构造地质与储层地质

1、结课报告题目： 利用测井资料研究沉积相与储层非均质性 姓名： 胡旋 学院： 地球物理与石油资源学院 班级： 地球物理测井 学号： 日期： 2015年11月20日 内容提要由于在油气田勘探和开发的中期和后期，大量的油气都己经被开采出来，但仍然有部分的油气滞留在地下储层中。为了提高油田剩余油气的采收率，就必需对储层进行研究。本文的研究内容为所选区域内的沉积相和储层非均质性的研究。对于沉积相和储层非均质性的研究，传统的方法多停留在地质层面，本文则利用测井资料对它们进行分析。在进行沉积相研究前，本文首先利用层内差异法对自然电位数据进行分层。对于沉积相的研究，本文采用将小层内的自然电位曲线进行网格化，再

2、利用自组织神经网络自动识别曲线形态，此方法对测井曲线形态的识别率很高，消除了一些非地质因素的影响，提高了判别的可靠性。之后利用测井曲线形态和沉积相的对应去判别沉积相类型。对于储层非均质性的研究，本文首先利用研究区内各井的压汞曲线对储层的微观非均质性进行了简单的研究，将松南某区A字号井的储层分为了三类。其次利用孔隙度、渗透率平面等值线图分析与研究储层的平面非均质性。再次计算储层层间非均质程度系数，定量说明储层层间非均质性。最后直接将测井资料自然电位、自然伽马和声波数据同沉积微相一起作为参数，计算储层层内非均质综合指数，建立储层非均质模型。利用测井资料对储层沉积相和非均质性的研究，在对松南某区的理

3、论实践中，取得了良好的效果，具有很大的理论价值和实用价值。 一 前言1.1国内外研究现状 本研究属于地球物理测井和地质学基础理论及其应用技术研究。由于在油气田勘探和开发的中期和后期，大量的油气都己经被开采出来，但仍然有部分的油气滞留在地下储层中。我国的主力油田，有很多都己进入了产量递减期，采收率与以前相比较低一约为百分之三十左右，而相当数量的剩余油则会以不同的规模、不同的形式而零散地分布于长期水驱后的油藏中。因此，为了提高油田剩余油气的采收率，就必需进行精细的储层研究。本文的储层研究包括所选区域内沉积相和储层非均质性的研究。要找到有利的油气储集地带以及在开发阶段提高油田的采收率，必须对储集层进

4、行沉积相的研究。储层沉积相的研究是油藏描述中至关重要的一环。通过对沉积相的研究，可以了解和研究地质时期的古地理面貌以及盆地的发展史，进而可以找到有利于油气形成的条件以及分布规律，指导石油的勘探和开发;沉积相研究还能帮助我们了解储层的物性结构以及砂体空间的展布，从而提高油田的经济效益;在寻找非构造的隐蔽油气藏时，沉积相和沉积环境的研究就显得更为重要，同时油气储层性质的好坏直接影响到油气井的产能、开发政策的制定、开发效果以及最终采收率，对油气储层特性信息的有效掌握和认识是油气田能否获得高效开发的决定性因素。而储层非均质性是储层表征的核心内容，储层的非均质性是制约开发效果的关键因素，是由沉积、成岩及

5、构造等因素共同造成的，是进行油气藏描述，建立储层地质模型的核心内容之一，因此研究储层沉积微相细分的具体方法和步骤，揭示各类储层的宏观非均质特点，仍然是我国各大油气田勘探开发的主要目的和问题。陆相沉积的储层通常其非均质性都比较强，而油气储层或是油藏地质模型的非均质性又控制着油气的富集程度，同时还会直接影响到油层的产能、注水的开发效果和石油的最终采收率，也影响和控制着剩余油的形成与其分布。一些前苏联学者认为大概有百分之六十到百分之六十五的剩余油分布于因储层宏观非均质性较为严重而引起的注入水未波及带，只有百分之三十到百分之五十依然残留在水淹层内。美国在进行提高采收率的试验中发现，油田的石油采收率会受

