油藏水淹层评价方法与流程

1.本技术实施例涉及油藏开采技术领域，尤其涉及一种油藏水淹层评价方法。

背景技术：

2.近年来，我国及海外大部分油气田开发进入中后期，产层水淹成为常态。这给水淹层测井评价工作提出更高要求，基于目前的评价方法水淹状态判断准确率低，尤其对于渗透率变异系数大于0.7的强非均质性复杂储层，水淹层产水率计算符合率低。

技术实现要素：

3.本发明旨在至少解决现有技术或相关技术中存在的技术问题之一。
4.为此，本发明提供了一种油藏水淹层评价方法，包括：
5.基于原始油层测井数据，通过储层物性对原始油层进行等级划分；
6.基于每个级别内所有原始油层的原始测井数据，确定原始测井数据与原始油层电阻率之间的关系模型；
7.基于待评价井的新井测井数据，确定所述待评价井所属的油层等级；
8.基于所述新井测井数据、与所述待评价井所属的油层等级对应的关系模型，确定所述待评价井的原始油层电阻率；
9.基于所述待评价井的原始油层电阻率，确定所述评价井所属油层的水淹状态。
10.在一种可行的实施方式中，所述基于原始油层测井数据，通过储层物性对原始油层进行等级划分的步骤包括：
11.构建横坐标为原始油层电阻率，纵坐标为油柱高度的坐标系；
12.基于每个原始油层对应的原始油层测井数据，将原始油层填充在所述坐标系内；
13.基于岩心毛管压力曲线，对填充在坐标系内的所有原始油层进行等级划分，获取多个级别的原始油层。
14.在一种可行的实施方式中，所述基于岩心毛管压力曲线，对填充在坐标系内的所有原始油层进行等级划分，获取多个级别的原始油层的步骤包括：
15.基于原始油层的数量和多个原始油层的储层物性之间的最大相差值，确定等级划分数量；
16.基于所述岩心毛管压力曲线和所有原始油层在坐标系内的分布状态，确定拟合毛管压力曲线；
17.基于拟合毛管压力曲线，对填充在坐标系内的所有原始油层进行等级划分；
18.其中，所述等级划分数量与所述拟合毛管压力曲线的数量的差值为1。
19.在一种可行的实施方式中，所述基于拟合毛管压力曲线，对填充在坐标系内的所有原始油层进行等级划分的步骤包括：
20.将所述拟合毛管压力曲线的横坐标等效为原始油层电阻率，纵坐标等效为油柱高度，获取等效拟合毛管压力曲线；
21.将所述等效拟合毛管压力曲线设置在所述坐标系内；
22.基于所述原始油层在坐标系内与所述等效拟合毛管压力曲线之间的位置关系，对填充在坐标系内的所有原始油层进行等级划分。
23.在一种可行的实施方式中，所述等级划分数量为3或4。
24.在一种可行的实施方式中，用于确定原始测井数据与原始油层电阻率之间的关系模型的原始测井数据包括：孔隙度和自然伽玛相对值。
25.在一种可行的实施方式中，所述基于待评价井的新井测井数据，确定所述待评价井所属的油层等级的步骤包括：
26.基于待评价井的孔隙度和自然伽玛相对值，确定所述待评价井所属的油层等级。
27.在一种可行的实施方式中，所述基于待评价井的孔隙度和自然伽玛相对值，确定所述待评价井所属的油层等级的步骤包括：
28.求取每个级别内所有原始油层的孔隙度平均值和自然伽玛相对值平均值；
29.基于所述孔隙度平均值和所述自然伽玛相对值平均值，构建储层物性分级标尺；
30.基于所述待评价井的孔隙度和自然伽玛相对值的连线在所述储层物性分级标尺内所处的位置，确定所述待评价井所属的油层等级。
31.在一种可行的实施方式中，所述基于所述待评价井的原始油层电阻率，确定所述评价井所属油层的水淹状态的步骤包括：
32.基于所述待评价井的当前油层电阻率和所述待评价井的原始油层电阻率，确定所述评价井所属油层的水淹状态。
33.在一种可行的实施方式中，油藏水淹层评价方法还包括：
34.基于所述评价井所属油层的水淹状态，确定所述评价井所属油层的产水率；
35.基于所述产水率，确定油藏开采策略。
