实时地层流体录井多参数油气层综合解释评价方法

摘要

一种实时地层流体录井多参数油气层综合解释评价方法，具体步骤如下：通过综合录井仪、实时地层流体录井仪及人工采集和记录各项录井参数的步骤；对所获取的录井解释评价参数进行优选、归类，形成录井解释数据库的步骤；解释储层划分的步骤；根据区域地质特征、储层类型及录井解释参数，选择解释评价标准及优选解释评价特征参数的步骤；代入综合解释评价模型的步骤。本发明提高录井油气综合解释符合率，可量化评价指标和范围的油气层综合解释评价方法。

说明书

技术领域

本发明涉及地质、录井工程服务领域，特别是井场录井油气层解释评价，可以用于含油储集层录井油气显示的解释评价，对储层流体性质进行直观、快速解释。 

背景技术

录井是石油勘探开发的一项重要手段，而实时地层流体录井便是其中最为主要的一种井筒油气检测技术。实时地层流体录井多参数油气层综合解释评价方法，是一种重要的录井油气层综合解释新方法，应用该方法能够实现储层流体类型快速识别和综合定量评价，为后续测井、测试及综合研究等勘探开发决策提供依据。该解释方法在含油气储层快速评价中有着独特的技术优势，特别是在井场录井阶段第一时间提供快速、准确的油气层解释评价，具有独特性和不可替代性，能提高录井油气层解释的可靠性与符合率。 

实时地层流体录井分别拥有钻井液出口(Gas out)与入口(Gas in)两套气体萃取设备(FLEXE)，能够同步检测出口和入口两路气体，通过恒流抽吸钻井液，恒温、定量脱气，最大程度的确保钻井液中C₁～C₅烃组分已基本完全脱出，C₆以上液态烃部分被脱出，不仅提高了资料录取质量，而且能更真实地反映地层中赋存流体性质；采用“亚真空”负压管线，最大程度保证C₁～C₈烃类组分保持气相状态传送。 

通过出口与入口两套气体分析检测设备和数据校正程序，能够消除再循环气、钻井液添加剂等杂气干扰，使气测数据更真实、可靠。此外，采用独特的气体检测分析仪设计，利用色谱仪(GC)分离样气，质谱仪(MS)对分离组分进行检测，内能够检测分析的烃类气体从烷烃(C₁、C₂、C₃、C₄、C₅、nC₆、nC₇、nC₈)扩展到芳香烃(C₆H₆、C₇H₈)、环烷烃(C₇H₁₄)和H₂S、CO₂等非烃类气体。其中，C₆以上组分在常温常压下为液态，当检测到C₆以上组分时往往 意味着钻遇储层含油，指示着储集层内含油情况，占的比重越大，储集层内含油丰度越高，此为实时地层流体录井多参数油气层解释方法重要的理论依据。 

实时地层流体录井多参数油气层解释方法，主要是建立于利用多个原始录井数据及其衍生特征参数等进行简单的综合判断，供参考的解释评价标准也存在一定的地域性差异，导致油气显示解释符合率在一定程度上降低。 

发明内容

本发明的目的是针对上述现状，提供一种新的实时地层流体录井多参数油气层解释评价方法，提高录井油气综合解释符合率，可量化评价指标和范围的油气层综合解释评价方法。 

本发明提供一种实时地层流体录井多参数油气层综合解释评价方法，其特征在于，具体步骤如下：通过综合录井仪、实时地层流体录井仪及人工采集和记录各项录井参数的步骤；对所获取的录井解释评价参数进行优选、归类，形成录井解释数据库的步骤；解释储层划分的步骤；根据区域地质特征、储层类型及录井解释参数，选择解释评价标准的步骤；代入综合解释评价模型的步骤。 

通过综合录井仪、实时地层流体录井仪及人工采集和记录各项录井参数的步骤中，综合录井仪获取反映储层孔隙性及厚度的钻时ROP(min/m)、钻压WOB(t)、扭矩TORQ(kN·m)、可钻性指数Dc(d·exp)、深度H(m)等参数。 

通过综合录井仪、实时地层流体录井仪及人工采集和记录各项录井参数的步骤中，通过实时地层流体录井仪获得反映储层含油气性的全烃及各烃类组分含量：甲烷C₁、乙烷C₂、丙烷C₃、异丁烷iC₄、正丁烷nC₄、异戊烷iC₅、正戊烷nC₅、正己烷nC₆、正庚烷nC₇、正辛烷nC₈、苯C₆H₆、甲苯C₇H₈、甲基环己烷C₇H₁₄C₁。 

