油气层综合解释评价方法3.ppt

,,碳数范围nC19-nC35，主峰碳nC25-nC26，Σ21-/Σ21为0.09-0.14，基线平直，主峰碳数靠后，轻组分正构烷烃残缺，为油气运移后的残余部分，因此不具有产油能力，试油日产水20t，日产油0t，为水层。,2、利用薄层棒状色谱的极性化合物含量判断油水界面,水是极性化合物，根据相似相溶原理，原油中的极性化合物极易在油水界面富集，造成油水界面附近产生极性化合物的激增带，因此可用用棒状色谱资料检测极性化合物的含量以判断油水界面的位置。,应用实例某井极性化合物绝对量的棒状图,极性化合物激增带明显，分析存在油水界面。测试结果油水界面以下产水。,3、利用水分析录井中的离子含量识别可动水,同一油水系统内底水的离子数量和矿化度必然高于不存在可动水的纯油层段，因此研究认为在有水分析录井资料时，如果发现在含油气丰度较高井段的底界出现离子含量增加现象，则可确定该深度点可能为油水界面的位置。,4、利用罐顶气分析中的苯含量判断是否含可动水,苯在原油中的溶解度较大，如果罐顶气分析中的苯含量较高，一般表征储层中原油含油气丰度较高，一般不含可动水。,3360m苯的重量百分比为0.22％，苯指数为0.923，判断该点对应的储层含油气丰度中－高，不含可动水。完井后对3265.23－3314.5m试油8mm油嘴日产原油77.9吨，不含水。,B、综合利用含油丰度评价结果与储层物性的对应关系分析可动水,同一油气藏的油水界面之上，储层物性与含油气丰度应呈正相关。在同一钻井剖面内，若存在储层物性与含油气丰度呈反相关或不相关的现象，则预示着反相关或不相关储层存在着可动水。,七、油水系统划分方法,油水系统的划分是油气层综合评价的一项重要内容，在通常情况下，油水系统的划分主要依靠后期动态开发资料进行确定。利用录井资料也可以有效地划分油气水系统,A、利用原油密度的纵向变化划分不同油水系统,同一油水系统内，油水虽有重力分异，但原油密度应差别不大。若不同储层间原油密度差别较大，应为不同油水系统的特征。,,B、利用储层物性与含油气丰度的相关性划分不同油水系统,在同一钻井剖面内，若存在储层物性与含油丰度正、反相关间互的现象，则两套正相关储层应属于两个不同的油水系统。,,ZG15－D1井从气测录井资料结合测井资料分析，应存在至少三套油水系统.,第一套上马家沟组气测异常与储层物性呈反相关，分析有可动水存在，储层应以产水为主；经落实，第一套上马家沟组为桩西采油厂的老开发层，已严重遭受人工水淹。,第二套下马家沟组呈正相关，分析有可动油存在；第二套下马家沟组该断块尚投入开发。,第三套冶里－亮甲山组又呈反相关，虽然录井定量荧光值较高，但结合其他资料综合分析储层位遭受天然水淹的残余油特征，应以产水为主；试油证实该段为水层。,,,,,C、利用水分析的离子类型和矿化度资料划分油水系统,同一油气藏中，水性应是一致的。在同一钻井剖面内，若存在水性不同或矿化度差异加大现象，则应属于不同油水系统。,八、综合解释实例,1、典型砂岩类油气层2、稠油层3、砂砾岩体油层4、碳酸盐、火成岩油层5、低阻油气层,井油气层综合解释图,该井为砂岩油气层，埋深中等，储层物性好，录井和测井资料对油气水的差别均有明显的表现，应用“层内、层间”对比分析法可以对之进行很好的综合解释。解释思路（1）根据自然电位曲线和三孔隙度曲线识别储层及其物性，按产能将各渗透带分为不同等级；（2）主要根据测井密度和补偿中子曲线，结合录井资料识别出含气层；根据录井显示和测井深感应电阻率曲线、三孔隙度曲线识别出含油层。（3）根据录井和测井深感应电阻率曲线，对比流体性质相同渗透带的含油气丰度，结合第（1）步判断产水情况，给出综合解释结论。