36.相比现有技术，本发明至少包括以下有益效果：本技术实施例提供的油藏水淹层评价方法，以已知的原始油层的测井数据，对原始油层进行等级划分；获取每个级别内的原始油层的原始测井数据与原始油层电阻率之间的关系模型；再获取待评价井的新井测井数据，明确待评价井所属的油层等级，最后将待评价井的新井测井数据带入到对应的关系模型内即可获取到待评价井的原始油层电阻率，基于待评价井的原始油层电阻率即可对待评价井所属的油层的水淹状态进行判断。本技术实施例提供的方法评价数据无需依赖于钻取岩心样品的测试数据，而是基于待评价井的新井测井数据获取待评价井的原始油层电阻率，代表性更强，且成本更低，此外通过本技术实施例提供的评价方法可以以静态的测井数据作为判断油藏水淹层的依据，无需依赖于动态数据，更加便于方法的实施，同时能够排除油藏水淹层评价方法实施过程中的干扰项，使得水淹层产水率计算符合率能够达到90％以上。
附图说明
37.通过阅读下文优选实施方式的详细描述，各种其他的优点和益处对于本领域普通技术人员将变得清楚明了。附图仅用于示出优选实施方式的目的，而并不认为是对本技术的限制。而且在整个附图中，用相同的参考符号表示相同的部件。在附图中：
38.图1为本技术提供的一种实施例的油藏水淹层评价方法的示意性步骤流程图；
39.图2为本技术提供的一种实施例的油藏水淹层评价方法的储层物性分级标尺的示意图；
40.图3为本技术提供的一种实施例的油藏水淹层评价方法的坐标系的示意图。
具体实施方式
41.为了更好的理解上述技术方案，下面通过附图以及具体实施例对本技术实施例的技术方案做详细的说明，应当理解本技术实施例以及实施例中的具体特征是对本技术实施例技术方案的详细的说明，而不是对本技术技术方案的限定，在不冲突的情况下，本技术实施例以及实施例中的技术特征可以相互组合。
42.如图1所示，本技术实施例提供了一种油藏水淹层评价方法，包括：
43.步骤101：基于原始油层测井数据，通过储层物性对原始油层进行等级划分。可以理解的是，原始油层可以为一个油田或一个油藏开采区域内开采初期未被水淹的油层，而对于一个油田或一个油藏开采区域而言，原始油层的数量为多个，而每个原始油藏的原始油藏测井数据为已知量，基于每个原始油层对应的原始油层测井数据，即可对所有的原始油层进行等级划分，以将所有的原始油层归集到不同的级别内，可以理解的是该级别的设置数量可以与原始油层的总数量和原始油层储层物性的差异相关，原始油层储层物性的差异越大则分级数量越多，原始油层储层物性的差异越小则分级数量越少。
44.步骤102：基于每个级别内所有原始油层的原始测井数据，确定原始测井数据与原始油层电阻率之间的关系模型。在对所有的原始油层完成分级后，可以获取每个级别内的原始油层的原始测井数据，基于该原始测井数据即可获取每个级别内原始测井数据与原始油层电阻率之间的对应关系，该对应关系即为关系模型。
45.步骤103：基于待评价井的新井测井数据，确定待评价井所属的油层等级。待评价井可以为新开采的井，也可以为新投放到使用的待评价井，也可以为原始测井数据丢失的原始井，该待评价井的原始测井数据是无法直接获取的，因此无法直接获取到该待评价井的原始油层电阻率。这种情况下，先基于待评价井的新井测井数据，确定待评价井所属的油层等级，使得待评价井与原始油层之间具备相关性。
46.步骤104：基于新井测井数据、与待评价井所属的油层等级对应的关系模型，确定待评价井的原始油层电阻率。在明确了待评价井所属的油层等级后，可以将待评价井的新井测井数据带入到与该油层等级对应的关系模型内，该关系模型即可输出与待评价井对应的原始油层电阻率，如此设置即可求取到待评价井的原始油层电阻率。
