坨深9井测井解释报告

1、松辽盆地南部松辽盆地南部长岭断陷东部斜坡带双坨子构造长岭断陷东部斜坡带双坨子构造 坨深坨深 9井测井解释报告井测井解释报告 中国石油吉林油田公司中国石油吉林油田公司勘探勘探部部 松辽盆地南部松辽盆地南部长岭断陷东部斜坡带双坨子构造长岭断陷东部斜坡带双坨子构造 坨深坨深 9井测井解释报告井测井解释报告 编 写： 张 杰 审 核： 王 忠 东 技术负责： 王 忠 东 编制单位： 辽河石油勘探局测井公司 编制日期： 2008 年 4 月 9 日 目目 录录 一、钻井、地质及测井施工概况一、钻井、地质及测井施工概况.1 1基础数据.1 2测井项目内容及质量评定.1 3岩屑、气测、井壁取芯油气显示统计情

2、况.2 二、邻井对比分析二、邻井对比分析.5 1地层对比分析.5 2地层岩性分析.6 三、高分辨率阵列感应测井（三、高分辨率阵列感应测井（hdil）资料分析）资料分析 .6 四、四、mril-c 型核磁测井资料处理及解释分析型核磁测井资料处理及解释分析 .7 1核磁测井采集参数及资料处理.7 2坨深 9 井核磁测井资料的解释分析.8 五、井周声波成像（五、井周声波成像（cbil）与微电阻率扫描成像（）与微电阻率扫描成像（star）资料分析）资料分析.9 1地层与沉积.9 2构造分析.11 3应力分析.11 4裂缝产状分析.11 六、自然伽玛能谱测井资料分析六、自然伽玛能谱测井资料分析.12 1

3、粘土矿物分析.12 2生油岩及高铀储层分析.15 七、综合解释评价七、综合解释评价.16 1邻井试油情况.16 2测井资料数字处理.16 3测井解释标准.17 4综合解释分析.18 八、固井质量评价八、固井质量评价.20 1基础数据表.20 2固井质量评价分析.20 九、试油建议九、试油建议.21 1 一、钻井、地质及测井施工概况一、钻井、地质及测井施工概况 1 1基础数据基础数据 钻钻 井井 队队 40100 录井队录井队综合录井部 l10124 井井 号号坨深 9 井纵纵 4924910.52 井井 别别预探井 坐坐 标标 横横 21603259.13 地理位置地理位置吉林省长岭县左克垒乡

4、西北 2.8 千米 构造位置构造位置松辽盆地南部长岭断陷东部斜坡带双坨子构造 钻探目的钻探目的了解双坨子构造泉一段、登娄库组、营城组含气情况 开钻日期开钻日期2008 年 1 月 2 日 2:00 时完钻日期完钻日期2008 年 3 月 21 日 23:15 时 完钻层位完钻层位沙河子组完钻井深完钻井深 2811.0m 测井日期测井日期 2008 年 2 月 26 日（中完） 、2008 年 3 月 23 日（完井） 444.5mm/300.0m339.70mm / 298.0m 311.2mm/1958.41m244.48mm / 1956.99m 钻钻 程程 头头 序序 215.9mm/2

5、811.0m 套套 程程 管管 序序 139.7mm / 2610.91m 类类 型型水基泥浆补心海拔补心海拔 186.94m 密密 度度 1.16 g/cm3（中完） 1.15 g/cm3（完井） 补心高度补心高度 6.7m 粘粘 度度 56s（中完） 83s（完井） 测量井段测量井段 300.0-1956.0m（中完） 1956.0-2811.0m（完井） 泥泥 浆浆 性性 能能 电阻率电阻率 1.60m(20c) （中完） 1.03m(18c) （完井） 测井系列测井系列 5700+skd3000 2 2测井项目内容及质量评定测井项目内容及质量评定 根据吉林油田公司勘探部的要求，测井资料

6、采集及解释评价工作由辽河测井公司 承担。辽河测井公司依据合同要求完成了坨深 9 井的常规及成像系列完井的标准及综 合测井等测井资料的采集工作。按合同的要求在施工时间内完成了测井作业，采集完 成了表表 1 1、表、表 2 2 所列的各项测井资料，资料质量均达到合格以上的技术指标要求。 辽河测井依据合同要求，完成了坨深 9 井测井资料综合解释分析，对储层进行定 2 性、定量解释；提供生产测试层位，孔、渗物性及含油饱和度等参数。 表表 1 1 坨深坨深 9 9 井井中完测井项目中完测井项目 测井项目测井项目类别类别测测 井井 内内 容容井井 段（段（m m） 质量评定质量评定 设设 备备 25 米梯

7、度、自然电位优 0.5 米电位、井径、连续井斜优 数控 标准及综合测井 自然伽玛、补偿声波 300-1956 优 skd3000 自然伽玛、自然电位、井径 补偿中子、岩性密度、补偿声波 5700 综合测井 双侧向微球型聚焦 778-1958 优 5700 特殊测井 高分辨率阵列感应 778-1951 优 5700 固井质量 声波变密度、声幅 自然伽玛、磁定位 6-1942 优 skd3000 表表 2 2 坨深坨深 9 9 井井完井测井项目完井测井项目 测井项目测井项目类别类别测测 井井 内内 容容井井 段（段（m m） 质量评定质量评定 设设 备备 25 米梯度、自然电位优 0.5 米电位、

