一种基于测井测试资料的油藏区域评价方法与流程

本发明属于油气田勘探开发
技术领域：
，涉及一种基于测井测试资料的油藏区域评价方法。
背景技术：
：目前我国多数油田重点开发区块都进入精细注水、加密调整、二次开发等重要阶段，储集层精细解释、水淹层研究、剩余油饱和度分析、控水增油方案调整、油藏挖潜方向和目标论证等方面的评价需求日益增多，特别是结合各大采油厂的实际生产需求和挖潜措施实施，更加需要将油藏储层结构、高含水特征、剩余油分布、目前生产状况等区块特点认识清楚。现在对区域评价领域常用的方法进行简单的介绍。①储层三维地质建模：从三维的角度对储层进行定量的研究，其核心是对井间储层进行三维定量化及可视化的预测。储层三维地质模型大致包括构造模型、沉积模型、储层模型、流体模型等多种模型。建模方法与技术是储层建模重要支柱。目前来说，主要包括确定性建模方法和随机建模方法两大类。确定性建模是对井间未知区给出确定性的预测结果，即从具有确定性资料的控制点(如井点)出发，推测出点间(如井间)确定的、唯一的储层参数。随机建模是利用一个地质体某一属性已知的结构统计特征，通过一些随机算法来模拟未知区这一属性的分布，使其与已知的统计特征相同，从而达到模拟储层非均质性，预测井间参数分布的目的。缺点是对于建模结果缺乏合理性判断及验证。②油藏数值模拟：主要包括数值模拟模型的建立、生产动态历史拟合和开发指标预测三个方面。数值模拟模型的建立过程是整合油藏三维地质模型、岩心及流体实验数据和各方面开发动态资料的过程，包括三维地质模型的粗化、岩心实验资料的归一化处理和生产动态资料的整理等一系列基础工作。生产动态拟合过程是修正地质模型和岩心流体实验数据，使得模型计算动态和实际生产动态相一致的过程。最后，依据经历史拟合修正后模型的计算结果认识油藏目前的剩余油分布状况，确定下步开发调整技术对策，制定下步开发调整方案，预测油气藏开发指标。缺点是历史拟合过程复杂，参数繁多，模拟结果多解性强，对于生产实践指导性差。以上区域评价技术均为先进的精细油藏描述技术，但均是单一技术，存在与现场测井测试结果结合较差等缺点，不能有效结合开发中的各种资料。生产测井测试资料项目多、内容丰富，从油藏开发的不同角度反映储层的岩性、物性、含油性。测井测试信息能够实时反映油藏开发的动态信息。技术实现要素：本发明的目的在于克服上述现有技术的缺点，提供了一种基于测井测试资料的油藏区域评价方法，该方法能够利用测井、地质及油藏相结合实现对剩余油定量及剩余油富集带进行分析。为达到上述目的，本发明所述的基于测井测试资料的油藏区域评价方法包括以下步骤：1)利用地质研究、油气藏工程评估、单井测井解释及井间测试分析油气藏开发现状及储层构造；2)对裸眼井及生产井测井曲线进行二次精细解释，建立解释图版及解释模型，再结合试油资料及生产资料获取储层曲线特征，同时重新划分油层含水等级；3)基于地质资料及裸眼井测井资料，获取储层构造特征、砂体分布特征和储层岩性、物性、电性及含油气性；4)基于步骤3)得到的储层构造特征、砂体分布特征和储层岩性、物性、电性及含油气性，利用油藏生产动态资料、吸水剖面、产液剖面、井组分析资料对全区注采关系及井组注采关系进行分析，获取水驱前后油藏指标的变化，以总结水驱规律；5)利用干扰试井、常规压力测试、分层测压、压力直读及压力测试的方法评估油气藏区块压力效果；6)分析油气藏特征，建立油气藏构造模型、属性模型及相模型和描述储层特征的三维地质模型，然后结合油气藏实际生产资料模拟油气藏数值，再根据油气藏数值预测剩余油、开发施工方案及产能；7)通过测井资料二次精细解释、剩余油饱和度测试、井间剩余油测试、井间微地震及示踪剂测试，利用第一手动态监测资料对区块井间剩余油分布进行分析，查找潜力层位，明确剩余油富集带。