油藏描述实验2011.doc

油藏描述实 习 指 导 书西安石油大学油气资源学院2011年10月一、实验目的了解并掌握油藏描述的基本方法与技术，学会应用石油地质学各分支学科的基本理论与方法，开展油藏描述工作。二、实验原理（一）油藏描述的内容与任务油藏描述依据石油地质学各学科知识（沉积学、岩石学、石油地质学、测井地质学、油藏工程等），应用钻井、录井、测井、岩心及流体分析化验、油井产量等多项地质资料，开展油藏定性及定量描述、表征和预测。油藏描述的目标是查清油气田油气分布规律和主要控制因素。主要研究内容及任务：1）地层特征描述；2）构造特征描述；3）沉积相特征描述；4）储层特征描述；5）油气水层解释；6）油藏特征描述；7）地质储量计算；8）建立油气藏地质模型。（二）油藏描述流程1、地层特征描述据古生物资料、地层对比标志层及地层沉积旋回特征，进行单井地层划分，在单井地层划分的基础上，依据古生物、标志层以及沉积旋回变化规律，开展地层横向追踪与对比，建立等时地层对比格架，明确地层的空间分布规律。2、构造特征描述依据全区地层划分与对比结果，确定局部构造特征，明确构造高点及凹陷位置。3、沉积相特征描述依据录井岩屑及岩心资料，确定地层的岩石及沉积相类型；根据归位岩心资料应用岩心刻度测井技术，建立岩相及沉积相的测井相标准；依据测井相标准，划分单井岩相及沉积相，并开展多井沉积相对比及平面沉积相分布研究，明确沉积相空间分布规律。4、储层特征描述在单井岩相划分的基础上，开展储层砂体（砂岩+粉砂岩）的分布特征研究，明确由骨架砂体构成的储层的空间分布规律及控制因素。依据储层岩心分析数据，开展储层岩性特征、物性特征、孔隙结构特征、储层成岩作用、储层分类与评价、储层非均质特征研究，明确储层的微观特征及储层类型。5、油气水层解释根据储层“四性”关系研究成果确定有效厚度的岩性、物性、含油性以及电性下限标准；依据岩心含油产状及油气产层的产能资料，建立研究区油、气、水、干层的测井解释标准图版；应用岩心刻度测井技术建立储层孔隙度解释模型；应用岩电实验结果建立含油饱和度测井解释模型；根据有效厚度下限标准及测井解释标准图版，开展多井测井解释，划分有效厚度层段，计算有效厚度段的孔隙度与含油饱和度；确定平均有效厚度、有效厚度段的平均孔隙度与平均含油饱和度，明确油气层段的电性特征，明确油气的空间分布特征及规律。6、油藏特征描述根据油藏油气水分析资料及生产测试，开展油藏的流体性质、油藏温度及压力特征、产能变化特征研究，确定油藏原始以及目前地层压力及温度、油藏油气水界面特征、油井产能递减方程。通过分析油气的空间分布特征，以及油气分布与砂体分布、构造特征、储层岩性及物性特征的相互关系，明确油气分布的规律以及油气分布的控制因素。7、地质储量计算根据地质研究和测井解释成果以及生产测试资料，确定工业油流标准、地质储量计算单元、地质储量计算参数、应用容积法计算研究区石油地质储量。8、油藏地质建模根据研究区构造、沉积相、储层以及油藏特征等地质研究成果以及地质概念模型，建立基础地质资料以及地质知识数据库、应用地质建模软件，应用确定性建模或随机建模技术，依次建立研究区的构造模型、沉积相模型、储层参数模型，计算研究区的概率储量，并对模型进行网格粗化，为进一步开展油藏模拟奠定基础。三、基础资料及实验手段（一）实验基础资料区域地质背景资料、录井数据、岩心描述资料、测井曲线、岩心分析数据（铸体薄片、X衍射、物性、压汞、岩石薄片、粒度数据）、流体分析以及生产测试数据。（二）实验手段及条件应用地质研究及绘图软件，建立研究区概念地质模型。