一种气测烃组分纵向差值油水识别方法技术

本发明专利技术属于油气层解释评价技术领域，公开了一种气测烃组分纵向差值油水识别方法。其主要技术特征为：把气测烃组分纵向上的数值变化图像化，依据对应边、拐点的重合性判别解释层流体的变化情况。本发明专利技术有效地解决了油水共存时准确评价的难题，提高了油水关系复杂储层的气测解释准确率，有利于气测录井技术地推广应用，也有利于降低试油选层难度，提高投产效率。

【技术实现步骤摘要】

本专利技术属于油气层解释评价

技术介绍
目前，气测录井油气层解释评价主要依据全烃显示值高低、曲线形态及烃组分构成，尤其是烃组分构成起着决定性作用，一般选取解释层内一组有代表性的C1、C2、C3、C4(iC4+nC4)、C5(iC5+nC5)数据，分别计算出它们的相对百分比，然后与区域油层、水层数据进行对比，最后对解释层流体性质做出结论。该方法简便、实用，可快速对解释层做出判断，被普遍采用。之所以仅选取有代表性的数据与区域标准去比对，是与石油地质勘探投入大、风险高、不漏掉油气层有很大关系，只重视了有利的信息，忽视了不利因素，所以，往往偏高认识。这种“以点带面”评价方法对单一流体的油层、水层有很高的识别率，但对于油水共存的层不太适合。当储层油水共存时，由于重力分异作用，油在上水在下，烃组分C1、C2、C3、C4(iC4+nC4)、C5(iC5+nC5)在油和水里的溶解度是不同的，它们的构成在纵向上存在着差异，因此，仅用一组烃组分数据难以反映整个储层的变化情况，必须采用一种能够表现纵向上各组分变化特征的方法，才能有效的对油水进行识别。
技术实现思路
本专利技术所要解决的技术问题是提供一种适合于识别油水同层的解释评价方法，提高气测解释符合率，拓宽气测技术的适用范围，为试油选层提供可靠支持。为解决上述技术问题，本专利技术采用的技术方案包括以下步骤：第一步依据气测录井、常规录井等资料确定解释层；1.依据中石油企业标准和各油田资料整理规范，满足下列条件之一即确定为油气解释层；(1)气测全烃显示值高于基值2倍；(2)岩屑录井见荧光或荧光以上级别显示；2.确定解释层井段；(1)以钻时由高降低的转折点为解释层起始深度，以钻时由低升高的转折点为解释层终止深度；(2)结合气测全烃显示的起止井深、岩屑含油井段及测井自然电位曲线等对解释层起止深度做微调；第二步自上而下计算解释层内各测量点的C1、C2、C3、C4(iC4+nC4)、C5(iC5+nC5)相对百分含量；1.计算各测量点烃总量，烃总量＝C1+C2+C3+iC4+nC4+iC5+nC5；2.计算各组分相对百分含量，某组分相对百分含量＝某组分含量/烃总量×100％；3.建立气测解释数据表；第三步绘制各测量点的雷达图并进行纵向叠加；1.以C1、C2、C3、C4(iC4+nC4)、C5(iC5+nC5)为坐标绘制各测量点的雷达图,得到五边图形；2.由上至下对各测量点的雷达图形进行叠加；第四步依据叠加雷达图的各边、各拐点重合情况或变形情况识别解释层流体性质；1.若叠加后的雷达图各边、各拐点高度重合，则解释层以一种流体为主，参考区域评价标准可解释为油层；2.若叠加后的雷达图各边、各拐点重合性较差，则解释层以两种流体为主，参考区域评价标准可解释为油水同层；3.雷达图边、拐点首次出现变化的测量点为油水界面。进一步，所述第三步中使用office-EXCEL办公软件绘制雷达图。本专利技术的优点是：本专利技术所提供的一种气测烃组分纵向差值油水识别方法，有效地解决了“以点带面”解释方法的不足，提高了油水关系复杂储层的气测解释准确率，降低了试油选层难度，有利于更好的发挥气测技术作用，也有利于提高试油的成功率和投产效率。附图说明图1为解释层是油层和油水同层录井参数特征曲线示意图。具体实施方式下面结合附图1对本专利技术一种气测烃组分纵向差值油水识别方法的工作原理做进一步详细说明。实施过程包括如下步骤：第一步依据气测见明显异常、岩屑录井见油斑显示等录井资料显示特征，对比区域解释层划分标准，在井段2480-2525m识别出1、2共两个解释层。第二步解释层1，井段2479-2484m，厚度5m，全烃显示值如图1中3所示，达到8.892％；烃组分见C1、C2、C3、C4(iC4+nC4)、C5(iC5+nC5)，如图1中5、7、9、11、13所示；岩屑录井如图1中15所示，为油斑细砂岩。解释层1的烃组分纵向差值图如图1中17所示，五条边、五个拐点重合度较高，表明解释层1流体变化特征不明显。具体数据见下表。