油气水的综合判断

PAGE7/NUMPAGES73油气水的综合判断第三章油气水的综合判断

主要内容

一、利用录井资料判别油、气、水层

二、利用测井资料解释油、气、水层

在油田地质研究工作中，从地质剖面上判断油气水层是一项十分重要的工作。只有正确认识油气水层，才能保证不漏掉油气层，不误射水层，多快好省地勘探开发油气田。油气水层判断的正确与否，直接关系到油气田的勘探速度和开发效果。

综合判断：根据钻井地质录井、地球物理测井以及地层测试资料来综合分析对地层进行的判断。包括两方面的内容：

A、从地层剖面中划分出渗透层（储层）。

B、确定渗透层的产液性质并估计其生产能力。

作为地下地质研究核心问题之一，对于不同剖面类型、不同岩性及不同的储集类型的储层，其油气水层特征不完全一致。因此在进行判断时，要充分利用以上三方面的资料，来综合分析。

第一节利用录井资料判断油气水层

录井资料是定性识别油气层最直观、最重要的第一性资料，也是测井解释的基础。

一、渗透层的录井证据

钻时曲线——低钻时为渗透层的显示

岩屑资料——直接的岩性识别，油气的荧光显示

岩心资料——具有一定的含油级别，滴水实验证据

气测资料——烃气显示证据

泥浆资料——泥浆性能的异常变化、池体积、槽面变化都可以指示油气水层。

二、油、气、水层的判断

（一）根据油砂的含油级别判断

饱含油、含油：油层

油浸、油斑：差油层、油水同层；

油迹、荧光：干层、水层。

但在实际工作中也有些例外，如：

稠油：色深、含油显示较强，定级别时往往偏高；

气层、轻质油：色浅、含油显示弱，定级别时往往偏低。

因此，具体情况进行具体分析，还要结合其它一些资料。

（二）根据气测显示判断

半自动气测：主要是根据全烃和重烃两条曲线的幅度来判断。

油层：全烃、重烃两条曲线同时升高，曲线幅度差小；

气层：全烃高、重烃曲线很低，曲线幅度差大，（主要含较轻的烃类）；

水层：全、重烃同时增高或全烃增高，重烃无异常，难以判断。

色谱气测：利用色谱气测解释图版或烃类气体比值图版来判断。

（三）根据泥浆录井资料判断

油层或油气层：槽面可见气泡或油花，岩屑、荧光均有明显显示。

气层：钻井液密度下降、粘度增加，槽内钻井液面上升，有气泡。

水层：无油花和气泡，钻井液性能发生变化。

（四）根据综合录井仪资料判断

油层：钻井液密度下降、粘度增加、温度升高、电阻率增加、流量增加、体积增加。

气层：钻井液密度下降、粘度增加、温度下降、电阻率增加、流量增加、体积增加。

水层：钻井液密度下降、粘度下降、温度升高、流量增加、体积增加。

第二节利用测井资料解释油气水层

用测井资料解释油气水层，针对不同的剖面类型，方法不同。

两种主要剖面类型：砂、泥岩剖面和碳酸盐岩剖面。

一、评价油气层的地质依据

油层两个重要特点：

①含油性

②不含可动水

（一）含油性是评价油气层的重要依据

将含油饱和度的大小作为油气水层划分的主要标准。（如某地区S0达到48%时就产油，则这时48%就作为该地区产层的产油界限）

油气水层的含油饱和度界限并不是固定不变的，它经常随储层束缚水含量的变化而变化，比如：某油层为60%～70%时，产水或油水同出，而对其它另外一高达80%却依然产油而不产水，这主要与束缚水含量有关，所谓些油层有时S

W

“束缚水”就是指不能在孔隙中流动的水。由于这一原因，所以在进行油气水层判断时常出现两种不同的错误倾向。

Sw=Swi+Swm（总含水饱和度=束缚水+可动水）

当Sw=Swi时：Swm=0含油饱和度即使很低也能产纯油。

1、对低渗透性砂岩油气层的含油性解释偏低

岩性：粉砂岩、泥质粉砂岩。

特点：颗粒粒径小，比表面大，孔隙中粘土含量高，孔隙喉道窄小，微孔隙发育。

亲水、低渗透性。

SW高，但以束缚水形式存在，S0低。

因此，我们根据S0来判断时，就可能把油层定为水层或油水同层，出现对油气层的含油性解释偏低，导致错误。

2、对高渗透性砂岩油气层的含油性解释偏高

岩性：细砂岩以上；

特点：粒径大，比表面小，粘土含量少、孔隙分布均匀、孔径大、K高、水以可动水的形式存在。

如SW低，S0高，我们则判断为油层，但由于水是以可动水形式存在，此时仍然产水，可能为油水同层甚至水层，这样把油水同层或水层就定为了油层，导致判断油气层时出现解释偏高的现象。