47.步骤105：基于待评价井的原始油层电阻率，确定评价井所属油层的水淹状态。在获取到待评价井的原始油层电阻率，基于原始油层电阻率与待评价井当前油层电阻率即可明确评价井所属油层的水淹状态，例如原始油层电阻率与待评价井当前油层电阻率的差异较大，即可说明该油层被水淹，如若原始油层电阻率与待评价井当前油层电阻率接近或相同，则说明该油层未被水淹，而基于同样的道理，通过原始油层电阻率与待评价井当前油层电阻率的差异大小即可明确评价井所属油层的水淹状态。
48.本技术实施例提供的油藏水淹层评价方法，以已知的原始油层的测井数据，对原始油层进行等级划分；获取每个级别内的原始油层的原始测井数据与原始油层电阻率之间的关系模型；再获取待评价井的新井测井数据，明确待评价井所属的油层等级，最后将待评
价井的新井测井数据带入到对应的关系模型内即可获取到待评价井的原始油层电阻率，基于待评价井的原始油层电阻率即可对待评价井所属的油层的水淹状态进行判断。本技术实施例提供的方法评价数据无需依赖于钻取岩心样品的测试数据，而是基于待评价井的新井测井数据获取待评价井的原始油层电阻率，代表性更强，且成本更低，此外通过本技术实施例提供的评价方法可以以静态的测井数据作为判断油藏水淹层的依据，无需依赖于动态数据，更加便于方法的实施，同时能够排除油藏水淹层评价方法实施过程中的干扰项，使得水淹层产水率计算符合率能够达到90％以上。
49.在一些示例中，基于原始油层测井数据，通过储层物性对原始油层进行等级划分的步骤包括：构建横坐标为原始油层电阻率，纵坐标为油柱高度的坐标系；基于每个原始油层对应的原始油层测井数据，将原始油层填充在坐标系内；基于岩心毛管压力曲线，对填充在坐标系内的所有原始油层进行等级划分，获取多个级别的原始油层。
50.考虑到浮力成因油藏原始油层含油饱和度主要影响因素为油柱高度、流体密度差、储层物性及岩石润湿性。对于一个油田，其油、水的密度差是基本恒定的，属于油田的基础数据。岩石润湿性主要取决于岩石的组分，受沉积环境控制，差异主要存在于不同时期形成的储层之间。所以，在流体密度差恒定的同一套油藏中，原始油层含油饱和度的大小取决于油柱高度和储层物性。换言之，原始油层含油饱和度的大小和油柱高度的数值反映了储层物性的优劣。因此，储层物性的分级方法主要考虑原始油层含油饱和度及其油柱高度两个变量。其中原始油层含油饱和度可以用原始油层电阻率来表征。因此可以构建横坐标为原始油层电阻率，纵坐标为油柱高度的坐标系，而后将原始油层填充在坐标系内。
51.进一步考虑到，岩心毛管压力实验就是模拟了浮力成因油藏的孔喉毛细管力与浮力的大小关系，储层物性越好，相同排驱压力下驱替量越大。因此可以将岩心毛管压力曲线设置在坐标系内对原始油层进行等级划分。
52.可以理解的是，还可以通过钻取岩心样品，通过岩心样品的数据对原始油层进行等级划分，通过对钻井取心做岩石物理实验，获取储层孔隙度、渗透率等物性参数，然后建立地质相-测井相关系，最后外推到未取心的地层中。但是这种划分方式需要依赖于钻井取心的数量，如若钻井取心数量较少则不具备代表性，且钻心取样的成本较高。
53.可以理解的是，还可以结合测井特征数值，然后通过线性回归、聚类分析或模糊数学综合评判等方法对储层物性进行分级。对于宏观储层物性分级方法，由于试油试采资料受影响因素较多，利用单因素试油产量刻度测井，区域性较强，并不能说明全区储层的优劣，难以广泛应用。该方法主要是利用储层动态数据来反映储层储集及渗流能力，而这种分级方式依赖于动态的数据，干扰项较多，可能存在分级不准确的情况。
54.在一些示例中，基于岩心毛管压力曲线，对填充在坐标系内的所有原始油层进行等级划分，获取多个级别的原始油层的步骤包括：基于多个原始油层的储层物性之间的最大相差值，确定等级划分数量；基于岩心毛管压力曲线和所有原始油层在坐标系内的分布状态，确定拟合毛管压力曲线；基于拟合毛管压力曲线，对填充在坐标系内的所有原始油层进行等级划分；其中，等级划分数量与拟合毛管压力曲线的数量的差值为1。
