低渗砾岩录井多参数解释方法与流程
本发明涉及录井解释技术领域，是一种低渗砾岩录井多参数解释方法。
背景技术：
针对低渗砾岩储层，现有技术中普遍采用的录井解释技术包括气测图版法，地化热解图版法，岩石地化热解气相色谱定性评价方法，岩石核磁共振定性评价方法等。
气测图版法是对气测组分数值(C1、C2、C3、iC4、nC4、iC5、nC5)直接计算、交会建立，不同的计算方法形成不同的解释图版。常用的气测图版法包括：双对数法、正规化法、轻烃比率法、三角形法、皮克斯勒法、气体评价法等。
地化热解图版法是对储层岩石的地化热解组分数值(S0、S11、S21、S22、S23)直接计算、交会建立。现有常用的计算方法包括S1＝S11+S21×0.67，S2＝S21×0.33+S22+S23，ST＝S0+S11+S21+S22+S23，根据这些计算方法得到的常用图版有：S2*100/ST—S2/S1地化图版、S1/S2—S1/ST地化图版、(S1+S0)/S2—ST地化图版。
地化热解气相色谱色谱定性评价方法是根据已知油气水层的热解气相色谱谱图特征，进行对比解释。
核磁共振定性评价方法仅是统计核磁孔隙度、渗透率、含油饱和度、含水饱和度等核磁参数的范围、均值，根据统计再做储层分类、储层流体性质定性判断。
现有技术存在以下缺点：
(1)现有解释技术区域针对性不强，录井解释符合率低。目前所用的气测图版、地化图版适用范围主要针对常规砂岩储层。对于低渗砾岩储层这种非常规油气藏已经不适用。因为，低渗砾岩储层的录井解释，不仅受储层显示厚度影响，而且受储层物性影响，解释时需考虑这些影响因素。
(2)现有气测、地化解释图版计算方法单一，主要利用气测组分数值或地化热解组分数值来计算，不存在多参数融合计算的方法。
(3)热解气相色谱及核磁共振定性化分析解释不能充分利用数据，且解释时受人为影响因素较大。
技术实现要素：
本发明提供了一种低渗砾岩录井多参数解释方法，克服了上述现有技术之不足，其能有效解决现有技术中存在针对低渗砾岩储层的录井参数解释计算方法单一、解释方法不准确的问题。
本发明的技术方案之一是通过以下措施来实现的：一种低渗砾岩录井多参数解释方法，包括以下步骤：
第一步，采集低渗砾岩储层的解释参数，对参数进行优选、归类，形成录井解释数据库，之后进入第二步；
第二步，针对低渗砾岩储层建立不同的录井项目，所述录井项目包括气测录井项目、地化热解录井项目、热解气相录井项目、核磁共振录井项目，之后进入第三步；
第三步，针对不同的录井项目建立不同的解释图版，所述气测录井项目建立气测解释图版包括以下过程：
(1)计算低渗砾岩储层气测录井项目的气测含油性指数，所述低渗砾岩储层气测含油性指数的计算公式如下：
Qs＝Qh*Tc*Tz*ln(1+B*(Fj-1)/Fj*Rops/Roppj)/K
其中，Qs：气测含油性指数；Qh：气测显示厚度参数；Tc：充注系数，Tc＝气测显示厚度Qh/储层厚度，储层厚度即气测对应的砾岩储层厚度；Tz：烃峰系数，气测组分出峰个数n与7的比值，气测组分C1、C2、C3、iC4、nC4、iC5、nC5共7个，若气测组分出至nC4，则n＝5，Tz＝5/7≈0.71；Fj：气测异常显示段气测全烃峰值与基值的比值，Fj＝气测全烃峰值/气测全烃基值；B、K：烃组分分布形态系数，显示段的一组气测组分C1、C2、C3、iC4、nC4、iC5、nC5各数值分别与1、2、3、4、5、6、7对应并指数拟合得到，拟合公式的形式为Y＝Be-Kx；Roppj：油气显示段储层钻时，取气测异常显示段对应代表值；Rops/Roppj反应了储层物性特征；
