一种气油比定量计算方法、装置、计算机设备及存储介质

技术领域

本发明实施例涉及储层流体评价技术领域，尤其涉及一种气油比定量计算方法、装置、计算机设备及存储介质。

背景技术

在油田上，通常把油井产气量和产油量的比值称为气油比，它表示每采出一吨原油要伴随采出多少立方天然气。在油气田勘探早期，通常采用电缆地层测试与钻杆地层测试的方法通过获得地层气与油的比值来计算油藏的气油比，并可以根据气油比的大小来识别储层流体性质。

目前，国内外针对地层流体性质识别方法主要以录井、测井和测试三种技术手段为主。录井技术能够直接获得地下岩性及含油气性特征，在流体识别方面具有广泛的应用，但多以定性识别为主，且依赖于个人经验的判断，无法定量化评价。测井方法主要是基于各测井曲线对油气的响应特征进行综合识别，常用的方法有三孔隙度差异法、中子-密度交会法、孔隙度-电阻率交会法、体积压缩系数-泊松比交会法以及二维核磁识别法等，但在岩性及储集空间类型复杂多样、低孔、低渗以及非均质性强，或油、气及水层电性差异小等情况下，传统的测井技术手段无法识别储层流体性质。电缆地层测试通过测压取样作业，进行实时流体分析，可以达到流体识别定量化，但是它的结果只是对某一深度点的评价，如果进行每米的连续评价它的成本和工程风险将会非常高。钻杆地层测试在测试段油气同出的情况下，也无法准确的识别油气界面，并且由于钻杆地层测试作业费用昂贵，复杂工况条件下作业风险大，所以这项技术在现场作业应用相对不普及。

发明内容

本发明实施例提供一种气油比定量计算方法、装置、计算机设备及存储介质，以实现连续定量的计算储层垂向的气油比变化，从而提高储层流体性质识别的效率和符合率。

第一方面，本发明实施例提供了一种气油比定量计算方法，该方法包括：

基于电缆地层测试技术，获取预设泵抽取样点的气油比样本，所述预设泵抽取样点位于至少一个已钻井中；

采用流体录井技术获取所述气油比样本对应的烃组分参数样本；

根据所述气油比样本和所述烃组分参数样本建立气油比与烃组分参数之间的关系模型；

根据所述关系模型计算预设井段的气油比剖面。

第二方面，本发明实施例还提供了一种气油比定量计算装置，该装置包括：

气油比样本获取模块，用于基于电缆地层测试技术，获取预设泵抽取样点的气油比样本，所述预设泵抽取样点位于至少一个已钻井中；

烃组分参数样本获取模块，用于采用流体录井技术获取所述气油比样本对应的烃组分参数样本；

关系模型建立模块，用于根据所述气油比样本和所述烃组分参数样本建立气油比与烃组分参数之间的关系模型；

气油比剖面计算模块，用于根据所述关系模型计算预设井段的气油比剖面。

第三方面，本发明实施例还提供了一种计算机设备，该计算机设备包括：

一个或多个处理器；

存储器，用于存储一个或多个程序；

当所述一个或多个程序被所述一个或多个处理器执行，使得所述一个或多个处理器实现本发明任意实施例所提供的气油比定量计算方法。

第四方面，本发明实施例还提供了一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该程序被处理器执行时实现本发明任意实施例所提供的气油比定量计算方法。

本发明实施例提供了一种气油比定量计算方法，首先在各已钻井中的预设泵抽取样点进行电缆地层测试以获取气油比样本，然后采用流体录井技术获取气油比样本对应的烃组分参数样本，从而建立气油比与烃组分参数之间的关系模型，再根据该关系模型即可计算得到预设井段的气油比剖面。本发明实施例所提供的气油比定量计算方法，通过采用基于流体录井参数与电缆地层测试相结合的定量评价方法，实现了连续定量的计算储层垂向的气油比变化，从而实现了储层流体性质的定量评价，进而提高了储层流体性质识别的效率和符合率。

