碳酸盐岩储层测井解释技术.ppt

成像测井识别复杂流体性质 神x井 神X井 R:2.28 2.3/6.1 储层产水的识别 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：7.618x104m3 （ 电阻率50 ?.m） G7-X井综合测井图 G50-X井测井综合图 RD=60?.m ，AC=167.98 μ s/m，DEN=2.72g/cm3 ，CNL= 9.49P.U 三段合试：0.0811x104m3/28m3/d RD为30Ω.m，AC为178μs/m，DEN为2.77 g/cm3，n=15,试气结果，日产气79.0854×104m3。 RD为42Ω.m，AC为175μs/m，DEN为2.62 g/cm3，N为8.4，日产气4.1671×104m3，水10m3。 W22-8 G23-04 1.平缓的区域构造控制气水的分异及运聚 构造过于平缓，气水分异不充分， 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。 2.非均质储层构成局部岩性圈团的“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。 3.局部构造对水层的分布也有一定的控制 在斜波上发育若干排鼻状折褶，从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！ * * * * * 碳酸盐岩储层测井解释技术 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、储层特征 1.储层类型 （二）储层特征 溶孔型 裂缝微孔型 裂缝溶孔型 裂缝溶孔型：物性好，排驱压力低（小于0.1），分选好，粗歪度； 孔隙型：物性好，排驱压力低（0.1－1），分选好，粗歪度； 裂缝微孔型： 物性较差，排驱压力0.1－0.8，分选差，细歪度。 榆140，3-14，马五1 陕106，3229.60，马五1 陕30井，3629.10m，马五4 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，3050.52，马五14 晶间孔 自生石英 2.充填物类型 陕139，3143.85m，马五1 陕78，3641.40m，马五1 榆140，3-10,马五1 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—10.8% 渗透率： 0.1—1×1