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碳酸盐岩储层测井解释技术2010

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碳酸盐 岩储层 测井 解释 技术 2010
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碳酸盐岩储层测井解释技术中国石油测井有限公司长庆事业部主要内容一 、 前 言二 、 地质背景三 、 测井解释方法四 、 结束语随着 89年靖边气田的发现,碳酸盐储层成为长庆测井解释的主要攻关目标,经过二十多年的探索与实践,建立了适用于靖边气田“三低”储层特征的岩性识别、参数计算、气水层识别方法以及成像测井解释方法。解决了生产中碳酸盐储层测井解释技术瓶颈问题,在该区的天然气勘探与开发中发挥了测井地质眼睛的重要作用。一 、前言 测井系列单一,信息少 非均质程度高,定量评价不准 溶蚀孔洞与裂缝的识别与描述困难 流体识别 优选完善测井系列 建立基于储集空间类型的储层 精细 评价方法(常规、成像) 建立 完善常规测井、新方法测井解释标准 应用多种测井资料综合评价,开展流体识别对策测井解释 难点目标特点与技术对策早奥陶系马家沟五期岩相古地理图(一) 沉积相特征鄂尔多斯盆地奥陶纪沉积模式图天 1井 定探 1井 陕参 1井 榆 9井 柳林中央古隆起 米脂膏盐湖• 古隆起以西地区属祁连海域 , 发育深水盆地相 、 斜坡相碳酸盐岩 。• 古隆起以东地区属华北海域 , 发育陆表海 碳酸盐岩 与局限海蒸发 岩交替的旋回沉积 。• 马一 、 三 、 五为 局限海 蒸发台地相白云岩 、 膏盐岩; 马二 、 四 、 六为陆表海陆棚相 泥晶灰岩 、 白云岩二 、))隙型储层裂缝微孔型储层裂缝溶孔型储层裂缝溶孔型:物性好,排驱压力低(小于 分选好,粗歪度;孔隙型:物性好,排驱压力低( 1),分选好,粗歪度;裂缝微孔型: 物性较差,排驱压力 选差,细歪度。榆 140, 3五 1陕 106, 五 1陕 30井, 五 4斑状溶孔风化裂隙膏模孔洲 1, 2537(岩屑样),马五 5晶间孔榆 3井, 五 39, 五 1陕 78, 五 1榆 140, 3五 1淡水白云石粉晶白云石统 10, 3128,马五 1方解石裂缝 —溶孔型孔隙度:3—8%孔隙型孔隙度:6—透率:× 10104 4马五 13马五 2马五 11马五 12马五 3射孔井段射孔井段马五 1+ 2• 马五 13: 气层厚 隙度 渗透率 10• 马五 22 : 含气层厚 试气: 104m3/27井 3384. 5, 马五 13陕 227井,马五 13 ,溶孔、微裂缝发育,连通性较好单井实例下古生界碳酸岩储层孔隙类型复杂,包括裂缝、溶孔等多种形式,基质孔隙度较小,在储层整体孔隙度比较低,但有少量缝洞贯穿其中时,储层表现出低孔、中高渗和低含水饱和度的特征,加上矿物成分、蚀变等的影响,电阻率变化受到裂缝及溶孔的影响,对流体性质不灵敏,解释难度大。储层特征• 测井系列• 岩性识别• 参数计算• 气层识别• 成像测井解释• 应用实例三 、测井解释方法19892010年自然伽马、自然电位、双侧向、补偿声波、中子、 补偿密度双侧向、微球、补偿声波、中子、 岩性密度 ,能谱测井系列发展历程双侧向、微球、数字声波、中子、 岩性密度 ,能谱,偶极声波声电成像、核磁共振测井系列的发展历程从 1989年发现靖边气田以来,测井系列发展历程分为三个阶段:模拟测井( 83)成像测井(5700)数控测井(3700)(一)碳酸盐岩测井系列(二)岩性识别岩性 C 5030 1)交会法对下古生界做了 Δt— φ— K— 透率与裂缝孔隙度乘积( K Φf)与 气层、气水层、干层下限值范围表气、含气、干、气水、水层限定值表 