6、到各种地质因素的综合影响，并认为决定石油采收率的基本地质因素是储层的非均质性，由此可见，储层非均质的研究对老油田剩余油的挖潜，改善开发效果还有提高采收率都是最关键的技术之一。1.2研究内容与技术路线 本文的研究内容为利用测井资料来分析储层的沉积相和宏观非均质性。对于沉积相的研究，以往的做法通常是直接利用测井曲线多参数自动进行分析，但是这种方法人为因素干扰很大，不能完全反映出“相”的变化,本文则采用直接将测井曲线进行网格化，再将所得到的网格取值输入到自组织神经网络中，进行自动判别曲线形态，进而分析判定沉积微相的方法，这样能够消除人为因素的影响，对于判别的准确性有了一定程度的提高。在储层宏观非均质

7、性的研究上，现阶段大多数研究均停留在地质层面，本文则利用测井资料，即使用测井资料所能提供的参数来进行储层宏观非均质性的定量化表征。 为了达到预期的成果，顺利的完成该项研究，本文所需要进行的研究内容如下:(1)进行基础资料的搜集、整理、分析。根据选定的区域，搜集整理岩相古地理资料，在区域沉积的背景上，了解该区总的沉积环境和大相、亚相类型和分布状况。整理取心资料，从岩心中得到岩性、结构、构造等各项沉积资料。重点搜集利用测井资料，如自然电位，声波时差，中子，密度等。此外，搜集分析化验资料，如粒度、孔隙度和渗透率、泥质含量、含油饱和度等。 (2)根据所收集整理的基础资料，判断所选定的区块的沉积相的类型

8、及其特征。 (3)进行储层非均质性的研究。首先进行储层微观非均质性的简单研究，包括孔隙类型吼道特征等。其次研究所选区块的储层平面非均质性，如砂体孔隙度、渗透率平面分布等。再次研究所选区块的储层层间非均质性。最后研究所选区块的储层层内非均质性，这是本文研究的重中之重。(4)对储层非均质综合指数进行研究，之后建立储层非均质模型。采取的技术路线如下所示：二 储层微观非均质性特点储层的非均质性是指油气储层在沉积、成岩以及后期构造作用的综合影响下，储层的空间分布及内部各种属性的不均匀变化或储层的基本性质包括岩性、储集性、含油气性及微观孔隙结构等特征在三维空间上的不均一性。 陆相沉积的储层稳定性差，岩性、

9、厚度及物性等变化大，非均质性比海相储层强，了解和掌握储层非均质性特征尤为重要，对提高油气采收率影响极大。目前我国较为流行的储层非均质性分类方法为裘亦楠的分类方法，他是在根据我国陆相储层的特征及生产实际的情况下，所提出的一套相对完整又十分实用的分类方案。其分类方案为:储层层间非均质性;储层平面非均质性;储层层内非均质性;储层微观非均质性。储层的微观非均质性主要是指储集层中孔隙和吼道的大小、连通程度、配置关系的非均质性。孔隙是流体储集于岩层中的基本储集空间，而喉道则是控制流体在岩石中渗流的重要通道。喉道的大小和分布以及它们的几何形状是影响储集岩渗流特征的主要因素。2.1储层的微观非均质性2.1.1

10、孔隙特征主要是根据岩石薄片、铸体薄片及扫描电镜等来分析储层孔隙的孔隙类型和孔隙的几何形状。孔隙类型包括原生和次生孔隙。原生孔隙包括粒间孔隙、粒内孔隙、填隙物孔隙、成岩裂隙等。次生孔隙包括溶孔、溶洞、粒间及粒内溶孔杂基溶孔等。孔隙形状包括三角形、多边形、圆形和条形等。2.2吼道特征通常是根据铸体薄片观察分析来确定吼道的大小和形态。按孔隙形态来分有四种较常见的吼道类型:孔隙的缩小部分;可变断面的收缩部分;片状或弯片状吼道;管束状吼道。按孔隙大小来分:大孔粗喉型一孔隙度、渗透率较高;大孔细吼型一孔隙度高、渗透率偏低;小孔片状吼道结构一一孔隙度、渗透率均较低；微孔管束状吼道结构一孔隙度较小，渗透率极低

