介电测井4.ppt

介电测井也称电磁波测井(electromagnetic propagation logging)，用来测量井下地层的介电常数。一般情况，地层水的介电常数为78～81，原油的介电常数为2～2.4，天然气的介电常数为1，岩石骨架介电常数为 4 ～ 9。当储层的孔隙度达到一定数值时，含油气层的介电常数与水层的介电常数有明显差异，据此可以划分油、气、水层。 相邻的两相同目的层测井曲线的不对称性给测井解释带来不利影响．这种不对称性是由于仪器的收发不对称排列 引起的．如果采用双发双收的对称排列方式，两个发射器交替发射．分别测定两接收器信号的相位差ΔΦ 和幅度比S并进行平均．则测井曲线的不对称性就可以消除．这与消除井眼不规则性的补偿装置的道理是相似的 侵入半径的影响 当侵入带半径ri由0.5m 变至1.0m 时，幅度比变化不大，相位差有较大变化；当侵入带半径由1.0m变至1.5m 时，幅度比变化较大，相位差却变化不大。这说明幅度比受侵入带的影响比相位差小，幅度比的探测深度比相位差的探测深度大。 岩性不同→介电常数不同 孔隙度不同→介电常数不同 相移角 介电测井并不能直接测取介质的介电常数, 而是利用测得的电磁波在传播过程中的相移角( 也叫相位移) 和幅度的变化求得 P=(1- Φ﹣Ｖsh)Pma + ΦSw Pw + Φ(1- Sw )Ph +Ｖsh Psh (3) 饱和度方程为 Sw =[(1- Φ)Pma + (ΦPh - Ph)]/ [(ΦPh - Pw )] （4） So = 1 – Sw （5） 式中, P 为相移角测量值; Sw 为储层含水饱和度; V sh 为泥质含量; Pma 、Ph 、Pw 分别为骨架、油气和水的相位角; So 为含油饱和度；Psh为泥质的相移角。 介电常数和相移角基本不受地层岩性影响,相对于淡水很高的介电常数和相移角数值,不同岩石的介电常数和相移角差别变得很小;介电测井适于低矿化度地层水地层,介电常数受地层水矿化度变化影响很小。实验结果证实地层孔隙度大于8 %对油和水就有一定的区分能力,且孔隙度越大对油水层的识别精度越高。所以该地区采用介电测井应是一种有效的区分油水层的测井方法。 对于纯砂岩地层, 首先, 将不同孔隙度条件下相移角与含水饱和度进行交会( 见图1) 。可以看出,相同孔隙度条件下, 相移角与含水饱和度成正比关系, 且在含水饱和度为10. 7% 左右有1 个盲点, 该点孔隙度的变化不影响相移角的数值。另外, 在不同的含水饱和度条件下, 作出的相移角与孔隙度的交会图( 见图2) 可知, 当含水饱和度大于10. 7% 时,孔隙度与相移角为正比关系, 当含水饱和度小于10. 7% 时, 孔隙度与相移角成反比关系。该图版所反映的一个重要信息是无论储层的孔隙度、相移角数值为多少, 具有相同含水饱和度的资料点的斜率是相同的, 也就是说, 可以用资料点的斜率代替含水饱和度。因此, 对于孔隙度较小的储层, 只要相移角资料合理, 就可以求出其斜率。 对于泥质砂岩, 由于泥质含有大量的束缚水, 泥质含量对介电测井的影响是非常明显的, 在资料解释时必须予以考虑。相同的含水饱和度条件下, 不同的泥质含量在有限的孔隙度范围内作相移- 孔隙度交会图( 见图3) 可知, 不同的泥质含量, 含水饱和度资料点的斜率并不变化, 只是曲线的截距发生了明显的变化。因此, 在一个区块, 利用相移角- 孔隙度交会图的斜率反映储层的含油情况是可行的。 依据上述分析, 在相移角- 孔隙度交会图中, 将不同含水饱和度对应的斜率定义为含水指数, 并得到含水指数定量解释方程G = (P - V shP sh - P ma ) / Φ泥校 式中, G 为含水指数; Φ泥校为泥质校正的孔隙度。 图1 ?? 纯砂岩相移角- 含水饱和度交会图 图2 ?? 纯砂岩相移角- 孔隙度交会图 图3 ?? 相移角- 孔隙度- 泥质含量交会图 岩性细的储层, 束缚水饱和度增大, 因水的介电常数大, 使测量的介电常数增大； 另一方面, 岩性越细, 储层的泥质含量越大, 也会引起介电常数增大, 处理的含油饱和度会偏小； 储层的岩性粗, 测量的介电常数减小, 处理的油饱和包含水、低压、低渗、岩石比较稳定、坚硬的地层采用回转冲击式