一种油藏流体类型的识别方法及装置制造方法及图纸

本申请提供一种油藏流体类型的识别方法及装置，其中，所述方法包括：根据待测油藏的密度测井曲线、声波时差测井曲线以及中子测井曲线，确定所述待测油藏中流体的视密度和视声波时差；根据所述待测油藏中流体的视密度，确定所述待测油藏中流体的第一油气检测曲线；根据所述待测油藏中流体的视声波时差，确定所述待测油藏中流体的第二油气检测曲线；根据所述第一油气检测曲线和所述第二油气检测曲线，确定第三油气检测曲线；基于所述视密度、视声波时差、第一油气检测曲线、第二油气检测曲线以及第三油气检测曲线各自所处的数值区间，确定所述待测油藏中流体的类型。本申请提供的油藏流体类型的识别方法及装置，能够提高油藏流体类型的识别精度。

Method and device for identifying reservoir fluid type

The invention provides a method and apparatus, identification of reservoir fluid type wherein the method comprises the following steps: according to the density logging curve, reservoir measured acoustic logging and neutron logging curve, determine the apparent density of reservoir fluid and the apparent slowness to be tested; according to the apparent density of the tested reservoir the fluid, determined that the first oil reservoir fluid and gas detection curve to be tested; according to the measured acoustic reservoir fluid, determined that the reservoir fluid in second oil and gas detection curve to be tested; according to the first oil and gas detection curve and the second oil and gas detection curve. Determination of third oil and gas detection curve; the apparent density, acoustic, the first oil and gas detection curve, second oil and gas detection curve and third oil and gas detection curve of the numerical interval based on the determined The type of fluid in the reservoir to be measured. The method and device for identifying reservoir fluid type provided by the present invention can improve the identification accuracy of reservoir fluid type.

