一種逐步識別低滲復(fù)雜巖性油藏中的油層和水層的方法技術(shù)

一種逐步識別低滲復(fù)雜巖性油藏中的油層和水層的方法，建立了單項測井信號地質(zhì)信息精細(xì)有效提取、地質(zhì)條件約束測井多信號綜合分析，并構(gòu)建有效基于地層水礦化度、聲波時差、電阻率、自然伽馬及其綜合參數(shù)，逐步識別流體性質(zhì)的方法，能夠有效解決地層水礦化度多變油區(qū)復(fù)雜巖性油藏中常規(guī)水層、常規(guī)油層、低電阻率油層、高電阻率水層、干層等共存的復(fù)雜情況下油層、水層識別難題，可明顯提高測井解釋符合率。該技術(shù)在油田實際應(yīng)用證明，油層和水層解釋符合率一般可由不足60.0%提高到最低88.1%以上。

【技術(shù)實現(xiàn)步驟摘要】

【技術(shù)保護點】
一種逐步識別低滲復(fù)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(fù)雜巖性儲層通過鉆井設(shè)備進行鉆井，在鉆孔中通過使用測井儀器獲取低滲復(fù)雜巖性儲層的聲波時差參數(shù)、電阻率參數(shù)和反映巖性影響的自然伽馬參數(shù)，所獲得的已有經(jīng)過試油試產(chǎn)所確定的油層、油水層、水層和干層的聲波時差參數(shù)和電阻率參數(shù)經(jīng)由繪圖工具繪制出常規(guī)聲波時差—電阻率交會圖，根據(jù)低滲復(fù)雜巖性儲層的聲波時差參數(shù)和電阻率參數(shù)，并結(jié)合其在常規(guī)聲波時差—電阻率交會圖中的分布區(qū)域來識別出干層或常規(guī)水層、油層和油水層，識別出的干層或常規(guī)水層滿足下述約束條件之一：（1）在常規(guī)聲波時差—電阻率交會圖中，當(dāng)?shù)蜐B復(fù)雜巖性儲層的電阻率值RILD小于根據(jù)常規(guī)聲波時差—電阻率交會圖中的常規(guī)水層和油層資料點分布狀況所確定的穩(wěn)定的電阻率界限值R0的分布區(qū)域設(shè)定為干層或常規(guī)水層，該斜率為0的直線限定的穩(wěn)定電阻率界限值R0，是在當(dāng)?shù)蜐B復(fù)雜巖性儲層的聲波時差參數(shù)Δt?>Δt1時成立，Δt1是根據(jù)常規(guī)聲波時差—電阻率交會圖中常規(guī)水層和油層資料分布位置所確定的一個包絡(luò)線斜率變化點所對應(yīng)的聲波時差參數(shù)值；（2）在常規(guī)聲波時差—電阻率交會圖中，當(dāng)?shù)蜐B復(fù)雜巖性儲層的電阻率值RILD小于R1的分布區(qū)域設(shè)定為干層或常規(guī)水層，R1是在當(dāng)Δt0Δt2且滿足電阻率RILD?>R0的分布區(qū)域設(shè)定為油層和油水層，Δt2是在常規(guī)聲波時差—電阻率交會圖中，根據(jù)已有經(jīng)過試油試產(chǎn)所確定的油層、油水層、常規(guī)水層和干層的聲波時差參數(shù)和電阻率參數(shù)分布所設(shè)定的油層、油水層、干層以及常規(guī)水層的混合區(qū)同油層和常規(guī)水層分布區(qū)域的界限值所對應(yīng)的聲波時差值；步驟2，同樣根據(jù)步驟1中利用測井儀器所測的反映低滲復(fù)雜巖性儲層巖性特征的自然伽馬測井參數(shù)、同時反映巖性和物性特征的聲波時差測井參數(shù)、對含油性反映相對靈敏的電阻率測井參數(shù)，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(shù)，綜合低滲復(fù)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(nèi)在聯(lián)系，利用經(jīng)過試油試產(chǎn)所確定的低滲透油層、油水層、水層和干層的自然伽馬參數(shù)、聲波時差參數(shù)、電阻率測井參數(shù)以及地層水礦化度參數(shù)，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(shù)（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(shù)（RILD×Δt×KHD）交會圖中，根據(jù)已有經(jīng)過試油試產(chǎn)所確定的油層、油水層、常規(guī)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(shù)（RILD×Δt×KHD）交會圖劃分為5個區(qū)域，劃分為5個區(qū)域的方式如下所示：（1）首先根據(jù)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(shù)（RILD×Δt×KHD）交會圖劃分為2個區(qū)域即自然伽馬值大于預(yù)設(shè)的自然伽馬下限值GR下限的水層和干層分布區(qū)域以及自然伽馬值小于預(yù)設(shè)的自然伽馬下限值GR下限的油層、油水層、常規(guī)水層和干層分布混合分布區(qū)域；（2）在自然伽馬值GR小于預(yù)設(shè)的自然伽馬下限值GR下限的油層、油水層、常規(guī)水層和干層分布混合分布區(qū)域中，進一步可根據(jù)油層、油水層、常規(guī)水層和干層的分布劃分為4個區(qū)域，這4個區(qū)的范圍是通過繪圖工具在該自然伽馬值GR小于預(yù)設(shè)的自然伽馬下限值GR下限的油層、油水層、常規(guī)水層和干層分布混合分布區(qū)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(jù)油層、油水層、常規(guī)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(qū)為水層和干層分布區(qū)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(qū)域為油層、油水層、水層和干層混合分布區(qū)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(qū)為水層和干層分布區(qū)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(qū)為油層、油水層、水層和干層混合分布區(qū)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(shù)（RILD×Δt×KHD）交會圖中，根據(jù)上述劃分的5個區(qū)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(shù)（RILD×Δt×KHD）交會圖中，待識別低滲復(fù)雜巖性儲層的自然伽馬值大于...

【技術(shù)特征摘要】

【專利技術(shù)屬性】
技術(shù)研發(fā)人員：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(quán))人：西北大學(xué)，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(zé)任公司研究院，
類型：發(fā)明
國別省市：