(2)以含油性指数计算公式得到的Qs为纵坐标，以充注系数Tc为横坐标，将二者交会，根据样本点试油结果划分解释区间，即形成气测解释图版；
(3)根据气测解释图版区分得到价值层和非价值层，所述的价值层包括油层、油水同层，所述非价值层包括含油水层、干层-含油层和水层；
所述地化热解录井项目建立地化热解解释图版包括以下过程：
(1)计算低渗砾岩储层的岩石地化热解综合参数，计算公式为：
ln(ST×Qzhb×10+5)
其中，轻重比Qzhb＝(S0+S1)/S2，S1＝S11+S21×0.67，S2＝S21×0.33+S22+S23，ST＝S0+S11+S21+S22+S23；
(2)以ln(ST×Qzhb×10+5)为横坐标，以轻重比Qzhb为纵坐标，将二者交会，根据样本点试油结果划分解释区间，即形成地化热解解释图版；
(3)根据地化热解解释图版，区分得到价值层与非价值层；
所述热解气相录井项目建立热解气相色谱解释图版包括以下过程：
(1)计算单个正构烷烃的质量分数：计算公式如下：
其中，正构烷烃的范围在nC7—nC39之间，nCi是碳数为i的正构烷烃；
(2)将不同的正构烷烃质量分数进行组合求和；
(3)筛选求和后的参数，得出具有区分油气水的组合敏感参数，作为录井解释的依据；
(4)通过多次组合筛选得到的地化热解气相色谱敏感参数，计算公式为：
ΣnC(15-20)＝ΔnC15+ΔnC16…+ΔnC20；
(5)统计每个谱图出峰的总个数，即碳数，以碳数为横坐标，以ΣnC(15-20)为纵坐标，将二者交会，根据样本点试油结果划分解释区间，即形成地化热解气相色谱解释图版；
(6)根据地化热解气相色谱解释图版区分得到价值层、非价值层及水层；
所述核磁共振录井项目建立核磁共振解释图版包括以下过程：
(1)选取岩石的核磁共振数据参数，核磁共振数据参数包括孔隙度、渗透率、含油饱和度、含水饱和度、束缚水饱和度、可动水饱和度、可动流体饱和度；
(2)通过束缚水/可动水，含油孔隙度，实现定量化解释，束缚水/可动水计算公式即为束缚水饱和度/可动水饱和度，含油孔隙度＝含油饱和度×孔隙度/100；
(3)以含油孔隙度为横坐标，以束缚水/可动水为纵坐标，将二者交会，根据样本点试油结果划分解释区间，即形成核磁共振解释图版；
(4)该核磁共振解释图版区分得到油层、油水同层与含油水层；
第四步，根据不同录井项目所对应的不同解释图版，得到低渗砾岩储层最终的解释结果，结束。
下面是对上述发明技术方案的进一步优化或/和改进：
上述在第一步中，所述录井项目解释参数包括气测录井项目的解释参数、地化热解录井项目的解释参数、热解气相录井项目的解释参数和核磁共振录井项目的解释参数。
上述在第三步中，所述气测录井项目、地化热解录井项目和核磁共振录井项目还包括建立多参数解释图版，所述多参数解释图版包括地化热解-气测多参数解释图版和核磁-气测多参数解释图版。
本发明采用直观表现形式建立解释图版，计算公式是对油气水层的录井气测、地化、核磁等参数，经过数理统计、参数提取、组合计算、油气水识别敏感性筛选而得到。计算公式得到的综合性参数能识别油气水，通过计算公式体现了数据处理的核心方法，利用计算公式得到的综合性参数，在纵横坐标中进行数据交会，最终建立解释图版。解释图版通过图形直观展示油气水解释区域或者价值层与非价值层区域，具备良好的实用价值，有效提高了工作效率。
附图说明
附图1为本发明方法的流程图。
附图2为本发明的录井项目与解释图版之间的对应关系图。
附图3为本发明实施例1的气测解释图版拟合公式表示图。
附图4为本发明实施例1的气测解释图版结果示意图。