所以说，油气层并没有固定不变的含油饱和度界限，S0界限往往随着产层束缚水含量的变化而变化，特别是岩性和泥质含量变化大的地层更是如此，因此，含油性只是判别油气层的重要依据，并非充分条件。

（二）不含可动水是评价油气层的一个重要条件

“可动水”：可以在地层孔隙中流动的水，主要占据在较大的孔隙内。

在“石油地质学”中，一般将储集层的孔隙按流体的微观流动特征分为三类：

1．超毛细管孔隙：半径＞250μm，毛管力趋于零，流体可在其中自由流动。

2．毛细管孔隙：半径：250～0.1μm，外力＞毛管力时，流体流动。

3．微毛细管孔隙：半径＜0.1μm，流体在外力作用下也难以流动。

“不动水”：滞留于微毛细管孔隙内或被亲水岩石颗粒表面吸附，其相对渗透率极低，不能流动的水，主要指“束缚水”。

由于油、气、水对岩石润湿性的差异以及发生在孔隙内的毛细现象，决定了油、气、水在孔隙空间独特的分布形式和流动特点：

一般地，在油气层中，水主要分布在流体不易在其中流动的微小毛细管孔隙中或被岩石颗粒表面所吸附，而油气则主要占据在较大的孔道或孔隙内流体阻力较小的部分，这样油气流动而水不能流动。所以，在油气层中，由于水的状态主要是束缚水，即使其含水饱和度很高，由于不能流动，产层仍然只产油气而不产水。

这样，也就可以解释上面第一个问题“含油性”中所讲的：为什么油气层含油饱和度界限是可以变化的，以及含水饱和度很高时仍然只产油气而不出水的原因。（“束缚水”的存在。）

所以，只含“不动水”，不含“可动水”是油气层普遍具有的特点。

（三）储集层产流体性质主要取决于油、气、水各相的相渗透率。

相渗透率：在多相共渗体系中，不同相的流体在地层内部的流动能力（实际上就是各相的有效渗透率）。

对于水平状地层，多相流体（油、气、水）并存时，根据多相流体渗流理论，可用多相共渗的分流量方程来确定地层产流体的性质。

为了更好地描述各相流体流动的过程，我们常常采用相对渗透率来表示相渗透率的大小。

相对渗透率：有效渗透率与绝对渗透率的比值，用“Kr”表示。

对于多相共渗体系，由分流方程，我们也可以求各相流体的相对产量（产率）：即各相的产量与总产液量之比。

比如，对于油水共渗体系：

根据上面的分流量和相对产量的计算公式，可以看出：储层的产液性质主要取决于各相的相渗透率，即油、气、水各自在储层内部的流动能力。

如，对于油、水共渗体系：Krw+Kro=1

A、Krw（Kw）→0，Kro→1：水不能流动而油的流动能力达到最大。由分流量公式和相对产量公式得：

Qw→0，Fw（产水率）→0，Fo（产油率）→1：油层。

B、Kro（Ko）→0，Krw→1：油不能流动而水的流动能力达到最大。由分流量公式和相对产量公式得：

Qo→0，Fo（产水率）→0，Fw（产油率）→1：水层。

C、若0＜Krw（Kw）＜1,0＜Kro（Ko）＜1:油、水在储层内部都具有一ooogggwwwKAPQLKAPQLKAPQLμμμ??=-???????=-???????=-????

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定的流动能力，由分流量公式和相对产量公式得：

Qw＞0，Qo＞0，0＜Fw＜1,0＜Fo＜1:油水同层。

由此，我们可以看出：一个储层是产油、产水还是油水同出，最终取决于油、水各相在储层内部的相对流动能力，即各相的相渗透率。所以说，确定产层的相对渗透率是评价油气层必要而充分的条件。

总的来说，含油性和不含可动水是油气层的两个重要特点，其中含油性是评价油气层的依据，分析产层的可动水则能把握油气层的变化和界限，而对于油气层的最终评价还是取决于对地层油、气、水相对渗透率的分析。

二、砂泥岩剖面中的油气水层的判断

砂泥岩剖面：是指由砾岩、砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩等碎屑岩类和砂质泥岩、泥岩、页岩等粘土岩类组成的地层剖面。一般，碎屑岩可作为储层，而粘土岩可作为隔层和生油层。

（一）划分渗透层

砂泥岩剖面中的渗透层一般是指砂质岩类。

在划分时，一般利用自然电位曲线（SP）确定渗透层的位置，以微电极曲线（ML）划分渗透层界面，并参考其它曲线和录井资料，如：视电阻率曲线、井径曲线，油气显示、泥浆性能、钻时曲线等。

