CN110634079B - 利用多参数计算储层综合含水率的录井油气层解释方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开一种利用多参数计算储层综合含水率的录井油气层解释方法，利用现场录井所得的地质、气测和地化数据，进行数据质量分析，结合区域特征，影响因素定量化，考虑到单个技术在工区的解释权重系数，不同油质条件下的气态和液态含烃丰度指数，同一层组或者同一油水系统内典型水层的全烃值以及Pg值等，进行储层综合含水率的计算。计算得到储层综合含水率为一个定量参数，利用此参数可以分析储层含水率的高低，从而定量评价储层的含油气情况。此方法突出表现水层和储层的对比关系，能定量评价储层综合含油气情况。在使用过程中提高了录井的解释符合率，适用性强，可以作为一种新的录井油气层解释方法进行推广使用。
Description
技术领域
本发明属于石油工业勘探行业井筒技术中的录井领域，适用于录井综合解释评价，特别是涉及一种利用多参数计算储层综合含水率的录井油气层解释方法。用于录井油气层解释与评价，利用现场地质、气测和录井地化录井数据，结合区域特征，影响因素定量化，建立储层和标准水层之间的评价公式，对储层油气识别做出定量化解释评价。
背景技术
气测录井和地化录井技术是录井技术判断油质和油气层解释的重要技术手段。气测录井分析的对象是钻井液中天然气的组成成分和含量，依此来判断地层流体性质，间接地对储层进行评价，碳数范围一般C1-C5；目前录井行业使用的地化技术应用较广的技术为岩石热解技术和热蒸发烃气相色谱技术，通过检测岩屑、壁心或者岩心的孔隙中的液态部分，对储层进行评价分析，检测碳数范围一般在C8-C40之间。单独使用气测技术或者地化技术进行油气水解释评价，未能对石油整个碳链进行分析，解释结论和实际结论有一定差距。
目前气测录井使用的解释方法，多用储层参数之间的比值关系，部分图版使用储层全烃和背景值的对比关系，即峰基比，利用储层全烃和水层全烃进行对比的成熟方法较少；地化录井解释方法也多为储层参数之间的比值来确定图版。录井解释需要转变解释思路，把储层和水层对比的关系建立起来。
录井行业把气测录井和地化录井参数组合起来进行综合解释进行了很多尝试，建立起来的油气水解释评价的图版很多，这些图版多建立在两项技术油、气敏感参数的简单组合，解释图版的普适性和准确率不能满足复杂油气层的解释评价需求，且没有实现定量化解释评价储层含水率的高低。
因此急需要建立一种综合利用气测录井和地化录井技术进行精细化、定量化评价的解释方法，突出储层和水层的对比关系，从含水率的角度出发，定量化储层含烃丰度，反映出储层含油气的高低，从而应对复杂的油气层的解释评价，提高解释符合率。
发明内容
本发明的目的是为了克服现有技术中的不足，提供一种利用多参数计算储层综合含水率的录井油气层解释方法，本发明以气测录井和地化录井数据为基础，从石油组成的气态和液态角度来定量反映储层的含水率，从而反映储层的含烃丰度。该发明涉及到被解释储层和水层的对比关系；储层遭受改造的情况；录井过程中的一些定性描述的影响因素定量化；以及解释权重系数计算；提出了利用多参数计算储层综合含水率的录井油气层解释方法，主要用于提高录井综合解释的解释符合率和定量化评价。
本发明的目的是通过以下技术方案实现的：
利用多参数计算储层综合含水率的录井油气层解释方法，包括以下步骤：
(1)采集现场录井数据；包括气测数据、地化数据和地质录井信息；
(2)对所采集数据进行质量优化控制，结合区域特征，将各影响因素定量化；
(3)计算气测参数含水率；
(4)计算地化参数含水率；
(5)进行储层综合含水率的计算；计算得到储层综合含水率为一个定量参数，利用此定量参数解析储层含水率的高低，实现定量评价储层的含油气情况。
