一种基于随钻多参数分析的油气水识别方法和系统与流程

本发明涉及一种油气水层分析技术，具体涉及一种基于随钻多参数分析的油气水识别方法和系统。

背景技术：

由于石油天然气的组成十分复杂，加之油气在运移过程中，遭受次生演化程度不同和地质构造的影响，油气水组成和分布规律变得更加难以识别。

常规测井参数对于油气水的解释评价已经非常的成熟并且有效，但是，是在某一作业阶段完成之后，数据分析相对滞后，不能用来实时的分析和评价储层含流体性质。其方法对于大斜度井和水平井也并不适用。而且一般的测井仪器探测深度都比较浅，特别是高分辨率及成像类的测井仪器，其测量参数受泥浆滤液侵入的影响严重，给各种用电测井参数评价油气层真电阻率的方法带来困扰。

一般地球化学是最直接的接触并分析油气水组成的最有效工具，它直接热解来自地下岩石中所蕴含的油气，分离出烃的不同组分并以色谱图的方式定性的解释储层流体的性质。然而与测井方法一样这也不是现场实时分析所得到的结果，并不能给现场决策者及时的指导意见。但它所分析油气组成的方法是我们在线轻烃分析的理论基础和参考。

油气水识别方法原理：一般对储层含流体性的评价多是通过测井值计算流体饱和度和录井气测值来实现的，但是对于储层孔隙结构复杂，油水分布关系复杂，特别是在低孔低渗、薄储层的油气水层识别以及电阻率曲线在气水界面的识别上，由于其影响因素较多而往往失效。常规气相色谱通过分析轻烃组分的C1-C5，并建立区域图版的方式来评价储层含油气性，这种方式也有其局限性，一是分析组分较少不能完全反映储层流体的性质，二是没有参数能够对含水储层做出有效的评价。

轻烃是原油中含量最高、包含油气层信息最丰富的组分。众所周知，原油轻烃化合物的含量和分布不仅取决于原油的成因类型，更大程度上取决于其遭受的热演化程度及次生演化强度。由于其具有不同结构和各种构型的单体烃化合物较多，在油气生成运移及其热演变历程中扮演着特殊的角色，其烃类的组成特征及分布格局所蕴藏的地质地球化学内涵十分丰富。Leythaeuser指出，来源于腐泥型母质的轻烃组成中富含正构烷烃，而来源于腐殖型母质的轻烃组成中则富含异构烷烃和芳烃；Thompson曾分别提出苯/正己烷、庚烷值、甲苯/正庚烷等参数与源岩干酪根类型有关。通过对轻烃中的C6-C7组分分析，来判识源岩成烃母质类型及热演化程度，热演化程度越高原油轻组分越多，以天然气及轻质油为主。在同一区块、相邻层位的油气可以简单认为其遭受的热演化程度和次生演化强度是相同的，其轻烃参数差异和储层性质相关。利用轻烃组分在水中的溶解度差异，通过比较稳定性相似但化学性质不同的组分，可以来判断含水储层。

而现场实时的储层油气解释的资料来源基本都是地质气测录井，色谱仪通过采集随钻井液带出的游离气通过分离相物质以色谱的方式给出轻烃个组分的出峰时间和峰面积，来评价储层的油气性质。但是，常规色谱一般分析到轻烃的C5，由于没有C6以后的重组分数据，在对含水储集层的评价上遇到了困难。

在这些背景下，开发能分析到C5以后轻烃色谱以及配套解释评价方法就变得尤为重要。现场连续测量C1-C8轻烃组分国外仅见斯伦贝谢公司的FLAIR和威德福公司的GC-Tracer技术，并且取得了一定的应用效果。