附图5为本发明实施例1的地化热解解释图版结果示意图。
附图6为本发明实施例1的热解气相色谱谱图。
附图7为本发明实施例1的热解气相色谱解释图版结果示意图。
附图8为本发明实施例1的核磁共振解释图版结果示意图。
附图9为本发明实施例1的地化热解-气测多参数解释图版结果示意图。
附图10为本发明实施例1的核磁共振-气测多参数解释图版结果示意图。
附图11为本发明实施例2的气测解释图版参数数据示意图。
附图12为本发明实施例2的气测解释图版拟合公式表示图。
附图13为本发明实施例2的气测解释图版结果示意图。
附图14为本发明实施例2的地化热解解释图版结果示意图。
附图15为本发明实施例2的热解气相色谱谱图。
附图16为本发明实施例2的热解气相色谱解释图版结果示意图。
附图17为本发明实施例2的核磁共振解释图版结果示意图。
附图18为本发明实施例2的地化热解-气测多参数解释图版结果示意图。
附图19为本发明实施例2的核磁共振-气测多参数解释图版结果示意图。
具体实施方式
本发明不受下述实施例的限制，可根据本发明的技术方案与实际情况来确定具体的实施方式。
下面结合实施例及附图对本发明作进一步描述：
实施例1：如附图1至附图10所示，低渗砾岩录井多参数解释方法，包括以下步骤：
第一步，采集低渗砾岩储层的解释参数，对参数进行优选、归类，形成录井解释数据库，之后进入第二步；
第二步，针对低渗砾岩储层建立不同的录井项目，所述录井项目包括气测录井项目、地化热解录井项目、热解气相录井项目、核磁共振录井项目，之后进入第三步；
第三步，针对不同的录井项目建立不同的解释图版，所述气测录井项目建立气测解释图版包括以下过程：
(1)计算低渗砾岩储层气测录井项目的气测含油性指数，所述低渗砾岩储层气测含油性指数的计算公式如下：
Qs＝Qh*Tc*Tz*ln(1+B*(Fj-1)/Fj*Rops/Roppj)/K
其中，Qs：气测含油性指数；Qh：气测显示厚度参数；Tc：充注系数，Tc＝气测显示厚度Qh/储层厚度，储层厚度即气测对应的砾岩储层厚度；Tz：烃峰系数，气测组分出峰个数n与7的比值，气测组分C1、C2、C3、iC4、nC4、iC5、nC5共7个，若气测组分出至nC4，则n＝5，Tz＝5/7≈0.71；Fj：气测异常显示段气测全烃峰值与基值的比值，Fj＝气测全烃峰值/气测全烃基值；B、K：烃组分分布形态系数，显示段的一组气测组分C1、C2、C3、iC4、nC4、iC5、nC5各数值分别与1、2、3、4、5、6、7对应并指数拟合得到，拟合公式的形式为Y＝Be-Kx；Roppj：油气显示段储层钻时，取气测异常显示段对应代表值；Rops/Roppj反应了储层物性特征；
这里的Tz：烃峰系数，气测组分出峰个数n与7的比值，因目前气测仪器设备测得气测组分最多出峰个数为7，所以用出峰个数n与7作比，反应不同的录井气测显示下的出峰个数特征。
(2)以含油性指数计算公式得到的Qs为纵坐标，以充注系数Tc为横坐标，将二者交会，根据样本点试油结果划分解释区间，即形成气测解释图版；
(3)根据气测解释图版区分得到价值层和非价值层，所述的价值层包括油层、油水同层，所述非价值层包括含油水层、干层-含油层和水层；
所述地化热解录井项目建立地化热解解释图版包括以下过程：
(1)计算低渗砾岩储层的岩石地化热解综合参数，计算公式为：
ln(ST×Qzhb×10+5)
其中，轻重比Qzhb＝(S0+S1)/S2，S1＝S11+S21×0.67，S2＝S21×0.33+S22+S23，ST＝S0+S11+S21+S22+S23；
