CN111827994B - 利用气测全烃百分含量和烃组分湿度比解释砂岩油水层的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种利用气测全烃百分含量和烃组分湿度比解释砂岩油水层的方法。根据气测数据，以气测异常段的气测全烃百分含量TG为横坐标、烃组分湿度比Wh为纵坐标，建立TG－Wh油水层气测录井解释图版，划分出油层、水层及含油水层，进而确定气测解释油层的下限及与水层的划分界线。在江汉油田江陵地区15口井86个气测录井油气显示异常段进行解释评价应用，识别与评价油层、水层符合率为87.2％，解释结果符合率提高15％以上，是一种提升录井油气显示解释评价符合率的有效方法。

Description

利用气测全烃百分含量和烃组分湿度比解释砂岩油水层的方法

技术领域

本发明属于录井服务中气测录井资料解释评价技术领域，具体涉及一种利用气测全烃百分含量和烃组分湿度比解释砂岩油水层的方法。

背景技术

录井是石油和天然气勘探开发中发现油气显示的一项重要手段。气测录井是录井专业的重要分支，用于在钻井过程中录取钻时及油气组分资料，并通过这些资料评价地下有气测异常显示的储层流体性质，为勘探开发决策提供依据。气测录井方法在油气层识别与评价中存在着独特的技术优势，特别是在低阻油气层的识别与评价中，是其它手段无法替代的。

气测录井识别与评价储层流体性质的传统解释方法是三角形图版法、PXLER烃比值法、轻烃比值法(3H法)。由于不同的地质背景、不同的油藏条件下气测烃组分显示特征不同，其烃比值特征也不同。这些特点，使传统的气测录井解释评价方法导致油气层解释符合率低，适应性差，需要技术进步解决难题。

发明内容

本发明的目的就是针对现有技术的缺陷和实际工作需求，提供一种利用气测全烃百分含量和烃组分湿度比解释砂岩油水层的方法，能快速准确识别并评价储层流体性质。

为实现上述目的，本发明所设计的利用气测全烃百分含量和烃组分湿度比解释砂岩油水层的方法，如下步骤：

1)根据气测组份数据，计算出气测组份的烃组份湿度比Wh

Wh＝[(C₂+C₃+iC₄+nC₄+iC₅+nC₅)/ΣC]×100

ΣC＝C₁+C₂+C₃+iC₄+nC₄+iC₅+nC₅

式中：ΣC为C₁、C₂、C₃、iC₄、nC₄、iC₅及nC₅的百分含量总和，C₁为甲烷百分含量，C₂为乙烷百分含量，C₃为丙烷百分含量，iC₄为异丁烷百分含量，nC₄为正丁烷百分含量，iC₅为异戊烷百分含量，nC₅为异戊烷百分含量；

解释评价气测异常段时，用于解释评价的气测全烃百分含量TG需扣除基值，因此，用于计算烃组份湿度比Wh的烃组份数据需扣除基值；

2)根据气测异常段的判断标准判断气测异常段；

3)建立TG－Wh油水层气测录井解释图版

进一步地，所述步骤2)气测异常段的判断标准为：

气测全烃百分含量C的基值小于0.5％时，扣除基值Cb后的气测全烃百分含量TG大于0.04％的井段为气测异常段，TG＝C-Cb；

气测全烃百分含量C的基值大于等于0.5％时，扣除基值后气测全烃百分含量TG，高于本地区含烃水层的气测全烃百分含量C的2倍以上的井段为气测异常段。

进一步地，所述步骤3)具体过程为：

以气测异常段的气测全烃百分含量TG为横坐标、烃组分湿度比Wh为纵坐标，建立TG－Wh油水层气测录井解释图版，划分出油层、水层及含油水层，进而确定气测解释油层的下限及与水层的划分界线。

江汉油田新沟嘴组下段地层油气勘探开发录井实践证明，该方法适用于气测异常段的砂岩油水层的解释。

与现有技术相比，本发明具有以下优点：本发明利用气测全烃百分含量和烃组分湿度比解释砂岩油水层的方法，较传统解释方法适应范围广，解释精度高。在江汉油田江陵地区15口井86个气测录井油气显示异常段进行解释评价应用，识别与评价油层、水层符合率为87.2％，解释结果符合率提高15％以上，是一种提升录井油气显示解释评价符合率的有效方法。

附图说明

图1为新沟嘴组下段1油组由数据点绘制的识别和评价版图；

图2为新沟嘴组下段2油组由数据点绘制的识别和评价版图；

图3为实施例1的识别和评价版图；

图4为实施例2的识别和评价版图；

图5为实施例3的识别和评价版图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例对本发明作进一步的详细说明。

通过对工区14口探井(含评价井)新沟嘴组下段1油组、2油组的气测异常段录井资料的统计分析，结合工区试油产出情况，发现烃的湿度值(Wh，亦称为湿度比)与气测异常段的全烃含量有较好的相关性，可作为综合判断地层的含油气水情况的特征参数，即利用全烃百分含量和湿度比评价砂岩油水层的方法具体步骤如下：

通过对江陵地区14口已完钻探井的新沟嘴组下段1油组、2油组的气测异常段录井资料的统计分析，结合工区试油产出情况，发现烃组分湿度比Wh与气测异常段的全烃百分含量有较好的相关性，可作为综合判断地层含油水情况的特征参数，即利用全烃百分含量和湿度比，建立解释砂岩油水层的方法，具体步骤如下：