步骤2)还包括：结合井间测井及测试信息获取井间构造及裂缝信息。步骤3)还包括：根据沉积地层学及测井曲线特征进行储层小层细分与精细地层对比，为全区注采关系及井组注采关系的获取提供依据。步骤5)中，评估区块整体压力及单井压力，调整油层能量补给信息。本发明具有以下有益效果：本发明所述的基于测井测试资料的油藏区域评价方法在具体操作时，从油藏地质分析、油藏开发动态、裸眼井测井、生产井测井及生产测井的方法评估油藏，再通过测井资料及第一手动态监测资料对区块井间剩余油分布进行分析，查找潜力层位，明确剩余油富集带，本发明将技术研究和现场实际相结合，解决了现场遇到的实际生产及技术问题。附图说明图1为本发明的流程图；图2为实施例一中bys区水淹等级分布图；图3a为实施例一中孔隙度随声波时差的变化曲线图；图3b为实施例一中渗透率随孔隙度的变化曲线图；图4为实施例一中y38-21井结合宽能域氯能谱测井对裸眼井测井成果进行二次解释的示意图；图5为实施例一中bys区通过注产剖面、示踪剂测井资料、试井资料识别的区块裂缝及高渗带的示意图；图6为实施例一中计算得到的区域压力分布等值图；图7为实施例一中bys区利用测井资料建立的三维地质模型图；图8a为实施例一中c4+521层模拟剩余油饱和度结果图；图8b为实施例一中c4+522层模拟剩余油饱和度结果图；图8c为实施例一中c4+523层模拟剩余油饱和度结果图；图8d为实施例一中c4+524层模拟剩余油饱和度结果图；图9为实施例一中bys区优化加密调整方案示意图；图10为实施例一中bys区y39井排加密效果预测图。具体实施方式下面结合附图对本发明做进一步详细描述：参考图1，本发明所述的基于测井测试资料的油藏区域评价方法包括以下步骤：1)利用地质研究、油气藏工程评估、单井测井解释及井间测试分析油气藏开发现状及储层构造；2)对裸眼井及生产井测井曲线进行二次精细解释，建立解释图版及解释模型，再结合试油资料及生产资料获取储层曲线特征，同时重新划分油层含水等级；3)基于地质资料及裸眼井测井资料，获取储层构造特征、砂体分布特征和储层岩性、物性、电性及含油气性；4)基于步骤3)得到的储层构造特征、砂体分布特征和储层岩性、物性、电性及含油气性，利用油藏生产动态资料、吸水剖面、产液剖面、井组分析资料对全区注采关系及井组注采关系进行分析，获取水驱前后油藏指标的变化，以总结水驱规律；5)利用干扰试井、常规压力测试、分层测压、压力直读及压力测试的方法评估油气藏区块压力效果；6)分析油气藏特征，建立油气藏构造模型、属性模型及相模型和描述储层特征的三维地质模型，然后结合油气藏实际生产资料模拟油气藏数值，再根据油气藏数值预测剩余油、开发施工方案及产能；7)通过测井资料二次精细解释、剩余油饱和度测试、井间剩余油测试、井间微地震及示踪剂测试，利用第一手动态监测资料对区块井间剩余油分布进行分析，查找潜力层位，明确剩余油富集带。步骤2)还包括：结合井间测井及测试信息获取井间构造及裂缝信息。步骤3)还包括：根据沉积地层学及测井曲线特征进行储层小层细分与精细地层对比，为全区注采关系及井组注采关系的获取提供依据。步骤5)中，评估区块整体压力及单井压力，调整油层能量补给信息。实施例一对某采油厂bys区c4+5储层结合测井测试资料进行区域评价研究，具体包括以下步骤：1)如图2所示，通过该区生产情况得知2008年开始含水上升速度加快，产量下降较快，且见水具有多方向性，结合该区储层构造信息分析含水特征，获取因为油层裂缝发育，注入水沿裂缝水窜和沿相对高渗带见水，导致产能损失，因此有必要开展区域评价研究，提高已开发裂缝性油藏的开发效果，降低自然递减；2)对研究区的315口油井裸眼井测井资料进行二次精细解释，建立适合该区c4+5层水淹层测井解释图版，对水淹等级进行重新划分，如图4所示；对该区的17口剩余油饱和度测井、6井组井间微地震、5口示踪剂测试、29口注入剖面测井及6口产出剖面测井进行整理，建立研究区的动态监测数据库；3)通过裸眼井测井及套管测井获取储层的岩性、物性、电性及含油性，大多数井油层电阻率为25-30ω·m左右，部分井随着物性变好，电阻率抬高；声波时差多为240-250μs/m左右，储层顶部物性最好，一般为250μs/m左右；自然电位幅度为40mv左右，形态为漏斗形，反映为反韵律沉积，上粗下细。