四、实验步骤及方法（一）了解区域地质背景本次实习的研究区域为鄂尔多斯盆地陕北斜坡中东部的子长地区，研究的目的层段为中生界三叠系上三叠统延长组上部的长2油层组和下部的长6油层组。长2油层组属于河流相地层，长6油层组属于三角洲相地层。（二）单井地层、岩性及沉积相分析1、单井地层划分延长组地层自下而上划分为长10、长9、长1等10个油层组。长2油层组划分为3个亚组，即长21、长22、长23；长6油层组划分为4个亚组，即长61、长62、长63、长64。1）长2油层组长2油层组顶界面为沉积凝灰岩或凝灰质泥岩，厚度约1.0m，研究区内该标志层分布稳定，具有高声波时差、高伽马、扩径、低电阻的特征。长21底界为稳定分布的碳质泥岩，具有高声波时差、高伽马、扩径、高电阻特征。2）长6油层组长61顶为碳质泥岩或薄煤层，为区域性标志层，厚度约1m，具有高伽马、中高声波时差、高电阻的特征；长62顶、长63顶、长63底、长64底为四个沉积凝灰岩或凝灰质泥岩，普遍具有高声波时差、高伽马、扩径、低电阻的特征，厚度较小，电性特征明显，在研究区内分布稳定，易于识别。2、单井岩性及沉积相划分1）碎屑岩岩性识别方法依据自然电位、自然伽马、电阻率等曲线的特征，划分岩性。方法1：碎屑岩层的岩性可根据自然电位（SP）和自然伽马（GR）曲线进行识别。砂岩：偏负自然电位、低自然伽马、中等声波时差含水层为低侧向电阻率，含油气层为中-高侧向电阻率；纯泥岩：偏正自然电位、高自然伽马、高声波时差、低侧向电阻率碳质泥岩：偏正自然电位、高自然伽马、高声波时差、高侧向电阻率钙质泥层：偏正自然电位、低-中自然伽马、低声波时差、高侧向电阻率方法2：计算单井的泥质含量：碎屑岩岩性可应用泥质含量Vsh进行划分：GR（GRGRmin）（GRmaxGRmin）或SP （SPSPmin）（SPmaxSPmin）Vsh100（22GR 1）（221 ）或 Vsh100（22SP 1）（221 ）泥岩：Vsh75%；粉砂质泥岩：55%Vsh75%，泥质粉砂岩：45%Vsh55%，粉砂岩：25% Vsh45%，细砂岩：Vsh25%。2）碎屑岩沉积相及识别方法研究区长2油层组为河流相地层，长6油层组为三角洲相地层。表1 长2、长6油层组沉积相类型相亚相微相岩性特征主要发育层段河流河道间泛滥平原以泥质岩为主，夹炭质泥岩和煤线。长2油层组天然堤以泥质岩为主的砂泥岩组合。决口扇以砂泥岩互层为特征的岩性组合。河道河道砂坝以厚层块状砂岩为主的砂泥岩组合，多为正旋回。河床滞留层砾质河以砾岩及砾状砂岩为主，砂质河常见滞留泥砾。三角洲平原分支河道以砂岩为主，砂层间含泥岩夹层。长6油层组河道间由粉砂岩及泥岩交互层构成。前缘水下分流河道泥质岩与块状砂岩构成完整的沉积正旋回。分流间湾泥岩、粉砂质泥岩、与薄层砂岩互层。河口坝以细砂岩为主，具反旋回特征，岩层厚度较大。前缘席状砂泥岩、泥质粉砂岩、粉细砂岩薄互层。前三角洲浅湖泥层以泥岩为主，夹粉砂岩层。远砂坝以分砂岩为主，夹泥岩层。依据岩心描述与观察资料，确定研究区目的层段的沉积相类型；根据归位岩心资料应用岩心刻度测井技术，建立测井相标准，按照该测井相模式识别其他层段以及其他井的沉积相、亚相及微相类型。根据测井相标准，开展单井、多井及平面沉积相研究，绘制研究区的沉积相图（碎屑岩地层绘制砂地比图和砂岩等厚图）。图1 长2油层组测井相标准图2 长6油层组测井相标准（二）剖面地层、沉积相及砂体对比分析1、多井地层对比根据单井地层划分结果，开展剖面地层追踪与对比。追踪与对比遵循等时地层对比的原则，按照沉积旋回的变化规律进行地层追踪与对比，并列出地层分层数据表。