8、井径、连续井斜优 数控 标准及综合测井 自然伽玛、补偿声波 1954-2811 优 skd3000 自然伽玛、自然电位、井径 补偿中子、岩性密度、补偿声波 5700 综合测井 双侧向微球型聚焦 1954-2811 优 数字自然伽玛能谱 1942-2805 优 高分辨率阵列感应 1950-2810 优 核磁共振 2048-2172 2447-2615 优 微电阻率扫描成像 2045-2180 2394-2811 合格 5700 特殊测井 井周声波成像 2048-2181 2398-2811 优 5700 固井质量 声波变密度、声幅 自然伽玛、磁定位 1-2596 优 skd3000 3 3岩屑、

9、气测、井壁取芯油气显示统计岩屑、气测、井壁取芯油气显示统计情况情况 本井岩屑录井油气显示情况见表表 3。 气测异常数据见表表 4。 3 表表 3 3 坨深坨深 9 9 井岩屑油气显示数据表井岩屑油气显示数据表 井井 段（米）段（米）含油（发光）岩屑含油（发光）岩屑 序号序号层位层位 顶深顶深底深底深 厚度厚度 （米）（米） 岩岩 性性 荧光颜色荧光颜色 （直（直/ /滴）滴） 产状产状 溶剂荧光溶剂荧光 颜色颜色 系列级别系列级别 占岩屑占岩屑占定名占定名 1 青二加三段 8548606 灰色油斑粉砂岩黄色斑块乳黄色 101020 2 泉一段19501956 6 灰色荧光粉砂岩无色/黄色星点乳

10、黄色 7510 3 泉一段20002011 11 灰色荧光泥质粉砂岩无色/黄色星点乳黄色 7510 4 泉一段20722080 8 灰色荧光粉砂岩无色/黄色星点乳黄色 7510 5 泉一段21372143 6 灰色荧光粉砂岩无色/黄色星点乳黄色 7510 6 营城组24342438 4 灰白色荧光砂砾岩亮黄色星点乳黄色 8510 7 营城组24402445 5 灰白色荧光砂砾岩亮黄色星点乳黄色 8510 8 营城组24612465 4 灰白色荧光砂砾岩亮黄色星点乳黄色 8510 9 营城组247024733灰白色荧光砂砾岩亮黄色星点乳黄色 8510 表表 4 4 坨深坨深 9 9 井井气测异常

11、气测异常数据表数据表 井井 段段 ( (米米) ) 钻钻 时时 （分）（分） 泥浆泥浆组份含量组份含量 序序 号号 层位层位 顶深顶深底深底深 厚度厚度 ( (米米) ) 岩岩 性性 高高低低密度密度粘度粘度 基基 值值 % % 峰峰 值值 % % 峰基峰基 比比c1c1 基值基值 % % 峰值峰值 % % 峰基峰基 比比 c c2 2h h6 6c c3 3h h8 8icic4 4h h10 10 nc4h10co2 1 青二加三段 8518587 灰色油斑粉砂岩 3 2 1.12 48 0.1740 0.6752 4 0.0953 0.6169 6 0.0000 0.0000 0.000

12、0 0.0000 0.0000 2 青一段 107810802 灰黑色泥岩 2 2 1.12 48 0.5894 1.5484 3 0.4156 1.3714 3 0.0000 0.0010 0.0000 0.0000 0.0000 3 泉二段 164916512 紫灰色粉砂岩 20 3 1.16 54 0.0781 0.3084 4 0.0770 0.2419 3 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 4 泉二段 172117298 灰色粉砂岩 16 4 1.16 55 0.0484 0.2747 6 0.0397 0.2567 6 0.0000 0.0000

13、 0.0000 0.0000 0.5522 5 泉二段 174117487 灰色粉砂岩 16 4 1.16 55 0.0654 0.4624 7 0.0540 0.3784 7 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.6843 6 泉二段 1775179015 灰色粉砂岩 11 4 1.16 55 0.0911 0.5955 7 0.0664 0.4624 7 0.0000 0.00040.0000 0.0000 0.9489 7 泉二段 182418273 灰色粉砂岩 9 4 1.16 56 0.1666 0.4409 3 0.1053 0.3447 3 0.0000 0

14、.00050.0000 0.0000 1.2544 8 泉二段 183218375 灰色泥质粉砂岩 8 6 1.16 56 0.1141 0.3467 3 0.1330 0.3685 3 0.0000 0.00010.0000 0.0000 1.1631 9 泉一段 187718814 灰色粉砂岩 9 7 1.16 56 0.2273 1.1027 5 0.2197 0.6538 3 0.0538 0.02710.0117 0.0131 1.5031 10 泉一段 189318985 灰色粉砂岩 13 3 1.16 55 0.2644 1.3044 5 0.1641 0.9861 6 0.05

15、45 0.02080.0091 0.0105 1.6803 4 序序 号号 层位层位 井井 段段 ( (米米) ) 厚度厚度 ( (米米) ) 岩岩 性性 钻钻 时时 （分）（分） 泥浆泥浆 基基 值值 % % 峰峰 值值 % % 峰基峰基 比比 组份含量组份含量 顶深顶深底深底深高高低低密度密度粘度粘度 c1c1 基值基值 % % 峰值峰值 % % 峰基峰基 比比 c c2 2h h6 6c c3 3h h8 8icic4 4h h10 10 nc4h10co2 11 泉一段 194919545 灰色荧光粉砂岩 9 3 1.16 55 0.0917 1.2638 14 0.3660 1.00

16、07 3 0.0646 0.02880.0090 0.0118 1.1477 12 泉一段 197919845 灰色泥质粉砂岩 21 6 1.16 54 0.2173 0.5687 3 0.0552 0.2986 5 0.0266 0.00810.0036 0.0042 0.9417 13 泉一段 200620104 灰色荧光泥质粉 砂岩 8 5 1.15 53 0.3094 1.3544 4 0.1351 1.1663 9 0.0893 0.02540.0067 0.0088 1.2954 14 泉一段 206920745 灰色荧光粉砂岩 7 3 1.16 50 0.1402 2.9516