通过综合录井仪、实时地层流体录井仪及人工采集和记录各项录井参数 的步骤中，通过地质录井获得反映储层含油性的荧光面积(％)及岩性等参数。 

通过对录井解释评价参数进行优选、归类的步骤中，形成了录井解释数据库。 

解释储层划分步骤中，根据气测全烃曲线峰形状，并辅以钻时、钻压、扭矩及Dc指数曲线变化特征确定储层厚度，以异常显示层全烃曲线起峰处对应的钻时和钻压及DC指数曲线减小、扭矩增大的半幅点地层深度为起始井深H₁，单一显示储层全烃峰或连续脉状显示峰的最后一个峰降低对应的钻时和钻压及DC指数曲线增大、扭矩减小的半幅点地层深度为结束井深H₂，异常显示储层视厚度Ha为结束井深与起始井深之差，即Ha＝H₂-H₁。 

选择解释评价标准、优选解释评价特征参数步骤中，根据区域地质特征、储层类型及录井解释参数，选择解释评价标准及优选出4～10个包括有无荧光、荧光面积、(C₆+)和各组分衍生特征参数等。 

代入综合解释评价模型步骤中，依据地质录井评价储层是否有荧光显示，没有荧光显示就直接进入含气储层评价流程，并依据衍生特征参数及解释评价标准得出储层最终解释结论；如果储层有荧光显示，则进一步评价，判断是否具备特征参数(C₆+)；如果具备特征参数(C₆+)，则进入下一步未遭受破坏或改造的原生油层评价流程，假如衍生特征参数TG、(C₆+)％、C₁％及C₁异常倍数等符合含气储层解释评价标准，则转入含气储层解释评价流程，并依据衍生特征参数及解释评价标准得出储层最终解释结论；假如衍生特征参数TG、(C₆+)％、C₁％及C₁异常倍数等不符合含气储层解释评价标准，则进入下一步油层解释评价流程，并依据储层深度、异常倍数及解释评价标准得出储层最终解释结论；如果不具备特征参数(C₆+)，则直接进入遭受改造的次生油层解释评价流程，并依据C₁、C₂异常倍数及解释评价标准得出储层最终解释结论；根据以上，将解释目标层的关键评价参数，结合对应的解释评价标准代入评价流程中，并得出对应的储层解释评价结论。 

本发明应用简单、实用、符合率高，适用范围广，特别是在录井阶段第 一时间提供快速、准确的油气层解释评价结果方面具有独特的技术优势。 

附图说明

图1为本发明工程流程图； 

图2为综合解释评价模型。 

具体实施方式

本发明的实现方式为，实时地层流体录井多参数油气层综合解释评价方法，具体步骤如下： 

1)通过综合录井仪、实时地层流体录井仪及录井工程师采集和记录各项录井参数； 

①综合录井仪获取反映储层孔隙性及厚度的钻时ROP(min/m)、钻压WOB(t)、扭矩TORQ(kN·m)、可钻性指数Dc(d·exp)、深度H(m)等参数； 

②通过实时地层流体录井仪获得反映储层含油性的全烃TG(ppm)及各烃类组分C₁(ppm)、C₂(ppm)、C₃(ppm)、iC₄(ppm)、nC₄(ppm)、iC₅(ppm)、nC₅(ppm)、nC₆(ppm)、nC₇(ppm)、nC₈(ppm)、C₆H₆(ppm)、C₇H₈(ppm)、C₇H₁₄(ppm)含量，并进行气体数据处理，包括：进、出口气体数据校正，使用出口气体数据减去入口气体数据，消除背景气、再循环气等杂气的干扰；对非零但低于1ppm值的赋值为1ppm标准化归一处理。然后，对处理完的气体数据，根据创新算法计算各项衍生特征参数； 

③通过地质录井获得反映储层含油性的荧光面积(％)及岩性等参数； 

2)对所获取的录井解释评价参数进行优选、归类，形成录井解释数据库；以上所述的各录井参数采集和记录步长为1m/l点； 

3)解释储层划分，根据气测全烃曲线峰形状，并辅以钻时、钻压、扭矩及Dc指数曲线变化特征确定储层厚度，以异常显示层全烃曲线起峰处对应的钻时和钻压及DC指数曲线减小、扭矩增大的半幅点地层深度为起始井深H₁，单一显示储层全烃峰或连续脉状显示峰的最后一个峰降低对应的钻时和钻压及DC指数曲线增大、扭矩减小的半幅点地层深度为结束井深H₂， 异常显示储层视厚度Ha为结束井深与起始井深之差，即Ha＝H₂-H₁； 

