一種適用于火山巖儲層的油水層識別方法
【技術(shù)領(lǐng)域】
[0001] 本發(fā)明設(shè)及石油勘探中的復(fù)雜油氣藏儲層測井評價技術(shù)領(lǐng)域，特別是針對巖性復(fù) 雜、低孔低滲的火山巖儲層測井評價中一種基于核磁測井和氣測錄井資料的油水層識別方 法。
【背景技術(shù)】
[0002] 火山巖儲層油水層識別是目前測井學(xué)科遇到的難點之一。傳統(tǒng)的測井油水層識別 的主要方法是電阻率法，運種傳統(tǒng)方法在火山巖儲層進(jìn)行流體識別的不確定性增加，主要 表現(xiàn)在W下幾點：
[0003] 1、火山巖巖性變化大，不同巖性的電阻率差異較大，運種差異有時可達(dá)幾個數(shù)量 級，對火山巖油水層識別帶來了不確定性；
[0004] 2、火山巖儲層的孔隙類型多樣，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，在巖性變化不大的情況下，孔隙度 及其孔隙結(jié)構(gòu)的變化引起的電阻率的較大變化，進(jìn)一步增加了電阻率法識別流體性質(zhì)的不 確定性；
[0005] 3、火山巖基質(zhì)孔隙度通常相對較低，流體在巖石中的所占的比例較小，電阻率測 井對流體的反映的敏感性減?。?br>[0006] 4、鉆井過程中不同類型的儲層的侵入深度變化較大，侵入特征多變。鉆井液濾液 的侵入造成了油水層電阻率對比度減小，侵入的不均一性不僅造成了油水層的對比度減 小，而且造成了侵入剖面的多樣性。
[0007] 由于用傳統(tǒng)的方法來識別火山巖油水層遇到了一些問題，因此采用一些非電阻率 的方法來識別油氣就顯得更為重要。火山巖儲層的油水層識別是測井評價的一大難題，需 要充分利用常規(guī)、測井新方法、鉆井、錄井等各種油氣顯示的信息來綜合進(jìn)行，從而有效地 提高火山巖儲層油水層識別的成功率。

【發(fā)明內(nèi)容】

[0008] 本發(fā)明所要解決的技術(shù)問題是提供一種適用于火山巖儲層的油水層識別方法，能 夠?qū)崿F(xiàn)在傳統(tǒng)的電阻率法無法有效識別油水層的情況下，利用核磁測井資料處理得到差分 譜孔隙度，再與利用氣測資料得到的控類特征比建立交會圖，實現(xiàn)了火山巖儲層的油水層 有效識別。
[0009] 本發(fā)明的解決其技術(shù)問題所采取的技術(shù)方案是：
[0010] 一種適用于火山巖儲層的油水層識別方法，步驟包括：
[0011] 1)利用雙等待時間模式的核磁測井資料，對回波串進(jìn)行反演處理得到長等待時間 T2譜和短等待時間T2譜，再進(jìn)行差譜處理，得到反映油氣信息的差分譜；
[0012] 2)對差分譜進(jìn)行積分處理得到差分譜孔隙度值iff_Por);
[0013] 3)利用氣測錄井?dāng)?shù)據(jù)，確定各控組分對油水層的敏感性，建立控類特征比 (Ratio_C)；
[0014] 4)根據(jù)已有的試油數(shù)據(jù)，分別讀取相應(yīng)的差分譜孔隙度與控類特征比的特征值， 建立差分譜孔隙度值iff_P〇r)與控類特征比（Ratio_C)的交會圖，確定油水層的區(qū)分界 限；
[0015] 5)對于待識別油水結(jié)論的地層，按上述步驟分計算取差分譜孔隙度值iff_Por) 和控類特征比（Ratio_C)的特征值，讀取上述相應(yīng)的差分譜孔隙度與控類特征比的特征 值，再利用已建立的差分譜孔隙度值iff_P〇r)與控類特征比（Ratio_C)交會圖確定油水層 的區(qū)分界限，通過落入?yún)^(qū)分界限內(nèi)的數(shù)據(jù)點即實現(xiàn)對油水層的有效識別。
[0016] 進(jìn)一步地，所述步驟1)中，差分譜法是間接地利用地層水的縱向弛豫時間的差異 來將水和油氣分開的一種方法，差譜處理是將長等待時間T2譜和短等待時間T2譜進(jìn)行相 減，得到差分譜信號。
[0017] 進(jìn)一步地，所述長等待時間T2譜長等待時間選擇為10~15秒；所述短等待時間 T2譜短等待時間選擇為1~2秒，W保證水被完全極化而油氣只部分極化。