附图说明

图1为本发明实施例一提供的气油比定量计算方法的流程图；

图2为本发明实施例二提供的气油比定量计算装置的结构示意图；

图3为本发明实施例三提供的计算机设备的结构示意图。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明作进一步的详细说明。可以理解的是，此处所描述的具体实施例仅仅用于解释本发明，而非对本发明的限定。另外还需要说明的是，为了便于描述，附图中仅示出了与本发明相关的部分而非全部结构。

在更加详细地讨论示例性实施例之前应当提到的是，一些示例性实施例被描述成作为流程图描绘的处理或方法。虽然流程图将各步骤描述成顺序的处理，但是其中的许多步骤可以被并行地、并发地或者同时实施。此外，各步骤的顺序可以被重新安排。当其操作完成时所述处理可以被终止，但是还可以具有未包括在附图中的附加步骤。所述处理可以对应于方法、函数、规程、子例程、子程序等等。

实施例一

图1为本发明实施例一提供的气油比定量计算方法的流程图。本实施例可适用于对储层垂向气油比进行连续定量计算的的情况，该方法可以由本发明实施例所提供的气油比定量计算装置来执行，该装置可以由硬件和/或软件的方式来实现，一般可集成于计算机设备中。如图1所示，具体包括如下步骤：

S11、基于电缆地层测试技术，获取预设泵抽取样点的气油比样本，预设泵抽取样点位于至少一个已钻井中。

其中，电缆地层测试技术是在钻井过程中发现油气显示后，用电缆下入地层测试器可以取得地层中流体的地层温度等参数，可以完成地层流体取样、储层压力以及地层压力梯度测试、确定储层油水界面以及进行储层渗透率解释和产能评价。根据在预设泵抽取样点处通过电缆地层测试所获得的参数，即可计算得到预设泵抽取样点的气油比样本。具体的，可以在水基泥浆环境中进行电缆地层测试泵抽取样，并可以在各个已钻井中选取20-50个预设泵抽取样点进行取样，从而获得20-50个气油比样本，具体可以在部分或全部已钻井中选取一个或多个预设井深位置作为预设泵抽取样点进行电缆地层测试，其中的各个已钻井可以位于同一区域内，从而后续可以根据所获得的气油比剖面对该区域的储层流体性质进行更准确的评价。

可选的，基于电缆地层测试技术，获取预设泵抽取样点的气油比样本，包括：获取预设泵抽取样点的光谱分析图；从光谱分析图中查找含水率最低时的气油比作为气油比样本。具体的，针对每一预设泵抽取样点位置的电缆地层测试，可以绘制出光谱分析图，由于光谱会受到泥浆滤液的影响，在含水率较高时，气油比的误差会较大，因此，需要在光密度随时间的变化曲线中，找到含水率最低的点才能对应有代表性的地层流体特征，即将含水率最低点对应的气油比作为气油比样本。示例性的，在某井3404.00米深处进行电缆地层测试取样作业时获得的光谱分析图中，泵抽取样作业时间至109分钟附近含水率小于百分之一，并达到最低，对应的气油比为347立方米每立方米，则该气油比的值较为可靠，优选该点数据作为建模参数。

S12、采用流体录井技术获取气油比样本对应的烃组分参数样本。

其中，可选的，流体录井技术为FLAIR实时流体录井技术。FLAIR(Fluid Logging&Analysis In Real time)实时流体录井技术是最新一代流体录井技术，具备定量恒温、组分多、精度高、出入口双气路检测以及质量控制严格等特点，相较于常规的流体录井技术，该技术能够更为真实的反映地层流体的变化。具体的，采用流体录井技术获取上述气油比样本对应的烃组分参数样本，即位于相同预设泵抽取样点位置的烃组分参数。其中，烃组分参数可以包括甲烷(C1)、乙烷(C2)、丙烷(C3)、异丁烷(iC4)、正丁烷(nC4)、异戊烷(iC5)、正戊烷(nC5)、正己烷(nC6)、正庚烷(nC7)以及正辛烷(nC8)等等。

