一种海上太古界变质岩潜山水层识别图版构建方法与流程

1.本发明涉及石油勘探技术领域，尤其涉及一种海上深层太古界变质岩潜山水层识别图版构建方法。


背景技术：

2.在海上太古界变质岩潜山裂缝性油气藏开发研究中，水体对变质岩潜山油气藏的开发方式、井网部署等影响很大。但是，由于变质岩潜山岩石类型以石英、长石等高电阻矿物为主，电阻率曲线更多的是高阻岩石的响应，而不能很好的识别出流体性质。
3.目前，海上判断变质岩潜山流体性质的方法主要是通过dst测试、plt测试、流体取样等方法。但由于变质岩潜山储层通过裂缝上下沟通，是一个连通体，dst测试结果若有水产出，也无法准确判断出水位置。plt测试能够识别判断流体界面，但受海上施工限制、经济性等因素影响，plt测试的井数量有限，往往不能完全满足油田开发方案编制需求。流体取样数量有限，同时流体取样只能反映某个点的流体信息，无法确定精确的水层发育位置。综上，目前海上变质岩潜山所应用的判断流体性质的方法均存在一定的不足。
4.为在开发方案编制阶段能够准确判断潜山是否发育水层及水层发育位置，为潜山油田储量动用、井位部署及开发方式选择奠定基础，减小开发风险，亟需建立一种简便快捷的水层判断识别方法。


