一种油水层的判定方法

摘要

本发明提供了一种油水层的判定方法，包括第一步:依据岩屑、岩心、井壁取心及气测录井资料确定油气显示层；第二步:分析样品，得到C8‑C37正构烷烃、Pr、Ph的相对百分含量；第三步:计算Pr/C17、Ph/C18、∑C21‑/∑C22+、C21+C22/C28+C29参数比值；第四步:绘制参数比值折线图；第五步:依据Pr/C17、Ph/C18、∑C21‑/∑C22+、C21+C22/C28+C29在岩石热解气相色谱特性参数图板上投点的位置确定储集层流体性质。本发明拓展了参数应范围，客观的反映了储层纵向上流体性质的变化情况，提高了录井油水层解释符合率。

权利要求

1.一种油水层的判定方法，其特征在于：

第一步:依据岩屑、岩心、井壁取心及气测录井资料确定油气显示层,依据含油级别判定含油气性，气测录井主要依据全烃值高低、组分特征评价储层流体性质；

第二步:热解气相色谱分析仪检测显示层分析样品，得到C8-C37正构烷烃、Pr、Ph的相对百分含量；

第三步:计算Pr/C17、Ph/C18、∑C21-/∑C22+、C21+C22/C28+C29四个特性参数比值；

第四步:绘制四个特性参数比值折线图；

第五步:依据Pr/C17、Ph/C18、∑C21-/∑C22+、C21+C22/C28+C29在岩石热解气相色谱特性参数图板上投点的位置确定储集层流体性质。

2.根据权利要求1所述的一种油水层的判定方法，其特征在于：根据特征参数确定解释储集层方法如下：第三步中四个特征参数投点落在单一分区时，划分区间解释储集层为油层、油水同层、水层，若0.35≤Pr/C17≤0.60，且0.50≤Ph/C18≤1.00，0.60≤∑C21-/∑C22+≤1.00，0.90≤C21+C22/C28+C29≤2.00,储集层为油层；

若0.60＜Pr/C17≤4.00，且1.00＜Ph/C18≤4.50，0.10≤∑C21-/∑C22+＜0.60，0.15≤C21+C22/C28+C29＜0.90,储集层为油水同层；

若Pr/C17＞4.00，且Ph/C18＞4.50，∑C21-/∑C22+＜0.10，C21+C22/C28+C29＜0.15,储集层为水层；

若四个特征参数投点分别落在油区、油水区时，解释储集层为油水同层；

若四个特征参数投点分别落在油区、油水区、水区时，解释储集层为水层；

若四个特征参数投点分别落在油区、水区时，解释储集层为水层；

若四个特征参数投点分别落在油水区、水区时，解释储集层为水层。

3.根据权利要求1所述的一种油水层的判定方法，其特征在于：所述第二步中热解气相色谱检测样品为显示层段岩心、井壁取心。

4.根据权利要求1所述的一种油水层的判定方法，其特征在于：所述第三步中Pr/C17为姥姣烷与碳十七正构烷烃之比、Ph/C18为植烷与碳十八正构烷烃之比、∑C21-/∑C22+为碳二十一之前正构烷烃与碳二十二之后正构烷烃之比、C21+C22/C28+C29为碳二十一、碳二十二正构烷烃和与二十八、碳二十九正构烷烃和之比。

说明书

一种油水层的判定方法

技术领域

[0001] 本发明属于油气层解释评价技术领域，尤其是涉及一种油水层的判定方法。

背景技术

[0002] 在录井综合解释评价中，评价储集层含油性的同时，有效识别储集层的含水性尤为重要,然而，对油水同层、含油水层的进一步判断确定，一直是录井解释评价工作的难点。

[0003] 岩石热解气相色谱分析技术检测储集层中的烃类，可以得到C8-C37的单体烃的相对百分含量、峰面积、保留时间及姥姣烷、植烷的相对百分含量,对这些单体烃进行计算，又
可以得到多个派生参数。其识别储集层含水性的原理是：当储集层为油水混相时，水中含有
一定量的氧气和细菌，地下水动力作用越强，氧的含量就越高，水中的细菌与烃类发生菌解
和氧化作用越强，使正构烷烃减少，异构烃类与杂原子化合物增加，轻烃组分相对减少，主
峰碳含量降低、碳数范围变窄，导致油水层热解气相色谱谱图、派生参数较油层发生相应变
化。