17、21 0.0411 2.7700 67 0.2036 0.4720.0073 0.0110 1.5074 15 泉一段 213721447 灰色荧光粉砂岩 7 2 1.15 52 0.1324 8.1221 61 0.0944 7.5809 80 0.5868 0.22840.0492 0.0626 1.8473 16 泉一段 215121554 杂色砂砾岩 6 4 1.16 51 0.2897 2.5925 9 0.1156 1.3234 11 0.0321 0.01980.0041 0.0058 1.8495 17 登娄库组 226122654 灰色细砂岩 14 4 1.16 55 0.2

18、029 0.5191 3 0.0368 0.2811 8 0.0300 0.01280.0056 0.0066 2.4219 18 登娄库组 2325233510 杂色砂砾岩 25 6 1.15 58 0.1843 0.4343 2 0.0649 0.2408 4 0.0278 0.01010.0030 0.0040 2.3794 19 登娄库组 2339234910 杂色砂砾岩 13 6 1.16 57 0.2562 0.3973 2 0.1064 0.2134 2 0.0149 0.00560.0040 0.0053 2.6053 20 登娄库组 235523561 杂色砂砾岩 17 7

19、1.15 55 0.1440 1.2328 9 0.2503 0.9930 4 0.0890 0.03340.0079 0.0092 2.1836 21 登娄库组 236923745 杂色砂砾岩 14 9 1.15 57 0.2647 0.8615 3 0.1435 0.6157 4 0.0659 0.02760.0072 0.0083 2.4539 22 登娄库组 237723814 杂色砂砾岩 14 10 1.15 58 0.1755 0.9965 6 0.0430 0.7524 17 0.0766 0.03260.0082 0.0095 2.5457 23 登娄库组 2387239710

20、 杂色砂砾岩 15 8 1.15 59 0.1839 0.4729 3 0.1921 0.3025 2 0.0337 0.01340.0038 0.0044 2.1160 24 营城组 243424406 灰白色荧光砂砾 岩 21 10 1.16 60 0.2113 0.5943 3 0.0574 0.2934 5 0.0509 0.02430.0054 0.0083 2.4747 25 营城组 246224653 灰白色荧光砂砾 岩 15 12 1.16 59 0.3064 1.5937 5 0.0806 1.1026 14 0.1361 0.07610.0162 0.0262 2.7000

21、 26 营城组 247024711 灰白色荧光砂砾 岩 6 4 1.15 58 0.4747 1.2815 3 0.1595 0.7388 5 0.1050 0.06330.0145 0.0238 2.5255 27 营城组 248024877 灰白色砂砾岩 27 11 0.3648 0.6813 2 0.1042 0.1871 2 0.0461 0.02880.0096 0.0131 2.9054 28 营城组 249425006 灰黑色泥岩 29 7 0.2083 0.7187 3 0.1334 0.3579 3 0.0668 0.03440.0062 0.0098 2.0999 29 营

22、城组 252325252 浅灰色流纹质晶 屑熔岩 16 7 0.2459 2.4894 10 0.0496 1.8030 36 0.1826 0.07810.0282 0.0250 1.6020 5 二、邻井对比分析二、邻井对比分析 1 1地层对比分析地层对比分析 坨深 9 井位于松辽盆地南部长岭断陷东部斜坡带双坨子构造，本井的钻探目的是 了解双坨子构造泉一段、登娄库组、营城组含气情况。其邻井主要有坨 17、坨 103、 坨深 1 等井。坨深 9 井主要目的层地质分层与邻井的地质分层情况如表表 5 5 所示。附图附图 1 1 为双坨子地区井位图，附图附图 2 2 为坨深 9 井主要含油气目的层

23、与邻井的地层对比图。 根据本井与周围邻井进行地层对比，可以看出，与邻井间同层位埋深差别较大， 但井间地层之间仍然存在对比关系，大套砂体发育基本稳定，局部由于沉积环境的变 化造成地层在横向上尖灭或相变为非储层，此外由于断层遮挡，同一层位地层与邻井 之间相比，地层电性和流体性发生较大变化。通过地层对比分析，本井泉一以上相应 层位均较邻近的坨 103、坨深 1 等井深 50-100 米左右，而泉一以下可能由于断层和局 部构造的因素影响登娄库和营城组底深分别较邻井坨深 1 浅 57 米、70 米。因此，在本 井的解释评价中，基本根据本井的各项资料进行解释和分析评价，同时参照邻井对比、 生产情况及邻井本

24、井间关系进行综合解释。 表表 5 坨深坨深 9 井及井及邻井地邻井地质质分层数据表分层数据表 坨坨 1717坨深坨深 1 1坨坨 103103坨深坨深 9 9 井号井号 地层地层 底深底深 (m) 厚度厚度 (m) 底深底深 (m) 厚度厚度 (m) 底深底深 (m) 厚度厚度 (m) 底深底深 (m) 厚度厚度 (m) 四段389.0152.0 三段475.086.0 二段548.073.0 嫩江组 一段597.049.0570.0574.0 二+三段648.052.0 姚家组 一段685.037.0730.0 二+三段910.0225.0976.0246.0 上 白 垩 系 青山口组 一段

25、1022.0113.01045.01068.01127.0151.0 四段1137.0115.01131.086.01108.040.01231.0104.0 三段1475.0339.01440.0309.01469.0361.01564.0333.0 二段1812.0337.01756.0316.01718.0249.01842.0278.0 泉头组 一段2135.0323.02059.0303.02047.0329.02138.0296.0 下白垩系 登娄库组2498.0363.02457.0398.0 2366.0 319.02400.0262.0 侏罗系营城组 2524.0 26.02