S13、根据气油比样本和烃组分参数样本建立气油比与烃组分参数之间的关系模型。

在获取到气油比样本和对应的烃组分参数样本之后，即可建立气油比与烃组分参数之间的关系模型。可选的，根据气油比样本和烃组分参数样本建立气油比与烃组分参数之间的关系模型，包括：根据烃组分参数样本确定轻重组分比值样本；根据气油比样本和对应的轻重组分比值样本建立关系模型。具体的，根据FLAIR实时流体录井技术的测量原理，其烃组分表征的是地下流体闪蒸后气相里流体的组分，因此轻重组分比值(即轻组分和重组分的比值)更可以反映流体的特征，因此可以建立气油比与轻重组分比值之间的关系模型，以便后续更好的确定气油比剖面。

进一步可选的，轻重组分比值为：(C1+C2)/(C3+C4+C5+C6)；其中，C1为甲烷，C2为乙烷，C3为丙烷，C4为丁烷，C5为戊烷，C6为己烷，且C4＝iC4+nC4，C5＝iC5+nC5，C6＝iC6+nC6，即结合各烃组分参数在不同类型油藏中的特征，优选将烃组分参数样本中的轻组分C1和C2，与重组分C3、C4、C5和C6之间的比值作为上述轻重组分比值建立关系模型。

进一步可选的，关系模型为：y＝217.25x

S14、根据关系模型计算预设井段的气油比剖面。

具体的，在确定了关系模型之后，可以通过FLAIR实时流体录井技术获取整个预设井段内任意井深位置的烃组分参数，并可以将获得的烃组分参数代入关系模型，以确定任意井深位置的气油比，从而确定整个预设井段的气油比剖面，即实现了气油比的连续定量计算。具体可以由获得的烃组分参数计算得到对应的轻重组分比值，并将该轻重组分比值代入上述拟合得到的关系模型，从而确定任意井深位置的气油比。其中，预设井段可以是位于上述各已钻井所位于的区域内任意位置的已钻井或计划钻井中的预设井深范围，示例性的，预设井深范围为3760-3840米。

在上述技术方案的基础上，可选的，在根据气油比样本和烃组分参数样本建立气油比与烃组分参数之间的关系模型之前，还包括：对烃组分参数样本进行归一化处理。具体的，由于原始的流体录井的烃组分参数值的大小会受到地质及工程等多种因素的影响，因此，通过将各烃组分参数样本进行归一化，能够有效提高计算结果的准确性。具体可以通过如下公式进行归一化：

其中，X

本发明实施例所提供的技术方案，首先在各已钻井中的预设泵抽取样点进行电缆地层测试以获取气油比样本，然后采用流体录井技术获取气油比样本对应的烃组分参数样本，从而建立气油比与烃组分参数之间的关系模型，再根据该关系模型即可计算得到预设井段的汽油比剖面。通过采用基于流体录井参数与电缆地层测试相结合的定量评价方法，实现了连续定量的计算储层垂向的气油比变化，从而实现了储层流体性质的定量评价，进而提高了储层流体性质识别的效率和符合率。

实施例二

图2为本发明实施例二提供的气油比定量计算装置的结构示意图，该装置可以由硬件和/或软件的方式来实现，一般可集成于计算机设备中，用于执行本发明任意实施例所提供的气油比定量计算方法。如图2所示，该装置包括：