进一步的，步骤(1)中还包括地质信息、工程信息和区域地质信息，包括荧光面积、气测组分、气测后效、槽面显示、含油钻井液添加剂、岩性、储层厚度、胶结情况、原油性质、污染程度和地层含油性数据，通过专家评分法将这些非定量化影响因素的数据定量化。
进一步的，步骤(1)中气测数据采集需要定量脱气器对钻井液中的气体进行分析，气体检测设备要求测量精度为0.0001％；地化数据采集通过地化录井技术对样品进行分析，样品为壁心或者岩心，定量选取样品，重量为100mg±5mg，测量得到S0、S1、S2值，计算得到Pg值。
进一步的，步骤(2)中包括：对于气测数据，剔除中接单根、井漏(涌)、钻井液添加剂、气侵引起储层气测数据异常点；对于地化数据，剔除受钻井液添加剂影响的数据点和代表性差的数据点。
进一步的，对不同的非定量化影响因素根据实际情况给出四个等级，对应0.9到1.2四个评分，根据不同非定量化影响因素给出权重系数；将评分和权重系数相乘得到一个非定量化影响因素的评价分，取所有非定量化影响因素的平均值，得到气测录井和地化录井的影响因子，即k1和k2。
进一步的，步骤(3)中气测参数含水率计算包括以下步骤：
(301)选择解释储层井段内的最大全烃值作为计算全烃值Qt；
(302)选择没有荧光显示的层，且和解释储层位于同一层组或者同一油水系统内，具有相同的岩性的层作为标准水层，选择标准水层内全烃值的平均值作为水层计算全烃值Qw；
(303)设定i为气态烃丰度指数，该参数反映解释储层内原油经过改造后气测值的高低对于解释参数造成的影响。原生油藏泥质胶结的砂岩i值取2.0，对于遭受水洗和生物降解的砂岩，根据水洗或生物降解作用程度i值取2.2～2.5；
(304)气测参数含水率计算公式为：
进一步的，步骤(4)中地化参数含水率计算包括以下步骤：
(401)以解释储层井段内壁心或者岩心样品Pg值的平均值作为计算值Dt，若缺少壁心或者岩心数据，使用岩屑的烃损失校正值；
(402)解释储层标准水层地化Pg值，选择该井所在区域内水层和含油水层数理统计的分界值，该分界值作为解释储层标准水层计算值Dw；
(403)设定j为液态烃丰度指数，该参数反映储层内原油经过改造后Pg值高低对解释参数造成的影响。对于轻质和中质油，j值选择为2.0，重质油j值选择2.3～2.6之间；
(403)地化参数含水率计算公式为：
进一步的，步骤(5)中储层综合含水率计算如下：利用解释井所在区域的气测录井解释符合率Qc，解释工区地化录井解释符合率Dc，计算气测解释权重系数fq，计算公式fq＝Qc/(Qc+Dc)；计算地化解释权重系数fd，计算公式fd＝Dc/(Qc+Dc)；储层综合含水率计算公式如下：
其中，Cw:储层综合含水率；fq:解释井所在区域气测解释权重系数；fd：解释井所在区域地化解释权重系数；i：气态烃丰度指数；j：液态烃丰度指数；Qw：同层或同油水系统内标准水层气体全烃值；Dw：解释井所在区域标准水层地化Pg值；Qt：解释储层气测全烃值；Dt：解释储层地化Pg值；k1，k2：影响因子。
与现有技术相比，本发明的技术方案所带来的有益效果是：
1.本发明充分结合、深度运用现场录井所得的气测和地化数据。该发明将气测数据和地化数据所代表的石油信息进一步深挖集合；发明改变了常见图版的储层内数据的对比，改为储层之间进行对比分析，更符合实际解释的需要，利于提高解释精度。
2.本发明将影响储层评价的一些常见定性或者半定量因素进行了定量化处理。该发明不仅进行常规的数据质量分析，并且结合区域特征和该井实际情况，将不同的影响因素定量化。
3.本发明在多参数综合计算的基础上，提出了储层综合含水率的定量计算方法。考虑到单个技术在工区的解释权重以及烃丰度指数，利用储层和水层的数据对比关系，来进行储层综合含水率的计算。计算得到储层综合含水率为一个定量参数，利用此参数可以分析储层含水率的高低，从而定量评价储层的含油气情况。解释结论细分为油层、油水同层、含油水层、水层。