(2)以ln(ST×Qzhb×10+5)为横坐标，以轻重比Qzhb为纵坐标，将二者交会，根据样本点试油结果划分解释区间，即形成地化热解解释图版；
(3)根据地化热解解释图版，区分得到价值层与非价值层；
所述热解气相录井项目建立热解气相色谱解释图版包括以下过程：
(1)计算单个正构烷烃的质量分数：计算公式如下：
其中，正构烷烃的范围在nC7—nC39之间，nCi是碳数为i的正构烷烃；
由于不同流体性质下的热解气相色谱具有不同的形态特征，定性识别不同的形态特征可以识别不同的流体性质，但人为定性识别解释影响因素偏差大。通过计算正构烷烃质量分数，进行定量化分析，可以减少定性判别的误差；
(2)将不同的正构烷烃质量分数进行组合求和；
例如，这里将ΔnC13+ΔnC14+ΔnC15+ΔnC16+ΔnC17+ΔnC18此6种正构烷烃质量分数进行组合求和，得ΣnC(13-18),用这种组合的方式，可以得到不同的求和后的参数；
(3)筛选求和后的参数，得出具有区分油气水的组合敏感参数，作为录井解释的依据；
(4)通过多次组合筛选得到的地化热解气相色谱敏感参数计算公式为：
ΣnC(15-20)＝ΔnC15+ΔnC16…+ΔnC20；
(5)统计每个谱图出峰的总个数，即碳数，以碳数为横坐标，以ΣnC(15-20)为纵坐标，将二者交会，根据样本点试油结果划分解释区间，即形成地化热解气相色谱解释图版；
(6)根据地化热解气相色谱解释图版区分得到价值层、非价值层及水层；
所述核磁共振录井项目建立核磁共振解释图版包括以下过程：
(1)选取岩石的核磁共振数据参数，核磁共振数据参数包括孔隙度、渗透率、含油饱和度、含水饱和度、束缚水饱和度、可动水饱和度、可动流体饱和度；
受复杂低渗砾岩储层孔隙特征影响，分析的孔隙度、渗透率、含油饱和度定性统计解释方法不足以准确地解释油气水层，因此通过对储层核磁参数均值进行组合计算，得到特征参数，再经筛选，得到识别油气水的敏感参数：
(2)通过束缚水/可动水，含油孔隙度，实现定量化解释，束缚水/可动水计算公式即为束缚水饱和度/可动水饱和度，含油孔隙度＝含油饱和度×孔隙度/100；
(3)以含油孔隙度为横坐标，以束缚水/可动水为纵坐标，将二者交会，根据样本点试油结果划分解释区间，即形成核磁共振解释图版；
(4)该核磁共振解释图版区分得到油层、油水同层与含油水层，之后进入第四步；
第四步，根据不同录井项目所对应的不同解释图版，得到低渗砾岩储层的解释结果，结束。
可根据实际需要，对上述低渗砾岩录井多参数解释方法作进一步优化或/和改进：
如附图1至10所示，在第一步中，所述录井项目解释参数包括气测录井项目的解释参数、地化热解录井项目的解释参数、热解气相录井项目的解释参数和核磁共振录井项目的解释参数。
如附图1至10所示，在第三步中，气测录井项目、地化热解录井项目和核磁共振录井项目还包括建立多参数解释图版，所述的多参数解释图版包括地化热解-气测多参数解释图版和核磁-气测多参数解释图版。
本发明中的多参数解释技术是将气测、地化、核磁的油气水识别敏感参数融合在一起进行解释的方法。经过应用地化热解-气测多参数解释模型、核磁共振-气测多参数解释模型具有较好应用效果。所用参数在以上图版中均已涉及，所以只需将横纵坐标数据交会，根据试油结果落点趋势，划分价值层与非价值层。本发明建立多参数图版的意图是将录井资料更充分融合，提供更多解释依据。
实施例2：
如附图11至附图19所示，x井4247-4260m井段录井解释方法包括以下步骤:
由于该段进行了岩心录取，录井资料丰富，可以实施全部6个解释图版；