11、;前两种储集性十分好。本文主要是根据测井资料能够提供的数据，来进行储层微观孔隙结构的研究，即利用压汞实验所得到的毛管压力曲线来分析和研究储层的孔喉特征。毛管压力曲线又称为压汞曲线，它不仅是孔喉半径分布和孔隙体积的函数，也是孔喉连接方式的函数。不同大小的孔隙分布与孔喉分选可以由压汞曲线的形态反映出来，以下图为例来说明。1表示岩石中含有各种类型的孔隙，孔喉分选极差，微观非均质性强。2中曲线存在缓台，表明孔喉分选性很好，微观非均质性弱。3中曲线同样存在缓台，但是可以看出其所需的毛管压力很小，因此可以说明其孔喉分选好，且孔喉半径大。4中曲线也存在缓台，但是其所需的毛管压力很大，因此可以说明其孔喉分选好

12、，但孔喉半径却很小。5中的毛管压力曲线可以说明岩石的孔喉分选差，微观非均质性强，而且孔喉半径小。6中曲线表示岩石的孔喉分选差，微观非均质性强，但孔喉半径稍大。不同分选和歪度下的毛管压力曲线2.2储层宏观非均质研究储层的宏观非均质性包括储层层间非均质性、储层平面非均质性、储层层内非均质性，下面为地质学上对于宏观非均质性的研究方法。 (一)储层层内非均质性储层层内非均质性是储层非均质性研究的主要内容，也是本文所要研究的重中之重。它是指是一个单砂层规模内垂向上储层性质的变化，其研究内容包括垂向上渗透率的差异程度，最高渗透段所处位置。层内非均质性是直接控制和影响单砂层储层内注入剂波及体积的关键地质因素

13、。通常能够表征层内非均质的参数包括:渗透率变异系数(Vk)一是渗透率标准偏差与渗透率平均值的比值，反映各层渗透率变化程度;其中:Vk 渗透率变异系数;Ki层内某样品的渗透率值，i=1, 2, 3,n;K层内所有样品渗透率的平均值;n层内样品个数。通常当VK 0. 5时为均匀型;当0.5VK0.7时为不均匀型。渗透率突进系数(Tk)一表征储层非均质特征的一个重要参数，是指一定井段内渗透率的极大值与其平均值的比值； 其中TK渗透率突进系数;Kmax一层内最大渗透率；K一层内所有样品渗透率的平均值。当TK3时为不均匀型。 渗透率级差(Jk)一反映渗透率变化幅度的重要参数，即渗透率绝对值的差异程度，可

14、用一定井段内渗透率最大值与最小值之间的比值来表示；其中Jk一渗透率级差;Kmax一层内最大渗透率;Kmin一层内最小渗透率。渗透率级差越大，反映渗透率的非均质性越强，反之非均质性越弱。渗透率均质系数(Kp)一是砂层中平均渗透率与最大渗透率Kmax的比值。其中KP一渗透率均质系数;K一层内所有样品渗透率的平均值；Kmax一层内最大渗透率。Kp值小于1,Kp越接近1,均质性越好。(二)储层平面非均质性储层平面非均质性是指一个储层砂体的几何形态、规模、连续性以及砂体内孔隙度、渗透率的平面变化所引起的非均质性。它直接影响注入剂的波及范围和效率。研究内容包括砂体几何形态、砂体规模及各向连续性、砂层的连通

15、性、砂体内孔隙度和渗透率的平面变化等。(三)储层层间非均质性储层层间非均质性是对砂、泥岩间的含油层的总体研究，属层系规模的储层描述，其中包括砂体在剖面上交互出现的规律，泥质岩类的发育和分布规律，即砂体的层间差异。研究内容包括分层系数、砂层密度、各砂层间的非均质程度参数。分层系数(An)一定层段内砂层的层数，以平均单井钻遇砂层数来表示。 其中，An一分层系数；Ns一某砂层系数;n一钻井井数。砂岩总厚度一定时，垂向砂层数越多，隔层越多，越易产生层间差异一分层系数越大，层间非均质性愈严重。垂向砂层密度(Sn)一剖面上砂岩层总厚度与地层总厚度之比。其中，Sn一垂向砂层密度；HS一砂层总厚度；H地层总厚

