[發明專利]一種逐步識別低滲復雜巖性油藏中的油層和水層的方法

有效

• 申請號: 201310098085.7
• 申請日: 2013-03-26
• 公開（公告）號: CN103132993A
• 公開（公告）日: 2013-06-05
• 發明（設計）人: 張小莉;王香增;程玉群;張麗霞;申怡博;曹金舟;張濤;王震亮;段昕婷;黃薇
• 申請（專利權）人: 西北大學;西安西大科技工程研究院有限公司;陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院
• 主分類號: E21B49/00
• 分類號: E21B49/00;G01V11/00
• 代理公司: 西安西達專利代理有限責任公司 61202
• 代理人: 劉華

1.一種逐步識別低滲復雜巖性油藏中的油層和水層的方法，其特征在于，步驟如下：

步驟1：首先對低滲復雜巖性儲層通過鉆井設備進行鉆井，在鉆孔中通過使用測井儀器獲取低滲復雜巖性儲層的聲波時差參數、電阻率參數和反映巖性影響的自然伽馬參數，所獲得的已有經過試油試產所確定的油層、油水層、水層和干層的聲波時差參數和電阻率參數經由繪圖工具繪制出常規聲波時差—電阻率交會圖，根據低滲復雜巖性儲層的聲波時差參數和電阻率參數，并結合其在常規聲波時差—電阻率交會圖中的分布區域來識別出干層或常規水層、油層和油水層，識別出的干層或常規水層滿足下述約束條件之一：

（1）在常規聲波時差—電阻率交會圖中，當低滲復雜巖性儲層的電阻率值RILD小于根據常規聲波時差—電阻率交會圖中的常規水層和油層資料點分布狀況所確定的穩定的電阻率界限值R₀的分布區域設定為干層或常規水層，該斜率為0的直線限定的穩定電阻率界限值R₀，是在當低滲復雜巖性儲層的聲波時差參數Δt?>Δt₁時成立，Δt₁是根據常規聲波時差—電阻率交會圖中常規水層和油層資料分布位置所確定的一個包絡線斜率變化點所對應的聲波時差參數值；

（2）在常規聲波時差—電阻率交會圖中，當低滲復雜巖性儲層的電阻率值RILD小于R₁的分布區域設定為干層或常規水層，R₁是在當Δt₀<聲波時差參數Δt?<Δt₁時的聲波時差線性函數，Δt₀是根據常規聲波時差—電阻率交會圖中常規水層和油層資料分布位置所確定的另一個包絡線斜率變化點所對應的聲波時差參數值，其中Δt₀<Δt₁；

（3）在常規聲波時差—電阻率交會圖中，當低滲復雜巖性儲層的聲波時差值Δt<Δt₀的分布區域設定為干層或常規水層；

而識別出的油層和油水層滿足下述約束條件：

在常規聲波時差—電阻率交會圖中，聲波時差參數Δt>Δt₂且滿足電阻率RILD?>R₀的分布區域設定為油層和油水層，Δt₂是在常規聲波時差—電阻率交會圖中，根據已有經過試油試產所確定的油層、油水層、常規水層和干層的聲波時差參數和電阻率參數分布所設定的油層、油水層、干層以及常規水層的混合區同油層和常規水層分布區域的界限值所對應的聲波時差值；

步驟2，同樣根據步驟1中利用測井儀器所測的反映低滲復雜巖性儲層巖性特征的自然伽馬測井參數、同時反映巖性和物性特征的聲波時差測井參數、對含油性反映相對靈敏的電阻率測井參數，以及利用專門分析儀器對油田取得的油田水樣進行分析所得的地層水礦化度參數，綜合低滲復雜巖性儲層的巖性、物性、地層水礦化度、含油性與電阻率之間的內在聯系，利用經過試油試產所確定的低滲透油層、油水層、水層和干層的自然伽馬參數、聲波時差參數、電阻率測井參數以及地層水礦化度參數，由繪圖工具編制自然伽馬—聲波時差Δt、電阻率RILD及地層水礦化度KHD的組合參數（RILD×Δt×KHD）交會圖，在自然伽馬—聲波時差Δt、電阻率RILD及地層水礦化度KHD的組合參數（RILD×Δt×KHD）交會圖中，根據已有經過試油試產所確定的油層、油水層、常規水層和干層資料點的分布，把該自然伽馬—聲波時差Δt、電阻率RILD及地層水礦化度KHD的組合參數（RILD×Δt×KHD）交會圖劃分為5個區域，劃分為5個區域的方式如下所示：

