CN115234216A - 一种测井识别版图的建立方法及其应用 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种测井识别版图的建立方法及其应用，该发明采用以油气藏不同物性和含油气饱和度的岩心模拟实际的油(气)层、油(气)水同层、水层、干层(致密的岩心)的方式，通过实验观测多个不同物性(孔隙度、渗透率)的岩心的不同含油气饱和度的孔隙度、电阻率、声波时差、密度等性质得到对应的油(气)层、油(气)水同层、水层、干层的孔隙度、电阻率、声波时差、密度等性质，最终建立一种基于岩心的相对渗透率、电阻率、声波时差、密度等实验的油气藏的油(气)层、油(气)水同层、水层、干层的测井识别图版，解决了勘探阶段没有试油资料或者试油资料较少而无法通过传统方法建立油(气)水层的测井识别图版的技术难题。

Description

一种测井识别版图的建立方法及其应用

技术领域

本发明属于石油、天然气勘探开发技术领域，涉及一种测井识别版图的建立方法及应用，具体涉及一种勘探阶段油(气)水层的测井识别图版的建立方法及其应用。

背景技术

油气藏的油(气)层、油(气)水同层、水层、干层的测井识别是石油与天然气勘探、开发中非常重要的工作，识别结果是完井与否以及试油选层的重要依据。

测井识别油(气)层、油(气)水同层、水层、干层的方法主要是基于一定数量的已经试油试采证实的油(气)层、油(气)水同层、水层、干层的电阻率、声波时差、密度、补偿中子孔隙度等测井曲线通过交会图版、主成分、神经网络、支持向量机等模式识别方法来建立油(气)层、油(气)水同层、水层、干层的测井识别标准。其中，电阻率-声波时差/密度/补偿中子孔隙度/孔隙度交会图版是常用的测井识别图版，如图1所示。这种方法的使用需要有一定数量的已经试油试采证实的油(气)层、油(气)水同层、水层、干层的电阻率、声波时差、密度、补偿中子孔隙度测井结果以及地层的孔隙度数据做基础，才能够根据样本在图上的分布区域确定油(气)层、油(气)水同层、水层、干层的电阻率、声波时差、密度、补偿中子孔隙度等测井值的识别标准。理论上，试油试采的油(气)层、油(气)水同层、水层、干层的样本量越大，这个图版越容易给出油(气)层、油(气)水同层、水层、干层的电阻率、声波时差、密度、补偿中子孔隙度、孔隙度的识别标准。因此，该方法适用于试油资料相对较多的油气藏的评价和开发阶段，在没有试油资料或者试油资料较少的勘探阶段无法通过传统方法建立油(气)水层的测井识别图版，亟需构建一种适用于没有试油资料或者试油资料较少的勘探阶段的油(气)水层(油(气)层、油(气)水同层、水层、干层)的测井识别图版的建立方法。

发明内容

为了解决以上技术问题，本发明提供了一种测井识别版图的建立方法及应用，该发明采用以油气藏不同物性和含油气饱和度的岩心模拟实际的油(气)层、油(气)水同层、水层、干层(致密的岩心)的方式，通过实验观测多个不同物性(孔隙度、渗透率)的岩心的不同含油气饱和度的孔隙度、电阻率、声波时差、密度等性质得到对应的油(气)层、油(气)水同层、水层、干层的孔隙度、电阻率、声波时差、密度等性质，最终建立一种基于岩心的相对渗透率、电阻率、声波时差、密度等实验的油气藏的油(气)层、油(气)水同层、水层、干层的测井识别图版，解决了勘探阶段没有试油资料或者试油资料较少而无法通过传统方法建立油(气)水层的测井识别图版的技术难题。

为了实现上述目的，本发明采用以下技术方案：

一种测井识别版图的建立方法，包括以下步骤：

S1、测井获取预探井的钻井取心数据，根据邻区、同层或邻层的物性下限，选取岩心模拟储层；

S2、将步骤S1得到的岩心饱和地层盐水模拟水层，实验测量得到水层的模拟参数；

S3、采用油或气驱替步骤S2所述岩心中的地层盐水至束缚水模拟油层/气层，实验测量得到油层/气层的模拟参数，同时，对于油或气无法进入的岩心为作为干层，得到干层的模拟参数；