测井参数 结 论 R D ( Ω . m ) ( μ s /m ) D E N ( g/c φ ( % ) ( % ) K φ f (p 气 100 0> R D ≥ 90 > 158 ≤ >3 ≤ 45 > 4~10 含气 100 0> R D ≥ 90 155 168 45 90 ≤ 155 > ≤ 3 > 60 168 8 ≥ 60 8 孔隙度下限值为 3%,渗透率下限值为 10)气层识别( 2)可动水法采用可动水指数 w/以划分非产水层、气水层和水层当 , > 55% 时, 为水层 55% 时, 为气水层当 2, 为非产水层( 3)三孔隙度交会① 岩性纯、孔隙度高、侵入较浅、气饱高储层气层 φs ≥φn , φd ≥ φs < φn , φd < φn 或 φ n≈φd ≈φs② 粘土含量高、侵入较深储层气层 φs ≥ φd > φn ≥ φs , φn ≥ φd 或 φ n≈φd ≈φ4)核磁共振法气层电性特征:三低: 低自然伽马、低密度、低 高: 高时差、高电阻;一中: 中等中子。高产井 特征:缝洞配置关系好、地层出露齐全、盖层好。无阻 位井 段(m )电阻率( Ω 波时差(µs/m)密 度(g/补偿中子(解释结论35 3 7 6 3 . 7 - 3 7 6 5 . 1 气层36 3 7 6 5 . 8 - 3 7 6 8 . 1 . 7 0 气层37 3 7 6 8 . 8 - 3 7 7 0 . 1 气层39 3 7 7 4 . 1 - 3 7 7 5 . 3 层40 3 7 7 6 . 7 - 3 7 7 9 . 3 层41 3 7 8 1 . 1 - 3 7 8 2 . 1 气层O 1 3s/m, m,孔洞发育,物性好,含气性好,厚度大 好气层。位 井 段(m ) 电阻率( Ω 声波时差 (µs/m) 密 度(g/ 补偿中子 ( 解释结论21 3 1 2 8 . 3 - 3 1 3 2 . 2 层22 3 1 3 4 . 1 - 3 1 3 6 . 1 . 5 5 层O 1 井R:水层横向上多区块局部分布,无统一的气水界面。各层位的出水井都呈独立分布或者呈产水井点孤立存在,颁范围比较局限。储层产水,给勘探开发带来很大的困难,电性上有的储层电阻率很低,不出水,有的井电阻率较高,结果产水,测井识别产水与否难度大。日产: 电阻率 50 70 s/m, 8m3/五1 地层 78μs/m , g/n=15,试气结果,104 75μs/m , g/104 1022水分异不充分, 沉积压实水和古岩深水未发生长距离运移或交替,因而未形成边水或底水。水泡子”储层物性变化大,在平面上形成高、中、低孔相间的格局。含水层都出现在孔渗 相对高的区块内。部分井的周围存在不渗透边界, 而形成局部呈“水泡子”状分布的气水分割局面。产水井的构造位置看,多数产水井位于鼻褶的鞍部,处在局部构造的相对低部位。单缓区域构造背景下的岩性圈闭和局部构造双重控制气、水层的分布。水层控制因素分析( 1)下古生界气藏储层具有大面积、低孔、低渗和非均质性强的特点,气水层电性特征复杂,有效储层与非有效储层测井差异小,测井识别难度大;( 2)通过综合分析,形成了一些有效的气层识别方法,在实际中由于受各种因素的影响,每种方法会受到一定的局限,要注意综合地质、气测、试气等资料综合分析 ;( 3)深探测电阻率与深探测电阻率和本溪泥岩交会法是判别气层出水与否的有效方法 ;( 4)常规测井可定性识别气层,但对裂缝发育程度评价缺乏有效手段,采用地层微电阻率扫描成像测井评价裂缝,成像测井由于信息量大,在疑难储层的综合解释中具有重要的作用。四 、结束语汇报结束敬请各位领导、专家批评指正!
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