低电阻率油层测井解释识别方法研究

低电阻率油层测井解释识别方法研究华北石油测井公司汇报人:祗淑华目录前言低阻油层的成因分析低阻油层测井解释识别方法研究成果的地质应用结论与建议冀中地区由于受构造、沉积、成岩等多因素的影响，不同地区、不同层位的油层电阻率变化较大，因此形成了以油层电阻率变化大为主要特点的碎屑岩复杂油气层，其中包括与水层电阻率较接近的低电阻油层。这些复杂油气层已不同程度地获得了工业油气流，成为我油田油气勘探的主攻目标。前言近几年来我们研究了低电阻率油气层成因、低电阻率油层定性、定量解释方法并充分应用了测井新方法、新技术，如核磁共振解释技术，提高了测井解释水平。同时将研究成果应用到晋南凹陷、文安斜坡、深泽凹陷、廊固凹陷、留西大王庄地区，创造了巨大的经济效益，为油田的挖潜增效、增储上产做出了积极的贡献。1999年复查解释情况2000年复查解释情况应用成果99年复查情况晋南地区泽70断块文安地区廊固地区70口井，69米/15层，增补5.4米/4层；修改油层13.6米/2层，差油层9.8米/7层，油水同层41米/5层。4口井，152.6米/32层，修改油层134.2米/28层，油水同层18.4米/4层。共解释低电阻油层452.7米/132层，占总油层的76%。试油的51层中解释偏低层仅有6层，占12%，解释吻合率达88%。37口井，720.6米/129层，修改油气层398.1米/70层，油气水层78.8米/14层，可疑层243.7米/45层。试油17层/3口井，符合9层，符合率53%2000年复查情况廊固地区留西大王庄53口井，234.8米/59层，修改油层55.4米/14层，气层34.6米/7层，油气层53米/13层，油气水同层27.8米/5层，差油层17米/6层，可疑层47米/14层。试油23层/6口井，符合12层，4层不符合，6层可疑层不统计符合率76.5%28口井，38.6米/11层，增补层1.6米/1层；修改油层14.3米/4层，差油层2米/1层，油水同层22.3米/6层。对5口井7层提出试油的建议一、低阻油层的成因分析地层水矿化度的影响孔隙结构的影响泥浆侵入的影响沉积环境的影响26272826、27、28层试油为油水同层，产油3.76t,产水17.66m3262728赵80井高矿化度低阻层泥+粉砂含量孔隙结构的影响以粉砂为主的细岩性电阻率323233333434赵113井32层束缚水饱和度为38.73%,渗透率为189x10-3,与33层合试日产油51.9t,日产气3340m332层，RT=3.38Ω.m,GR=57API,粒度分析泥＋粉砂含量为23.04%,泥质含量为4.21％，薄片分析粒径0.03─0.2mm,通过分析,此类层在电性上的反映基本为1、电阻率较低,2、三孔隙度曲线对应较好,3、GR值偏高,4、束缚水饱和度偏高。0501000.050.250.45砂岩电阻率依据双水模型方法计算的层状泥质砂岩电阻率双水模型预测的岩石电阻率地层水电阻率岩石电阻率与地层水电阻率关系图泥质层状分布的影响242424赵112井泥质层状分布24层束缚水饱和度为45-50%,解释为油层,试油为油层,累积产油22.8t01020304050010203040赵112井孔隙半径分布图50孔隙半径（μm）24号层为双组孔隙系统(渗流孔隙和微孔隙并存),且以微孔占主要,渗流孔隙峰值对应的孔隙半径为6.3-16μm,表明该层产能较大物性分析水平渗透率为14-298x10-3µm2此类油层在电性上的反映1、电阻率低;2、GR曲线显示泥质夹层;3、中子、密度曲线变化大;4、AC曲线基本无变化;5、计算束缚水饱和度偏高。对于渗透性较好的储层，泥浆侵入也会造成其电阻率的降低，侵入带的范围与储层的性质、泥浆性能和侵泡时间有关，但主要与储层性质，既与储层孔隙大小和裂缝发育有关。泥浆侵入的影响05101520253000.20.40.60.81侵入半径与孔隙度关系图00.20.40.60.81.0侵入半径(m)孔隙度(%)红线为两相渗流理论计算结果兰点为井实际资料点R一般为0.3-0.6m第一次测井浸泡2-3天。第二次测井:浸泡7-8天。油层电阻率降低两次测井均在“交会点”之前ILD2〈ILD1泥浆侵入影响A井212223第一次深感应第二次深感应第一次中感应第二次中感应ILD3=ILD2〉ILD1典型水层侵入实例15第二次深感应第二次中感应第一次深感应第一次中感应第三次深感应第三次中感应B井沉积环境的影响正旋回沉积反旋回沉积正旋回沉积的低阻薄层测井曲线（C井）8-11号层，自下而上岩性由粗变细，GR由49API升至62API,SP由30mv降至20mv,为一明显的正旋回沉积，位于上部的8号层电阻率仅2Ω·m左右,而位于底部的11号层电阻率值为4.5Ω·m。8号、9号层合试获日产40.3t反旋回沉积低阻油层测井曲线图（D井）9-14层为一套明显的反旋回沉积的地层，该套地层由两个小的反旋回沉积组成，9-11层为一个小的反旋回沉积,12-14层为另一个小的反旋回沉积,这一套反旋回沉积的地层为明显的低电阻率沉积的地层，9-14层合试获日产80.5t891011121391091011121314二、低电阻率油层测井解释利用岩心毛管压力资料、核磁测井资料进行储层特征分析测井解释识别方法孔隙结构影响而形成的低电阻率油层解释泥浆侵入影响而形成的低电阻率油层解释料进行储层特征分析利用岩心毛管压力、核磁测井资岩心毛管压力资料和核磁室内测量资料的对比核磁测井成果与岩心毛管压力资料的对比利用核磁测井资料进行储层特征分析岩心毛管压力资料和核磁室内测量资料的对比赵86井19号孔喉直方图37.756.240.152.254.543.532.62.134.768.6423.671.460.7405101520253035404550R(um)Hz(%)00.10.160.250.40.6311.62.54.06.3101625赵86井21号岩样孔喉直方图4.599.370