4)根据区域地质特征、储层类型及录井解释参数，选择解释评价标准，优选4～10个参数，包括有无荧光、荧光面积、(C₆+)及各组分衍生特征参数等； 

5)代入综合解释评价模型 

①依据地质录井评价储层是否有荧光显示，没有荧光显示则直接进入含气储层评价流程，并依据衍生特征参数及评价标准得出储层最终解释结论； 

②如果储层有荧光显示，则进一步评价，判断是否具备衍生特征参数(C₆+)； 

③如果具备特征参数(C₆+)，则进入下一步未遭受破坏或改造的原生油层评价流程，假如衍生特征参数TG、(C₆+)％、C₁％及C₁异常倍数等符合含气储层解释评价标准，则转入含气储层解释评价流程，并依据衍生特征参数及解释评价标准得出储层最终解释结论；假如衍生特征参数TG、(C₆+)％、C₁％及C₁异常倍数等不符合含气储层解释评价标准，则进入下一步油层解释评价流程，并依据储层深度、异常倍数及解释评价标准得出储层最终解释结论； 

④如果不具备特征参数(C₆+)，则直接进入遭受改造的次生油层解释评价流程，并依据C₁、C₂异常倍数及解释评价标准得出储层最终解释结论； 

根据以上，将解释目标层的关键评价参数，结合对应的解释评价标准代入评价流程中，并得出对应的储层解释评价结论。 

本发明是利用实时地层流体录井多参数结合油气层综合解释评价模型理论，实现录井油气显示的综合定量评价。用衍生特征参数算法为评价特征量完成特征指标提取，运用综合解释评价模型定性、定量完成评价结果。用于评价的综合解释评价模型能够直观地反映目标层的评价流程及评价参数指标具体阈值范围。依据解释评价模型参数指标，参考综合解释评价标准， 采取最大隶属原则：即每个单独的解释评价流程时，评价的6～8个参数中，允许有1个或两个参数不符合判定标准，剩余的5-6个参数符合统一结论的判断标准，即判断结果为该统一结论。采用该原则得到目标储层的综合解释评价结论，可以是“气层、含气水层”，“油层、含油水层、水层”。 

本发明在渤海油田的辽西凹陷、秦南凹陷、及黄河口凹陷等进行了25口井的应用，解释评价油气层118层，有97层解释结论与测井及或试油结果符合，油气层解释符合率为82.20％，解释符合率较传统方法提高了20％。 

参照图1，本发明通过常规地质录井、实时地层流体录井和工程参数录井等技术获取原始录井数据，然后对原始气体进行数据处理，包括：进出口气体数据校正及标准化归一处理，并对处理完的气体数据，根据创新算法计算各项衍生特征解释评价参数，并集成解释数据库。然后利用数据库中原始气测数据及地质录井、工程参数划分显示层井段，优选出4～10个关键评价参数，代入综合解释评价模型。综合解释评价模型能够直观地反映目标层的具体评价流程及评价参数指标阈值范围，再结合综合解释评价标准，采取最大隶属原则得到目标储层的综合解释评价结论。 

下面参照附图详述本发明，本发明的具体步骤如下： 

利用数据库分地区按照不同的凹陷、区块和储层流体性质，依据综合解释评价模型，提炼、总结出对应的多参数录井油气解释评价标准，解释参数映射到解释评价模型参数指标上，解释评价模型由三层评价流程组成，逐级分为含气储层、原生油层及次生油层显示类型分为三级评价(如图2)。以解释评价模型评价参数作为特征量完成特征提取，将各评价参数映射到对应的综合解释评价标准，评价参数与解释评价标准一致，将储层解释评价为气层、含气水层、油层、含油水层、水层等5种解释评价结论(如图2)。实现利用实时地层流体录井多参数油气层综合解释的直观、定量解释评价。 

