油气水层的综合判别及

第三章油气水层的综合判别及油层评价第一节利用录井资料判别油气水层第二节利用测井资料解释油气水层**第三节油气层对比**综合判断油、气、水层:钻井地质录井地球物理测井地层测试(试油)第一节利用录井资料判别油气水层一根据岩心、岩屑的含油级别判别•在准确地定出油砂的含油级别之后，参考本地区（油田）所确定的判别油、水层的等级界限，即可对储集层作出初步判断•饱含油和含油级可判断为油层；油浸、油斑级一般的情况下可判断为油层或油水同层，有时还可判断为水层；而油迹且往往是岩性致密的砂岩或灰质砂岩，则常判断为干层。•由于各地区油气藏的成因，油层压力，油层岩性、物性以及原油性质不同，因而油气显示的特征也有差异，所以根据含油级别判断油、气、水、层时，还应对具体情况做具体分析。二、根据气测曲线判断•色谱气测仪的常规直观解释，是应用色谱法分离测定的烃类各组分C1、C2、C3、iC4、nC4的相对百分含量，根据油气层在本区的地球化学特征，辅以录井槽面显示情况，视全烃组分的特征值的相互关系，解释油气水显示层。•气层：一般为高甲烷异常，少量乙烷和丙烷，乙烷含量大于丙烷，缺少或具极微量的正、异丁烷，钻井液密度下降、粘度增加，槽内钻井液面上升，有气泡。•油层或油气层：烃色谱齐全，重组分中丙浣、异丁浣、正丁烷含量增高，槽面可见气泡及油花，岩屑、荧光均有明显显示。•水层：不含有溶解气或残余油的水层，烃组分无显示。当出现氢气和二氧化碳时可考虑为水层，在油水边界考虑到油气运移和油水接触关系，可伴以重烃组分出现。.色谱气测解释图版油水同层油层气层含气水层烃类气体比值图版16.5%4.5%11.5%色谱气测三角形解释图版重烃全烃全烃重烃•综合录井仪的直观常规解释，是根据全烃组分百分比和钻井液密度、电阻率、温度、体积的变化解释油、气、水层。其中全烃组分分析特征与色谱气测仪相同。由于综合录井仪所获取的信息较气测仪多，因此在判别油、气、水层时增加了下列特征：•气层：出口钻井液密度下降、粘度增加、温度下、电阻率增加、流量增加、体积增加。•油层：出口钻井液密度下降、粘度增加、温度升高、电阻率增加、流量增加、体积增加。•水层：出口钻井液密度下降、粘度下降、温度升高、流量增加、电阻率比油气层电阻率要低。第二节利用测井资料解释油、气、水层•静态判别：•孔隙度，渗透率和含油（气）饱和度•动态判别：•油、气、水的相对渗透率—决定了含油饱和度高低和有无可动水一评价油、气、水层的地质依据•含油性•不含可动水•油、气、水各相的相渗透率（一）含油性粉砂岩,黏土含量高,孔喉半径中值小于1微米,小于0.2微米的微孔隙发育,束缚水含量高,解释为油水同层,测试为油层.对低渗透率砂岩油气层的含油性普遍解释偏低1,4,5层粒度中值200-250毫米,渗透率1000毫达西,测井资料含油饱和度60%,解释为油层.测试结果,日产油层10.9吨,日产水51立米,含水率84.4%对高渗透率砂眼油气层的含油性解释普遍偏高12345（二）不含可动水•在油藏形成过程中，油、气、水对岩石润湿性的差异以及发生在孔隙内的毛细现象，决定了油、气、水在孔隙空间内独特的分布方式与流动特点。在油藏未形成前，储油层本来是一个充满了水的多孔介质。当油气在各种内、外力作用下，由生油层逐渐向储集层运移时，发生了油气驱水的过程。但是油气最终不可能把产层孔隙内的水完全排出，总有一部分原生水或者由于驱动压力无法克服毛细管阻力而滞留于油气层微小毛管孔隙内，或者被亲水岩石颗粒表面所吸附。因此，这部分水的相对渗透率极小，不能流动，称为“不动水”。油、气、水这种分布形态是油、气层固有的特点，即水主要占据在流体不易在其中流动的微小毛细管孔隙中或被岩石颗粒表面所吸附；油气则主要分布于较大的孔道或孔隙内流体阻力较小的部分，形成只有油气流动而水不能流动的状态。