[0004] 目前，岩石热解气相色谱技术识别油水层主要应用谱图形态比对方法，虽然具有直观且解释评价快速的特点,但谱图标准形态的界定采用非定量的方式，结果受人为因素
影响大，不能满足精细勘探开发的需求。

发明内容

[0005] 本发明要解决的问题是提供一种油水层的判定方法，拓展了参数应范围，客观的反映储层纵向上流体性质的变化情况，提高了录井油水层解释符合率。

[0006] 为达到上述目的，本发明的技术方案是这样实现的：一种油水层的判定方法，包括第一步:依据岩屑、岩心、井壁取心及气测录井的参数确定油气显示层,依据含油级别判定
含油气性，气测录井主要依据全烃值高低、组分特征评价储层流体性质；

[0007] 第二步:热解气相色谱分析仪检测显示层分析样品，得到C8-C37正构烷烃、Pr、Ph的相对百分含量；

[0008] 第三步:计算Pr/C17、Ph/C18、∑C21-/∑C22+、C21+C22/C28+C29四个特性参数比值；

[0009] 第四步:绘制四个特性参数比值折线图；

[0010] 第五步:依据Pr/C17、Ph/C18、∑C21-/∑C22+、C21+C22/C28+C29在岩石热解气相色谱特性参数图板上投点的位置确定储集层流体性质。

[0011] 进一步的，根据特征参数确定解释储集层方法如下：第三步中四个特征参数投点落在单一分区时，划分区间解释储集层为油层、油水同层、水层，

[0012] 若0.35≤Pr/C17≤0.60，且0.50≤Ph/C18≤1.00，0.60≤∑C21-/∑C22+≤1.00，0.90≤C21+C22/C28+C29≤2.00,储集层为油层；

[0013] 若0.60＜Pr/C17≤4.00，且1.00＜Ph/C18≤4.50，0.10≤∑C21-/∑C22+＜0.60，0.15≤C21+C22/C28+C29＜0.90,储集层为油水同层；

[0014] 若Pr/C17＞4.00，且Ph/C18＞4.50，∑C21-/∑C22+＜0.10，C21+C22/C28+C29＜0.15,储集层为水层；

[0015] 若四个特征参数投点分别落在油区、油水区时，解释储集层为油水同层；

[0016] 若四个特征参数投点分别落在油区、油水区、水区时，解释储集层为水层；

[0017] 若四个特征参数投点分别落在油区、水区时，解释储集层为水层；

[0018] 若四个特征参数投点分别落在油水区、水区时，解释储集层为水层。

[0019] 进一步的，所述第二步中热解气相色谱检测样品为显示层段岩心、井壁取心。

[0020] 进一步的，所述第三步中Pr/C17为姥姣烷与碳十七正构烷烃之比、Ph/C18为植烷与碳十八正构烷烃之比、∑C21-/∑C22+为碳二十一之前正构烷烃与碳二十二之后正构烷烃之
比、C21+C22/C28+C29为碳二十一、碳二十二正构烷烃和与二十八、碳二十九正构烷烃和之比。

[0021] 与现有技术相比，本发明具有的优点和积极效果是：1、本发明有效地解决了热解气相色谱谱图方法评价油水层的不足，拓展了参数应范围，客观的反映了储层纵向上流体
性质的变化情况，提高了录井油水层解释符合率；2、适用于油水混相储层的解释评价方法，
弥补岩石热解气相色谱谱图方法识别方法的局限性，为勘探开发试油选层提供可靠支持。

附图说明

[0022] 构成本发明的一部分的附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中：

[0023] 图1是本发明一种油水层的判定方法的解释图板；

[0024] 图2是本发明一种油水层的判定方法的油层综合应用实例；

[0025] 图3是本发明一种油水层的判定方法的油水同层综合应用实例；

[0026] 图4是本发明一种油水层的判定方法的含油水层综合应用实例；

[0027] 图5是本发明C514x井井段2409.0-2415.0m油层热解气相色谱特性参数解释图板；

[0028] 图6是本发明C509x井井段2517.4-2600.0m油水同层热解气相色谱特性参数解释图板；

[0029] 图7是本发明C508x井井段2338.0-2341.6m含油水层热解气相色谱特性参数解释图板。

具体实施方式

[0030] 需要说明的是，在不冲突的情况下，本发明中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。