4.本发明在黄河口凹陷、渤中凹陷、辽东凹陷、秦南凹陷的浅层生物降解油藏和馆陶组水层识别都有着非常好的效果，提高了解释符合率。例如对黄河口凹陷28口井进行了储层综合含水率的应用，解释82层，其中有73层解释结论与试油结论相符合，符合率为89.0％，较传统方法提高了8.5％，效果非常好。
附图说明
图1是发明方法的流程示意图。
图2是本发明的一个应用实例。
图3是具体实施例中，1414m地化热蒸发烃气相色谱图。
具体实施方式
以下结合附图和具体实施例对本发明作进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
如图1所示，本发明的具体实现方法如下：
1.数据采集：
气测数据：气测数据采集需要定量脱气器对钻井液中的气体进行分析，为了保证被解释储层和标准水层对比的数据可信度，气体检测设备要求测量精度为0.0001％。
地化数据：地化录井技术分析样品主要为壁心或者岩心，样品应定量选取，一般样品重量为100mg±5mg，测量得到S0、S1、S2值，计算得到Pg值。
其他数据：包括工程参数、荧光面积、气测组分、气测后效、槽面显示、含油钻井液添加剂、岩性、储层厚度、胶结情况、原油性质、污染程度和地层含油性等情况。
2.数据质量控制：
对于气测数据，应剔除接单根、井漏(涌)、钻井液添加剂、气侵等引起储层气测数据异常点；对于地化数据，要剔除受钻井液添加剂影响的数据点和代表性差的数据点。
3.k1和k2影响因子：
对于储层的解释，还会受到一些非定量化因素的影响，比如气测解释会考虑到虑荧光面积、气测组分、气测后效、槽面显示、含油钻井液添加剂、岩性、储层厚度和碎屑岩胶结情况的影响；地化解释会考虑样品放置时间、原油性质和污染程度的影响。这些影响因素通过专家评分法，将影响因素进行量化，综合考虑到含水率的计算中去。
对不同的影响因素根据实际情况给出四个等级，对应0.9到1.2四个评分，根据不同影响因素给出权重系数。将评分和权重系数相乘就得到一个影响因素的评价分，取所有影响因素的平均值，就得到气测录井和地化录井的影响因子，k1和k2。
4.气测参数含水率计算：
(301)选择解释储层井段内的最大全烃值作为计算全烃值Qt；
(302)选择没有荧光显示的层，且和解释储层位于同一层组或者同一油水系统内，具有相同的岩性的层作为标准水层，选择标准水层内全烃值的平均值作为水层计算全烃值Qw；
(303)设定i为气态烃丰度指数，该参数反映解释储层内原油经过改造后气测值的高低对于解释参数造成的影响。原生油藏泥质胶结的砂岩i值取2.0，对于遭受水洗和生物降解的砂岩，根据水洗或生物降解作用程度i值取2.2～2.5；
(304)气测参数含水率计算公式为：
5.地化参数含水率计算：
(401)以解释储层井段内壁心或者岩心样品Pg值的平均值作为计算值Dt，若缺少壁心或者岩心数据，使用岩屑的烃损失校正值；
(402)解释储层标准水层地化Pg值，选择该井所在区域内水层和含油水层数理统计的分界值，该分界值作为解释储层标准水层计算值Dw；
(403)设定j为液态烃丰度指数，该参数反映储层内原油经过改造后Pg值高低对解释参数造成的影响。对于轻质和中质油，j值选择为2.0，重质油j值选择2.3～2.6之间；
(403)地化参数含水率计算公式为：
6.储层综合含水率公式：
(501)利用解释井所在区域的气测录井解释符合率Qc，解释工区地化录井解释符合率Dc，计算气测解释权重系数fq，计算公式fq＝Qc/(Qc+Dc)；计算地化解释权重系数fd，计算公式fd＝Dc/(Qc+Dc)。
(502)利用现场录井所得的地质、气测和地化录井数据，进行数据质量分析，结合区域特征及影响因素定量化，考虑到单个技术在工区的解释符合率以及气态烃和液态烃丰度指数，利用储层的数据和典型水层的对比关系，气测参数计算气态含水率，地化参数计算液态含水率，最后进行储层综合含水率的计算用，储层综合含水率计算公式如下：
