利用三维定量荧光谱图特征判断储层是否含水的方法与流程

本发明涉及钻井技术领域，具体涉及利用三维定量荧光谱图特征判断储层是否含水的方法。

背景技术：

随着三维定量荧光技术的发展，其在真假油气显示识别、原油性质判断、含油气丰度等方面具有较好的效果，为现场录井工作增添了有力手段。研究表明，注水开发油田，随着含水率的上升，原油性质不断变差，原油密度、粘度、含蜡量、凝固点逐渐增大，并表现出一定的规律性。引起这种变化的原因不仅包括油藏温度、压力、原油性质，还包括注入水的温度、水质和注入方式等因素。传统判断储层流体性质的方法比较复杂，需要单独软件计算，不易操作。

技术实现要素：

本发明针对上述判断储层含水的方式复杂，需要单独计算软件的技术问题，提供了三维定量荧光谱图特征判断储层是否含水的方法，以解决储层含水性识别的难题，可达到快速筛查油层中是否含水的目的，以辅助现场录井工作。

为了解决上述技术问题，本发明提供了利用三维定量荧光谱图特征判断储层是否含水的方法，包括以下步骤：

利用三维定量荧光谱图特征判断储层是否含水的方法，其特征在于，包括以下步骤：

收集待测井区域多个井段的原油性质资料来判断待测井的原油性质；

对待测井的不同深度的样品分别进行三维定量荧光分析得到相应的分析谱图及数据；

结合已判断的待测井的原油性质，根据所述不同深度样品相对应的三维定量荧光谱图中油峰的变化来判定油层中是否含水。

作为优化，所述结合已判断的待测井的原油性质具体包括：

根据所述待测井不同深度样品三维定量荧光谱图的油峰主峰的发射波长判断油峰主峰的原油性质；

将上述判断的主峰原油性质与根据所述收集原油性质资料判断的原油性质进行对比，判断二者的原油性质是否一致。

作为优化，所述油峰的变化包括油峰的数量变化、油峰的位置变化和溶剂峰强弱变化。

作为优化，所述油峰主峰发射波长判定的原油性质与通过所述待测井区域原油性质资料判定的原油性质一致，且满足所述油峰的数量和位置均发生改变，则储层含水。

作为优化，所述油峰的数量变化为由单峰变多峰或者由多峰变单峰；所述油峰的位置变化为油峰的发射波长在油质的不同区间。

作为优化，所述油峰主峰发射波长判定的原油性质与通过所述待测井区域原油性质资料判定的原油性质一致，且满足所述溶剂峰显示的强弱有变化，则储层含水。

作为优化，所述溶剂峰显示的强弱变化为溶剂峰显示由弱到强或者由强到弱。

作为优化，所述多个样品为在同一井段中不同深度取样。

作为优化，所述多个样品在井段中由上至下或者由下至上连续、均匀取样。

作为优化，为了直观看到三维定量荧光谱图的纵向变化，所述待测井的多个样品至少为3个。

作为优化，为了提高带测井段是否含水的准确性，所述待测井段总长不大于20m。

作为优化，所述收集待测井区域多个井段的原油性质资料包括原油密度、粘度和试油结论；所述原油密度为判定待测井段的原油油质，所述粘度为辅助判定待测井段的原油油质，所述试油结论为判定待测井段是否有油气流动。

本发明相较于现有技术取得了以下技术效果：

本发明利用三维定量荧光技术进行储层含水的判断利用了储层含水前后其原油性质的变化的特征，并通过对三维定量荧光谱图纵向上的差异性来辅助判断储层的含水性，可达到快速判断油层中是否含水的目的。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明实施例1的三维定量荧光谱图；

图2为本发明实施例2的三维定量荧光谱图；

图3为本发明实施例3的三维定量荧光谱图；

图4为本发明实施例4的三维定量荧光谱图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅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。

本发明实施例通过对井段2397.5-2401.5m(实施例1)、井段2403-2408(实施例2)、井段2411.4-2413.0m(实施例3)、井段4308-4310m(实施例4)取样进行三维定量荧光分析来判定储层是否含水。