[0031] 在本发明的描述中，需要理解的是，术语“中心”、“纵向”、“横向”、“上”、“下”、“前”、“后”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“顶”、“底”、“内”、“外”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元件必须具有特定的方位、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。此外，术语“第一”、“第二”等仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”等的特征可以明示或者隐含地包括一个或者更多个该特征。在本发明的描述中，除非另有说明，“多个”
的含义是两个或两个以上。

[0032] 在本发明的描述中，需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以通过具体情况理解上述术语
在本发明中的具体含义。

[0033] 下面结合附图对本发明的具体实施例做详细说明。

[0034] 本发明为一种油水层的判定方法，包括第一步:依据岩屑、岩心、井壁取心及气测录井资料确定油气显示层，常规岩屑、岩心、井壁取心录井方法主要依据含油级别判定含油
气性，气测录井主要依据全烃值高低、组分特征评价储层流体性质。

[0035] 岩屑是地下岩石被钻头破碎后形成的“钻屑”，习惯上把随钻井液上返至地面的钻屑称为岩屑，通常称为砂样，在钻进过程中，录井人员按地质设计要求的间距和相应的返出
时间，系统采集岩屑，进行观察、描述，绘制成岩屑录井草图，再运用各项资料进行综合解
释，恢复地下地层剖面的全过程就叫岩屑录井，孔隙性岩层含油级别确定为油浸、油斑、油
迹、荧光四级，。主要依据储集层中含油岩屑占定名岩屑的百分含量和含油特征并重的原
则，含油岩屑百分含量达到某一级别，但含油饱满程度达不到该级，应降一个级别定级。

[0036] 钻井过程中，用取心工具，将地层岩石从井下取至地面，并对其进行分析、研究，从而获取各项资料的过程叫岩心录井，含油级别是岩心中含油多少的直观标志，是现场定性
判断油、气、水层的重要依据，含油级别主要是依靠含油面积大小和含油饱满程度来确定，
孔隙性岩层含油级别确定为饱含油、富含油、油浸、油斑、油迹、荧光六级。

[0037] 用井壁取心器，按指定的位置在井壁上取出地层岩心的方法叫井壁取心。井壁取心通常都是在测井完后进行的。通常使用的取心器上有36个孔，每一个孔内装一个取心筒，
孔底装有炸药，通过电缆接到地面仪器车上，以便在地面控制取心深度和点火、发射。点火
后，炸药将取心筒强行打入井壁，取心筒被钢丝绳连接在取心器上，上提取心器即可将岩心
从地层中取出。取心时一般是自下而上进行的。其含油级别确定与岩心相同。

[0038] 气测录井一般依据全烃值高低、峰型饱满程度、组分特征进行储层流体性质评价，分区块、分层位建立评价模型或评价图版的方法进行储层流体性质判识。

[0039] 第二步:热解气相色谱分析仪检测显示层分析样品，得到C8-C37正构烷烃、Pr(姥姣烷)、Ph(植烷)的相对百分含量，气相色谱分析是一种常用的地球化学分析评价技术,因
其可以细分岩样中烃类的单一组分得到C8-C37的正构烷烃谱图而在石油行业广泛应用。气
相色谱谱图中各正构烷烃峰值反映的是其在原油中组分的含量,所有正构烷烃峰值总和的
高低可反映含油饱和度的变化；谱图的峰形反映各正构烷烃的相对含量,与原油组分含量
密切相关,其峰形特征反映原油组分的变化规律，该技术是利用气相色谱法毛细柱细分原
理，岩石热解气相色谱录井是将岩样分析样品送至热解炉加热到300℃，使其中所含有的烃
类物质全部蒸发出来，由载气携带进入毛细管柱实施分离，而后进入氢焰鉴定器进行检测，
从而获得分析样品的油气组分数据和色谱谱图。

[0040] 岩石热解气相色谱可以检测岩样中C8-C37正构烷烃峰值、姥姣烷Pr、植烷Ph峰值，处理其峰面积，计算轻重组份比∑nC21-/∑nC22+等多项参数,通过观察对比图谱及正构烷
烃峰参数变化等方法评价储层流体性质。