S4、使用水驱替步骤S3所述岩心中的束缚水模拟油水同层/气水同层，开展联测得到油水同层/气水同层的模拟参数；

S5、利用步骤S2得到的水层的模拟参数、S3得到的油层/气层、干层的模拟参数和S4得到的油水同层/气水同层的模拟参数，绘制交会图，得到测井识别版图。

优选地，步骤S1中所述钻井取心数据包括：孔隙度和渗透率。

优选地，步骤S1中所述岩心的选取方法为：选取物性位于物性下限以上的不同孔隙度和渗透率的岩心。

优选地，所述模拟参数为孔隙度、电阻率、声波时差和密度。

优选地，步骤S2和步骤S3中所述实验测量包括：使用饱和法得到孔隙度，使用伏安法得到电阻率，使用脉冲透射法得到声波时差，使用称重法得到密度。

优选地，步骤S3中所述驱替的具体方法为：使用油或气按照非稳态的方法驱替改变含水饱和度至束缚水饱和度。

优选地，步骤S4中所述联测的具体方法为：使用水驱替油开展稳态相对渗透率曲线、电阻率、声波时差、密度的联测，得到多个含水饱和度的联测数据。

进一步优选地，所述联测数据包括相对渗透率、产水率、电阻率、声波时差和密度。

优选地，步骤S5中所述交会图为：电阻率-声波时差交会图、电阻率-密度交会图和电阻率-孔隙度的交会图。

优选地，步骤S5中所述测井识别版图为基于油层、油水同层、水层和干层的测井识别版图或基于气层、气水同层、水层和干层的测井识别版图。

优选地，根据步骤S5中所述交会图得出油层/气层、油水同层/气水同层、水层和干层的孔隙度、电阻率、声波时差和密度的识别标准。

优选地，步骤S2和S3中所述实验测量以及S4中所述联测的测量条件为：温度为模拟油气藏的温度，压力为模拟油气藏的压力。

本发明还提供了一种上述建立方法建立的测井识别版图。

本发明还提供了一种上述建立方法在勘探阶段探井的完井以及试油选层中的应用。

优选地，所述应用为：利用所述建立方法建立的测井识别版图识别油层/气层、油水同层/气水同层、水层。

本发明的有益效果为：

本发明针对勘探阶段没有试油资料或者试油资料较少而无法通过传统方法建立油(气)水层的测井识别图版的问题，采用以油气藏不同物性和含油气饱和度的岩心模拟实际的油(气)层、油(气)水同层、水层、干层(致密的岩心)的方式，通过实验观测多个不同物性(孔隙度、渗透率)的岩心的不同含油气饱和度的孔隙度、电阻率、声波时差、密度等性质得到对应的油(气)层、油(气)水同层、水层、干层的孔隙度、电阻率、声波时差、密度等性质，最终建立一种基于岩心的相对渗透率、电阻率、声波时差、密度等实验的油气藏的油(气)层、油(气)水同层、水层、干层的测井识别图版的方法，可以得到勘探阶段的油(气)层、油(气)水同层、水层、干层的测井识别图版和标准，为勘探阶段的探井的完井以及试油选层提供方法依据。

附图说明

图1为传统的油(气)水层的测井识别图版。

图2为实施例的油(气)水层的测井识别图版。

具体实施方式

以下通过特定的具体实例说明本发明的实施方式，本领域技术人员可由本说明书所揭露的内容轻易地了解本发明的其他优点与功效。本发明还可以通过另外不同的具体实施方式加以实施或应用，本说明书中的各项细节也可以基于不同观点与应用，在没有背离本发明的精神下进行各种修饰或改变。

本发明提供了一种测井识别版图的建立方法，该建立方法为基于岩心的相对渗透率、电阻率、声波时差、密度等实验的油气藏的油(气)层、油(气)水同层、水层、干层的测井识别图版的方法。

一种测井识别版图的建立方法，包括以下步骤：

步骤1、系统测量预探井的钻井取心的孔隙度、渗透率等数据，根据邻区、同层或者邻层的物性下限选取一定数量的位于物性下限上下的岩心代表潜在的干层、储层；

具体地，选取物性位于物性下限以下(不包含本数)的岩心模拟潜在干层，选取物性位于物性下限以上(包含本数)的岩心模拟储层。

S2、将步骤S1得到的岩心饱和地层盐水模拟水层，实验测量孔隙度、电阻率、声波时差、密度，得到水层和潜在干层的电阻率、声波时差、密度。

步骤3、使用油(气)驱替岩心中的地层盐水至束缚水模拟油层(气层)，实验测量电阻率、声波速度、密度，得到油层(气层)的电阻率、声波时差、密度；

其中，油(气)无法进入的岩心相当于干层，得到干层的电阻率、声波时差、密度。

步骤4、对于束缚水状态的油(气)层，使用水驱替油(气)开展相对渗透率、电阻率、声波时差、密度的联测，得到多个含水饱和度的相对渗透率、产水率、电阻率、声波时差、密度数据，得到油(气)水同层(可以基于产水率结合陆地或者海上的油气藏的深度等因素确定)的电阻率、声波时差、密度；

步骤5，利用步骤2实验测量的水层、步骤3实验测量的油层(气层)、干层、步骤4实验测量的油(气)水同层的孔隙度、饱和度、电阻率、声波时差、密度数据，绘制若干交会图，最终得到油(气)层、油(气)水同层、水层、干层的测井识别图版；