气油比样本获取模块21，用于基于电缆地层测试技术，获取预设泵抽取样点的气油比样本，所述预设泵抽取样点位于至少一个已钻井中；

烃组分参数样本获取模块22，用于采用流体录井技术获取气油比样本对应的烃组分参数样本；

关系模型建立模块23，用于根据气油比样本和烃组分参数样本建立气油比与烃组分参数之间的关系模型；

气油比剖面计算模块24，用于根据关系模型计算预设井段的气油比剖面。

本发明实施例所提供的技术方案，首先在各已钻井中的预设泵抽取样点进行电缆地层测试以获取气油比样本，然后采用流体录井技术获取气油比样本对应的烃组分参数样本，从而建立气油比与烃组分参数之间的关系模型，再根据该关系模型即可计算得到预设井段的汽油比剖面。通过采用基于流体录井参数与电缆地层测试相结合的定量评价方法，实现了连续定量的计算储层垂向的气油比变化，从而实现了储层流体性质的定量评价，进而提高了储层流体性质识别的效率和符合率。

在上述技术方案的基础上，可选的，关系模型建立模块23，包括：

轻重组分比值样本确定单元，用于根据烃组分参数样本确定轻重组分比值样本；

关系模型建立单元，用于根据气油比样本和对应的轻重组分比值样本建立关系模型。

在上述技术方案的基础上，可选的，轻重组分比值为：(C1+C2)/(C3+C4+C5+C6)；其中，C1为甲烷，C2为乙烷，C3为丙烷，C4为丁烷，C5为戊烷，C6为己烷。

在上述技术方案的基础上，可选的，关系模型为：y＝217.25x

在上述技术方案的基础上，可选的，气油比样本获取模块21，包括：

光谱分析图获取单元，用于获取预设泵抽取样点的光谱分析图；

气油比样本获取单元，用于从光谱分析图中查找含水率最低时的气油比作为气油比样本。

在上述技术方案的基础上，可选的，该气油比定量计算装置，还包括：

归一化模块，用于在根据气油比样本和烃组分参数样本建立气油比与烃组分参数之间的关系模型之前，对烃组分参数样本进行归一化处理。

在上述技术方案的基础上，可选的，流体录井技术为FLAIR实时流体录井技术。

本发明实施例所提供的气油比定量计算装置可执行本发明任意实施例所提供的气油比定量计算方法，具备执行方法相应的功能模块和有益效果。

值得注意的是，在上述气油比定量计算装置的实施例中，所包括的各个单元和模块只是按照功能逻辑进行划分的，但并不局限于上述的划分，只要能够实现相应的功能即可；另外，各功能单元的具体名称也只是为了便于相互区分，并不用于限制本发明的保护范围。

实施例三

图3为本发明实施例三提供的计算机设备的结构示意图，示出了适于用来实现本发明实施方式的示例性计算机设备的框图。图3显示的计算机设备仅仅是一个示例，不应对本发明实施例的功能和使用范围带来任何限制。如图3所示，该计算机设备包括处理器31、存储器32、输入装置33及输出装置34；计算机设备中处理器31的数量可以是一个或多个，图3中以一个处理器31为例，计算机设备中的处理器31、存储器32、输入装置33及输出装置34可以通过总线或其他方式连接，图3中以通过总线连接为例。

存储器32作为一种计算机可读存储介质，可用于存储软件程序、计算机可执行程序以及模块，如本发明实施例中的气油比定量计算方法对应的程序指令/模块(例如，气油比定量计算装置中的气油比样本获取模块21、烃组分参数样本获取模块22、关系模型建立模块23及气油比剖面计算模块24)。处理器31通过运行存储在存储器32中的软件程序、指令以及模块，从而执行计算机设备的各种功能应用以及数据处理，即实现上述的气油比定量计算方法。

存储器32可主要包括存储程序区和存储数据区，其中，存储程序区可存储操作系统、至少一个功能所需的应用程序；存储数据区可存储根据计算机设备的使用所创建的数据等。此外，存储器32可以包括高速随机存取存储器，还可以包括非易失性存储器，例如至少一个磁盘存储器件、闪存器件、或其他非易失性固态存储器件。在一些实例中，存储器32可进一步包括相对于处理器31远程设置的存储器，这些远程存储器可以通过网络连接至计算机设备。上述网络的实例包括但不限于互联网、企业内部网、局域网、移动通信网及其组合。