[0041] 植烷是由叶绿素的侧链植醇或类脂化合物衍生的异构烷烃化合物。高等植物中的叶绿素、藻菌素在微生物的作用下都会分解，游离出植醇，在成岩过程中，植醇进一步转化
可形成姥姣烷(Pr)和植烷(Ph)，一般在强还原条件下主要形成Ph，在弱氧化条件下主要形
成Pr。

[0042] 第三步:计算Pr/C17、Ph/C18、∑C21-/∑C22+、C21+C22/C28+C29四个特性参数比值；

[0043] 第一组参数：Pr/nC17、Ph/nC18

[0044] Pr/nC17是姥姣烷Pr与nC17的质量分数比值，Ph/nC18是植烷Pr与nC18的质量分数比值。这是两个运移参数，因为埋藏在地层中的有机质，在运移过程中这些组分均按比例丢
失，其比值保持不变。它们也是两个很好的成熟度指标，因为随着演化程度的加深，这两个
比值均逐步变小。

[0045] 第二个参数；∑nC21-/∑nC22+

[0046] 即一组色谱峰中，nC21以前烃的质量分数总和与nC22以后烃的质量分数总和之比。是碳数范围和分布曲线的具体描述，它是一个有机质丰度、母质类型和演化程度的综合
参数。

[0047] 第三个参数：(nC21+nC22)/(nC28+nC29)

[0048] 是指一组色谱峰中nC21+nC22烃的质量分数之和与nC28+nC29烃的质量分数之和的比。此值高低是个有机质类型指标，,但该值同时也受成熟度控制，不同类型、不同成熟度
的有机质或原油，其谱图形态不相同。

[0049] 理论上，针对某个特定的油层而言，原油的组成特征是相对稳定的，正构烷烃与异构烷烃间相对含量的分布也是相对稳定的，Pr/nC17、Ph/nC18、∑nC21-/n∑C22+、(nC21+
nC22)/(nC28+nC29)等具有相对稳定的分布范围。

[0050] 而油水层中含有地层水，其会对原油组分造成不同程度破坏，致使原油性质变差，色谱谱图出现峰型的无规律变化，峰值也有所下降。原油中低碳数烷烃较高碳数烷烃更易
被地层水裂解破坏，姥鲛烷(Pr)和植烷(Ph)相比于烷烃更稳定，这种差异致使油水层Pr/
nC17、Ph/nC18、∑nC21-/∑nC22+、(nC21+nC22)/(nC28+nC29)相比油层有较大变化，依据这
种差异可以进行油水层的识别。

[0051] 第四步:绘制四个特性参数比值折线图；

[0052] 第五步:依据Pr/C17、Ph/C18、∑C21-/∑C22+、C21+C22/C28+C29在岩石热解气相色谱特性参数图板上投点的位置确定储集层流体性质。

[0053] 优选地，根据特征参数确定解释储集层方法如下：第三步中四个特征参数投点落在单一分区时，划分区间解释储集层为油层、油水同层、水层，

[0054] 若0.35≤Pr/C17≤0.60，且0.50≤Ph/C18≤1.00，0.60≤∑C21-/∑C22+≤1.00，0.90≤C21+C22/C28+C29≤2.00,储集层为油层；

[0055] 若0.60＜Pr/C17≤4.00，且1.00＜Ph/C18≤4.50，0.10≤∑C21-/∑C22+＜0.60，0.15≤C21+C22/C28+C29＜0.90,储集层为油水同层；

[0056] 若Pr/C17＞4.00，且Ph/C18＞4.50，∑C21-/∑C22+＜0.10，C21+C22/C28+C29＜0.15,储集层为水层；

[0057] 若四个特征参数投点分别落在油区、油水区时，解释储集层为油水同层；

[0058] 若四个特征参数投点分别落在油区、油水区、水区时，解释储集层为水层；

[0059] 若四个特征参数投点分别落在油区、水区时，解释储集层为水层；

[0060] 若四个特征参数投点分别落在油水区、水区时，解释储集层为水层。

[0061] 优选地，第二步中热解气相色谱检测样品为显示层段岩心、井壁取心。

[0062] 优选地，第三步中Pr/C17为姥姣烷与碳十七正构烷烃之比、Ph/C18为植烷与碳十八正构烷烃之比、∑C21-/∑C22+为碳二十一之前正构烷烃与碳二十二之后正构烷烃之比、C21+
C22/C28+C29为碳二十一、碳二十二正构烷烃和与二十八、碳二十九正构烷烃和之比。