•“不动水”的主要成分是束缚水，其含量随着产层孔隙直径变小和微毛细管孔隙的增大而增加。因此与组成岩石骨架的粒度大小和充填于孔隙内的粘土含量有关。即使孔隙内束缚水的相对含量接近或超过了油气的饱和度，也不能改变其不流动的特性，产层依然只产油气而不出水。所以，只含“不动水”（束缚水），不含“可动水”是油气层普遍具有的特点。•油气层是储集岩石与所含流体（油、气、水）之间形成的统一体。任何储存油、气、水的岩石孔隙都可看成是同一系列毛细管所组成。•根据流体在微观孔隙中的流动特性，一般把储集层的孔隙分为三类：•超毛细管孔隙：指孔隙半径大于250μm的孔隙。由于这部分孔隙毛细管力几乎近于零，流体可在其中自由流动。•毛细管孔隙：指孔隙半径在250～0.1μm之间的孔隙，其毛细管力随着孔隙的变小而增加，对于这部分孔隙，只有当外力大于毛细管力时，流体才能在其中流动。根据扫描电子显微镜揭示，泥岩最大的孔隙直径可达1μm左右。因此，对于孔喉半径小于1μm的孔隙，流体实际上是不易在其中流动的。•微毛细管孔隙：指孔隙半径小于0.1μm的孔隙。由于这部分孔隙极小，孔隙表面分子的作用力达到或几乎达到孔隙的中心线，使保留在其中的流体不能流动。（三）油、气、水各相的相渗透率•储集层的产流体性质主要取决于油、气、水各相的相渗透率。事实上，多相流体（油、气、水）并存时，储集层的产流体性质服从多相流体渗流理论所描述的动态规律，可用多相共渗的分流量方程确定若地层呈水平状，则储集层的油、气、水产量（分流量）可表示为:LPAKQoooLPgKgAQgLPwKwAQwQo、Qg、Qw－储集层油、气、水的分量；Ko、Kg、Kw－油、气、水的有效渗透率；A－渗流截面；--压力梯度LP•有效渗透率系指相渗透率。在多相共渗体系中，它是对每一相流体在地层内部流动能力大小的度量。实际上，为了了解各相流体在储集层内部的流动能力，以便更好地描述多相流动的过程，往往又采用相对流透率来表示相渗透率的大小。•相对渗透率等于有效渗透率与绝对渗透率（K）之比，如：KKKoroKKKwrw•根据分流方程，可进一步导出多相共渗体系各相流体的相对产量，它们相当于各相的产量与总产液量之比。例如，对于油水共渗体系，储集层的产水率（Fw）可近似地表示为owrwroo11产油率（Fo）则为FO=1-Fw•①如果Krw或Kw趋于零，而Kro趋于1，相当于储集层内部水不能流动而油的流动能力达到最大，则Qw趋于零、Fw趋于零，Fo趋于1。此时表明，储集层只产油而不产水。•②如果Kro或Ko趋于零，而Krw趋于1，相当于储集层内部油不能流动而不水的流动能力达到最大，则Qo趋于零、Fo趋于零、Fw趋于1。此时表明，储集层只产水而不产油。•③若0＜（Krw或Kw）＜1或0＜（Kro或Ko）＜1，相当于油和水在储集层内部都具有一定的流动能力。则Qw＞0，Qo＞0,FW，Fo均大于零而小于1，在试油中为油水同出。•这就是说，一个储集层是产油还是产水，或是油水同出，取决于油、气、水在储集层内部的相对渗透能力。因此，只要应用测井资料确定产层的相对渗透率，并进一步计算其产水率或产油、气率，不仅能够达到最终评价油、气、水层的目的，而且能够定量描述储层的产液性质。所以确定产层的相对渗透率是评价油气层必要而充分的条件。用同一种流体,对不同渗透率的岩样测定的毛细管压力曲线,表明束缚水饱和度随着渗透率的降低而增大低渗透率产层在含油饱和度较低时,就能产纯油而不产水高渗透率油层则要求有更高的含油饱和度界限含水饱和度krokrwSwiSor残余油饱和度残余油饱和度二、砂泥岩剖面油、气、水层的判别（一）测井系列的选择•①能够确定岩性成岩、清楚地划分渗透层；•②比较完整地获得孔隙度、含油饱和度、束缚水饱和度、可动油量和残余油气饱和度、泥质含量以及渗透率的近似值等主要参数；•③能够比较清楚地区别油层、气层和水层，确定有效厚度和计算地质储量；•④尽量减少和克服井眼、围岩和钻井液侵入的影响，从而在通常情况下不使测井信息明显失真；•⑤在解决预期的地质目的前提下，力求测井系列简单和经济的原则。