（1）据单井地层划分结果，在剖面上调整分层界限； （2）绘制4张地层对比图（构造剖面图）。 （3）列出地层分层数据表。 2、多井沉积相及砂体对比研究区长2油层组为河流相地层，长6油层组为三角洲相地层。（3）绘制2张顺流方向和河道横截面沉积相对比图。根据测井相标准，开展单井、多井及平面沉积相研究，绘制研究区的沉积相图（碎屑岩地层绘制砂地比图和砂岩等厚图）。（1）具砂体横向分布特征，建立沉积相剖面图（2）据单井岩性划分结果，在剖面上连接砂体； （3）绘制2张沉积相对比剖面图、2张砂体对比剖面图。 （1）输出砂体厚度数据表。（三）平面构造、地层、沉积相及砂体展布分析1、平面构造分析根据地层对比结果，绘制长2、6各亚段地层顶界面，构造平面图。2、地层厚度平面分析 计算长2、6各亚段地层厚度，绘制地层厚度等值线图。 3、砂体及沉积相平面展布分析（1）计算各段砂体总厚度，绘制砂层厚度等值线图； （2）计算各段砂地比值，绘制砂地比值等值线图。（四）储层岩心实验离散数据分析1、岩性特征绘制岩石及矿物组份分类三角图、绘制粒度分布曲线，根据铸体薄片确定颗粒接触关系、支撑方式及胶结类型。2、孔隙结构特征根据铸体薄片确定储层的孔隙及喉道类型、孔隙大小及分布、确定孔隙与喉道配位数以及孔喉直径比。根据压汞试验资料确定储层的喉道大小及分布， 3、物性特征绘制储层孔隙度和渗透率的分布直方图、绘制孔隙度与渗透率关系图，建立渗透率计算公式，并进行储层分类与评价。4、成岩作用特征根据储层物性分析数据及薄片鉴定数据，确定主要成岩作用类型，绘制胶结物含量、孔隙度和粒间体积相关性分析的成岩作用分析图，确定储层的成岩作用阶段并划分储层的成岩相。5、储层物性影响因素绘制储层物性与矿物组分、粒度中值、分选系数、泥质含量、胶结物含量等关系图，绘制储层物性与各项岩性及孔隙结构参数关系图。分析并确定影响储层物性的主要因素。6、储层分类及评价储层分类标准为石油工业行业标准（表2）。根据储层分类标准及储层物性参数对区内储层进行分类，并进行评价。7、储层属性分布及非均质性特征根据岩心分析数据和测井曲线确定的孔隙度计算公式，计算储层的孔隙度及渗透率，绘制储层物性参数（测井解释孔隙度、渗透率）平面等值线图，研究储层物性的空间变化规律；长2油层组：=0.1712t26.654，K=0.001e0.544长6油层组：=0.1226t17.0，K=0.001e0.544计算储层孔隙度及渗透率的变异系数、极差、突进系数、均值等非均质性参数，研究储层层内、层间及平面非均质性，根据储层非均质性评价标准（表2），评价储层的层内、层间及平面非均质性强度。（五）油、水、干层测井解释1、油、水、干层录井含油产状及测井识别与划分方法研究区由于储层物性较差、构造幅度小，油藏中油水分异程度较低，因此研究区的油藏无纯油层，油藏中油水呈混储状态。油井生产过程中综合含水率较高。但含油层段仍然以相对高的电阻率值以及相对高的声波时差值区别于纯水层。1）油水层油水层的含油产状以油浸（30%含油面积70%）及油斑（5%含油面积30%）为主，少量为油迹（含油面积5%）。油水层深电阻率较高，长2油层组一般大于16m，长6油层组一般大于14m，声波时差较大，长2油层组一般大于220s/m，长6油层组一般大于208s/m；有效厚度起算厚度一般为0.4m，要扣除层内的泥质夹层和钙质夹层，夹层起扣厚度为0.2m。2）含油水层含油水层的含油产状以油迹（含油面积5%）及荧光（含油面积=0%）为主，少量为油斑（5%含油面积30%）。