26、582.0125.02512.0112.0 侏罗系沙河子组 2660.0 78.0 2811.0 299.0 补心海拔/地面海拔(m)186.52/181.7218703/182.03186.94/180.42 完钻井深(m)2530.02660.02366.02811.0 6 2 2地层岩性分析地层岩性分析 本区钻井揭示，地层自上而下依次为：第四系，新近系泰康组、大安组，白垩系 上统的明水组、四方台组、嫩江组（一段五段） 、姚家组、青山口组，白垩系下统的 泉四段、泉三段、泉二段、泉一段、登楼库组、营城组和沙河子组（未穿）根据邻井 地层资料和本井测井资料，对本井主要层段地层岩性分述如下： 青二

27、三段：青二三段：730m976m，上部和中部主要为棕红色泥岩、偶夹灰紫、紫灰、绿 灰色粉砂质泥岩、灰色泥质粉砂岩；下部以紫红、灰绿色泥岩为主，夹紫红、绿灰色 粉砂质泥岩、灰色泥质粉砂岩、灰色粉砂岩。 青一段：青一段：976m1127m，由绿灰、灰黑、深灰色泥岩与灰色泥质粉砂岩组成不等 厚互层，间夹深灰、绿灰色粉砂质泥岩薄层。 泉四段：泉四段：1127m1231m，由紫红色泥岩与浅灰、灰色泥质粉砂岩、粉砂岩组成不 等厚互层，偶夹紫红色粉砂质泥岩薄层。 泉三段：泉三段：1231m1564m，由紫红、深紫、灰紫、灰色泥岩、浅灰、灰色泥质粉砂 岩、粉砂岩、灰色细砂岩组成不等厚互层。 泉二段：泉二段：1

28、564m1842m，由紫红、暗紫、灰紫色泥岩与浅灰、灰色粉砂质泥岩组 成不等厚互层，间夹紫红、灰色粉砂质泥岩薄层。 泉一段：泉一段：1842m2138m，中上部由暗紫、紫红色泥岩与浅灰、灰、绿灰色泥质粉 砂岩、细砂岩（局部含钙）组成不等厚互层，下部由暗紫、紫红色泥岩与含砾粗砂岩、 杂色砂砾岩组成不等厚互层。 登娄库组：登娄库组：2138m2400m，由暗紫、灰色泥岩、灰色粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、 绿灰色、灰色含砾泥质粉砂岩、含砾粗砂岩、杂色砂砾岩组成不等厚互层。 营城组营城组：2400m2512m，由灰、深灰、灰黑色泥岩和粉砂质泥岩、粉、细砂岩和 砂砾岩组成不等厚互层。 沙河子组：沙河子组：2

29、512m2811m（未穿），主要由安山岩组成。 三、高分辨率阵列感应测井（三、高分辨率阵列感应测井（hdilhdil）资料分析）资料分析 本井阵列感应测井深度段为 778-2810m，测量地层包括青山口组、泉头组、登娄库 组、营城组、沙河组部分地层。从阵列感应测量曲线来看，本井阵列感应不同探测深 度曲线大多数井段基本重合，说明地层物性相对较差，从计算的泥浆侵入剖面来看， 本井大多储层没有侵入，只有个别储层侵入较深。 附图附图 3 3、4 4、5 5 给出了坨深 9 井 2 英尺分辨率阵列感应电阻率曲线、一维反演地层 电阻率、冲洗带电阻率曲线，以及反演地层侵入剖面、侵入半径等。 下面根据阵列感应

30、资料，按地质分层，对横向段内地层进行分析，并结合其它各 7 项资料对地层流体性质进行评价。 青山口组（青山口组（778-1127m778-1127m） 本段岩性主要为泥质粉砂岩和粉砂质泥岩，储层较发育。阵列感应电阻率一般在 10.m 以下，阵列感应不同探测深度曲线储层处有明显负差异，从阵列感应侵入剖面 来看，本段大多储层泥浆滤液侵入深度也在 5in 左右，该段地层不发育油气层。 泉头组（泉头组（1127-2138m1127-2138m） 本段岩性主要泥质粉砂岩和粉砂岩，砂体较发育，但大多砂体物性较差。阵列感 应不同探测深度曲线在泥岩和物性较差的砂岩基本重合，在物性较好的砂岩呈现较小 的负差异，

31、砂岩阵列感应电阻率一般在 10-50.m 之间。从阵列感应侵入剖面来看，大 多地层泥浆滤液侵入在 10in 左右。 登娄库组：（登娄库组：（2138m2400m） ，由暗紫、灰色泥岩、灰色粉砂质泥岩、泥质粉砂 岩、绿灰色、灰色含砾泥质粉砂岩、含砾粗砂岩、杂色砂砾岩组成不等厚互层。阵列 感应不同探测深度曲线在泥岩和物性较差的砂岩基本重合，在物性较好的砂岩呈现较 小的正（负）差异。含气性较好的储层，阵列感应电阻率一般大于 20.m，不同探测 深度曲线基本重合或较小的正差异。从阵列感应侵入剖面来看，大多地层泥浆滤液侵 入在 10in 以内，个别层段泥浆滤液侵入深度可达 20in 左右。 营城组：（营