技术实现要素：

本发明提供一种基于随钻多参数分析的油气水识别方法和系统，能有效识别储集层水、油、气的流体性质。

为实现上述目的，本发明提供一种基于随钻多参数分析的油气水识别方法，其特点是，该识别方法包含：

随钻采集储层油气水的色谱信号获取色谱图；

根据色谱图得到连续井深上的油气水的色谱与标准层样的互相关函数和水油气的特征参数；

互相关函数进行傅里叶反变换得到任意两个色谱图间的互相关系数，根据互相关系数的大小反映的上下层油气水性质的变化方向识别油气水色谱信号所对应的储层或深度。

上述互相关函数的获取方法包含：

采集两个色谱图之间的峰值或峰面积离散序列，通过傅里叶变换得到频域离散值；

设x(n)是各组分对应的峰值或者峰面积，对其做N点采样的离散傅里叶(Fourier)变换如式(1)：

式(1)中，

求x(n)变换后的互功率谱R，如式(2)；

式(2)中，Y是X的相关序列，i、j为对应序列的元素个数。

当某两个色谱图的互相关函数的最大值对应的相位差为零，表明这两个函数具有完全相似性，即说明某两个色谱图完全相似，该两个色谱对应的油气样是在同一层位内钻进到不同深度时对应获得的，此时互相关函数的曲线表现为突变后趋于平稳状态；

当某两个色谱图的互相关函数的最大值对应的相位差不为零，即说明两个色谱图是在不同油气水性质的储层内钻进时分别获得的。

上述两个连续色谱图的互相关函数的相位差就越大，则说明两个频谱特性曲线函数的相似性越差，说明上下两个连续色谱所处的储层其含油气水性质相差越大。

上述水油气的特征参数的获取方法包含：

设离散轻烃峰值或者峰面积序列A(i)为色谱16个组分峰值，i为对应的出峰个数，则气比重G表示如式(3)：

油比重P如式(4)：

水比重W表达式如式(5)：

其中，BEN、TOL、NC7、MCY6分别为苯、甲苯、正庚烷、甲基环己烷。

上述油气水识别方法还包含：

结合随钻测井中的电阻率曲线、以及由其计算而来的储层孔隙度、含水饱和度参数，制作区域标准多参数交汇图版，来综合识别储层的流体性质。

一种基于随钻多参数分析的油气水识别系统，其特点是，该油气水识别系统包含：

色谱图采集模块，其随钻采集储层油气水的色谱信号组成色谱图；

互相关函数获取模块，其接收色谱图采集模块输出的色谱图，根据色谱图得到连续井深上的油气水的色谱与标准层样的互相关函数和水油气的特征参数；

储集层流体性质识别模块，其连接互相关函数获取模块输出端，对互相关函数进行傅里叶反变换得到任意两个色谱图间的互相关系数，根据互相关系数识别油气水色谱信号所对应的储层或深度。

本发明基于随钻多参数分析的油气水识别方法和系统和现有技术油气水层分析技术相比，其优点在于，本发明中气测色谱是经过分离后已经定性知道了各个组分的位置，所以在这里把色谱图看作是频谱图，来类比分析并计算其色谱图间的相关性以及能表征油气水性质的三种特征参数，这是一种新的尝试方法，通过大量的现场数据处理分析认为该方法在识别储集层流体性质，特别是含水性上有着很好的效果。

附图说明

图1为本发明一种基于随钻多参数分析的油气水识别方法的流程图；

图2为本发明一种基于随钻多参数分析的油气水识别方法中油气水识别原理示意图；

图3为本发明一种基于随钻多参数分析的油气水识别方法针对现场实时识别的实施例的色谱图；

图4为本发明一种已钻井气水指数的评价模板的实施例的示意图；

图5为本发明一种已钻井气水指数的评价模板的实施例的示意图。

具体实施方式

以下结合附图，进一步说明本发明的具体实施例。

如图1所示，为本发明公开的一种基于随钻多参数分析的油气水识别方法，该方法具体包含以下步骤：

S1、随钻采集储层油、气、水的色谱信号，得到色谱图。类比信号处理领域中色谱图的相关函数，把色谱信号看作连续时间内的轻烃组成分布输出。

本实施例中，色谱图的相关函数为基于SK3Q05色谱仪所采集的C1-C8共16种轻烃组分。其色谱峰的分布以及大小间接反映了储层油气的构成，不同油气构成其对于的连续色谱图相似性有一定的差异，在油气水的分界面这种差异可以通过相关函数表现出来，而在储层流体性质一致的层段内，其相关函数差异性较小；可以说整个相关函数在上述交界面曲线是一种突变较明显的曲线。