所述交会图为：电阻率-声波时差交会图、电阻率-密度交会图和电阻率-孔隙度的交会图。

根据所述交会图得出油层/气层、油水同层/气水同层、水层和干层的孔隙度、电阻率、声波时差和密度的识别标准。

本发明中使用饱和法得到孔隙度，使用伏安法得到电阻率，使用脉冲透射法得到声波时差，使用称重法得到密度。

为了进一步验证本发明的技术效果，下面通过具体实施例详细说明本发明的技术和特点，但是这些实施例并非用于限定本发明的保护范围。

实施例1

以某油藏A井为例，采用本发明提出方法进行油(气)层、油(气)水同层、水层、干层的测井识别图版制作，其具体方法包括以下步骤：

S1、基于已有的孔隙度、渗透率的数据，参照邻区同层的物性下限(孔隙度3.5％、渗透率0.1×10^-3μm²)选取2块潜在的干层和6块潜在的储层样品，孔隙度、渗透率见表1；

S2、将岩心饱和地层盐水模拟水层，实验测量孔隙度、电阻率、声波时差、密度，得到水层的电阻率、声波时差、密度，基础参数见表1；

S3、使用原油驱替岩心中的地层盐水至束缚水模拟油层，实验测量电阻率、声波速度、密度，得到油层的电阻率、声波时差、密度。其中，原油无法进入的岩心相当于干层，其电阻率、声波时差、密度没有发生变化，基础参数见表1；

S4、对于束缚水状态的油层，使用水驱替油开展相对渗透率、电阻率、声波时差、密度的联测，得到多个含水饱和度的相对渗透率、产水率、电阻率、声波时差、密度数据，得到油水同层(产水率介于10％到90％)的电阻率、声波时差、密度，基础数据见表1；

S5、利用步骤2、步骤3、步骤4实验观测的油层、油水同层、水层、干层的孔隙度、饱和度、电阻率、声波时差、密度数据绘制若干交会图最终得到油层、油水同层、水层、干层的测井识别图版(如图2)。

S6、利用步骤5建立了油层、油水同层、水层、干层的电阻率-孔隙度交会图作为测井识别图版(如图2)，识别了A井试油层井段(电阻率、孔隙度为)为含油水层，与试油结果进行对比，验证基于岩心的相对渗透率、电阻率、声波时差、密度等实验的油气藏的油(气)层、油(气)水同层、水层、干层的测井识别图版的方法的准确性，试油结果显示为含油水层(日产液1000方，日产油8方)，结果如图2所示。

表1岩样在不同状态下的声波时差和电阻率数据表

以上是结合具体实施例对本发明进一步的描述，但这些实施例仅仅是范例性的，并不对本发明的范围构成任何限制。本领域技术人员应该理解的是，在不偏离本发明的精神和范围下可以对本发明技术方案的细节和形式进行修改或替换，但这些修改和替换均落入本发明的保护范围内。

Claims (10)

1.一种测井识别版图的建立方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1、测井获取预探井的钻井取心数据，根据邻区、同层或邻层的物性下限，选取岩心模拟储层和潜在干层；

S2、将步骤S1得到的岩心饱和地层盐水模拟水层，实验测量得到水层的模拟参数；

S3、采用油或气驱替步骤S2所述岩心中的地层盐水至束缚水模拟油层/气层，实验测量得到油层/气层的模拟参数，同时，对于油或气无法进入的岩心为作为干层，得到干层的模拟参数；

S4、使用水驱替步骤S3所述岩心中的束缚水模拟油水同层/气水同层，开展联测得到油水同层/气水同层的模拟参数；

S5、利用步骤S2得到的水层的模拟参数、S3得到的油层/气层、干层的模拟参数和S4得到的油水同层/气水同层的模拟参数，绘制交会图，得到测井识别版图。

2.根据权利要求1所述的建立方法，其特征在于，步骤S1中所述岩心的选取方法为：选取物性位于物性下限以上的不同孔隙度和渗透率的岩心模拟储层；选取物性位于物性下限以下的岩心模拟潜在干层。

3.根据权利要求1所述的建立方法，其特征在于，所述模拟参数为孔隙度、电阻率、声波时差和密度。

4.根据权利要求1所述的建立方法，其特征在于，步骤S3中所述驱替的具体方法为：使用油或气按照非稳态的方法驱替改变含水饱和度至束缚水饱和度。

5.根据权利要求1所述的建立方法，其特征在于，步骤S4中所述联测，具体为：使用水驱替油开展稳态相对渗透率曲线、电阻率、声波时差、密度的联测，得到多个含水饱和度的联测数据。

6.根据权利要求5所述的建立方法，其特征在于，所述联测数据包括相对渗透率、产水率、电阻率、声波时差和密度。

7.根据权利要求1所述的建立方法，其特征在于，步骤S5中所述交会图为：电阻率-声波时差交会图、电阻率-密度交会图和电阻率-孔隙度的交会图。

8.根据权利要求1所述的建立方法，其特征在于，步骤S5中所述测井识别版图为基于油层、油水同层、水层和干层的测井识别版图或基于气层、气水同层、水层和干层的测井识别版图。

9.根据权利要求1-8任一项所述的建立方法，其特征在于，根据步骤S5中所述交会图得出油层/气层、油水同层/气水同层、水层和干层的孔隙度、电阻率、声波时差和密度的识别标准。

10.权利要求1-8任一项所述的建立方法在勘探阶段探井的完井以及试油选层中的应用。

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