55.考虑到，岩心毛管压力曲线只有一条，而将一条岩心毛管压力曲线设置在坐标系内只能将原始油层分为两级，而通常情况下将所有的原始油层分为两级无法保障后续对待评价井的原始油层电阻率的准确确定，因此可以对岩心毛管压力曲线进行拟合，以获取到
多个拟合毛管压力曲线，再将拟合毛管压力曲线设置在坐标系内即可将原始油层划分为多个等级，而拟合毛管压力曲线的数量与等级划分数量的差值为1，如在需要将所有的原始油层划分为三个等级时，拟合毛管压力曲线为两条，如在需要将所有的原始油层划分为四个等级时，拟合毛管压力曲线为三条。
56.可以理解的是，等级划分数量可以与原始油层储层物性的差异相关，原始油层储层物性的差异越大等级划分数量的取值越大，原始油层储层物性的差异越小等级划分数量的取值越小。
57.在一些示例中，基于拟合毛管压力曲线，对填充在坐标系内的所有原始油层进行等级划分的步骤包括：将拟合毛管压力曲线的横坐标等效为原始油层电阻率，纵坐标等效为油柱高度，获取等效拟合毛管压力曲线；将等效拟合毛管压力曲线设置在坐标系内；基于原始油层在坐标系内与等效拟合毛管压力曲线之间的位置关系，对填充在坐标系内的所有原始油层进行等级划分。
58.考虑到，表征的是孔喉毛细管力与浮力的大小关系，因此拟合毛管压力曲线无法直接填充在坐标系内，将拟合毛管压力曲线的横坐标等效为原始油层电阻率，纵坐标等效为油柱高度再获取到的等效拟合毛管压力曲线即可直接设置在坐标系内，
59.可以理解的是，等效拟合毛管压力曲线的形态与岩心毛管压力曲线相同，而等效拟合毛管压力曲线在坐标系的设置位置取决于原始油层在坐标系内的位置，通过将多个等效拟合毛管压力曲线设置在坐标系内，以尽可能的将所有的原始油层进行区域均分，即使每个等级内的原始油层数量趋近于相同，或不同等级内的原始油层的数量差值低于第一阈值。
60.如图2所示，其中图2中的横坐标为原始油层电阻率，纵坐标为油柱高度，每一个圆点即为一个原始油层，实曲线即为岩心毛管压力曲线，连通虚线的曲线即为等效拟合毛管压力曲线，图2中将所有的原始油层划分为3个等级，其中位于等效拟合毛管压力曲线左侧的原始油层的储层物性最佳，可以标记为1类油层，位于两条等效拟合毛管压力曲线之间的原始油层的储层物性次之，可以标记为2类油层，位于等效拟合毛管压力曲线右侧的始油层的储层物性较差，可以标记为3类油层。
61.在一些示例中，等级划分数量为3或4。
62.等级划分数量为3或4能够满足绝大多数油田的开采需求，如若划分等级过少，则会导致待评价井的原始油层电阻率的确定不准确，如若划分等级过多，则会导致计算过程繁琐。
63.在一些示例中，用于确定原始测井数据与原始油层电阻率之间的关系模型的原始测井数据包括：孔隙度和自然伽玛相对值。
64.确定原始测井数据与原始油层电阻率之间的关系模型的原始测井数据包括孔隙度和自然伽玛相对值，能够使关系模型的确定更加准确。
65.在一些示例中，基于待评价井的新井测井数据，确定待评价井所属的油层等级的步骤包括：基于待评价井的孔隙度和自然伽玛相对值，确定待评价井所属的油层等级。
66.确定原始测井数据与原始油层电阻率之间的关系模型的原始测井数据包括孔隙度和自然伽玛相对值，而后再基于新井测井数据中的孔隙度和自然伽玛相对值，确定待评价井所属的油层等级，使得用于确定新井测井等级的数据与用于确定关系模型的数据具备
相关性，进而使得待评价井的等级划分更加适配于原始油层的等级划分，使得待评价井的原始油层电阻率的确定更加准确。
67.在一些示例中，基于待评价井的孔隙度和自然伽玛相对值，确定待评价井所属的油层等级的步骤包括：求取每个级别内所有原始油层的孔隙度平均值和自然伽玛相对值平均值；基于孔隙度平均值和自然伽玛相对值平均值，构建储层物性分级标尺；基于待评价井的孔隙度和自然伽玛相对值的连线在储层物性分级标尺内所处的位置，确定待评价井所属的油层等级。