[0063] 先按表1岩石热解气相色谱特性参数解释评价标准的区域划分区间解释储集层为油层、油水同层和水层，然后根据表1绘制图参数如图1，看上去更加直观，使用更加方便，做
为岩石热解气相色谱特性参数解释方法。

[0064] 表1

[0065]

[0066] 解释：“(”表示不含端点值，“]”表示含端点值。

[0067] 针对图1说明如下：1.针对某一特定地区、层位的油层而言，原油的组成特性是相对稳定的，正构烷烃与异构烷烃间相对含量的分布也是相对稳定的，Pr/C17、Ph/C18、∑
C21-/∑C22+、(C21+C22)/(C28+C29)比值具有相对稳定的分布范围。

[0068] 经对单井试油数据、试油层井壁取心热解气相色谱参数分析比对，发现油层、油水同层、水层参数变化存在一定规律性，其参数Pr/C17、Ph/C18比值随含水率升高呈上升趋
势，∑C21-/∑C22+、(C21+C22)/(C28+C29)比值呈现下降趋势。为凸显差异建立特性参数分
区图板，该方法实现了特性参数定量评价，解决了热解气相色谱参数运用程度偏低的问题，
为复杂区块油水解释评价提出了新思路。

[0069] 2.图板上Pr/C17、Ph/C18、∑C21-/∑C22+、(C21+C22)/(C28+C29)四个参数比值，纵向上采用对数刻度，分散度较好，油区、油水区、水区彼此界限明显。

[0070] 实施例1：

[0071] 霸县凹陷位于渤海湾盆地腹地，是渤海湾盆地内富油气凹陷之一。提取了位于霸县凹陷的7口试油井15个试油层段的试油数据和对应层位热解气相色谱数据，如表2所示，
应用特性参数解释法绘制了解释图板，如图2、图3和图4所示，试油结论为油层、油水同层、
含油水层的储层，其热解色谱参数折线在图板上分区清楚。

[0072] 油层：C514x井井段2409.0-2415.0m。该井段井壁取心热解气相色谱参数(见表2)点连线在解释图板上(见图5)的分布来看，均落在油区范围内，解释为油层。针对2409.0-
2415.0m井段单层试油，射开厚度6.0m。试油获产能14.8t/d。该实例分析表明，图板解释结
果与试油结论相符。

[0073] 油水同层：C509x井井段2517.4-2600.0m。该井段井壁取心热解气相色谱参数(见表2)点连线在解释图板上(见图6)的分布来看，均落在油水区范围内，解释为油水同层。针
3
对2517.4-2600.0m井段试油，射开3层，射开厚度11.0m。产油10.9t/d、水4.7m/d，试油结论
为油水同层。该实例分析表明，图板解释结果与试油结论相符。

[0074] 含油水层：C508x井井段2338.0-2341.6m。该井段井壁取心热解气相色谱参数(见表2)点连线在解释图板上(见图7)的分布来看，均落在水范围内，解释为含油水层。针对
3
2338.0-2341.6m井段单层试油，射开厚度3.6m。产油0.7t/d、水14.3m /d，试油结论为水层。
该实例分析表明，图板解释结果与试油结论相符。

[0075] 本发明利用岩石热解气相色谱检测技术，获得的烃类气体组分参数之间的变化规律，能有效判断其含水性，这是长期以来录井解释评价技术人员一直在不断实践探索与创
新的课题，本发明是采用Pr/nC17、Ph/nC18、∑C21-/∑C22+、C21+C22/C28+C29四个特性参
数，通过大量数据统计分析，寻找到油水储集层比值大小、各比值点连线变化规律，而创新
出的一种可有效实现储集层流体性质的更精细判断的岩石热解评价方法。

[0076] 使用本发明的方法时，依据地质录井、气测录井确定显示层，根据Pr/C17、Ph/C18、∑C21-/∑C22+、C21+C22/C28+C29的四个比值在热解气相特性参数解释图板上的位置确定
储集层流体性质，给出相应的解释结论。

[0077] 表2

[0078]

[0079] 以上对本发明的一个实施例进行了详细说明，但所述内容仅为本发明的较佳实施例，不能被认为用于限定本发明的实施范围。凡依本发明申请范围所作的均等变化与改进
等，均应仍归属于本发明的专利涵盖范围之内。