,1、典型砂岩类油气层,井油气层综合解释图,第1步对比8个解释层，尽管各层物性不尽一致，但是结合井区经验可以判定，除了7号层的产能较低外，其它各层都具有较高的产能。其中3、5号层之上和4号层的上部三孔隙度曲线都呈现出了明显的致密层的特征。,井油气层综合解释图,第2步测井曲线中的密度和补偿中子曲线结合起来可以有效地判断含气层。当地层含气时，表现出密度和补偿中子均变小的特征，两条曲线会出现重叠。录井资料判断含气层主要根据是岩心含气试验、岩屑含油情况和气测录井特征。需要指出的是，在岩屑含油级别低、气测异常明显的情况下可以判定其为含气层，在岩屑含油级别高、气测异常明显的情况下不能判别其不是含气层。,井油气层综合解释图,1、2号层的岩屑录井为粉砂岩和荧光粉细砂岩，岩屑呈块状，气测录井为高异常显示，全烃从0.6％↗24％，组份以甲烷为主，甲烷相对含量为99.7％，说明都含干气；测井密度和补偿中子曲线都较小，有明显的重叠，具气层特征。,４号层的上部有约1ｍ厚的低气测异常显示，甲烷相对含量为99.5％，岩屑录井为荧光粉细砂岩，岩屑呈块状，说明该层含有干气；在与气测异常相当的部位，测井密度和补偿中子曲线都较小，有明显的重叠，具气层特征。,6、８号层都是钻井取心段，所以气测值低，岩心出筒时，6号层的中上部、8号层顶部的油斑粉细砂岩都气味浓烈，含气试验见大量气泡；与之相当的部位，测井密度和补偿中子曲线都较小，有明显的重叠，具气层特征。,3号层、5号层、7号层、4号层下部、６号层下部、8号层下部岩屑和岩心录井为荧光─油浸级显示，测井不具含气特征，所以均为含油显示。,3号层的气测显示值虽然很高，但是显示厚度小于储层厚度，在该层的下半部物性未变差的情况下气测值明显变低，说明有水，测井资料也表明下部含水。而且3号层和5号层的物性接近，3号层上部的电阻率明显小于5号层的电阻率，说明3号层上部也含有一定量的水，所以将3号层综合解释为油水同层。4号层下部、6号层下部、8号层下部岩屑和岩心录井有荧光油斑级显示，测井深感应电阻率曲线呈明显低阻，综合解释为含油水层。,井油气层综合解释图,井油气层综合解释图,,井段1601.80～1606.50ｍ，气93751ｍ３／ｄ，油0.18ｔ／ｄ，试油结论为气层。,井段1725.00～1726.00ｍ，气64544ｍ３／ｄ，试油结论为气层。两层试油结果与综合解释结论完全一致。,,2、稠油层,胜利油区有大量的稠油，主要集中在馆上段；储层主要是曲流河河床亚相沉积，垂向上为正韵律，高渗透带往往出现在中下部；馆陶组的油气都是从深部侧向运移而来，所以油气优先充注储层的中下部，造成储层中下部的含油饱和度最高；油气进入储层后，受细菌降解、大气淡水淋滤等因素的影响逐渐变稠，相对密度变大，与地层水的密度差变小。所以，馆上段的大多数稠油显示层的中下部、高渗透带的含油丰度高，含水少；上部、低渗透带的含油丰度低，含水多。以前经常把上部产水的稠油显示层综合解释为稠油层，采用“层内、层间、井间”三层次对比分析法可以避免这种失误。,,,●,●,●,●,●,●,●,●,●,●,●,●,,,稠油层解释实例,（1）均具稠油特征岩性为灰色油斑细砂岩，气测全烃0.43↑34.49，甲烷0.35↑29.40，乙烷0↑0.179，全烃上升80倍，曲线上升斜率大，显示厚度大于储层厚度，甲烷相对百分含量为98.8，为典型的稠油层特征；地化S10.91-1.16mg/g，S2113.56-18.91mg/g，S2218.61-31.50mg/g，S231.29-4.64mg/g，表明油质稠，含油丰度高；定量荧光最大值7280，最小值5840，评价值6400，也是稠油特征；罐顶气Σc1-c42821.4，Σc5-c744.6，Σc5-c7/Σc1-c40.005，主要是易挥发的轻烃组分。