输入装置33可用于获取气油比样本和对应的烃组分参数样本，以及产生与计算机设备的用户设置和功能控制有关的键信号输入等。输出装置34可包括显示屏等设备，可用于向用户展示最终计算得到的气油比剖面。

实施例四

本发明实施例四还提供一种包含计算机可执行指令的存储介质，该计算机可执行指令在由计算机处理器执行时用于执行一种气油比定量计算方法，该方法包括：

基于电缆地层测试技术，获取预设泵抽取样点的气油比样本，预设泵抽取样点位于至少一个已钻井中；

采用流体录井技术获取气油比样本对应的烃组分参数样本；

根据气油比样本和烃组分参数样本建立气油比与烃组分参数之间的关系模型；

根据关系模型计算预设井段的气油比剖面。

存储介质可以是任何的各种类型的存储器设备或存储设备。术语“存储介质”旨在包括：安装介质，例如CD-ROM、软盘或磁带装置；计算机系统存储器或随机存取存储器，诸如DRAM、DDR RAM、SRAM、EDO RAM，兰巴斯(Rambus)RAM等；非易失性存储器，诸如闪存、磁介质(例如硬盘或光存储)；寄存器或其它相似类型的存储器元件等。存储介质可以还包括其它类型的存储器或其组合。另外，存储介质可以位于程序在其中被执行的计算机系统中，或者可以位于不同的第二计算机系统中，第二计算机系统通过网络(诸如因特网)连接到计算机系统。第二计算机系统可以提供程序指令给计算机用于执行。术语“存储介质”可以包括可以驻留在不同位置中(例如在通过网络连接的不同计算机系统中)的两个或更多存储介质。存储介质可以存储可由一个或多个处理器执行的程序指令(例如具体实现为计算机程序)。

当然，本发明实施例所提供的一种包含计算机可执行指令的存储介质，其计算机可执行指令不限于如上所述的方法操作，还可以执行本发明任意实施例所提供的气油比定量计算方法中的相关操作。

计算机可读的信号介质可以包括在基带中或者作为载波一部分传播的数据信号，其中承载了计算机可读的程序代码。这种传播的数据信号可以采用多种形式，包括但不限于电磁信号、光信号或上述的任意合适的组合。计算机可读的信号介质还可以是计算机可读存储介质以外的任何计算机可读介质，该计算机可读介质可以发送、传播或者传输用于由指令执行系统、装置或者器件使用或者与其结合使用的程序。

计算机可读介质上包含的程序代码可以用任何适当的介质传输，包括但不限于无线、电线、光缆、RF等等，或者上述的任意合适的组合。

通过以上关于实施方式的描述，所属领域的技术人员可以清楚地了解到，本发明可借助软件及必需的通用硬件来实现，当然也可以通过硬件实现，但很多情况下前者是更佳的实施方式。基于这样的理解，本发明的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品可以存储在计算机可读存储介质中，如计算机的软盘、只读存储器(Read-Only Memory,ROM)、随机存取存储器(RandomAccess Memory,RAM)、闪存(FLASH)、硬盘或光盘等，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)执行本发明各个实施例所述的方法。

注意，上述仅为本发明的较佳实施例及所运用技术原理。本领域技术人员会理解，本发明不限于这里所述的特定实施例，对本领域技术人员来说能够进行各种明显的变化、重新调整和替代而不会脱离本发明的保护范围。因此，虽然通过以上实施例对本发明进行了较为详细的说明，但是本发明不仅仅限于以上实施例，在不脱离本发明构思的情况下，还可以包括更多其他等效实施例，而本发明的范围由所附的权利要求范围决定。