（1）首先根據自然伽馬值GR，把自然伽馬—聲波時差Δt、電阻率RILD及地層水礦化度KHD的組合參數（RILD×Δt×KHD）交會圖劃分為2個區域即自然伽馬值大于預設的自然伽馬下限值GR_下限的水層和干層分布區域以及自然伽馬值小于預設的自然伽馬下限值GR_下限的油層、油水層、常規水層和干層分布混合分布區域；（2）在自然伽馬值GR小于預設的自然伽馬下限值GR_下限的油層、油水層、常規水層和干層分布混合分布區域中，進一步可根據油層、油水層、常規水層和干層的分布劃分為4個區域，這4個區的范圍是通過繪圖工具在該自然伽馬值GR小于預設的自然伽馬下限值GR_下限的油層、油水層、常規水層和干層分布混合分布區域中繪制出3條斜率相同而截距不同的直線來劃分的，該3條直線自下而上依次分別稱為第一直線、第二直線和第三直線，3條直線的斜率和截距同樣是根據油層、油水層、常規水層和干層的分布來確定的，由第一直線和自然伽馬值GR=自然伽馬下限值GR_下限的直線所限定的右下方區為水層和干層分布區域，由第一直線、第二直線以及自然伽馬值GR=自然伽馬下限值GR_下限的直線所限定的區域為油層、油水層、水層和干層混合分布區域，由第二直線、第三直線以及自然伽馬值GR=自然伽馬下限值GR_下限的直線所限定的區為水層和干層分布區域，由第三直線和自然伽馬值GR=自然伽馬下限值GR_下限的直線所限定的右上方區為油層、油水層、水層和干層混合分布區域，在自然伽馬—聲波時差Δt、電阻率RILD及地層水礦化度KHD的組合參數（RILD×Δt×KHD）交會圖中，根據上述劃分的5個區域，能夠進一步甄別出水層或干層，甄別出的水層或干層滿足下述約束條件之一：

（1）在自然伽馬—聲波時差Δt、電阻率RILD及地層水礦化度KHD的組合參數（RILD×Δt×KHD）交會圖中，待識別低滲復雜巖性儲層的自然伽馬值大于自然伽馬下限值GR_下限的分布區域為設定為干層或水層；

（2）在自然伽馬—聲波時差Δt、電阻率RILD及地層水礦化度KHD的組合參數（RILD×Δt×KHD）交會圖中，待識別的低滲復雜巖性儲層的自然伽馬值小于自然伽馬下限值GR_下限的分布區域、、資料分布在第一直線所限定的右下方的區域中或分布在第二直線和第三直線之間限定的區域中，即設定為水層或干層；

步驟3：在步驟2中所形成的自然伽馬—聲波時差Δt、電阻率RILD及地層水礦化度KHD的組合參數（RILD×Δt×KHD）交會圖中利用繪圖工具剔除掉步驟1和步驟2中已經明確識別出的水層和干層，這樣，在自然伽馬—聲波時差Δt、電阻率RILD及地層水礦化度KHD交會圖中就得到2個油層和油水層分布優勢區，該油層和油水層分布優勢區分別為第一直線、第二直線和自然伽馬值GR=自然伽馬下限值GR_下限的直線所限定區域以及由第三直線和自然伽馬值GR=自然伽馬下限值GR_下限的直線所限定的右上區域。