,（2）各层内部及之间含水不同1号层和3号层物性好、含油丰度高，而且都是上部含水多。其中1号层上下两部分的感应电导率曲线的差幅大于3号层上下两部分的差幅，1号层上部感应电导率的值与2号层下面不含油的砂岩的感应电导率的值接近；1、2号层的含水率高于3号层的含水率。,孤东28日产油9.69t，日产水1.37m3，含水12.4，原油相对密度0.9681，粘度（50℃）1388mPas，结论为稠油层。282井1332.5～1338.0m的试油结果为日产油7.31t，日产水5.57m3，含水43.2，原油相对密度0.9706，粘度（50℃）1863mPas，试油结果为油水同层,3、砂砾岩体油层,井综合录井图,高阻砂砾岩体储层,,砂砾岩体储层的物性和流体分布很不均匀，孔隙结构复杂，岩石的性质对电性影响很大，电阻率普遍较高，解释难度较大。通过地质录井资料对储层内部流体分布状态的分析，可以在一定程度上的解决这个问题。下面以利853井沙三、沙四段砂砾岩体油层为例进行说明。,利853井位于济阳坳陷东营凹陷西北坡、郑南斜坡带西部利85块，在沙三、沙四段发育了多套厚层砂砾岩体。该井在沙四钻遇大量油气显示，但是含油很不均匀。我们通过分析层内油水分布特征，对比邻井录井、测井和试油资料，做出了准确的解释。现以井段2863～2873m为例将解释过程介绍如下井段2856.5～2877.8m岩性为灰色油迹砾状砂岩（图5），气测全烃由2.66↑5.32，甲烷1.97，乙烷0.192，丙烷0.180，异丁烷0.034，正丁烷0.119，组分齐全，显示出有价值产层特征，因该段显示厚度小于储层厚度，气测解释为油水同层；,由于油质较轻，岩屑破碎严重，烃类挥发厉害，岩屑样品中残留的原油很少，所以地化分析的参数偏低。地化2858.10～2877.80mS00mg/g，S10.32，S211.91mg/g，S220.27mg/g，S230mg/g，因评价参数较低，解释为含油水层。测井自然电位、自然伽马和高分辨率阵列电阻率曲线显示本段储层上部物性较好、下部较差。2874m以上的电阻值较高，以下的电阻值陡然降低，说明含油丰度差别大。将本段与本井2782.5～2805.2m的典型水层作层间对比，其储层物性极为相近，但电阻率比2874m以下的略低，说明本段2874m以下出水的可能性极大。又将本段与邻井利85井作井间对比分析，邻井利85井2751.4～2761.0m与本段储层层位相当,该段录井显示为深灰色油迹、荧光中砾岩,物性接近，电阻率介于本井2856.5～2874.0m和2874.0～2877.8m之间,日产油2.12t,日产水2.68m3,含水55.8,试油结论为油水同层。所以综合解释将本井2856.5～2874.0m分析为油层，下面为底水，整个层综合解释为油水同层。试油时,为了避免底部出水,只将2863～2873m射开,日产油14.2t，无水，原油相对密度0.8378,粘度3.98mPas，结论为油层。（图5）。与综合解释思路基本一致。,对碳酸盐岩、火成岩等裂缝型油气储层的识别有较大的优势。碳酸盐岩、火成岩油气层由于其储集空间分布不均，同时由于电性特征表现为高阻，用电性资料只能划分裂缝段、确定储集层类别Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类储集层，难以判断储层中的流体性质。