【技术实现步骤摘要】

本申请涉及油气藏勘探开发
，特别涉及一种油藏流体类型的识别方法及装置。
技术介绍
目前进行油藏流体类型识别的有效方法主要是利用电阻率以及孔隙度曲线，根据阿尔奇等公式，计算油藏的含水饱和度。该方法能有效识别油和水或者有效地识别气和水，但是无法准确区分常规油藏、高气油比油藏以及气藏。当前在对高气油比油藏、气藏进行识别时，通常采用密度、中子测井曲线在含气层有“挖掘效应”的现象来进行定性识别。2015年《大庆石油地质与开发》(第34卷第5期)发表了徐星等编写的《高气油比油层测井挖掘效应定量计算及应用》，首次提出对密度、中子测井曲线在含气层的“挖掘效应”进行定量计算的一种新方法。然而在使用过程中，该方法主要存在以下两个缺陷：1、物性相对较差的储层，识别效果不突出；2、密度测井曲线探测范围较浅，容易受到泥浆浸入、井壁崩落等因素的影响，使得计算结果不准确。应该注意，上面对技术背景的介绍只是为了方便对本申请的技术方案进行清楚、完整的说明，并方便本领域技术人员的理解而阐述的。不能仅仅因为这些方案在本申请的
技术介绍
部分进行了阐述而认为上述技术方案为本领域技术人员所公知。
技术实现思路
本申请实施方式的目的在于提供一种油藏流体类型的识别方法及装置，能够提高油藏流体类型的识别精度。为实现上述目的，本申请一方面提供一种油藏流体类型的识别方法，所述方法包括：根据待测油藏的密度测井曲线、声波时差测井曲线以及中子测井曲线，确定所述待测油藏中流体的视密度和视声波时差；根据所述待测油藏中流体的视密度，确定所述待测油藏中流体的第一油气检测曲线；根据所述待测油藏中流体的视声波时差，确定所述待测油藏中流体的第二油气检测曲线；根据所述第一油气检测曲线和所述第二油气检测曲线，确定第三油气检测曲线；基于所述视密度、视声波时差、第一油气检测曲线、第二油气检测曲线以及第三油气检测曲线各自所处的数值区间，确定所述待测油藏中流体的类型。进一步地，根据待测油藏的密度测井曲线、声波时差测井曲线以及中子测井曲线，确定所述待测油藏中流体的视密度和视声波时差具体包括：分别确定所述待测油藏的密度测井曲线、声波时差测井曲线以及中子测井曲线各自对应的孔隙度曲线；基于三条所述孔隙度曲线，确定所述待测油藏中流体的视密度和视声波时差。进一步地，按照下述公式确定所述密度测井曲线、声波时差测井曲线以及中子测井曲线各自对应的孔隙度曲线：POR_DEN＝(DEN-DMA)/(DF-DMA)×(1-VSH)POR_DT＝(DT-TMA)/(CP*(TF-TMA))×(1-VSH)POR_CN＝(CNL-NMA)/(NF-NMA)×(1-VSH)其中，POR_DEN表示所述密度测井曲线对应的孔隙度曲线，POR_DT表示所述声波时差测井曲线对应的孔隙度曲线，POR_CN表示所述中子测井曲线对应的孔隙度曲线，DEN表示所述待测油藏的密度，DMA表示所述待测油藏中的骨架密度，DF表示所述待测油藏中的流体密度，DT表示所述待测油藏的声波值，TMA表示所述待测油藏中的骨架声波值，CP表示声波时差压实系数，TF表示所述待测油藏中的流体声波值，CNL表示所述待测油藏的中子测井值，NMA表示所述待测油藏中的骨架中子测井值，NF表示所述待测油藏中的流体中子测井值，VSH表示所述待测油藏的泥质含量。进一步地，按照下述公式确定所述待测油藏中流体的视密度和视声波时差：DFA＝DMA-(DMA-DEN)*(NF-NMA)/(CNL-NMA)TFA＝TMA+(DT-TMA)*(NF-NMA)/(CP*(CNL-NMA))其中，DFA表示所述待测油藏中流体的视密度，TFA表示所述待测油藏中流体的视声波时差。进一步地，按照下述公式确定所述待测油藏中流体的第一油气检测曲线和第二油气检测曲线：HYC_DEN＝1-DFAHYC_DT＝TFA/180-1其中，HYC_DEN表示所述第一油气检测曲线，HYC_DT表示所述第二油气检测曲线。进一步地，按照下述公式确定第三油气检测曲线：HYCI＝HYC_DEN+HYC_DT其中，HYCI表示所述第三油气检测曲线。为实现上述目的，本申请另一方面提供一种油藏流体类型的识别装置，所述装置包括：流体参数确定单元，用于根据待测油藏的密度测井曲线、声波时差测井曲线以及中子测井曲线，确定所述待测油藏中流体的视密度和视声波时差；油气检测曲线确定单元，用于根据所述待测油藏中流体的视密度，确定所述待测油藏中流体的第一油气检测曲线；根据所述待测油藏中流体的视声波时差，确定所述待测油藏中流体的第二油气检测曲线；根据所述第一油气检测曲线和所述第二油气检测曲线，确定第三油气检测曲线；流体类型确定单元，用于基于所述视密度、视声波时差、第一油气检测曲线、第二油气检测曲线以及第三油气检测曲线各自所处的数值区间，确定所述待测油藏中流体的类型。进一步地，所述流体参数确定单元具体包括：孔隙度曲线确定模块，用于分别确定所述待测油藏的密度测井曲线、声波时差测井曲线以及中子测井曲线各自对应的孔隙度曲线；参数确定模块，用于基于三条所述孔隙度曲线，确定所述待测油藏中流体的视密度和视声波时差。进一步地，所述孔隙度曲线确定模块按照下述公式确定所述密度测井曲线、声波时差测井曲线以及中子测井曲线各自对应的孔隙度曲线：POR_DEN＝(DEN-DMA)/(DF-DMA)×(1-VSH)POR_DT＝(DT-TMA)/(CP*(TF-TMA))×(1-VSH)POR_CN＝(CNL-NMA)/(NF-NMA)×(1-VSH)其中，POR_DEN表示所述密度测井曲线对应的孔隙度曲线，POR_DT表示所述声波时差测井曲线对应的孔隙度曲线，POR_CN表示所述中子测井曲线对应的孔隙度曲线，DEN表示所述待测油藏的密度，DMA表示所述待测油藏中的骨架密度，DF表示所述待测油藏中的流体密度，DT表示所述待测油藏的声波值，TMA表示所述待测油藏中的骨架声波值，CP表示声波时差压实系数，TF表示所述待测油藏中的流体声波值，CNL表示所述待测油藏的中子测井值，NMA表示所述待测油藏中的骨架中子测井值，NF表示所述待测油藏中的流体中子测井值，VSH表示所述待测油藏的泥质含量。进一步地，所述参数确定模块按照下述公式确定所述待测油藏中流体的视密度和视声波时差：DFA＝DMA-(DMA-DEN)*(NF-NMA)/(CNL-NMA)TFA＝TMA+(DT-TMA)*(NF-NMA)/(CP*(CNL-NMA))其中，DFA表示所述待测油藏中流体的视密度，TFA表示所述待测油藏中流体的视声波时差。由上可见，本申请使用的声波时差、密度、中子测井曲线能够综合判别流体的类型，不但能有效识别油层与水层或者气层与水层，同时能够区分常规油藏、高气油比油藏以及气藏，并且在识别高气油比油藏和气藏时，由于同时使用了探测深度较深的声波时差测井曲线，能最大程度降低因泥浆侵入、井壁崩落等因素造成的计算误差，使得流体类型识别的结果更加准确。相比单纯使用密度、中子测井曲线来计算气层“挖掘效应”的方法有更好的效果。参照后文的说明和附图，详细公开了本申请的特定实施方式，指明了本申请的原理可以被采用的方式。应该理解，本申请的实施方式在范围上并不因而受到限制。在所附权本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种油藏流体类型的识别方法，其特征在于，所述方法包括：根据待测油藏的密度测井曲线、声波时差测井曲线以及中子测井曲线，确定所述待测油藏中流体的视密度和视声波时差；根据所述待测油藏中流体的视密度，确定所述待测油藏中流体的第一油气检测曲线；根据所述待测油藏中流体的视声波时差，确定所述待测油藏中流体的第二油气检测曲线；根据所述第一油气检测曲线和所述第二油气检测曲线，确定第三油气检测曲线；基于所述视密度、视声波时差、第一油气检测曲线、第二油气检测曲线以及第三油气检测曲线各自所处的数值区间，确定所述待测油藏中流体的类型。