1)如图1通过综合录井仪、实时地层流体录井仪及录井工程师采集和记录各项录井参数：反映储层孔隙性及厚度的钻时ROP(min/m)、钻压 WOB(t)、扭矩TORQ(kN·m)、可钻性指数Dc(d·exp)等解释评价参数；反映储层含油性的全烃TG(ppm)及各组分C₁(ppm)、C₂(ppm)、C₃(ppm)、iC₄(ppm)、nC₄(ppm)、iC₅(ppm)、nC₅(ppm)、nC₆(ppm)、nC₇(ppm)、nC₈(ppm)、C₆H₆(ppm)、C₇H₈(ppm)、C₇H₁₄(ppm)值，并对原始气体进行数据处理，包括：使用出口气体数据减去入口气体数据进行数据校正，消除背景气、再循环气等杂气的干扰；对非零但低于1ppm值的赋值为1ppm标准化归一处理；然后根据创新算法计算衍生特征参数及各组分异常倍数： 

①衍生特征参数计算： 

TG＝C₁+2*C₂+3*C₃+4*(iC₄+nC₄)+5*(iC₅+nC₅)+6*C₆+7*C₇+8*C₈

C₁％＝C₁/(C₁+C₂+C₃+C₄+C₅+C₆+C₇+C₈+C₆H₆+C₇H₈+C₇H_㈠) 

(C₆+)％＝(C₆+C₇+C₈+C₆H₆+C₇H₈+C₇H₁₄)/(C₁+C₂+C₃+C₄+...+C₇+C₈+C₆H₆+C₇H₈+C₇H₁₄) 

(C₆+)表示意义：气体检测烃类组成中C₆组分及其以上的重组分 

②各组分异常倍数计算： 

异常显示储层气：对于同一异常显示层，由于C₆以上组分较重，相对于较轻的组分常出现滞后或拖尾现象，因此采用两段法取值，C₁-C₅范围轻组分取(C₁+C₂+C₃+iC₄+nC₄+iC₅+nC₅)求和值最大的一组数据，C₆以后重组分部分取重组分峰值段(C₆+C₇+C₈+C₆H₆+C₇H₈+C₇H₁₄)求和值最大的一组数据，将该两组数据合为一条完整数据作为异常显示层表征气测数据； 

非储层背景气：取上部离异常显示储层最近的一段厚度大于5m的泥岩，其各气体组分的平均值K_i作为一条完整的背景值表征数据，K_i为C₁、C₂、C₃、iC₄、nC₄、iC₅、nC₅、C₆、C₇、C₈、C₆H₆、C₇H₈、C₇H₁₄各气体组分的平均值； 

各组分异常倍数＝异常显示储层值/非储层背景值，单位：无量纲 

③通过地质录井获得反映储层含油性的荧光面积(％)及岩性等参数； 

2)对所获取的录井解释评价参数进行优选、归类，形成录井解释数据库；以上所述的各录井参数采集和记录步长为1m/1点； 

3)解释储层划分，根据气测全烃曲线峰形状，并辅以钻时、钻压、扭 矩及Dc指数曲线变化特征确定储层厚度，以异常显示层全烃曲线起峰处对应的钻时和钻压及DC指数曲线减小、扭矩增大的半幅点地层深度为起始井深H₁，单一显示全烃峰或连续脉状显示峰的最后一个峰降低对应的钻时和钻压及DC指数曲线增大、扭矩减小的半幅点地层深度为结束井深H₂，异常显示储层视厚度Ha为结束井深与起始井深之差，即Ha＝H₂-H₁； 

4)根据区域地质特征、流体类型及录井参数，选择解释评价参数，优选4～10个参数，包括有无荧光、荧光面积、(C₆+)及各组分衍生特征参数等。如对秦南凹陷砂岩储层，评价优选衍生参数C₁％、(C₆+)％、TG(％)和C₁异常倍数及荧光面积(％)5个参数作为关键评价指标，建立秦南凹陷含气砂岩储层解释评价标准及参数优选组合(见表1)。对辽西凹陷的砂岩储层，评价优选C₁异常倍数、C₂异常倍数及荧光面积(％)3个参数作为关键评价指标，建立辽西凹陷次生油层砂岩储层解释评价标准及参数优选组合(见表2)。对黄河口凹陷的砂岩储层，评价优选C₁异常倍数、nC₄异常倍数、iC₅异常倍数、nC₅异常倍数、nC₆异常倍数、nC₇异常倍数、C₇H₁₄及深度(m)、荧光面积(％)9个参数作为关键评价指标，建立黄河口凹陷原生油层砂岩储层解释评价标准及参数优选组合(见表3)。 