进一步的解释层2，井段2519-2525m，厚度6m，全烃显示值如图1中4所示，达到7.583％；烃组分见C1、C2、C3、C4(iC4+nC4)、C5(iC5+nC5)，如图1中6、8、10、12、14所示；岩屑录井如图1中16所示，为油斑细砂岩。解释层2的烃组分纵向差值图如图1中18所示，测量点2520m、2521m、2522m三条边、三个拐点重合度较高，表明这三个测量点的流体变化不明显；从测量点2523m开始C2、C3、C5(iC5+nC5)拐点发生变化，图形重合性变差，测量点2524m、2525m拐点变化更加明显，图形重合性进一步变差，表明流体性质与前三个测量点不同。具体数据见下表。第三步依据区域评价标准结合邻井试油层对比分析，解释层1评价为油层，解释层2评价为油水同层，2523m为解释层2的油水过渡点。第四步解释层验证1.解释层1，解释井段2479-2484m，气测解释为油层；试油井段2480.2-2483.8m，抽汲，日产油25,6m3，产油量大于2000-3000m井段3m3工业油流标准，试油结果为油层，与气测解释结论吻合。2.解释层2，解释井段2519-2525m，气测解释为油水同层；试油井段2518.6-2524.8m，抽汲，日产油16.5m3，日产水13.8m3，含水率为45.54％，产油量大于2000-3000m井段3m3的工业油流标准，含水率在油水同层界定的含水在20％-80％的范围内，试油结果为油水同层，与气测解释结论吻合。以上对本专利技术创造的一个实施例进行了详细说明，但所述内容仅为本专利技术创造的较佳实施例，不能被认为用于限定本专利技术创造的实施范围。凡依本专利技术创造申请范围所作的均等变化与改进等，均应仍归属于本专利技术创造的专利涵盖范围之内。本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种气测烃组分纵向差值油水识别方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：第一步 依据气测录井、常规录井等资料确定解释层；1.依据中石油企业标准和各油田资料整理规范，满足下列条件之一即确定为油气解释层；(1)气测全烃显示值高于基值2倍；(2)岩屑录井见荧光或荧光以上级别显示；2.确定解释层井段；(1)以钻时由高降低的转折点为解释层起始深度，以钻时由低升高的转折点为解释层终止深度；(2)结合气测全烃显示的起止井深、岩屑含油井段及测井自然电位曲线等对解释层起止深度做微调；第二步 自上而下计算解释层内各测量点的C1、C2、C3、C4(iC4+nC4)、C5(iC5+nC5)相对百分含量；1.计算各测量点烃总量，烃总量＝C1+C2+C3+iC4+nC4+iC5+nC5；2.计算各组分相对百分含量，某组分相对百分含量＝某组分含量/烃总量×100％；3.建立气测解释数据表；第三步 绘制各测量点的雷达图并进行纵向叠加；1.以C1、C2、C3、C4(iC4+nC4)、C5(iC5+nC5)为坐标绘制各测量点的雷达图,得到五边图形；2.由上至下对各测量点的雷达图形进行叠加；第四步 依据叠加雷达图的各边、各拐点重合情况或变形情况识别解释层流体性质；1.若叠加后的雷达图各边、各拐点高度重合，则解释层以一种流体为主，参考区域评价标准可解释为油层；2.若叠加后的雷达图各边、各拐点重合性较差，则解释层以两种流体为主，参考区域评价标准可解释为油水同层；3.雷达图边、拐点首次出现变化的测量点为油水界面。...

【技术特征摘要】
1.一种气测烃组分纵向差值油水识别方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：第一步依据气测录井、常规录井等资料确定解释层；1.依据中石油企业标准和各油田资料整理规范，满足下列条件之一即确定为油气解释层；(1)气测全烃显示值高于基值2倍；(2)岩屑录井见荧光或荧光以上级别显示；2.确定解释层井段；(1)以钻时由高降低的转折点为解释层起始深度，以钻时由低升高的转折点为解释层终止深度；(2)结合气测全烃显示的起止井深、岩屑含油井段及测井自然电位曲线等对解释层起止深度做微调；第二步自上而下计算解释层内各测量点的C1、C2、C3、C4(iC4+nC4)、C5(iC5+nC5)相对百分含量；1.计算各测量点烃总量，烃总量＝C1+C2+C3+iC4+nC4+iC5+nC5；2.计算各组分相对百分含量，某组分相对百分含...

【专利技术属性】
技术研发人员：宋义民，姜维寨，李毅逵，张玉新，吴颖，李冬蕾，胡琳，
申请(专利权)人：中国石油集团渤海钻探工程有限公司，
类型：发明
国别省市：天津;12