【技术特征摘要】
1.一种油藏流体类型的识别方法，其特征在于，所述方法包括：根据待测油藏的密度测井曲线、声波时差测井曲线以及中子测井曲线，确定所述待测油藏中流体的视密度和视声波时差；根据所述待测油藏中流体的视密度，确定所述待测油藏中流体的第一油气检测曲线；根据所述待测油藏中流体的视声波时差，确定所述待测油藏中流体的第二油气检测曲线；根据所述第一油气检测曲线和所述第二油气检测曲线，确定第三油气检测曲线；基于所述视密度、视声波时差、第一油气检测曲线、第二油气检测曲线以及第三油气检测曲线各自所处的数值区间，确定所述待测油藏中流体的类型。2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据待测油藏的密度测井曲线、声波时差测井曲线以及中子测井曲线，确定所述待测油藏中流体的视密度和视声波时差具体包括：分别确定所述待测油藏的密度测井曲线、声波时差测井曲线以及中子测井曲线各自对应的孔隙度曲线；基于三条所述孔隙度曲线，确定所述待测油藏中流体的视密度和视声波时差。3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，按照下述公式确定所述密度测井曲线、声波时差测井曲线以及中子测井曲线各自对应的孔隙度曲线：POR_DEN＝(DEN-DMA)/(DF-DMA)×(1-VSH)POR_DT＝(DT-TMA)/(CP*(TF-TMA))×(1-VSH)POR_CN＝(CNL-NMA)/(NF-NMA)×(1-VSH)其中，POR_DEN表示所述密度测井曲线对应的孔隙度曲线，POR_DT表示所述声波时差测井曲线对应的孔隙度曲线，POR_CN表示所述中子测井曲线对应的孔隙度曲线，DEN表示所述待测油藏的密度，DMA表示所述待测油藏中的骨架密度，DF表示所述待测油藏中的流体密度，DT表示所述待测油藏的声波值，TMA表示所述待测油藏中的骨架声波值，CP表示声波时差压实系数，TF表示所述待测油藏中的流体声波值，CNL表示所述待测油藏的中子测井值，NMA表示所述待测油藏中的骨架中子测井值，NF表示所述待测油藏中的流体中子测井值，VSH表示所述待测油藏的泥质含量。4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，按照下述公式确定所述待测油藏中流体的视密度和视声波时差：DFA＝DMA-(DMA-DEN)*(NF-NMA)/(CNL-NMA)TFA＝TMA+(DT-TMA)*(NF-NMA)/(CP*(CNL-NMA))其中，DFA表示所述待测油藏中流体的视密度，TFA表示所述待测油藏中流体的视声波时差。5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，按照下述公式确定所述待测油藏中流体的第一油气检测曲线和第二油气检测曲线：HYC_DEN＝1-DFAHYC_DT＝TFA/180-1其中，HYC_DEN表示所述第一油气检测曲线，HYC_DT表示所述...

【专利技术属性】
技术研发人员：徐星，赵丽敏，姜均伟，郝建飞，刘浪，韩海英，雒维旗，
申请(专利权)人：中国石油天然气股份有限公司，
类型：发明
国别省市：北京;11