.473.63.684.114.975.468.1511.0638.622.651.3405101520253035404550R(um)Hz(%)00.10.160.250.400.631.01.62.54.06.3101625赵86井53号岩样孔喉直方图53.45.481.273.384.554.494.173.95.083.724.134.171.460102030405060R(um)Hz(%)00.10.160.250.40.631.01.62.54.06.3101625双峰孔隙结构单峰孔隙结构（大喉道）单峰孔隙结构（小喉道）赵86井19号样品对应的T2分布01234110100100010000T2(ms)PU(%)赵86井21号岩样对应的T2分布01234110100100010000T2(ms)PU(%)双峰T2分布单峰T2分布（右峰大）单峰T2分布（左峰大）赵86井53号岩样对应的T2分布00.511.52110100100010000T2(ms)PU(%)岩心毛管压力资料和核磁室内测量资料的对比核磁测井成果与岩心毛管压力资料的对比010203040501系列1系列2系列3系列4系列5系列6系列7系列8系列90.411.62.210020304050R(μm)赵57井35号层R=1.3575μm以小孔径为主01020301系列1系列2系列3系列4系列5系列6系列7Shg(%)R(μm)0.0630.162.5250102030赵71井10号层R=10.4396μm双组孔径发育以大孔径为主0.0630.160.41.02.56.3R(μm)020401Shg(%)R(μm)0.0630.162.502040赵61井7号层R=4.3815μm双组孔径发育以中孔径为主利用核磁测井资料进行储层特征分析某井核磁成果图GAMMARAY0150CALIPER1545BITSIZE1545MRILPPOR010MRILPERM0.22000Swirr10001000swMRILPOROSITY500MRILBMEWV50500015中高阻油层323334赵113井32、33层合试为油层,累计产油51.9t,气3340m3低阻油层Rt=3.45Ω.mSwir=38.73%Ø=21%K=189x10-3Rt=3.38Ω.mSwir=29.86%Ø=22%K=424x10-36赵80井试油为水层水层Swir=4.37%Ø=21%K=550x10-381赵86井试油为油层,累计产油0.81t81低孔—低渗储层Rt=3.6Ω.mSwir=54%Ø=12%K=8.7x10-3致密层赵113井不同类型的储层，其孔隙结构不同，在核磁T2分布图上的反映也不近相同，为利用核磁测井资料研究储层孔隙结构提供可靠的依据。核磁T2分布与孔隙结构参数之间的关系喉径均值分选系数均值系数排驱压力中值压力渗孔比束缚水饱和度y=0.8752e0.0431xR2=0.88460246810121416010203040506070T2几何平均值喉径均值(μm)T2几何平均值与喉径均值关系图y=1.6006e0.0484xR2=0.89520510152025303540010203040506070T2几何平均值分选系数T2几何平均值与分选系数关系图y=0.0074x+0.4803R2=0.53860.20.40.60.811.21.41.6020406080100T2几何平均值均质系数T2几何平均值与均质系数关系图y=0.0866e-0.0337xR2=0.68900.010.020.030.040.050.060.070.080.09010203040506070T2几何平均值排驱压力T2几何平均值与排驱压力关系图y=2.7887e-0.0841xR2=0.917800.20.40.60.811.2020406080T2几何平均值中值压力T2几何平均值与中值压力关系图y=67.542e-0.0205xR2=0.918910152025303540455055010203040506070T2几何平均值(ms)束缚水饱和度（%）T2几何平均值与束缚水饱和度关系图y=0.1616e0.0557xR2=0.90580123456020406080T2几何平均值（k/por)1/2T2几何平均值与渗孔比关系图赵80井和赵86井核磁共振测井的T2几何平均值与岩心半渗透隔板分析的喉径均值、分选系数、均质系数、排驱压力、中值压力、束缚水饱和度、渗孔比等参数之间都存在着明显的关系；核磁共振测井能够反映孔隙结构。如果有核磁测井资料，完全能够利用核磁测井的T2分布得到上述的能反映孔隙结构的各个参数，并由此可完善和改进常规测的解释方法，为更好地判断油水层和产能提供可靠的地层孔隙结构的依据。利用核磁T2分布曲线与毛管压力曲线对应关系，可粗略估算同一孔隙系统下不同孔径所占的比例。结果对比岩心分析核磁计算R0.63μmR6.3μmR16μm深度ΦKΦK岩心核磁岩心核磁岩心核磁2319.0017.927418.16302.232.031.555.455.478.081.32321.1419.829519.51395.829.023.952.343.483.879.62322.0220.638520.2464.927.727.651.047.076.178.72322.5821.241520.6794.230.629.150.553.172.377.82360.3918.237.316.2139.445.649.191.570.692.885.42623.7011.91.8210.81.42568.184.293.192.494.295.1某井不同岩样的计算结果表核磁计算成果与毛管压力资料计算成果对比图depth=2319020406080100120012345depth=2321.14020406080100012345depth=2322.02020406080100012345