其中，Cw:储层综合含水率；fq:解释井所在区域气测解释权重系数；fd：解释井所在区域地化解释权重系数；i：气态烃丰度指数；j：液态烃丰度指数；Qw：同层或同油水系统内标准水层气体全烃值；Dw：解释井所在区域标准水层地化Pg值；Qt：解释储层气测全烃值；Dt：解释储层地化Pg值；k1，k2：影响因子。
7.解释标准：
利用储层综合含水率计算公式，过对黄河口凹陷、渤中凹陷、辽东凹陷、秦南凹陷等凹陷的试油储层进行统计分析，得到综合含水率解释评价定量化标准，储层综合含水率的高低反映了储层含烃丰度的变化，可以定量评价储层含油气的多少。
解释标准为如下：油层：Cw<＝45％；油水同层：45％<Cw<＝50％；含油水层：50％<Cw<65％；水层：Cw>＝65％。
具体的，图1是本发明的计算解释流程图，通过气测录井、地化录井、地质录井和区域资料获取评价解释参数和相关信息，集成解释数据库，进行质量分析。通过对储层的油藏改造程度分析确定i，j参数；区域资料符合率分析，确定解释权重系数；根据地质、工程、邻井和样本等影响因素，使用专家评分法确定k1和k2影响因子；计算气测参数含水率和地化参数含水率，从而得到储层综合含水率；根据解释标准得到油层、油水同层、含油水层和水层的结论。
表1是k1和k2影响因子计算表，用来计算k1和k2影响因子。气测录井影响因素综合系数为k1，考虑的影响因素为荧光面积、气测组分、气测后效、槽面显示、含油钻井液添加剂、岩性、储层厚度、碎屑岩胶结情况和地区含油性；地化录井影响因素综合系数为k2，考虑的影响因素为放置时间、原油性质和污染程度。对不同的影响因素根据实际情况给出四个等级，对应0.9到1.2四个评分系数，根据不同影响因素给出权重系数，将评分系数和权重系数相乘就得到一个影响因素的评价分，取所有影响因素评价分的平均值，就得到k1和k2系数值。
K1和K2影响因子计算表
图2是本发明的一个低阻油层识别的实例，BZ34X井，属于黄河口凹陷的一口井，储层井段1411.5～1422.0m，岩性为浅灰色荧光细砂岩，荧光面积25％。
Qt选择井段1411.5～1422.0m中全烃最大值8.81％；Qw选择1458.0～1464.5m的平均全烃值0.7784％；Dt选择壁心1414.0m数据，地化热解分析Pg值为16.401mg/g；Dw数值选择工区标准水层为1.5mg/g。
由图3为1414.0m地化热蒸发烃气相色谱图，正构烷烃呈梳状，碳数范围nC12-nC38，主峰碳为C25，故判断井段1411.5～1422.0m原油性质为中质油，未受到生物降解的影响，所以i，j取值都为2.0。
工区内气测解释符合率为86.0％，地化解释符合率为75.1％，计算权重系数fq和fd分别为53.4％和46.6％。
考虑井段1411.5～1422.0m荧光面积、气测组分、气测后效、槽面显示、含油钻井液添加剂、岩性、储层厚度、胶结情况和地层含油性等情况，k1系数计算值为1.09；考虑放置时间、原油性质和污染程度等情况，k2系数计算值为1.03。
将上面的数值带入综合含水率公式
计算得到综合含水率为24.5％，按照储层综合含水率解释标准，小于45％，解释为油层。此储层试油，产油39.2m3/d，产气1513m3/d。
本发明并不限于上文描述的实施方式。以上对具体实施方式的描述旨在描述和说明本发明的技术方案，上述的具体实施方式仅仅是示意性的，并不是限制性的。在不脱离本发明宗旨和权利要求所保护的范围情况下，本领域的普通技术人员在本发明的启示下还可做出很多形式的具体变换，这些均属于本发明的保护范围之内。
Claims (6)
1.利用多参数计算储层综合含水率的录井油气层解释方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)采集现场录井数据；包括气测数据、地化数据和地质录井信息；