而钻井液录井、罐装样轻烃录井所检测和分析的是来自井眼尺寸空间的钻屑气和来自地层中的渗流气，样品的代表性好，因而综合应用录井资料对碳酸盐岩等特殊岩性油气层和泥岩裂缝油气层的解释应具有较好效果。,,4、碳酸盐岩、火成岩油层,,,,邵古4井录井综合图,综合解释时作了如下分析该段的钻时比相邻井段慢、钻进该段时无放空、井漏和蹩跳钻、岩屑中见到方解石脉等现象，说明该段储层存在一定的构造裂缝，但多被次生的方解石脉所充填；对应该段测井解释为三类层，也说明储层物性较差，缺少广为连通的孔隙空间。由于气测和罐顶气资料在很大程度上反映的是油气的活跃程度，其值较低，说明储层内可动油气较少；而地化和定量荧光测量的是岩石中残余的油气，其值虽相对较高，但由于物性较差，并不表征其一定可动。结合中途测试本段出水的实际，综合分析认为目前储层中的油气为束缚油气。鉴于此，综合解释将该段解释为水层，对应该段试油，日产水24.1m3,未见油花，结论为水层。,在下古生界奥陶系上马家沟组井深33603366m岩屑录井为荧光灰岩，气测全烃及组分绝对含量很低，与相邻井段相比全烃对比系数为1，表征储层内含油气丰度和油水可动性均较差，解释为含油水层。罐顶气3360mΣC1-C4137.7，ΣC5-C720.7，ΣC5-C7/ΣC1-C40.15，；3365mΣC1-C490.9，ΣC5-C712.2，ΣC5-C7/ΣC1-C40.134，评价参数绝对含量较低。测井解释为三类储层。,地化3362～3363mS00mg/g，S10.21mg/g，S2-19.67mg/g，S2-24.73mg/g，S2-30.17mg/g；3366～3368mS00mg/g，S10.07mg/g，S2-112.93mg/g，S2-23.29mg/g，S2-30.34mg/g；定量荧光3360～3368m强度865～2070，一般为1610；,王120井综合解释成果图,,王120井位于济阳坳陷东营凹陷陈官庄王家岗断裂阶状构造带，沙四段岩屑录井2415.62416.6m见1m深灰色稠油油斑白云岩，气测录井见良好显示，钻时9.8↓6.2min/m，全烃3.51↑95.78，c152.92，c21.859，c32.219，ic40.690，nc41.540；相对含量c189.4，c23.1，c33.7，ic41.2，nc42.6，组分特征显示油质较好，解释为油层。2434.302435.00m，虽层薄但钻时变化明显11.8↓6.2min/m，岩屑录井为0.70m棕褐色稠油油浸粉砂岩，钻开此层时气测录井也见良好显示，全烃6.84↑35.36，c118.77，c20.623，c30.764，ic40.209，nc40.648；相对含量c189.3，c23.0，c33.6，ic41.0，nc43.1，组分特征显示与上层白云岩类似，解释为油层。钻开本薄层砂岩后立即进行了钻井取心，由于层薄未取到砂岩只取到了0.51m稠油油斑砂质泥岩和不含油泥质岩。对本层储层地化资料（mg/g）S00，S10.59，S2116.68，S2220.73，S235.36，解释为油层；罐顶气资料ΣC1C413158.8ppm，ΣC5C7581.3ppm，ΣC5C7/ΣC1C40.044，解释为油层；定量荧光强度值1649，解释为油层。,从以上各项录井资料分析，这两层不同岩性的薄层储层均为油层特征，但电测资料由于电性特征不明显仅解释为干层，综合解释为油层。在完井讨论会上，多数意见认为无必要下套管，而录井资料解释人员根据良好的录井显示情况坚持下油层套管测试，日产油11.0吨、气399立方米，累计产油121吨，油密度0.8849g/cm3，粘度37.1mPa.s。,