32、城组：（2400m2512m） ，由灰、深灰、灰黑色泥岩和粉砂质泥岩、粉、细砂 岩及砂砾岩互层。阵列感应不同探测深度曲线在泥岩和物性较差的砂岩基本重合，在 物性较好的砂岩呈现较小的正差异，砂岩阵列感应电阻率一般在 30-200.m 之间。含 气性较好的储层，阵列感应电阻率一般大于 50.m，不同探测深度曲线呈较小正差异。 从阵列感应侵入剖面来看，大多地层泥浆滤液侵入在 10in 左右。 沙河子组：（沙河子组：（2512m2512m2811m2811m 未穿），未穿），主要由安山岩组成。阵列感应不同探测深度 曲线在泥岩和物性较差处基本重合或呈较小负差异，在物性较好储层处呈现明显的正 差异，安山岩

33、处阵列感应电阻率一般在 800-2000 之间，砂砾岩储层处阵列感应电阻率 一般在 30-100.m 之间。从阵列感应侵入剖面来看，大多地层泥浆滤液侵入在 10-20in 左右。 四、四、mril-cmril-c 型核磁测井资料处理及解释分析型核磁测井资料处理及解释分析 1 1核磁测井采集参数及资料处理核磁测井采集参数及资料处理 （1）采集方式及采集参数）采集方式及采集参数 本井的核磁测井共采用了三种参数测井方式，分别为标准 t2 测井、谱差分测井 （tw 测井）和谱位移测井（te 测井） 。测量井段为 2048-2172、2447-2615m。主要采 集处理参数如下: 8 标准 t2 测井(

34、t2)：te=0.9ms；tw=7.421s； 谱差分测井(dtw)：te=0.9ms；twl=7.421s、tws=1.2s； 谱位移测井(dte)：tes=0.9ms；tel=3.6ms；tw=7.14s； （2）资料处理）资料处理 资料处理包括回波串解谱和储层参数计算两部分：在 42048ms 区间采用 mapii 算法反演计算地层 t2 谱分布；采用 33ms 的 t2 截止值划分地层束缚流体体积和可动 流体体积；采用 coates 模型计算地层渗透率；地层含水饱和度采用 archie 模型利用阵 列感应反演的地层真电阻率计算。 2 2坨深坨深 9 9 井核磁测井资料的解释分析井核磁测

35、井资料的解释分析 本井核磁测井的测量井段主要为登娄库组、营城组和沙河子部分地层，下面针对 核磁资料进行具体分析（参见附图附图 6） ，附表附表 2 为坨深 9 井核磁共振测井解释成果表。 （1 1）储层物性评价储层物性评价 本井测量井段储层岩性多以细砂岩、砂砾岩和安山岩为主。测量井段地层为登娄 库组和营城组地层。核磁测井解释处理结果反映测量井段内砂泥岩段砂体相对发育， 储层物性中等；核磁测井 t2 谱部分渗透砂层呈单峰或双峰分布，核磁有效孔隙度普遍 在 2.0-16.0%之间，束缚水孔隙度普遍在 1-8%之间，束缚水饱和度普遍在 38-98%之间， 渗透率在 0.2-42.0md 之间，反映储

36、层渗流能力较好，属于中孔、渗储层。 对非储层致密砂体，核磁测井 t2 谱分布靠前（弛豫时间短） ，核磁有效孔隙度基 本在 5%以下；束缚水饱和度普遍大于 35%。没有渗流能力或渗流能力较差，基本没有 可动的流体，为干层。 （2 2）储层含油气层段分析）储层含油气层段分析 储层中油气在 t2 谱上呈长弛豫组分显示，在以中、低孔隙结构为主的储层中，中 等粘度油组分，其弛豫时间分布比同等储层条件下的水层长，而其扩散系数比水小， 因此含油丰度较高的储层 dtw 谱差分测井的差分谱显示较强，谱峰较靠后（长弛豫时 间方向） ，dte 测井长回波时间的 t2 谱前移特征（短弛豫时间方向）不明显，谱峰前移 幅

37、度小于水层，在水线后存在谱峰向长弛豫时间方向拖曳现象，核磁对油气有很好的 指示，是判断油气水的主要资料之一。 根据油气在核磁测井 t2 谱上的显示特征，建立气水层核磁测井解释标准如下： 水层：水层：自然伽玛低值，核磁测井 t2 谱基本上为单峰特征，可动峰弛豫时间明显比 油层短，差谱测井的差分谱基本上无长弛豫组分谱峰显示，移谱测井长回波间隔 t2 谱 上最大弛豫时间在 6 个 bin 左右，即水线位置大约在 6 个 bin 左右，在水线以后，基 本上没有谱峰拖曳现象。综合分析计算的含烃饱和度都较低，sw 普遍在 90%以上，说 明储层含油饱和度低，以水为主。 含气储含气储层：层：砂岩储层自然伽玛

38、相对低值，储层岩性较纯。核磁测井反映储层物性 9 较好，核磁测井 t2 谱可动流体峰包络面积明显靠前，基本上与储层可动水弛豫时间相 重叠，差分谱也有靠前的较强的谱峰显示，移谱测井的长回波间隔 t2 谱前移（向短弛 豫时间方向）明显，谱峰包洛面积变小，储层含气丰度越高，上述特征越明显。综合 分析储层含烃饱和度较高，sw 在 80%以下。 综合以上核磁测井气水层显示特征，分析认为本井核磁测量井段内，含油气储层 发育井段主要为 2140.0-2160.0m、2463.0-2476.0m。 五、井周声波成像（五、井周声波成像（cbilcbil）与微电阻率扫描成像（）与微电阻率扫描成像（starstar

39、）资料分析）资料分析 坨深 9 井地层微电阻率扫描成像（star）和井周声波成像（cbil）测量井段为 2045-2180m、2394-2811m。井周声波成像是记录地层反射回来的回波幅度和回波时间， 微电阻率扫描成像测量井壁周围反映地层岩性变化的 144 条微电阻率曲线。坨深 9 井 成像测井资料反映各地质特征清晰，质量优良，综合分析可识别裂缝、做岩相分析及 沉积相分析，可识别地层岩性、古水流方向，做井旁构造分析和地应力分析等。 1 1地层与沉积地层与沉积 （1 1）岩性识别分析）岩性识别分析 本井钻遇的地层岩性主要为砂砾岩、砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、 泥岩、安山岩等。它们在声、

