图可以清楚地确定出每个砂体的真实油水界面，完成西北井区的原始油水分布的重构，在单一砂体内部油水界面平行于构造线，油水界面之上的深度没有解释为水层的井段，在油水界面之下的深度没有解释为油层的井段。

在西北井区1小层原始油水分布重构的基础上，在1-1砂体中只有单井HD171、单井HD171-1、单井HD113在低部位进行开采，而单井HD111虽然在高部位，但并未开采1-1砂体。单井HD171、单井HD171-1已经因为高含水关井。单井HD113井从2004年5月开始采油，现今含水率超过98％。单井HD111现今含水率80％，但1-1砂体高部位的油并没有采出，由此可以根据重构结果，设计了两口加密井单井HD11-5-2H、单井HD11-5-3H，两口井初期日产油具体可以为50吨，含水率约2％。并且，根据重构结果，反映出了该油藏为多个单砂体油水系统组成，存在大量开采程度低的单砂体。进一步，可以以此作为参考依据，指导下一步开发的重点目标。

需要补充的是，本申请提供的油水界面的确定方法具体是一种利用沉积及油气充注模式、岩心测试、常规测井及原油分析资料识别中高渗油藏真实油水界面及重构原始油水分布的方法，能够与砂体沉积和原油充注过程相结合，进行水淹层定性识别与定量解释，在水淹校正的基础上，找到各个砂体油层和水层之间没有隔夹层遮挡的真实油水界面，完成全区原始油水分布的重构，为下一步油藏的滚动勘探和开发方案调整提供了依据，能够用于生产实践当中。

通过上述场景示例，验证了本申请实施方式提供的油水界面的确定方法/装置确实可以解决现有方法中存在的确定油水界面不准确、误差大的技术问题，达到准确确定出真实的油水界面的技术效果。

尽管本申请内容中提到不同的具体实施方式，但是，本申请并不局限于必须是行业标准或实施例所描述的情况等，某些行业标准或者使用自定义方式或实施例描述的实施基础上略加修改后的实施方案也可以实现上述实施例相同、等同或相近、或变形后可预料的实施效果。应用这些修改或变形后的数据获取、处理、输出、判断方式等的实施例，仍然可以属于本申请的可选实施方案范围之内。

虽然本申请提供了如实施例或流程图所述的方法操作步骤，但基于常规或者无创造性的手段可以包括更多或者更少的操作步骤。实施例中列举的步骤顺序仅仅为众多步骤执行顺序中的一种方式，不代表唯一的执行顺序。在实际中的装置或客户端产品执行时，可以按照实施例或者附图所示的方法顺序执行或者并行执行(例如并行处理器或者多线程处理的环境，甚至为分布式数据处理环境)。术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、产品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、产品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，并不排除在包括所述要素的过程、方法、产品或者设备中还存在另外的相同或等同要素。

上述实施例阐明的装置或模块等，具体可以由计算机芯片或实体实现，或者由具有某种功能的产品来实现。为了描述的方便，描述以上装置时以功能分为各种模块分别描述。当然，在实施本申请时可以把各模块的功能在同一个或多个软件和/或硬件中实现，也可以将实现同一功能的模块由多个子模块的组合实现等。以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如，所述模块的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个模块或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。

本领域技术人员也知道，除了以纯计算机可读程序代码方式实现控制器以外，完全可以通过将方法步骤进行逻辑编程来使得控制器以逻辑门、开关、专用集成电路、可编程逻辑控制器和嵌入微控制器等的形式来实现相同功能。因此这种控制器可以被认为是一种硬件部件，而对其内部包括的用于实现各种功能的装置也可以视为硬件部件内的结构。或者甚至，可以将用于实现各种功能的装置视为既可以是实现方法的软件模块又可以是硬件部件内的结构。

本申请可以在由计算机执行的计算机可执行指令的一般上下文中描述，例如程序模块。一般地，程序模块包括执行特定任务或实现特定抽象数据类型的例程、程序、对象、组件、数据结构、类等等。也可以在分布式计算环境中实践本申请，在这些分布式计算环境中，由通过通信网络而被连接的远程处理设备来执行任务。在分布式计算环境中，程序模块可以位于包括存储设备在内的本地和远程计算机存储介质中。

通过以上的实施方式的描述可知，本领域的技术人员可以清楚地了解到本申请可借助软件加必需的通用硬件平台的方式来实现。基于这样的理解，本申请的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品可以存储在存储介质中，如ROM/RAM、磁碟、光盘等，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，移动终端，服务器，或者网络设备等)执行本申请各个实施例或者实施例的某些部分所述的方法。

本说明书中的各个实施例采用递进的方式描述，各个实施例之间相同或相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。本申请可用于众多通用或专用的计算机系统环境或配置中。例如：个人计算机、服务器计算机、手持设备或便携式设备、平板型设备、多处理器系统、基于微处理器的系统、置顶盒、可编程的电子设备、网络PC、小型计算机、大型计算机、包括以上任何系统或设备的分布式计算环境等等。