(2)对所采集数据进行质量优化控制，结合区域特征，将各影响因素定量化；
(3)计算气测参数含水率；包括以下步骤：
(301)选择解释储层井段内的最大全烃值作为计算全烃值Qt；
(302)选择没有荧光显示的层，且和解释储层位于同一层组或者同一油水系统内，具有相同的岩性的层作为标准水层，选择标准水层内全烃值的平均值作为水层计算全烃值Qw；
(303)设定i为气态烃丰度指数，该参数反映解释储层内原油经过改造后气测值的高低对于解释参数造成的影响；原生油藏泥质胶结的砂岩i值取2.0，对于遭受水洗和生物降解的砂岩，根据水洗或生物降解作用程度i值取2.2～2.5；
(304)气测参数含水率计算公式为：
(4)计算地化参数含水率；包括以下步骤：
(401)以解释储层井段内壁心或者岩心样品Pg值的平均值作为计算值Dt，若缺少壁心或者岩心数据，使用岩屑的烃损失校正值；
(402)解释储层标准水层地化Pg值，选择该井所在区域内水层和含油水层数理统计的分界值，该分界值作为解释储层标准水层计算值Dw；
(403)设定j为液态烃丰度指数，该参数反映储层内原油经过改造后Pg值高低对解释参数造成的影响；对于轻质和中质油，j值选择为2.0，重质油j值选择2.3～2.6之间；
(403)地化参数含水率计算公式为：
(5)进行储层综合含水率的计算；计算得到储层综合含水率为一个定量参数，利用此定量参数解析储层含水率的高低，实现定量评价储层的含油气情况。
2.根据权利要求1所述利用多参数计算储层综合含水率的录井油气层解释方法，其特征在于，步骤(1)中还包括地质信息、工程信息和区域地质信息，包括荧光面积、气测组分、气测后效、槽面显示、含油钻井液添加剂、岩性、储层厚度、胶结情况、原油性质、污染程度和地层含油性数据，通过专家评分法将这些非定量化影响因素的数据定量化。
3.根据权利要求1所述利用多参数计算储层综合含水率的录井油气层解释方法，其特征在于，步骤(1)中气测数据采集需要定量脱气器对钻井液中的气体进行分析，气体检测设备要求测量精度为0.0001％；地化数据采集通过地化录井技术对样品进行分析，样品为壁心或者岩心，定量选取样品，重量为100mg±5mg，测量得到S0、S1、S2值，计算得到Pg值。
4.根据权利要求1所述利用多参数计算储层综合含水率的录井油气层解释方法，其特征在于，步骤(2)中包括：对于气测数据，剔除中接单根、井漏、钻井液添加剂、气侵引起储层气测数据异常点；对于地化数据，剔除受钻井液添加剂影响的数据点和代表性差的数据点。
5.根据权利要求2所述利用多参数计算储层综合含水率的录井油气层解释方法，其特征在于，对不同的非定量化影响因素根据实际情况给出四个等级，对应0.9到1.2四个评分，根据不同非定量化影响因素给出权重系数；将评分和权重系数相乘得到一个非定量化影响因素的评价分，取所有非定量化影响因素的平均值，得到气测录井和地化录井的影响因子，即k1和k2。
6.根据权利要求1所述利用多参数计算储层综合含水率的录井油气层解释方法，其特征在于，步骤(5)中储层综合含水率计算如下：利用解释井所在区域的气测录井解释符合率Qc，解释工区地化录井解释符合率Dc，计算气测解释权重系数fq，计算公式fq＝Qc/(Qc+Dc)；计算地化解释权重系数fd，计算公式fd＝Dc/(Qc+Dc)；储层综合含水率计算公式如下：
其中，Cw:储层综合含水率；fq:解释井所在区域气测解释权重系数；fd：解释井所在区域地化解释权重系数；i：气态烃丰度指数；j：液态烃丰度指数；Qw：同层或同油水系统内标准水层气体全烃值；Dw：解释井所在区域标准水层地化Pg值；Qt：解释储层气测全烃值；Dt：解释储层地化Pg值；k1，k2：影响因子。
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