40、电成像测井图上的反映特征为：(见附图附图 7 7、8 8) 泥岩泥岩：自然伽玛值高；声电成像图上颜色表现为暗色，由于本区地层压实程度高， 岩性致密，对于密度值较大的泥岩在声成像图上表现为浅色（与致密砂岩相似） ；发育 透镜层理、水平层理和块状层理。 粉砂岩粉砂岩：自然伽玛值低,密度值大，声成像图上颜色主要受砂岩地层的孔隙发育 情况控制，地层孔隙越发育，图象颜色越暗；而微电阻率图像多表现为相对较浅的颜 色特征。发育块状层理、交错层理、水平层理及透镜层理。 泥质粉砂岩泥质粉砂岩：其特征介于泥岩和粉砂岩之间。 粉砂质泥岩粉砂质泥岩：其颜色较泥质粉砂岩更深一些，反映电阻率值更低。 砂砾岩：砂砾岩：其颜

41、色较砂岩更亮一些，反映电阻率值更高。 安山岩：安山岩：声电成像图像多为浅色，多发育块状层理。 （2 2）电成像井壁特征分析）电成像井壁特征分析 本井声电成像测量井段 2045-2180m、2394-2811m。地层岩性主要为砂砾岩、细砂 岩、粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、泥岩和安山岩组成。从成像图颜色来看，电 成像对岩性的区分较明显，安山岩和砂岩为亮色，泥岩为暗色。本井椭圆井眼特征明 显，从成像图上可以看出，除了底部安山岩，其它井段可见较明显的近南北向的两条 暗色条带，为椭圆井眼显示（见附图附图 9 9） ，说明最大、最小主应力差异较大，造成井眼 10 大小不一致。 从整体来看，本井裂缝较发

42、育，裂缝发育井段为 2522-2567m、2635-2655m 和 2680-2715m，为应力释放缝和高角度缝。 从椭圆井眼和部分井段发育的裂缝分析，本地区存在较强的非平衡地应力，并且 没有得到释放而产生裂缝，最大主应力为东西向，最小主应力为南北向（见附图附图 9 9） 。 （3 3）沉积特征分析）沉积特征分析 1 1）主要沉积特征分析）主要沉积特征分析 利用成像测井资料的高分辨率、直观的图象显示，可以了解地层中的各种沉积、 构造特征。本井地层发育多种类型的沉积特征和构造特征，如：水平层理、交错层理、 波状层理和块状层理等（见附图附图 1010） 。 2 2）沉积相分析）沉积相分析 坨深 9

43、 井电成像测井资料测量井段为泉头泉一段及登娄库组、营城组和沙河子部 分地层。下面以本井成像测井资料为主，结合自然伽玛、电阻率和岩性剖面等资料， 对本井的沉积环境进行分析。 根据油田提供的地质资料，结合岩性、层理组合以及层序组合综合分析，认为该套 地层主要属于河控三角洲前缘亚相和前三角洲亚相、火山岩爆发相。主要微相可见水 下分支河道、河口坝、前缘席状砂和前三角洲泥等微相。各微相特征如下： 分支河道：分支河道：以粉砂岩为主，呈正粒序，发育交错层理、波状层理、水平层理、块 状层、递变层理、冲刷面等构造。自然电位或自然伽马呈箱形。 河口砂坝：河口砂坝：泥质粉砂岩、粉砂岩组成的反旋回，发育波状层理、水平

44、层理、递变 层理等。 远砂坝：远砂坝：为中-厚层粉砂岩、泥质粉砂岩与粉砂质泥岩及泥岩呈连续、正韵律性频 繁互层。 前缘席状砂：前缘席状砂：泥岩、泥质粉砂岩、粉砂岩组成的反旋回、发育水平层理、波状层 理、块状层理、透镜层理等。 天然堤：天然堤：以粉砂和粉砂质泥岩为主，为洪泛期河水漫出岸淤积而成。 河道间泥：河道间泥：泥岩与泥质粉砂岩互层，发育水平层理、透镜层理，块状层理等。 前三角洲泥：前三角洲泥：泥岩夹粉砂质泥岩，发育水平层理、波状层理等。 火山岩爆发相：火山岩爆发相：以安山岩为主，发育交错层理、块状层理。 a a、2045-2138m，属泉头组地层，属泉头组地层 本段地层以砂砾岩、粉砂岩、粉

45、砂质泥岩和泥岩为主，砂体不是很发育，发育水 平层理、波状层理、块状层理和交错层理。沉积微相连续、反韵律性频繁互层，沉积 微相为由远砂坝、河道间泥和分支河道，从沉积变化特征看，在大的沉积环境下，该 阶段沉积经历了多次水退沉积过程。 （见附图附图 1111） 。 b b、2138-2400m，属，属登娄库登娄库组地层组地层 11 本段地层以砂砾岩、粉砂岩、粉砂质泥岩和泥岩为主，砂体较发育，发育水平层 理和块状层理。沉积微相为分支河道，从沉积变化特征看，在大的沉积环境下，该阶 段沉积经历了多次水进沉积过程。 （见附图附图 1111） 。 c c、2400-2512m，属营城组，属营城组 营城组为细粉