[0018] 進(jìn)一步地，所述的核磁差分譜，可W通過積分的辦法來求取差分譜孔隙度值iff_ Por)，得到一個定量的數(shù)據(jù)用于評價儲層的含油水信息： 陽019]
…
[0020] 式中，S燈2)為核磁T2譜，Tmin和Tmax分別為T2譜對應(yīng)的最小時間和最大時間。
[0021] 進(jìn)一步地，所述步驟3)中，利用氣測錄井?dāng)?shù)據(jù)中的不同組分的含量，建立控類特 征比（Ratio_C):
[0022] Ratio_C= (C4+C5)/C3 (2) 陽02；3] 式中，C3為丙烷含量，C4為下燒含量，C5為戊燒含量，W上單位均為ppm。
[0024] 進(jìn)一步地，所述步驟4)中，W核磁差分譜孔隙度值iff_Por)的特征值為橫坐標(biāo)， W控類特征比（Ratio_C)的特征值為縱坐標(biāo)，建立核磁差分譜孔隙度與控類特征比的交會 圖。
[00巧]進(jìn)一步地，所述步驟4)中，在交會圖中確定油水層的區(qū)分界限，通過下述方式進(jìn) 行：
[0026] 統(tǒng)計分析油層、油水同層、水層和干層在交會圖中的分布規(guī)律，根據(jù)樣點的集中 度，劃分為四個獨立的、互不交叉的區(qū)域；剔除極個別落入其它區(qū)域的交叉樣點，重復(fù)步驟 1)-3)重新讀取核磁差分譜孔隙度和控類特征比的特征值，最終確定分析油層、油水同層、 水層和干層在交會圖中的四個區(qū)域的區(qū)分界限。
[0027] 本發(fā)明在核磁差譜處理的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步處理得到差分譜孔隙度，再與利用氣測 資料得到的控類特征比建立交會圖，實現(xiàn)了火山巖儲層的油水層的識別。本發(fā)明綜合了核 磁差分譜法和氣測法兩種方法的優(yōu)點，提高了油水層識別的符合率。
【附圖說明】
[0028] 圖1為本發(fā)明提供的一種適用于火山巖儲層的油水層識別方法的流程圖；
[0029] 圖2為本發(fā)明實施例的核磁共振差分譜法的油層識別圖；
[0030] 圖3為本發(fā)明實施例的核磁共振差分譜法的油水層識別圖；
[0031] 圖4為本發(fā)明實施例的氣測控類特征比法的油層和水層識別圖；
[0032] 圖5為本發(fā)明實施例的核磁差分譜與氣測控類特征比識別油水層交會圖。
【具體實施方式】
[0033] 下面結(jié)合附圖，對本發(fā)明提供的【具體實施方式】作進(jìn)一步詳細(xì)說明。
[0034] 參見圖1，本發(fā)明實施例提供的一種適用于火山巖儲層的油水層識別方法，包括如 下步驟：
[0035] 步驟101 :利用雙等待時間模式的核磁測井資料，提取長等待時間T2譜和短等待 時間T2譜，進(jìn)行差譜處理，得到反映地層油水信息的差分譜；
[0036] 差譜處理是將得到長等待時間T2譜和短等待時間T2譜進(jìn)行相減。核磁測井的長 等待時間T2譜的等待時間選擇為10~15秒；短等待時間T2譜的等待時間選擇為1~2 秒。
[0037] 見圖2所示，為本發(fā)明實施例的核磁共振差分譜法的油層識別圖。圖中第一道為 深度，第二道為電阻率曲線，第Ξ、四道分別為長、短等待時間T2譜，第4道為差譜處理后得 到的差分T2譜。從圖中可看到，油層的差分譜信號幅度大，為典型的油層特征。
[0038] 見圖3所示，為本發(fā)明實施例的核磁共振差分譜法的油水層識別圖。從圖中的差 分譜信號可看到，地層的上部差分譜信號幅度較大，下部的幅度較小，為典型的上部為油、 下部為水的油水同層特征。
[0039] 步驟102 :對差分譜進(jìn)行積分處理得到差分譜孔隙度值iff_Por):
[0040]
(1)
[0041] 式中，S燈2)為核磁T2譜，Tmin和Tmax分別為T2譜對應(yīng)的最小時間和最大時間。
[0042] 步驟103 :利用氣測錄井?dāng)?shù)據(jù)，確定各控組分對油水層的敏感性，建立控類特征比 (Ratio_C)：
[0043] Ratio_C= (C4+C5)/C3 (2) W44] 式中，C3為丙烷含量，C4為下燒含量，巧為戊燒含量，W上單位均為ppm。
[0045] 由于氣測測量數(shù)據(jù)