16、度。各砂层间非均质程度参数包括各砂层间渗透率变异系数(Vk)，渗透率突进系数(TK)，渗透率极差(JK)，渗透率均质程度(KP)。2.3影响储层非均质性的因素影响储层非均质性的因素有很多，其中最主要的因素为沉积环境，成岩作用以及构造作用。(一)沉积环境的影响沉积物的性质，如粒度，成分，分选性，磨圆度，填隙物，孔隙结构等都是受沉积环境所影响。因此储集层内部的岩性，电性，沉积构造在横向和纵向上都存在着一定的不同。经调查研究陆相储集层的非均质性相对于海相沉积来说要大得多，尤其是在离物源区较近的地方，水动力比较强，非均质性较强，陆相储层的非均质性随着离物源区距离的增加而减小。(二)成岩作用成岩作用是指

17、沉积物脱离沉积环境而被固结成岩的过程中所发生的作用，广义的成岩作用包括各种物理、化学及生化作用。狭义的成岩作用主要是指压实、固结作用等。通常交代或是溶解作用能够使储集层的储集性变好，而有些成岩作用如压溶作用、压实作用以及重结晶作用等却起到相反的作用，(三)构造作用构造运动能够使储集层产生断层或是裂缝，从而影响到储层的非均质性。就像断层和裂缝打开则会使储层的非均质性和复杂性变强。一些延伸较远的断裂或断裂带若呈开启状态，可使油气水沿断裂或断裂带串流，造成平面和剖面的极度非均质性，影响和降低油气田的开发效果。三 利用测井资料分析沉积微相类型随着科学技术的发展，沉积微相的自动识别己是当今地质界的必然趋

18、势。因此对于测井领域来说，如何利用测井资料来进行自动识别沉积微相就成为了当今的热门和焦点问题。以往的做法多是直接利用测井曲线多参数自动进行分析，但是很明显这种方法人为因素等一些非地质因素的干扰很大，不能完全反映出“相”的变化。通常能够反映沉积微相变化的参数主要有以下几个:幅度、厚度、曲线的形状、曲线的光滑程度以及顶底接触关系等，它们都能够反映沉积环境对沉积物的改造。因此在测井曲线上都会出现很好的反映，尤其是曲线形态则能够更直接的且明显的反映出沉积微相的类型。本文所采用的方法是直接将测井曲线进行网格化，再将所得到的网格取值输入到自组织神经网络中，进行自动判别曲线形态，进而分析判定沉积微相，这样就

19、消除人为因素的影响，对于判别的准确性有了一定程度的提高。3.1测井曲线形态与沉积相的对应测井曲线能够综合的反映出地下地质体的物理化学性质，同时也能够对沉积物的沉积环境能量的变化有明显的指示。因为不同沉积环境中的水动力条件有所不同，因此会使储层内的沉积物在粒度、分选性和泥质含量等方面有一些特征性的差别变化，使其具有不同的测井曲线形态(王仁铎，1991)。这就是本文对沉积微相进行自动识别的基础原理。测井曲线可以从幅度、形态、接触关系、次级形态4个方面来进行分析。本文重点利用其形态分析沉积微相类型。 测井曲线的形态是指单个砂层的测井曲线的外形。可分为箱形、钟形、漏斗形等。测井曲线形态各种测井曲线又可

20、分为光滑型和锯齿状两种。当沉积环境中有丰富的物质来源以及水流作用很强时，沉积物则会快速沉积，因此测井曲线形态通常为箱型。例如在三角洲沉积相中当沉积环境中物质来源越来越少并且水流强度越来越弱时，测井曲线的下部幅度值最大，往上则会越来越小，呈下粗上细的形状，这种形态为钟形，它是正粒序最明显的反映。例如在三角洲沉积相中水下分流河道测井曲线形态就显钟形。当沉积环境中物质来源越来越丰富并且水流强度越来越强时，测井曲线的上部幅值最大，往下则越来越小，显上粗下细的形态，这种形态为漏斗形，它是反粒序最明显的反映。很明显，它与钟形测井曲线形态刚好相反。例如在三角洲沉积相中的河口砂坝测井曲线形态就显漏斗形。3.2