46、砂岩和砂砾岩，沉积微相为河道间泥、分支河道。 （见附图附图 1212） 。 c c、2512-2811m，属，属沙河子沙河子组组 沙河子组为中性安山岩为主的火山相。 根据火山岩喷发期次分析，将营城组安山岩地层分为三个喷发期次： iii 期：井段为 2512-2540m；成象资料显示为暗色，发育层状层理、块状层理， 为火山喷发物堆积风化而成。综合分析为火山风化带。 ii 期：井段为 2540-2634m；成象资料显示为亮色，发育块状层理，为火山的一次 活动时期喷溢的安山岩经过侵蚀而成。综合分析为喷溢相。 i 期:井段为 2634-2811m，成象资料显示为相对暗色，发育波状和层状层理，为火 山喷

47、发角砾。综合分析为喷发相。 （见附图附图 1313） 。 2 2构造分析构造分析 根据成像测井资料对本井的构造特征进行分析，认为本井钻遇的沉积岩地层大部 比较平缓，地层倾角数值在 5 度以下，无较大的构造变化；而下部沙河子组安山地层构 造倾角为乱模式。 3 3应力分析应力分析 从本井成像测井资料来看，全井段除安山岩地层外，椭圆井眼特征表明,由井眼崩 落造成的椭圆井眼现象比较明显。由此特征判断,该段地层的现今最大水平主应力方向 为近东西向，最小水平应力方向为近南北向。本井在部分井段有少量应力释放缝发育， 如 2522-2567m 等，反映在这些井段地层的应力非平衡性较强。 4 4裂缝产状分析裂缝

48、产状分析 在本井砂泥岩测量井段内天然裂缝不发育，在井周声波成像和微电阻率扫描成像静 态电成像和动态加强电成像中未发现天然裂缝。但在井周声波成像和微电阻率扫描成像 静态电成像和动态加强电成像中依稀可见少量应力释放缝。 下面的表表 6 6 对测量井段的裂缝产状进行了描述： 表表 6 6 坨深坨深 9 9 井井壁地层主要裂缝产状描述井井壁地层主要裂缝产状描述 序号序号深度（深度（m m）倾角（度）倾角（度）倾向（度）倾向（度）延伸方向（度）延伸方向（度） 1 2521.0-2538.0 86.2 151.1 61.1/241.1 12 序号序号深度（深度（m m）倾角（度）倾角（度）倾向（度）倾向（

49、度）延伸方向（度）延伸方向（度） 2 2538.0-2551.0 61.5 321.1 51.1/231.1 3 2551.0-2559.0 82.2 86.6 176.6/356.6 4 2560.0-2562.0 56.8 322.1 52.1/232.1 5 2579.0-2587.0 61.7 179.9 89.9/269.9 6 2642.0-2648.074.3 245.9 155.9/335.9 7 2650.0-2655.0 85.6 199.2 109.2/289.2 8 2680.0-2714.0 88.5 162.0 72.0/252.0 从列表可以看出，该井裂缝基本为东

50、西走向。 六、自然伽玛能谱测井资料分析六、自然伽玛能谱测井资料分析 自然伽玛能谱测井目的是对地层中元素产生的天然放射性进行能谱分析，确定地 层中常见的放射性元素 u、th、k 的含量，研究各元素在地层岩石中的分布规律，一般 而言，放射性元素的分布与岩石的沉积环境、生油情况、物质来源、地下水的活动和 粘土类型以及粘土含量等一系列地质因素有关。 在油气田测井中常遇到的是粘土、碎屑岩和化学岩，这些不同岩石的 u、th、k 含 量分布不同。 粘土岩主要由粘土矿物组成，是分布最广、最稳定的一类沉积岩，粘土岩中富含 有机物质，与油气生成有关，同时致密的粘土岩又可以成为盖层，根据粘土岩的颜色 还可以确定古沉

51、积环境，因此用测井资料研究粘土岩很有意义。一般来说普通粘土岩 中 k 和 th 的含量高，而 u 的含量较低(相对 k 和 th)，但在还原环境时,尤其是当粘土 岩石中含有机物和硫化物时，粘土颗粒对铀离子的吸附能力增强，导致粘土的铀含量 明显增高；因此，根据这一特点可以评价粘土岩的有机质丰度。同时，还可以利用能 谱测井资料对一些复杂岩性地层进行岩性划分。 1 1粘土矿物分析粘土矿物分析 测井研究一般按其中所含主要的粘土矿物命名：高岭石粘土岩、蒙脱石粘土岩、 伊利石粘土岩、伊利石-蒙脱石粘土岩、伊利石-绿泥石粘土岩等；有其它混入物质时 则称为粉砂质粘土岩、钙质粘土岩；富含有机质、干酪根的称为油页

52、岩。通常石油工 业对粘土岩的分析主要侧重高岭石、蒙脱石、伊利石和混层粘土矿物四种成分和含量。 虽然粘土岩中具有较高的 u、th、k 含量，但由于粘土矿物中所具有的阳离子交换能力 各不相同，其所处的沉积环境不同，不同的粘土矿物组成的粘土岩的 u、th、k 的含量 也有一定的差异。 伊利石具有明显的高钾特征，其钾含量约为其它矿物的十倍甚至几十倍。伊利石 含量较小的变化会引起自然伽玛能谱测井中钾含量的大幅度提高。高岭石具有明显的 13 高钍、低钾特点（由于绿泥石矿物测井响应特征与高岭石非常接近，故测井计算的高 岭石中包括绿泥石成份） ，高岭石含量的变化会引起钍较大的变化，蒙脱石为低钾低钍 测井响应特