实施例1

收集待测井区域多个井段的原油性质资料包括：原油的密度、粘度和试油结论判断待测井原油性质，具体见表1：

表1待测井区域多个井段的原油性质资料

综合以上，试油结论主要为油层、含油水层，原油分析：原油密度范围在0.84～0.88g/cm³之间，粘度在5～30mpa•s，通过原油密度判断待测井区域原油特征为中质油（见表2）

表2原油密度与原油油质关系

如图1所示，待测井段2397.5-2401.5m自上而下连续、均匀取岩屑样品3个，分别为2397.5m（图1-1）、2399.3m（图1-2）和2401.5m（图1-3），用正己烷浸泡后进行三维定量荧光分析，获取分析三维定量荧光谱图，三维定量荧光谱图中可以直接获得油峰的激发波长和发射波长。

三维定量荧光谱图显示，图1-1为单峰型，从图中横坐标显示发射波长345nm，纵坐标显示激发波长300nm，油峰明显、形状规则且边缘清晰，即主峰；图1-2在主峰的右上方出现了形状较小的峰，即图1-2为单峰向双峰过渡；图1-3右上方的较小的峰逐渐规则，为新显现的峰即为次峰，次峰发射波长425nm、激发波长380nm，图1-1到图1-3逐渐从单峰过渡到双峰。

是否含水判定：三维定量荧光谱图中油峰主峰所在位置的发射波长345～380nm，位于中质油峰范围内（见表3），与所述通过收集待测井区域原有资料判定的中质油特征相同；图1-1到图1-3三维定量荧光谱图由单峰型过渡到双峰型，峰的数量由单峰变双峰，且后显现的次峰所在油质区间为重质油范围，与主峰所在区间不同，判定储层含水。

表3发射波长与原油油质关系

实施例2

收集待测井区域多个井段的原油性质资料判定待测井区域原油特征见实施例1。

如图2所示，待测井段2403-2408m自上而下连续、均匀取岩屑样品3个，分别为2403m（图2-1）、2405.9m（图2-2）和2408m（图2-3），用正己烷浸泡后进行三维定量荧光分析，获取分析三维定量荧光谱图。

三维定量荧光谱图显示，图2-1主峰发射波长365nm，激发波长310nm位于中质油范围区间，与所述通过收集待测井区域原有资料判定的中质油特征相同，次峰为若干个与三维荧光谱图中显示三维荧光区域的边界相切的峰，且边界位于xy轴所在平面的对角线上，所述次峰为用于浸泡样品的正己烷显示的峰，即溶剂峰，所述若干溶剂峰的发射波长均大于380nm，位于重质油区间；图2-2显示所述主峰位置不变，所述溶剂峰强度逐渐减弱，直至到图2-3溶剂峰消失，由多峰变单峰，可以判定储层含水。

实施例3

收集待测井区域多个井段的原油性质资料判定待测井区域原油特征见实施例1。

如图3所示，待测井段2411.4-2413.0自上而下连续、均匀取岩屑样品6个，分别为2411.4m（图3-1）、2411.7m（图3-2）、2412m(图3-3)、2412.3m（图3-4）、2412.6m（图3-5）、2413m（图3-6），用正己烷浸泡后进行三维定量荧光分析，获取分析三维定量荧光谱图。

所述6个样品的三维定量荧光谱图中均为单峰，且峰所在位置的发射波长均为365nm，位于中质油峰范围内，与所述通过收集待测井区域原有资料判定的中质油特征相同，且无其他峰出现，峰的数量、位置没有变化也没有溶剂峰强弱变化，则判定储层为油层不含水。

实施例4

收集待分析井区域原油的密度为0.90g/cm³、粘度30mpa•s和试油结论为含油水层，判断待测井原油性质为重质油。

如图4所示，待测井段4308-4310m自上而下连续取样3个，分别为4308m（图4-1）、4309m（图4-2）和4310m（图4-3）所示，用正己烷浸泡后进行三维定量荧光分析，获取分析三维定量荧光谱图。

图4-1显示，所述油峰与三维定量荧光谱图的边界相切为明显的溶剂峰；图4-2显示，所述溶剂峰明显减弱、几乎近于消失；图4-3显示溶剂峰从新显现。所述3个样品的发射波长在400-425nm区间，位于重质油范围区间，与所述通过收集待测井区域原有资料判定的重质油特征相同，溶剂峰从强变弱再到强，有溶剂峰强弱的变化，判断该储层含水。