表1秦南凹陷探区含气砂岩储层实时地层流体录井油气层解释评价标准 

表2辽西凹陷探区次生油层砂岩储层实时地层流体录井油气层解释评价标准 

表3黄河口凹陷探区原生油层砂岩储层实时地层流体录井油气层解释评价标准 

4)代入综合解释评价模型 

①参照图2，首先依据地质录井评价储层是否有荧光显示，没有荧光显示就直接进入含气储层评价流程，并依据衍生特征参数及解释评价标准(如表1)得出储层最终解释结论； 

②如果储层有荧光显示，则进一步评价，判断是否具备特征参数(C₆+)； 

③如果具备特征参数(C₆+)，则进入下一步未遭受破坏或改造的原生油层评价流程，假如衍生特征参数TG、(C₆+)％、C₁％及C₁异常倍数等符合含气储层解释评价标准(如表1)，则转入含气储层解释评价流程，并依据衍生特征参数及解释评价标准得出储层最终解释结论；假如衍生特征参数TG、(C₆+)％、C₁％及C₁异常倍数等不符合含气储层解释评价标准，则进入下一步油层解释评价流程，并依据储层深度、异常倍数及解释评价标准(如表3)得出储层解释结论； 

④如果不具备特征参数(C₆+)，则直接进入储层遭受改造的次生油层解释评价流程，并依据C₁、C₂异常倍数及解释评价标准(如表2)得出目标储层最终解释结论； 

根据以上，将解释目标层的解释关键参数，结合对应的解释评价标准代入评价流程中，并得出对应的储层解释评价结论。 

下面用具体实例说明本发明。 

1)本发明在渤中凹陷渤中X构造砂岩油层A井应用。 

在该井钻遇的明化镇组1385.0～1391.0m井段发现并解释砂岩显示层1层，主要岩性为细砂岩。 

优选该显示层深度(m)、C₁异常倍数、nC₄异常倍数、iC₅异常倍数、nC₅异常倍数、nC₆异常倍数、nC₇异常倍数、C₇H₁₄及荧光面积(％)等项参数作为解释评价关键参数(表4)，然后将关键评价参数代入综合解释评价流程中，符合原生油层储层油气层解释评价类型，对这9项参数按深度小于2000m的原生油层砂岩储层评价标准(表5a)进行综合解释评价，最终评价结果呈现为油层。 

表4渤中X构造砂岩油层A井实时地层流体录井解释参数 

表5a渤中凹陷探区原生油层砂岩储层实时地层流体录井油气层解释评价标准 

表5b渤中凹陷探区含气层砂岩储层实时地层流体录井油气层解释评价标准 

表5c渤中凹陷探区次生油层砂岩储层实时地层流体录井油气层解释评价标准 

对1385.0～1391.0m井段电测解释结果也为油层，此后对该井段试油，获得产气5739m³、日产原油242.4m³，原油密度为0.9042的高产工业油流；试油结论证实了实时地层流体录井油气层综合解释评价结论的可靠。 

2)本发明在秦南凹陷秦皇岛Y构造砂岩油层B井应用。 

在该井钻遇的沙河街组3166.0～3187.0m井段发现并解释砂岩显示层1层，主要岩性为细砂岩。 

优选该显示层深度(m)、C₁％、(C₆+)％、TG及荧光面积(％)等项参数作为解释评价关键参数(表6)，然后将关键评价参数代入综合解释评价流程中，发现储层具荧光显示，但其衍生参数特征更符合气层判别特征，按含气砂岩储层评价标准(表7a)综合解释评价，最终评价结果呈现为凝析气层。 

表6秦皇岛Y构造砂岩油层B井实时地层流体录井解释参数 

表7a秦南凹陷探区含气砂岩储层实时地层流体录井油气层解释评价标准 

表7b秦南凹陷探区次生油层砂岩储层实时地层流体录井油气层解释评价标准 

表7c秦南凹陷探区含气砂岩储层实时地层流体录井油气层解释评价标准 

对3166.0～3187.0m井段电测解释结果也为气层，此后对该井段试油，获得产气284119m³、日产原油107.3m³，原油密度为0.8433的高产工业凝析气层；试油结论证实了实时地层流体录井油气层综合解释评价结论的可靠。 

以上借助具体实施例对本发明做了进一步描述，但是应该理解的是，这里具体的描述，不应理解为对本发明的实质和范围的限定，本领域内的普通技术人员在阅读本说明书后对上述实施例做出的各种修改，都属于本发明所保护的范围。