53、征，其分布区域很小。因此，三种主要粘土矿物在测井响应中区别明显，利 用图版，就可以定量求取粘土矿物成份。 本井自然伽玛能谱测量井段为 1942-2805m，地层属于泉头组、登娄库、营城组和 沙河子部分地层，利用粘土矿物定量计算解释图版进行分析，结论如下： 泉头组泉头组 1942-2138m1942-2138m 地层：（地层：（见图见图 6.16.1）本段地层粘土为伊利石高岭石混层粘土。 k 的分布区间为 1.5-4.0%，th 分布在 5.0-28.0ppm 之间，定量分析纯泥岩的粘土组份 为：伊利石含量15-100%；高岭石含量0-67%；蒙脱石含量0-70%。 登娄库组登娄库组 2138-

54、2400m2138-2400m 地层：（地层：（见图见图 6.26.2）本段地层粘土为伊利石高岭石混层粘 土。k 的分布区间为 1.8-6.0%，th 分布在 8.0-30.0ppm 之间，定量分析纯泥岩的粘土 组份为：伊利石含量23-100%；高岭石含量0-56%；蒙脱石含量0-47%。 图 6.1 泉头组自然伽马能谱粘土类型计算图版 14 营城组营城组 2400-2512m2400-2512m 地层：（地层：（见图见图 6.36.3）本段地层岩性为砂砾岩，粘土为伊利石 高岭石混层粘土。k 的分布区间为 1.5-7.0%，th 分布在 8.0-32.0ppm 之间，定量分析 纯泥岩的粘土组份

55、为：伊利石含量19-100%；高岭石含量0-60%；蒙脱石含量0-53%。 图 6.3 营城组自然伽马能谱粘土类型计算图版 图 6.2 登娄库组自然伽马能谱粘土类型计算图版 15 2 2生油岩及高铀储层分析生油岩及高铀储层分析 1)1) 生油岩分析生油岩分析 由于有机物对铀的富集起十分重要的作用，因此，铀异常通常指示出地层富含有 机物，大量的资料已经证实，在泥岩中铀含量与有机碳的含量关系密切，因此高铀含 量指示生油岩的生 油能力强。同时， 一些文献指示出有 机碳的含量与铀、 钾含量的比值呈现 线性关系，图图 6.46.4 是利用铀异常指示 有机碳含量图，图 中铀含量高，填充 黑色，代表有机碳

56、含量高（但是值得 注意的是，要利用 自然伽玛能谱测井 资料获得有机碳的 含量需要在区域上 进行有机碳和能谱 测井资料的刻度） 。 本井砂泥岩井 段的部分层段自然 伽玛与无铀伽玛相 差较大，铀钾比值 大于 2，说明泥岩中 铀含量较高，因此 有机碳含量较多， 说明其泥岩生油能 力较强。 本井火成岩井段局部井段铀含量相对略高，可能为特殊矿物或地层水经裂隙渗率 造成。 由于泥岩中粘土岩矿物成份十分复杂，要做到分析准确还需对利用岩芯的分析数 据对测井资料进行刻度和分析，建立区域上的关系；本次利用标准图版进行估算，并 图 6.4 铀异常指示有机碳含量图 16 不一定适合于本地区，会存在一定的误差，有待进一

57、步通过岩芯实测资料证实。 2 2）高铀储层分析）高铀储层分析 自然伽玛能谱测井可以寻找高铀储层，尤其是那些位于生油岩附近的高铀砂岩储 层，其特点是总自然伽玛高，而三孔隙度、三电阻率与砂岩或安山岩相似，从本井的 自然伽玛能谱测井来看，本井在 1944-1960m、1978-1984m、2009-2012m、2057- 2060m、2070-2080m、2436-2445m 存在高铀储层。 七、综合解释评价七、综合解释评价 1 1邻井试油情况邻井试油情况 距坨深 9 井较近的部分邻井有坨 103 井、坨 17、坨深 1、坨 105、坨 108 等。具体 试油情况见表表 7 所示。 表表 7 7 坨

58、深坨深 9 9 井邻井试油成果表井邻井试油成果表 日产日产累产累产 井井 号号 层层 位位 试油井段试油井段(m)(m)层号层号 厚度厚度 (m)(m) 求产求产 方式方式 油油 (t)(t) 气气 (km(km3 3) ) 水水 (m(m3 3) ) 油油 (t)(t) 气气 (km(km3 3) ) 水水 (m(m3 3) ) d2187.8-2184.2883.6抽汲0.85 d2125-2118.283、825.6抽汲0.1025.70.62357.7坨 17 q12061-204677、7611.8自喷0.2071.750.42 2123.6-2102.290-8818.8 坨 10

59、3d 2073.0-2056.881.8311.6 抽汲 52.42 d2281.8-2279.4932.4 抽汲1.17 2066.6-2064.8821.8 坨深 1 q1 2062.6-2060.0812.6 自喷2.49 84.10 13.80 2456.2-24511181.60.0030.72 d 2448.4-2446.41172.0 抽汲 2307.2-2305.21062.0 d 2304.6-2299.61055.0 自喷1.4432.268.50 2090-2085855.0 坨 105 q1 2078.4-2071.6846.8 41.1 d2192.8-2187.89

60、85.0抽汲 2121.2-2115.2886.0 2114.6-2112.2872.4q1 2111.4-2108.0862.4 抽汲 2078.0-2075.2812.8 坨 108 q1 2074.0-2069.0805.0 自喷32 17 2 2测井资料数字处理测井资料数字处理 处理平台采用基于 sun 工作站的 forward 测井解释平台，解释程序采用砂泥岩地 层剖面解释分析程序 class 程序。 本井处理解释过程中采用自然伽马曲线计算泥质含量，利用中子密度交会法计 算孔隙度，用 timur 公式计算渗透率；利用 waxmansmith 模型，采用深侧向电阻率 计算含水饱和度。