大多数井储层自然伽马砂泥岩分层较明显。油层：在储层段，sp曲线负异常，gr低值，井径曲线为缩颈，声波时差为高值，在221μs/m以上，电阻率最高值在29ωm以上；重新认识的储层流体判别标准，将差油层的标准定为：φ<9％，k<0.5，rt≥15ω·m，so>50％，vsh>20％，参考表1。表1类别电性标准物性标准油层rt≥25ω·mφ≥9.0％，so≥50％油水层18ω·m≤rt＜25ω·mφ≥9.0％，42.5％≤so＜50％含油水层15.0ω·m≤rt＜18ω·mφ≥9.0％，40％≤so＜42.5％水层＜15.0ω·mφ≥9.0％，so＜40％干层ac＜225μs/mφ＜9.0％4)通过对全区注采关系及井组注采关系研究发现，该区存在裂缝9条、高渗带40条。油藏内部条带状连片出水现象严重，油藏东部和西部边部水淹程度达高水淹或特高水淹级别，整体水淹达中水淹程度。注入水沿裂缝水窜现象明显；针对高含水井组摸清了主要出水层位，并对油井主要出水的高渗透层(或裂缝)进行封堵，可以提高水的波及系数；5)通过压力测试资料整体评价研究区的压力水平。该区块原始地层压力为10.71mpa，2008年平均地层压力由的12.4mpa上升至12.7.0mpa，压力保持水平由116％上升至119％，压力稳中有升，这种压力保持水平非常有利于油田的生产，但是压力水平保持过高，易导致注入水或地层水沿裂缝及大孔道等高渗带窜流，甚至造成部分油井的水淹。从测压数据看，油藏边部压力比较低，与原始地层压力持平或略低于原始地层压力，地层能量显得不足；油藏中部地层压力比较高，一般达到13mpa以上，地层压力保持水平大于120％；6)建立c4+5的三维地质模型，并在此基础上结合油水井生产数据进行数值模拟；平面网格间距为20.0米×20.0米，平面网格划分为403×207＝83421个网格，纵向上网格间距约为0.5米，总网格500.526万。对2001年至2016年全区油井产油、水井注水量进行拟合，拟合满足研究精度后，进行剩余油分布规律及加密时机确定研究；7)通过三维地质建模、数值模拟及剩余油饱和度测井资料的分析，长4+522为埋于山长4+5油藏主力小层，东部、南部为剩余油分布的主体区，而中部裂缝发育，所以中部成条带状水淹，且水淹程度较高，而东北部则由于井点控制较少，除局部外，整体表现为动用程度不高，西北部为典型低渗区，所以注水井影响范围有限；长4+523层物性好，水驱动用程度高，剩余油主要在中部、南部区域呈条带状分布，该层西北部剩余油富集，其余区域饱和度普遍较低，储量丰度中南部富集。8)通过剩余油分布规律研究，对bys区前期加密井进行效果评价，得老井周围含水率低于57％，累产油不超过1.05万吨时加密效果好，风险低；井网由最初的550×120米菱形反九点井网转为183×120米近似正方形反九点井网更加合理，采出程度提高5％，并在此基础上部署51口加密井，其中包括43口采油井及8口注水井，对加密效果进行预测日产油增加44.46吨，开采20年预计累计增油18.25万吨；最后应该说明的是：以上实施例仅用于说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本权利要求范围当中。当前第1页12