如附图11、12、13所示，建立气测解释图版:
(1)准备气测图版所需参数数据；
取该段井深4249m气测值作为该段油气显示气测数据，其中气测全烃：3.3935％，C1：2.4239％，C2：0.3688％，C3：0.1346％，iC4：0.0313％，nC4：0.0340％，iC5：0.0118％，nC5：0.0114％；由此数据可知，气测组分中出峰个数为7，即n＝7，同时计算得烃峰系数Tz＝7/7＝1；气测组分拟合得B＝2.5172，k＝0.869；取该段气测全烃基值为0.02％，同时计算Fj＝3.3935/0.02＝169.675；取气测厚度：Qh＝13m，储层厚度＝13m，同时计算充注系数Tc＝13/13＝1；取该段储层钻时Roppj＝18min/m，取围岩钻时Rops＝43min/m；
(2)计算Qs＝Qh*Tc*Tz*ln(1+B*(Fj-1)/Fj*Rops/Roppj)/K＝13*1*1*ln(1+2.5172*(169.675-1)/169.675*43/18)/0.869＝29.06；
(3)在气测图版中落点，得解释结果为油层；
如附图14所示，建立地化热解解释图版：
(1)准备地化热解图版所需参数数据；
取该段井深4249m地化热解参数作为该段油气显示地化热解数据，其中地化热解组分S0＝0.15mg/g，S11＝1.35mg/g，S21＝4.19mg/g，S22＝0.78mg/g，S23＝0.01mg/g；
(2)计算ST＝S0+S11+S21+S22+S23＝6.48mg/g，Qzhb＝(S0+S1)/S2＝(S0+S11+S21×0.67)/(S21×0.33+S22+S23)＝1.98，ln(ST*Qzhb*10+5)＝4.89；
(3)在地化热解图版中落点，得解释结果为价值层；
如附图15、16所示，建立热解气相色谱解释图版：
(1)准备地化热解气相色谱解释图版所需参数数据；
取井深4249m热解气相色谱资料代表该段油气显示情况；
(2)根据表1所示数据可以计算碳数，即正构烷烃的个数为＝20，计算ΣnC(15-20)＝ΔnC15+ΔnC16…+ΔnC20＝2.9690+5.1360+…+7.8870＝38.9190；
(3)在地化热解气相色谱图版中落点，得解释结果为价值层；
如附图17所示，建立核磁共振解释图版：
(1)准备核磁共振解释图版所需参数数据；
(2)根据表2所示的样品点数据，分别计算每个样品点的含油孔隙度＝含油饱和度×孔隙度/100，束缚水/可动水＝束缚水饱和度/可动水饱和度。再求取二者均值，含油孔隙度均值为1.65，束缚水/可动水均值为30.55；
(3)在核磁共振图版中落点，得解释结果为油水同层；
如附图18、19所示，建立多参数解释图版：
(1)准备多参数解释图版所需参数数据；
取已计算得出的气测含油性指数Qs＝29.06，含油孔隙度1.65；计算ST*Qzhb+1＝6.48*1.98+1＝13.83；
(2)在两个多参数解释图版中落点，得解释结果为价值层；
以上六种解释图版解释结果包含4个价值层，1个油层，1个油水同层，通过最终分析，将解释结果定为油层。试油结果也是油层，验证了解释结果正确。
以上技术特征构成了本发明的实施例，其具有较强的适应性和实施效果，可根据实际需要增减非必要的技术特征，来满足不同情况的需求。
表1软件直接读取热解气相色谱正构烷烃的质量分数读取结果表
表2井段4247-4260m岩心样品的核磁共振分析数据样品点表
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