虽然通过实施例描绘了本申请，本领域普通技术人员知道，本申请有许多变形和变化而不脱离本申请的精神，希望所附的实施方式包括这些变形和变化而不脱离本申请。

Claims (11)

1.一种油水界面的确定方法，其特征在于，包括：

获取目标区域中单井的测井数据、岩心数据、生产数据；

通过对所述测井数据中的测井曲线进行特征分析，识别出所述目标区域中的砂体和隔夹层；

根据所述测井数据和所述岩心数据，确定所述砂体中的水淹层；

根据所述生产数据，对存在所述水淹层的砂体进行油水恢复处理，得到水淹前的油水界面；

将所述水淹前的油水界面中不具有隔夹层的油水界面确定为所述砂体的油水界面；

其中，在确定所述砂体中的水淹层后，所述方法还包括：

根据电阻率曲线确定所述水淹层的电阻率相对值和电阻率比值；

利用所述水淹层的电阻率相对值和电阻率比值，将所述水淹层划分为多个子层；

将所述多个子层与参考砂体结果进行比较，其中，所述参考砂体结果根据目标区域的古地貌分析资料、原油的分析化验资料、岩心包裹体均一温度测试资料确定；

在所述多个子层与所述参考砂体结果不一致的情况下，调整所述水淹层的识别阈值，以重新确定砂体中的水淹层。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述通过对所述测井数据中的测井曲线进行特征分析，识别目标区域中的砂体，包括：

根据自然伽马曲线，将自然伽马小于等于第一阈值的区域确定为所述砂体；

和/或，

根据自然电位曲线，将自然电位小于等于基线的区域确定为所述砂体。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，通过对所述测井数据中的测井曲线进行特征分析，识别目标区域中的隔夹层，包括：

根据自然伽马曲线，将自然伽马大于第一阈值的区域确定为所述隔夹层；

和/或，

根据自然电位曲线，将自然电位与基线的差值小于第二阈值的区域确定为所述隔夹层。

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述测井数据和所述岩心数据，确定所述砂体中的水淹层，包括：

根据所述测井数据中的多条测井曲线，构建特征识别曲线；

利用所述岩心数据，通过所述特征识别曲线，确定所述砂体中的水淹层。

5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，根据所述测井数据中的多条测井曲线，构建特征识别曲线，包括：

分别确定所述多条测井曲线中各条测井曲线加权因子，其中，所述多条测井曲线包括以下至少之一：电阻率曲线、密度曲线、自然伽马曲线；

根据所述多条测井曲线和对应的加权因子，通过信号滤波，构建所述特征识别曲线。

6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述分别确定所述多条测井曲线中各条测井曲线加权因子，包括：

对所述测井曲线进行归一化处理；

根据归一化后的测井曲线，建立对应的自相关矩阵；

确定所述自相关矩阵的最大特征值所对应的特征向量；

根据所述特征向量，确定所述测井曲线的加权因子。

7.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，利用所述岩心数据，通过所述特征识别曲线，确定所述砂体中的水淹层，包括：

以所述岩心数据作为参考数据，根据所述特征识别曲线，确定水淹层的识别阈值；

根据所述水淹层的识别阈值，确定所述砂体中的水淹层。

8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：

根据多个单井的测井数据、岩心数据、生产数据，确定出多个砂体的油水界面；

对比所述多个砂体的油水界面，对所述油水界面进行校正，将校正后的油水界面确定为所述砂体的油水界面。

9.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在确定出砂体的油水界面后，所述方法还包括：

根据所述砂体的油水界面，对目标区域进行油水分布重构；

根据重构结果，进行井位部署。

10.一种油水界面的确定装置，其特征在于，包括：

获取模块，用于获取目标区域中单井的测井数据、岩心数据、生产数据；

识别模块，用于通过对所述测井数据中的测井曲线进行特征分析，识别目标区域中的砂体和隔夹层；

第一确定模块，用于根据所述测井数据和所述岩心数据，确定所述砂体中的水淹层；

油水恢复模块，用于根据所述生产数据，对存在所述水淹层的砂体进行油水恢复处理，得到水淹前的油水界面；

第二确定模块，用于将所述水淹前的油水界面中不具有隔夹层的油水界面确定为所述砂体的油水界面；

其中，所述第一确定模块在确定所述砂体中的水淹层后，具体还用于根据电阻率曲线确定所述水淹层的电阻率相对值和电阻率比值；利用所述水淹层的电阻率相对值和电阻率比值，将所述水淹层划分为多个子层；将所述多个子层与参考砂体结果进行比较，其中，所述参考砂体结果根据目标区域的古地貌分析资料、原油的分析化验资料、岩心包裹体均一温度测试资料确定；在所述多个子层与所述参考砂体结果不一致的情况下，调整所述水淹层的识别阈值，以重新确定砂体中的水淹层。

11.根据权利要求10所述的装置，其特征在于，所述第一确定模块包括：

构建单元，用于根据所述测井数据中的多条测井曲线，构建特征识别曲线；

确定单元，用于利用所述岩心数据，通过所述特征识别曲线，确定所述砂体中的水淹层。