技术实现要素：

5.针对上述问题，本发明的目的是提供一种海上太古界变质岩潜山水层识别图版构建方法，能够利用常规的气测录井资料和三维荧光资料对潜山水层进行判断识别，从而确定油水界面，降低了测试成本，提高了效率为储量动用及井网部署提供地质依据，减少开发风险。
6.为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：
7.第一发明，本发明提供一种海上太古界变质岩潜山水层识别图版构建方法，包括步骤：
8.统计目标井每个裂缝段对应的气测总烃含量和三维荧光录井中的荧光峰值；
9.将每个裂缝段的总烃含量以及荧光峰值分别除以该裂缝段的孔隙度，得到气测总烃含量/孔隙度的值以及荧光峰值/孔隙度的值；
10.绘制气测总烃含量/孔隙度-深度折线图，其中以气测总烃含量/孔隙度为横坐标，深度为纵坐标；
11.绘制荧光峰值/孔隙度-深度折线图，其中以荧光峰值/孔隙度为横坐标，深度为纵坐标；
12.确定水层位置，当气测总烃含量/孔隙度-深度折线图和荧光峰值/孔隙度-深度折线图均出现突然降低，降低位置对应的深度基本相同的深度位置为油水界面。
13.进一步地，还包括步骤：验证所述油水界面。
14.进一步地，所述验证所述油水界面包括步骤：
15.选择关键井，对所述关键井进行测井以及测试和取样以获得测井资料以及测试和取样资料，所述关键井经过测试或取样证实发育水层以及获得油水界面深度；
16.将所述确定水层位置中所获得的油水界面深度与关键井测试或取样得到的油水界面深度一致，则表示验证通过。
17.进一步地，包括统计目标井的测井解释结果。
18.进一步地，所述测井解释结果包括裂缝段解释结论、致密段解释结论以及裂缝段的孔隙度。
19.进一步地，所述裂缝段解释结论包括流体解释结论。
20.进一步地，所述流体解释结论包括油层、气层以及水层的解释结论。
21.第二方面，本发明还提供一种海上太古界变质岩潜山水层识别图版构建装置，包括：
22.第一处理单元，用于统计目标井每个裂缝段对应的气测总烃含量和三维荧光录井中的荧光峰值；
23.第二处理单元，将每个裂缝段的总烃含量以及荧光峰值分别除以该裂缝段的孔隙度，得到气测总烃含量/孔隙度的值以及荧光峰值/孔隙度的值；
24.第三处理单元，用于绘制气测总烃含量/孔隙度-深度折线图，其中以气测总烃含量/孔隙度为横坐标，深度为纵坐标；以及绘制荧光峰值/孔隙度-深度折线图，其中以荧光峰值/孔隙度为横坐标，深度为纵坐标；
25.第四处理单元，用于确定水层位置，当气测总烃含量/孔隙度-深度折线图和荧光峰值/孔隙度-深度折线图均出现突然降低，降低位置对应的深度基本相同的深度位置为油水界面。
26.第三方面，本发明还提供一种计算机可读存储介质，存储有计算机程序，所述计算机程序用于被处理器执行时实现所述的海上太古界变质岩潜山水层识别图版构建方法。
27.第四方面，本发明还提供一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现所述的海上太古界变质岩潜山水层识别图版构建方法。
28.本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：本发明提供一种海上深层太古界变质岩潜山凝析气田水层识别图版构建方法能够利用常规的气测录井资料和三维荧光资料对潜山水层进行判断识别，从而确定油水界面，为储量动用及井网部署提供地质依据，减少开发风险，降低测试成本，提高了效率。
附图说明
29.图1为a3井气测总烃含量/孔隙度的值-深度关系折线图；
30.图2为a3井的荧光峰值/孔隙度-深度折线图；
31.图3为a4井气测总烃含量/孔隙度的值-深度关系折线图；
32.图4为a4井的荧光峰值/孔隙度-深度折线图。
具体实施方式
33.为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述。显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
34.在本发明的描述中，需要说明的是，术语“上”、“下”、“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的系统或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。此外，使用术语“第一”、“第二”等词语来限定零部件，仅仅是为了便于对上述零部件进行区别，如没有另行声明，上述词语并没有特殊含义，不能理解为指示或暗示相对重要性。
35.在本发明的描述中，需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
36.本发明的实施例提供了一种海上太古界变质岩潜山水层识别方法，包括步骤：
37.s1、选择关键井，对所述关键井进行测井以及测试和取样以获得测井资料以及测试和取样资料，所述关键井经过测试或取样证实发育水层。
38.关键井要具备测井资料及测试、取样资料、气测录井资料、三维荧光录井资料以及测试或取样资料齐全等要求，所述测井资料包括裂缝段、致密段解释结论，所述裂缝段解释结论包括流体解释结论和物性解释结果，流体解释结论例如油层、油层、气层、水层等；物性解释结果，例如孔隙度、渗透率等。同时，关键井要经过测试或取样证实发育水层。
39.s2、统计目标井的测井解释结果，包括裂缝段、致密带的解释结论，所述裂缝段的解释结论包括流体解释结论，例如，油层、气层、水层等以及储层段的孔隙度；
40.s3、统计每个裂缝段(即储层段)对应的气测总烃含量、三维荧光录井中的荧光峰值，统计过程中不统计致密带对应的气测总烃含量、三维荧光录井中的荧光峰值；
41.s4、为消除物性，例如，孔隙度、渗透率等对气测值的影响，将每个裂缝段的总烃含量除以该裂缝段的孔隙度，得到气测总烃含量/孔隙度的值；
42.s5、为消除物性对荧光峰值的影响，将每个裂缝段的荧光峰值除以该裂缝段的孔隙度，得到荧光峰值/孔隙度的值；
43.s6、绘制气测总烃含量/孔隙度-深度折线图，以气测总烃含量/孔隙度为横坐标，深度为纵坐标得到气测总烃含量/孔隙度的值-深度关系折线图，如图1所示。
44.s7、绘制荧光峰值/孔隙度-深度折线图，以荧光峰值/孔隙度为横坐标，深度为纵坐标得到荧光峰值/孔隙度-深度关系折线图，如图2所示。
45.s8、确定水层位置，由于油层的全烃含量和荧光峰值远大于水层，在气测总烃含量/孔隙度-深度折线图和荧光峰值/孔隙度-深度折线图中找到全烃含量和荧光峰值突然降低的位置，当两种参数折线图均出现突然降低且降低位置对应的深度基本相同，同时与测试或取样结果相吻合，此时，可以判断该深度位置为油水界面的可能非常大。
46.9)通过关键井的验证以后，可以用同样的方法直接应用到其它井。
47.本发明提供的海上太古界变质岩潜山水层识别图版构建方法，能够利用常规的气测录井资料和三维荧光资料对潜山水层进行判断识别，从而确定油水界面，相比现有技术而言不仅仅不仅能够同时确定否发育水层及水层发育位置，还能够有效降低测试成本，提高效率，为储量动用及井网部署提供地质依据，减少开发风险。
48.实施例1
49.采用上述方法对渤海渤中19-6的井号为a3的目标井进行油水界面深度的计算，首先通过测井等手段获取到顶深、全烃含量、荧光峰值以及孔隙度等参数，然后再计算不同深度条件下的全烃含量/孔隙度以及荧光峰值/孔隙度，再通过数据拟合得到折线图如下图1和图2所示。在气测总烃含量/孔隙度-深度折线图和荧光峰值/孔隙度-深度折线图中找到全烃含量和荧光峰值同时突然降低的位置，当两种参数折线图均出现突然降低且降低位置对应的深度基本相同的位置为深度为5229.8m，且该数据与关键井测试数据基本一致，验证通过。
50.实施例2
51.采用上述方法对渤海渤中19-6井号为a4的目标井进行油水界面深度的计算，首先通过测井等手段获取到顶深、全烃含量、荧光峰值以及孔隙度等参数，然后再计算不同深度条件下的全烃含量/孔隙度以及荧光峰值/孔隙度，再通过数据拟合得到折线图如下图3和图4所示。在气测总烃含量/孔隙度-深度折线图和荧光峰值/孔隙度-深度折线图中找到全烃含量和荧光峰值同时突然降低的位置，当两种参数折线图均出现突然降低且降低位置对应的深度基本相同的位置为深度为5065.7m。
52.最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。