测井解释基于特低渗透储层沉积微相、成岩储集相及岩石物理相评价方法要点.ppt

* 基于岩石物理相分类油层有效厚度的电阻率与密度、自然电位减小系数下限标准 Ⅰ类岩石物理相储层电阻率与密度关系图 Ⅰ类岩石物理相储层电阻率与自然电位减小系数关系图 Ⅱ类岩石物理相储层电阻率与密度关系图 Ⅱ类岩石物理相储层电阻率与自然电位减小系数关系图 显然,不同类别岩石物理相渗透率,孔隙度,电阻率和声波时差下限差异是很大的.分类后,才能准确建立不同类别油层有效厚度下限标准. * 3 利用岩石物理相分类精细评价特低渗透储层 在该区特低渗透储层钻井过程中，泥浆柱压力略大于地层压力，其压力差驱使泥浆滤液向渗透性较好砂岩处渗透，在井壁附近形成泥饼和冲洗带，其泥饼厚度一般3～30mm，电阻率约为泥浆电阻率1～3倍；泥浆冲洗带厚度100～150mm，电阻率约为泥饼电阻率5倍以上。因此，在Ⅰ类岩石物理相砂层渗透性相对较好并形成泥饼时，主要反映冲洗带电阻率Rxo的微电位Rmn读数大于主要反映泥饼电阻率Rmc的微梯度Rml读数，微电极曲线呈现RmnRml正差异，读数较低；而当Ⅱ、Ⅲ类岩石物理相砂层渗透性差且泥浆侵入不足以形成泥饼时（侵入量太小），极板直接贴在井壁上，由于泥浆增阻侵，造成微梯度Rml读数大于探测较深的微电位Rmn读数，微电极曲线呈现RmlRmn的负差异变化，且读数较大。 因此在该区特低渗透储层研究中，通过Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类岩石物理相分类精细评价储层，结合微电极电阻率测井曲线划分薄储层、识别较为致密的低渗砂或致密砂层有效厚度，不同程度提高了测井解释精度及效果。 * 3 利用岩石物理相分类精细评价特低渗透储层 904.0～908.0m 921.0～925.0m （两层合试） 日产油：5.99t/d 日产水：4.7t/d 904.0～908.0m 921.0～925.0m （两层合试） 日产油：5.99t/d 日产水：4.7t/d 沿25井长611-2特低渗透储层测井精细解释成果图 图是沿河湾地区沿25井长611-2特低渗透储层测井精细解释成果图，图中上部904.0～911.0m深度段，微电极正差异，数值较高到较低变化；自然伽马、自然电位减小幅度都明显较大；声波、中子孔隙度增大，密度明显减小，其储层评价为Ⅰ类岩石物理相渗透性好的油水层。图中下部915.0～925.5m深度段，微电极负差异且读数不规则增大变化；自然伽马和自然电位减小出现明显幅度差，密度减小。其储层评价为Ⅱ类岩石物理相渗透性较差的油水层。该两层段在904.0～908.0m和921.0～925.0m试油，日产油5.19t/d，日出水4.7t/d，有效地证实了测井精细评价划分Ⅰ类(上部)、Ⅱ类(下部)岩石物理相油层（油水层）有效厚度的类别、差异及其合理性。 * 桥12井长611-2储层精细评价处理成果图 图中上部1184.0～1186.5m深度段,自然伽马与自然电位减小存在幅度差,储层深、中、浅探测电阻率基本重合,反映储集砂体渗透性较差,储层评价为Ⅱ类岩石物理相的含油水层. 图中下部1190.0～1201.0m深度段,自然伽马、自然电位减小幅度都明显较大,以及自然电位比自然伽马减小幅度的相对差异;深、中、浅探测电阻率出现负幅度差,数值较低到较高变化;声波、中子孔隙度增大,密度明显减小.其储层评价为Ⅰ类岩石物理相渗透性好的油水层.该层段在1192.0～1194.0m试油,日产油5.13t/d,日出水24.87t/d,有效地证实了岩石物理相分类划分油水层有效厚度的精度和效果。 * 沿17井储层精细评价处理成果图 沿17井长611-2特低渗透储层测井精细解释成果图,测井原解释上部为干层,中部为油水层,下部为水层. 该层段911.0～918.5m深度段,自然伽马、自然电位减小幅度较大,深、中、浅探测电阻率出现负幅度差,数值明显增高变化;声波、中子孔隙度增大,密度减小.该段储层评价为Ⅰ类岩石物理相渗透性好的油水层.其中在中部913.0m处0.5m厚钙质夹层对曲线特征影响较大,反映出自然伽马减小幅度大.深、中、浅探测电阻率增高幅度大.声波、中子、密度孔隙度明显减小.该层段在911.0～912.5m和914.0～915.0m试油,日产油2.32t/d,日出水14.39t/d,有效地证实了测井精细评价划分Ⅰ类岩石物理相油层（油水层）有效厚度的精度和效果. * （1）岩石物理相分类主要基于储层的沉积、成岩作用特点和孔隙类型结构特点，同时要考虑多种测井资料的可识别性，利用灰色理论从不同角度对储层微观几何特征、沉积、成岩及非均质特征进行全面分析，提取有效储层中岩石物理相的多种信息，集中地反映出该区特低渗透储层不同岩石物理相形成的地质特点。同一种岩石物理相具有相似的岩性、物性、孔隙结构和含油气特征，不同岩石物理相则难以用一个统一的