1)根据气测组份数据，计算出气测组份的烃组份湿度比Wh

Wh＝[(C₂+C₃+iC₄+nC₄+iC₅+nC₅)/ΣC]×100

ΣC＝C₁+C₂+C₃+iC₄+nC₄+iC₅+nC₅

式中：ΣC为C₁、C₂、C₃、iC₄、nC₄、iC₅及nC₅的百分含量总和，C₁为甲烷百分含量，C₂为乙烷百分含量，C₃为丙烷百分含量，iC₄为异丁烷百分含量，nC₄为正丁烷百分含量，iC₅为异戊烷百分含量，nC₅为异戊烷百分含量；

解释评价气测异常段时，用于解释评价的气测全烃百分含量TG需扣除基值，因此，用于计算烃组份湿度比Wh的烃组份数据需扣除基值；

2)根据气测异常段的判断标准判断气测异常段

气测异常段的判断标准为：

气测全烃百分含量C的基值小于0.5％时，扣除基值Cb后的气测全烃百分含量TG大于0.04％的井段为气测异常段，TG＝C-Cb；

气测全烃百分含量C的基值大于等于0.5％时，扣除基值后气测全烃百分含量TG，高于本地区含烃水层的气测全烃百分含量C的2倍以上的井段为气测异常段；

3)建立TG－Wh油水层气测录井解释图版

以气测异常段的气测全烃百分含量TG为横坐标、烃组分湿度比Wh为纵坐标，建立TG－Wh油水层气测录井解释图版，划分出油层、水层及含油水层，进而确定气测解释油层的下限及与水层的划分界线。

(1)统计工区新沟嘴组下段1油组经过试油证实的油层、水层数据，将数据点绘制到TG－Wh油水层气测录井解释图版(图1)中。根据数据统计原理分别确定界线AB、CD、EF，界线EF将AB、CD两直线间的区域分为Ⅰ区(油层)、Ⅱ区(水层)2个区域。

(2)统计工区新沟嘴组下段2油组经过试油证实的油层、水层数据，将数据点绘制到TG－Wh油水层气测录井解释图版(图2)，根据数据统计原理分别确定界线AB、CD，线AB与CD将图版分为Ⅰ区(油层)、Ⅱ区(水层)、Ⅲ区(含油水层)3个区域。

(3)将待解释井的数据点置于TG－Wh油水层气测录井解释图版中，数据点所在的区域为对应的流体解释评价结果。

本发明在江汉油田的江陵凹陷荆州背斜带沙市构造预探井SZ38井的应用。SZ38井新沟嘴组下段1油组井段2221.50～2226.00m，气测全烃百分含量TG＝4.0％，烃组份湿度比Wh＝21.1，落在图3中Ⅰ区，解释为油层。对解释评价的油层段试油，获日产油3.9m²，与上述解释结论符合。

本发明在江汉油田的江陵凹陷荆州背斜带沙市构造预探井A3井的应用。A3井新沟嘴组下段1油组井段2656.00～2658.00m，气测全烃百分含量TG＝1.56％，烃组份湿度比Wh＝44，落在图4中Ⅱ区，解释为水层。对解释评价的水层段试油，为水层(见油花)，与上述解释结论符合。

本发明江陵凹陷公安斜坡带预探井TS1井的应用。TS1井新沟嘴组下段2油组井段2722.00～2724.00m，气测全烃百分含量TG＝10.46％，烃组份湿度比Wh＝29.34，落在图5中Ⅰ区，解释为油层。对解释评价的油层段试油，获日产油3.9m²，与上述解释评价结论符合。

Claims (2)

1.一种利用气测全烃百分含量和烃组分湿度比解释砂岩油水层的方法，其特征在于：所述方法包括如下步骤：

1)根据气测组份数据，计算出气测组份的烃组份湿度比Wh

Wh＝[(C₂+C₃+iC₄+nC₄+iC₅+nC₅)/ΣC]×100

ΣC＝C₁+C₂+C₃+iC₄+nC₄+iC₅+nC₅

式中：ΣC为C₁、C₁、C₂、C₃、iC₄、nC₄、iC₅及nC₅的百分含量总和，C₁为甲烷百分含量，C₂为乙烷百分含量，C₃为丙烷百分含量，iC₄为异丁烷百分含量，nC₄为正丁烷百分含量，iC₅为异戊烷百分含量，nC₅为异戊烷百分含量；

2)根据气测异常段的判断标准判断气测异常段；

所述步骤2)气测异常段的判断标准为：

气测全烃百分含量C的基值小于0.5％时，扣除基值Cb后的气测全烃百分含量TG大于0.04％的井段为气测异常段，TG＝C-Cb；

气测全烃百分含量C的基值大于等于0.5％时，扣除基值后气测全烃百分含量TG，高于本地区含烃水层的气测全烃百分含量C的2倍以上的井段为气测异常段；

3)建立TG－Wh油水层气测录井解释图版。

2.根据权利要求1所述利用气测全烃百分含量和烃组分湿度比解释砂岩油水层的方法，其特征在于：所述步骤3)具体过程为：

以气测异常段的气测全烃百分含量TG为横坐标、烃组分湿度比Wh为纵坐标，建立TG－Wh油水层气测录井解释图版，划分出油层、水层及含油水层，进而确定气测解释油层的下限及与水层的划分界线。

Images