S2、根据色谱图，得到连续井深上的色谱及其互相关函数与标准层样的互相关函数和水油气的特征参数。

S2.1、采集两个色谱之间的峰值或峰面积离散序列，通过傅里叶(Fourier)变换的得到其频域离散值X(k)。

设x(n)是各组分对应的峰值或者峰面积，对其做N点采样的离散傅里叶(Fourier)变换如式(1)：

式(1)中，

S2.2、如式(2)，求x(n)变换后的互功率谱R；

式(2)中，Y是X的相关序列，i、j为对应序列的元素个数。

S2.3、应用该相关分析法分析了某油田30多口井，总计7388.87m气测数据，选择了合适的相关算法并通过相关系数曲线的方式把不同油气水组成的差异体现出来(如图3所示)。三种特征参数也是在这些现场数据的处理过程中，根据不同组分的色谱分布和在水中溶解度不同，总结出来的计算公式。经过上述大量的数据处理，发现并提取色谱组成中能有效反映油、气、水变化的三种特征参数。当储层流体性质发生改变时，互相关函数和油、气、水变化的三种特征参数都会相应发生改变。

该三种特征曲线(即上述油、气、水变化的三种特征参数)分别为气比重，油比重以及水比重；我们知道C1-C3通常反应储层的含气性，而之后的重组分反应的是储层的含油性；但轻烃组分中C1占据很大的比重，几乎达到了总烃的80％以上，如此高的相对值会影响我们对色谱相关性的分析；所以我们通过分段并加权处理，分别求取油、气、水比重。

设离散轻烃峰值或者峰面积序列A(i)为色谱16个组分(C1-C8)峰值，i为对应的出峰个数。则气比重G表示如式(3)：

油比重P如式(4)：

根据轻烃组分中苯和甲苯在水中的溶解度最高，其值作为分子。环烷烃在原油热演化过程中相对稳定取其值作为分母。水比重W表达式如式(5)：

其中，BEN、TOL、NC7、MCY6分别为苯、甲苯、正庚烷、甲基环己烷。

S3、进行傅里叶(Fourier)反变换得到两色谱分布间的互相关系数，即相位差f，该互相关系数的大小反映上下层油气水性质的变化方向，从而识别油气水色谱信号所对应的储层或深度。

根据互相关系数的求取方法，即两个色谱之间的峰值或峰面积离散序列，通过Fourier变换(式1)计算其频域离散值，再求其互功率谱(式2)，最后进行Fourier反变换得到两色谱分布间的互相关系数。当某两个色谱图完全相似时，其互相关函数的最大值对应的自变量，即对应的相位差f为零，表明这两个函数具有完全相似性，即说明两个色谱对应的油气样是在同一层位内钻进到不同深度时对应获得的，此时互相关函数的曲线表现为突变后趋于平稳状态。

当某两个色谱图的互相关函数的最大值对应的自变量发生一定的相位差时(即相位差f不为零)，即说明两个色谱图是在不同油气水性质的储层内钻进时分别获得的。并且，若两个频谱特性曲线函数的相似性越差，其互相关函数的相位差就越大，说明上下两个连续色谱所处的储层其含油气水性质相差越大。

S4、最后，三种特征参数再与随钻电性参数相交会来提高油气水评价的准确性。方法还结合随钻测井中的电阻率曲线、以及由其计算而来的储层孔隙度、含水饱和度参数，制作区域标准多参数交汇图版，来综合识别储层的流体性质。