含油水层深电阻率较低，长2油层组一般介于14-16m，长6油层组一般介于12-14m，声波时差较大，长2油层组一般大于220s/m，长6油层组一般大于208s/m。3）水层水层无含油产状，少量为荧光（含油面积=0%）。水层深电阻较低，长2油层组一般小于16m，长6油层组一般小于14m，声波时差较大，长2油层组一般大于220s/m，长6油层组一般大于208s/m；4）干层干层含油产状以油迹（含油面积5%）及荧光（含油面积=0%）为主，少量为油斑（5%含油面积30%）。干层深电阻较高，长2油层组一般大于16m，长6油层组一般大于14m，声波时差较小，长2油层组一般小于220s/m，长6油层组一般小于208s/m。2、储层参数计算 储层参数主要为有效厚度、有效孔隙度、含油饱和度等。1）有效厚度确定有效厚度平均厚度。2）孔隙度计算测井解释模型：应用归位岩心孔隙度数据及相应声波时差值建立孔隙度解释模型：长2油层组：=0.1712t26.654；长6油层组：=0.1226t17.0 2）含油饱和度计算测井解释模型：应用岩电实验数据、地层水分析数据建立起含油饱和度解释模型：长2油层组：Sw=（abRwmRt）1/n=1.14931.04920.1838（1.8813Rt）1/1.8097长6油层组：Sw=（abRwmRt）1/n=1.52151.01560.1138（1.7352Rt）1/1.8040 3、测井解释标准图版及成果图版1）测井解释属性参数离散数据分析根据含油饱和度测井解释模型建立起研究区测井解释模式图版（图3、图4）。根据录井岩心、岩屑含油产状及产层段产量数据，确定油水同层、含油水层、水层、干层的下限值（表3），建立测井解释标准图版（图3、图4）。读取解释层段的电阻率（RILD、RT）与声波时差（AC），利用测井解释模型计算含油饱和度（So）和有效孔隙度（）。进行离散数据交会图分析，根据测井解释标准模板，检查解释结果的准确性和可靠性。（1）长2油层组测井解释数据交会图根据试油及开采过程中射开层段的电阻率、声波时差（孔隙度）以及产量数据确定长2油层组符合工业油流标准的油水同层物性及电性下限，测井解释标准图版。（2）长6油层组测井解释数据交会图应用研究区试油及开采过程中射开层段的电阻率、声波时差（孔隙度）以及产量数据，长6油层组符合工业油流标准的油水同层物性及电性下限.表3 长2、长6油层组有效厚度的岩性、物性、含油性及电性下限标准地区层位类别有效厚度下限标准油水同层干层水层鄂尔多斯盆地子长地区长2油层组岩性下限细砂岩粉砂岩粉砂岩含油性下限油斑物性下限孔隙度 (%)111111渗透率 K(10-3m2)111含油饱和度 So(%)3030电性下限声波时差 t(s/m)220220220电阻率 Rt(.m)1616工业油流标准第一年平均日产量(t/d)0.450.450.45初周月平均日产量(t/d)0.630.630.63长6油层组岩性下限细砂岩以上含油性下限油斑级以上物性下限孔隙度 (%)8.58.58.5渗透率 K(10-3m2)0.250.250.25含油饱和度 So(%)3030电性下限声波时差 t(s/m)208208208电阻率 Rt(.m)1414工业油流标准第一年平均日产量(t/d)0.570.570.57初周月平均日产量(t/d)0.740.740.74图3 长2油层组测井解释标准图版（试油、试采层段）交会图- 含油饱和度 50 55 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 10 50 50 45 40 35 30 25 20 15 10 0 10 50- 含油饱和度图4 长6油层组测井解释标准图版（试油、试采层段）交会图2）测井解释成果图版根据测井解释模式图版和测井解释标准图版进行油、干、水层多井解释。