对于砂泥岩剖面测井系列的选择:标准测井:•2.5米底部梯度•自然电位•井径组合测井:•微电极•声波时差•0.5米电位•0.45米底部梯度•4米底部梯度•感应•自然电位不同岩性在各种测井系列中的表现声波时差密度中子中子伽马伽马自然电位(二)划分渗透层•在实际工作中，通常采用微电极、自然电位曲线划分渗透层。用o．45米底部梯度曲线,配合微电极、自然电位曲线确定渗透层顶、底界面。•1自然电位曲线:渗透率相对于泥岩基线而言，具有较大的幅度异常。当地层水矿化度大于泥浆滤液的矿化度时，曲线显示负异常，反之为正异常。当地层水矿化度相当于泥浆滤液矿化度时,异常幅度很小或没有。异常幅度的大小取决于储集目的泥质含量和地层水与泥浆滤液矿化度差别.储集层的泥质含量越高，异常幅度越小；泥浆滤液和地层水矿化度差别越大，异常幅度越大。•2微电极曲线:渗透层在微电极曲线上的视电阻率一般较低，约为泥浆电阻率的3—5倍(小于10倍)，而且出现正幅度差。致密砂岩的微电极视电阻率较高,一般大于泥浆电阻率20倍，曲线呈锯齿状且无幅度差或有效小的正负不定的幅度差。•3井径曲线:渗透层由于泥浆滤液向地层渗透,使该段井壁形成泥饼,因而使井眼缩小，一般小于钻头直径。未胶结或胶结疏松的砂层为扩大的井径.（三）判断油、气、水层•岩屑、井壁取心及钻井过程中油气显示是油气层最直接的表现，也是解释油、气、水层的重要依据。测井资料的综合解释是一项非常重要的工作，必须在岩心、试油及测井等资料的对比研究的基础上，建立岩性、物性、含油性、电性的一般规律并参考电性解释的定性、定量成果，如各种地质参数（如孔隙度、含油饱和度等）。以及估计生产能力的各种快速直接显示（如可动烃量、相对渗透率等），进行综合分析，才能正确评价油气层。微电极声波时差0.45米底部梯度4米底部梯度感应测井自然电位中子伽马测井声波时差声波时差—中子伽马曲线重叠气中子密度孔隙度含水孔隙度中子—密度曲线双孔隙度重迭水层电阻率,油层临界电阻率,地层电阻率RORtcRt地层胶结指数法:地层胶结指数mf,地层胶结指数背景值m,油气层胶结指数下限值mc地层胶结指数法:地层胶结指数mf,地层胶结指数背景值m,油气层胶结指数下限值mc第三节油气层的对比一、油气层对比的原则及思路•油、气层对比的原则是对内陆湖盆沉积的一套砂、泥岩储油气层采用“旋回厚度对比、分级控制”、由大到小逐级控制与对比的原则。•对比思路：首先以一口井为单元，对该层所有的油层从上往下进行沉积旋回的划分，选定标准层，据标准层及岩性、电性特征，岩电性组合特征及特殊矿物组合特征、含油性特征、物性特征，定性组合旋回性特征、各油层组的沉积相关性，与邻井相同层位内的油层进行对比。二油层对比的依据沉积旋回不同组合类型油层的典型电测曲线图版不同组合类型油层的典型电测曲线图版不同组合类型油层的典型电测曲线图版不同组合类型油层的典型电测曲线图版三、油层对比单元的划分•在油气田开发阶段，油气地质的主要工作是油气层特性的分析和研究。在注水开发的油田，大多数油砂层能否收到注水的效益，关键在于所划分与组合的开发层系及布井方式能否最大限度地将大多数油砂体控制住，即是否适应大多数的油砂体的地质特点。所以在划分与组合开发和确定注采井网之前，必须在油砂体特征研究基础上，对砂体进行分类和评价。四五2标准层的标准区域标准层标准层辅助标准层油层组1油层组2切片对比法1234第三旋回剖面图第四旋回剖面图六