68.通过基于孔隙度平均值和自然伽玛相对值平均值，构建储层物性分级标尺，再基于待评价井的孔隙度和自然伽玛相对值的连线在储层物性分级标尺内所处的位置，确定待评价井所属的油层等级，使得评价井所属的油层等级更加准确，使得待评价井的原始油层电阻率的确定更加准确。
69.如图3所示，图3中顶部的横坐标即为孔隙度，底部的横坐标即为自然伽玛相对值(gr相对值)，图3与图2相对应，同样将原始油层划分为3级，其中位于图3左侧的为3类油层，中间区域为2类油层，右侧区域为1类油层，图3以待评价井的孔隙度为28，自然伽玛相对值为84为例，可见待评价井的孔隙度和自然伽玛相对值的连线的绝大区域位于中间级别的油层内，因此可以判断该待评价井属于2类油层。
70.在一些示例中，基于待评价井的原始油层电阻率，确定评价井所属油层的水淹状态的步骤包括：基于待评价井的当前油层电阻率和待评价井的原始油层电阻率，确定评价井所属油层的水淹状态。
71.在获取到待评价井的原始油层电阻率，基于原始油层电阻率与待评价井当前油层电阻率即可明确评价井所属油层的水淹状态，例如原始油层电阻率与待评价井当前油层电阻率的差异较大，即可说明该油层被水淹，如若原始油层电阻率与待评价井当前油层电阻率接近或相同，则说明该油层未被水淹，而基于同样的道理，通过原始油层电阻率与待评价井当前油层电阻率的差异大小即可明确评价井所属油层的水淹状态。
72.在一些示例中，油藏水淹层评价方法还包括：基于评价井所属油层的水淹状态，确定评价井所属油层的产水率；基于产水率，确定油藏开采策略。
73.在油层的水淹状态明确之后可以在待测井未开采状态下即可对产水率进行预估，而基于该产水率预估的结果即可确定开采策略，例如对产水率高的井层进行封堵，在产水率低的井层处进行开采，以提高产油效率。
74.在本发明中，术语“第一”、“第二”、“第三”仅用于描述的目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性；术语“多个”则指两个或两个以上，除非另有明确的限定。术语“安装”、“相连”、“连接”、“固定”等术语均应做广义理解，例如，“连接”可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；“相连”可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连。对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
75.本发明的描述中，需要理解的是，术语“上”、“下”、“左”、“右”、“前”、“后”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装置或单元必须具有特定的方向、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。
76.在本说明书的描述中，术语“一个实施例”、“一些实施例”、“具体实施例”等的描述
意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或特点包含于本发明的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不一定指的是相同的实施例或实例。而且，描述的具体特征、结构、材料或特点可以在任何的一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。
77.以上仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

技术特征：