根据标准图版，复查各个解释层段，重新检查并落实解释层的流体性质。列出各井油水、水层、干层测井解释成果表。4、绘制有效厚度、孔隙度、含油饱和度等值线图绘制长21或长22有效厚度等值线图、孔隙度、含油饱和度等值线图。绘制长61或长62有效厚度等值线图、孔隙度、含油饱和度等值线图。（六）油藏特征1. 油藏流体性质根据流体分析化验数据说明流体性质（地面原油性质、地层原油性质、地层水性质）。1）地层原油性质长2油藏在地层压力4.353MPa、地层温度36.3条件下的高压物性样品分析数据，地层原油密度0.8238g/cm3，地层原油黏度6.411mPas，气油比6.7m3/ m3，体积系数1.032，饱和压力为1.034MPa。长6油藏在地层压力5.9MPa、地层温度41.5条件下的高压物性样品分析数据，地层原油密度0.8132g/cm3,地层原油黏度4.5mPas，原始气油比7m3/ m3，体积系数1.036，饱和压力0.839MPa。2）地面原油性质长2油藏地面原油分析数据：原油密度平均0.846g/cm3，动力黏度平均7.02mPa.s，凝固点平均0.8，含蜡8.99%。长6油层组地面原油分析数据：原油密度平均0.849g/cm3，动力黏度平均6.3mPa.s，凝固点平均8.6，含硫0.07%。3）地层水特征长2油层组地层水分析数据：地层水总矿化度平均40846mg/L，水型为CaCl2型，PH值平均5.8，呈弱酸性。长6油层组地层水分析数据：地层水总矿化度平均106897mg/L，水型为CaCl2型，PH值平均6.7，呈中性。2.油藏压力及温度特征根据实测地层压力及地层温度数据，说明地层的压力与温度特征。长2油藏高压物性取样过程中，测得目前地层压力为4.353MPa/720m，压力系数0.60。地层温度36.3/720m，地温梯度3.78/100m。长6油藏高压物性取样过程中，测得目前地层压力为5.9MPa/700m，压力系数0.84。地层温度41.5/700m，地温梯度4.6/100m。3.油藏产量特征绘制单井日产量或月产量随时间的变化曲线，通过相关分析，确定油井产量递减规律，建立研究区油井产量递减公式，确定油井产量递减率（表4、5）。表4 长2油藏产量表阶段序号年度采油井数（口）单井平均日产油 （吨/日）年产油(万吨)累积产油(万吨)综合含水勘探期199651.00 0.15 0.15 47%11997441.02 1.35 56%21998751.45 3.26 56%建设期319991061.76 5.60 63%420001401.69 7.11 68%520011901.14 6.47 63%620021900.75 4.26 64%720033000.64 5.78 74%评价期120043000.58 5.22 77%220053050.51 4.67 83%320063150.47 4.47 83%420073070.42 3.83 83%520083070.38 3.53 85%620093070.35 3.22 88%720103070.33 3.05 89%表5 长6油藏产量表阶段序号年度采油井数（口）单井平均日产油 （吨/日）年产油(万吨)累积产油(万吨)综合含水试采期1200492.050.550.5577%220059