21、利用测井资料分析储层的宏观非均质性储层的非均质性简单的说就是指储层在一定的沉积环境下其空间分布和内部的各种属性，如岩性、储集性、含油性及微观孔隙结构等特征在三维空间上的不均匀变化。因此能够了解和掌握储层非均质性的特征就显得尤为重要，尤其是对油气采收率的提高有很大程度上的影响现阶段，大多数对于储层宏观非均质性的研究都停留在地质层面，因此本文主要利用测井资料来定量的评价储层宏观的非均质性。使用测井资料所能提供的参数来进行储层宏观非均质性的定量化表征。储层孔隙度等值线图3.2.1储层平面非均质性本文对于储层平面非均质的研究主要在于砂体内孔隙度和渗透率的平面变化；在研究砂体内孔隙度()和渗透率(K)的

22、平面变化时，编制孔隙度和渗透率的平面等值线图，用以表征储层平面非均质性的变化。3.2.2 储层层间非均质性储层的层间非均质性是对砂、泥岩间的含油层的总体研究，属于层系规模的储层描述，简单的说即是砂体的层间差异。通常对层间或是层内非均质性的研究都是通过计算分层系数、砂层密度、非均质程度参数来完成的。我们可以通过测井资料所能提供的数据，根据公式来计算各非均质程度参数(渗透率变异系数，渗透率突进系数，渗透率极差和渗透率均质系数)。然而各参数的定量化表征总都存在着一些盲点。如对于两个渗透率变化幅度近似但是渗透率均值差别较大的砂体，渗透率均值比较小的砂体所计算出的渗透率变异系数总是较大。因此可知Vk受渗

23、透率均值的影响较大，从而忽略了对非均质程度的考量。3.2.3储层层内非均质性储层层内非均质性是储层非均质性研究的主要内容，也是本文所要研究的重中之重。它是指是一个单砂层规模内垂向上储层性质的变化，其研究内容包括垂向上渗透率的差异程度，最高渗透段所处位置。本文主要利用测井资料所能提供的数据来对储层层内非均质性进行研究。能够表征层内非均质性的参数包括:渗透率变异系数、渗透率突进系数、渗透率级差、渗透率均质系数。其各自都存在着一些盲点，每种参数都无法正确的对储层非均质性进行定量的描述。因此可以通过文中所介绍的渗透率非均质程度系数来进行层内非均质性的研究，但是层内非均质性会更大程度上受到沉积相、岩相因

24、素的影响，因此这里结合文所得到的沉积微相来共同研究储层的层内非均质性。非均质综合指数非均质综合指数是指将反映储层非均质性的各个单一参数如沉积微相，孔隙度，渗透率，泥质含量，渗透率变异系数，渗透率均质系数，渗透率突进系数，渗透率级差等，依据其相对重要性或贡献大小赋予不同的权值相加而得到的一个能综合反映储层非均质性和流体渗流特征的新参数。I在(0,1)之间变化，I值越小，表示储层的非均质性越强。设非均质综合指数为I，则式中:WI为第i个参数的权重;Ei为第i个参数标准化值。Ei的求取：在实际计算中，由于各个参数的单位不统一，大小相差悬殊，故首先对参数进行归一化处理，最简单的方法是将各个参数的值统一

25、标定到0-1之间，0代表非储层，1代表高质量储层。对于值愈大，反映储层性质愈好的参数(如孔隙度、渗透率等)的标准化公式为：式中:Xi为第i个储层参数值;Ximax为i个储层参数的最大值;Ximin为第i个储层参数的最小值。 Wi的求取:参数的权重反映该参数的重要程度，求取储层非均质综合指数的目的是确定层间、层内、平面差异，故变化大的参数其权重也大，参数变异系数除以各参数变异系数的和即为该参数的权重，即：式中:Wi一第i个参数的权重系数;Vi一第i个参数的变异系数。参数的选取:一般来说，表征储层非均质性的图件可划为两类:一类是描述储层质量的图件，如有效厚度、孔隙度、渗透率、泥质含量等，另一类是描述储层几何形态的图件，如沉积