1.一种油藏水淹层评价方法，其特征在于，包括：基于原始油层测井数据，通过储层物性对原始油层进行等级划分；基于每个级别内所有原始油层的原始测井数据，确定原始测井数据与原始油层电阻率之间的关系模型；基于待评价井的新井测井数据，确定所述待评价井所属的油层等级；基于所述新井测井数据、与所述待评价井所属的油层等级对应的关系模型，确定所述待评价井的原始油层电阻率；基于所述待评价井的原始油层电阻率，确定所述评价井所属油层的水淹状态。2.根据权利要求1所述的油藏水淹层评价方法，其特征在于，所述基于原始油层测井数据，通过储层物性对原始油层进行等级划分的步骤包括：构建横坐标为原始油层电阻率，纵坐标为油柱高度的坐标系；基于每个原始油层对应的原始油层测井数据，将原始油层填充在所述坐标系内；基于岩心毛管压力曲线，对填充在坐标系内的所有原始油层进行等级划分，获取多个级别的原始油层。3.根据权利要求2所述的油藏水淹层评价方法，其特征在于，所述基于岩心毛管压力曲线，对填充在坐标系内的所有原始油层进行等级划分，获取多个级别的原始油层的步骤包括：基于多个原始油层的储层物性之间的最大相差值，确定等级划分数量；基于所述岩心毛管压力曲线和所有原始油层在坐标系内的分布状态，确定拟合毛管压力曲线；基于拟合毛管压力曲线，对填充在坐标系内的所有原始油层进行等级划分；其中，所述等级划分数量与所述拟合毛管压力曲线的数量的差值为1。4.根据权利要求3所述的油藏水淹层评价方法，其特征在于，所述基于拟合毛管压力曲线，对填充在坐标系内的所有原始油层进行等级划分的步骤包括：将所述拟合毛管压力曲线的横坐标等效为原始油层电阻率，纵坐标等效为油柱高度，获取等效拟合毛管压力曲线；将所述等效拟合毛管压力曲线设置在所述坐标系内；基于所述原始油层在坐标系内与所述等效拟合毛管压力曲线之间的位置关系，对填充在坐标系内的所有原始油层进行等级划分。5.根据权利要求3所述的油藏水淹层评价方法，其特征在于，所述等级划分数量为3或4。6.根据权利要求1至5中任一项所述的油藏水淹层评价方法，其特征在于，用于确定原始测井数据与原始油层电阻率之间的关系模型的原始测井数据包括：孔隙度和自然伽玛相对值。7.根据权利要求1至5中任一项所述的油藏水淹层评价方法，其特征在于，所述基于待评价井的新井测井数据，确定所述待评价井所属的油层等级的步骤包括：基于待评价井的孔隙度和自然伽玛相对值，确定所述待评价井所属的油层等级。8.根据权利要求7所述的油藏水淹层评价方法，其特征在于，所述基于待评价井的孔隙度和自然伽玛相对值，确定所述待评价井所属的油层等级的步骤包括：
求取每个级别内所有原始油层的孔隙度平均值和自然伽玛相对值平均值；基于所述孔隙度平均值和所述自然伽玛相对值平均值，构建储层物性分级标尺；基于所述待评价井的孔隙度和自然伽玛相对值的连线在所述储层物性分级标尺内所处的位置，确定所述待评价井所属的油层等级。9.根据权利要求1至5中任一项所述的油藏水淹层评价方法，其特征在于，所述基于所述待评价井的原始油层电阻率，确定所述评价井所属油层的水淹状态的步骤包括：基于所述待评价井的当前油层电阻率和所述待评价井的原始油层电阻率，确定所述评价井所属油层的水淹状态。10.根据权利要求1至5中任一项所述的油藏水淹层评价方法，其特征在于，还包括：基于所述评价井所属油层的水淹状态，确定所述评价井所属油层的产水率；基于所述产水率，确定油藏开采策略。

技术总结

本申请实施例公开了一种油藏水淹层评价方法，包括：通过储层物性对原始油层进行等级划分；基于每个级别内所有原始油层的原始测井数据，确定原始测井数据与原始油层电阻率之间的关系模型；基于待评价井的新井测井数据，确定待评价井所属的油层等级；基于新井测井数据、与待评价井所属的油层等级对应的关系模型，确定待评价井的原始油层电阻率；基于待评价井的原始油层电阻率，确定评价井所属油层的水淹状态。本申请实施例提供的方法基于待评价井的新井测井数据获取待评价井的原始油层电阻率，代表性更强，且成本更低，以静态的测井数据作为判断油藏水淹层的依据，更加便于方法的实施使得水淹层产水率计算符合率能够达到90％以上。90％以上。90％以上。