如图2所示，为三种不同含油气水组成的储层A、B、C的色谱图的实施例。其中，A1为标准气测，来自邻井的已知色谱图，其自相关函数表明在其幅值的最大值处，对应于相关系数为0。B1、B2为同一储层的不同微相层段，其相关系数均为负值(0.67,0.28)，实际上这是由于这一层位色谱图重组分增加，反映与相关系数图上就是负半轴遇到最大幅值，且B2层位负偏差较大，根据对比其水比重发现其含水性有所增加。C1层位相关系数与B2偏差不大，油、气、水性质相似；D1、D2相关系数分别为正的0.57和0.30，在这一层位上油、气、水性质表现为以含气为主。

如图3所示，介绍本发明所述方法对储层含油气水性进行现场实时识别的一种应用实例。其特征是以随钻测井曲线和相关系数、三特征参数的地层剖面图的方式来综合识别；该储层为碳酸盐岩缝洞型，进入2350m～2355m以后渗透性开始增加，电阻曲线值增大并且出现正异常，此时红色的油、水比重曲线增大，相关系数减小，证明其色谱图特征与上个井深差异较大，综合判断为含水油层；而在下部层位2394～2399m、2440～2446m气比重增加、油和水比重变化不大，相关系数向负方向有所偏移，综合判断为差气层。

如图4并结合图5所示，通过对研究区域的已钻井气、水指数的优选，以气比重为横坐标，水比重为纵坐标绘制该地区解释评价模板。含气、水层的气比重一般为0～0.5，水比重大于2；含水气层气比重一般大于0.65，水指数大于1～2；气、水同层气比重大于0.5，水指数大于2，同时可以看出不同气、水性质之间相关系数的差异。该图版随着钻井数量越多其准确性越高，可以与未知储层的油气水层定识别。

本发明还公开了一种基于随钻多参数分析的油气水识别系统，该油气水识别系统包含：色谱图采集模块、连接色谱图采集模块输出端的互相关函数获取模块，以及连接互相关函数获取模块输出端的储集层流体性质识别模块。

色谱图采集模块用于随钻采集储层油气水的色谱信号组成色谱图。

互相关函数获取模块用于接收色谱图采集模块输出的色谱图，根据色谱图得到连续井深上的油气水的色谱与标准层样的互相关函数和水油气的特征参数；

储集层流体性质识别模块用于接收互相关函数和水油气的特征参数，对互相关函数进行傅里叶反变换得到任意两个色谱图间的互相关系数，根据互相关系数识别油气水色谱信号所对应的储层或深度。

本发明中采用的多参数分析中包括了轻烃在线分析技术，其原理是通过色谱柱分离轻烃各组分，再由FID检测其组分含量，根据标准气样的标定和所出峰值对应的保留时间对其组分性质进行识别。得到的轻烃分布特征图谱(即色谱图)不仅反映的是轻烃含量的分布，还能一定程度上反映烃源岩类型和热解以及生物降解程度，可以大致判断其演化成熟度，特别是在得到C5以后的轻烃组分后。这方面前人也做了比较多的研究，但大多是通过岩石残余油气地面分析而得到，一方面因成熟度不同轻烃挥发程度不同，得到的轻烃已经不多了；另一方面分析不具有及时性。

本发明所公开的识别方法与现有技术不同，本发明中气测色谱是经过分离后已经定性知道了各个组分的位置，所以在这里把色谱图看作是频谱图，来类比分析并计算其色谱图间的相关性以及能表征油气水性质的三种特征参数，这是一种新的尝试方法。通过大量的现场数据处理分析认为该方法在识别储集层流体性质，特别是含水性上有着很好的效果。

尽管本发明的内容已经通过上述优选实施例作了详细介绍，但应当认识到上述的描述不应被认为是对本发明的限制。在本领域技术人员阅读了上述内容后，对于本发明的多种修改和替代都将是显而易见的。因此，本发明的保护范围应由所附的权利要求来限定。