1、自然电位曲线：渗透层相对于泥岩基线而言具有较大的幅度异常。

负异常：地层水矿化度＞泥浆滤液矿化度时；

正异常：地层水矿化度＜泥浆滤液矿化度时；

无异常：地层水矿化度＝泥浆滤液矿化度时。

一般，地层水矿化度＞泥浆滤液矿化度，所以常常显示为负异常。

2、微电极曲线：

在自然电位判断出的砂岩中，

渗透层：在微电极曲线上的视电阻率一般较低，而且常常出现正幅度差；

致密砂岩：微电极曲线上的视电阻率较高，曲线呈锯齿状，无幅度差或有较小的正负不定的幅度差。

3、井径曲线：

渗透层：井径缩小；

未胶结或胶结疏松的砂层：井径扩大。

（二）、油气水层的判断

根据测井曲线上油、气、水层的不同特征来进行判断的。

油层：侵入特征为“减阻浸入”；

微电极曲线（虚线：微电位，实线：微梯度）：微电位的视电阻率＞微梯度的视电阻率，表现为正幅度差，高-中值；

自然电位：偏离泥岩基线，显示为负异常；

长、短电极视电阻率曲线（4M、0.45M）：高值；

声波时差：中-高值，平台状。

气层：侵入特征为“减阻侵入”；

微电极、SP、视电阻率：与油层相同；

AC：周波跳跃或台阶状增大；

中子伽玛：幅度高于油层。

水层：明显的“增阻侵入”；

微电极：正幅度差，中-低值；

SP：负异常，幅度比油层大得多（对淡水层则显示为正异常）；

长电极视电阻率（4M）：低阻；

短电极视电阻率（0.45M）：高阻；

AC：中-高值，平台状（与油层相似）。

增阻侵入：地层孔隙中原始流体的电阻率较低，泥浆滤液侵入后，侵入带的电阻率比原来地层的电阻率高（Ri＞Rt），这种现象称为“增阻侵入”或“高侵”。该情况多出现在含高矿化度水的水层处。

减阻侵入：地层孔隙中原始流体的电阻率较高，泥浆滤液侵入后，侵入带的电阻率比原来地层的电阻率低（Ri＜Rt），这种现象称为“减阻侵入”或“低侵”。该情况多出现在含油气的地层中。

三、碳酸盐岩剖面裂缝性油气层的识别

碳酸盐岩地层在世界油气储量和产量中，所占的比重越来越大。

储层特点：

（1）岩性复杂，物性变化大，具有高的电阻率。

（2）储集空间复杂，储集类型多样，非均质性极强，具有双重孔隙结构：

基质孔隙系统和裂缝系统。这两类孔隙系统具有不同的特点，从以下几个方面来看看两者之间的区别。

（一）划分渗透层

1、地质录井特征：

（1）钻具放空，钻时下降：钻遇缝洞层时，钻时下降，若缝洞较大时，还出现钻具放空现象。

（2）钻井过程中普遍发生的井漏、井喷：井漏、井喷、且先漏后喷是碳酸盐岩裂缝性油气层的显著特点之一。

（3）取心资料：对岩心进行观察，判断缝洞的存在，划出渗透层。

（4）岩屑录井资料：根据岩屑中次生矿物含量。

地层中的缝洞不能通过岩屑看到，但缝洞中有冲填物。

“缝洞开启系数”表示地下有效缝洞发育的情况，系数越大，则地下有效缝洞越发育。

2、测井曲线上的反映：=100%?次生矿物含量缝洞发育系数岩屑总含量=100%?次生矿物中自形晶含量缝洞开启系数次生矿物总含量

以华北古潜山裂缝-溶洞型储层和四川的裂缝性储层为例。

A、华北：裂缝-溶洞型储层，采用潜山测井系列：

岩性-孔隙度测井：自然伽玛、岩性-密度、中子、声波

聚焦电阻率测井：双侧向-微球型聚焦

裂缝测井：裂缝识别、地层倾角、井壁超声电视

其它测井：井径、井温、声幅、声波变密度

采用潜山测井系列，根据渗透层在这些测井曲线上的特征，就可以将它划出来。

测井特征：

1）自然伽玛：低值（含铀层为高值）

2）电阻率：低值或中等值

3）中子测井：低中子伽玛、高中子孔隙度

4）声波时差：高于或近似于骨架时差。仅探测水平缝

纵波：出现“周波跳跃”

声幅：明显衰减

变密度：波列显示突变，模糊带、锯齿带

5）密度测井：低体积密度

6）井径：平直时密度校正曲线不为零值

7）裂缝识别：重叠曲线有明显差异

8）声波电视：黑斑（带）显示

9）双井径：大于或近于钻头直径

10）自然电位：泥浆漏失形成过滤电势，可能在裂缝发育段产生异常

11）岩性密度：地层：Pe=1.81～5.08

重晶石:Pe=24.7

在含重晶石的泥浆侵入裂缝后，成为很好的指示器

12）双侧向：水平裂缝：深侧向下降，浅侧向影响小，相成负异常

垂直裂缝：深侧影响小，浅侧向下降，相成正异常

13）井径：裂缝段垮塌，形成明显扩径

14）井温：泥浆漏失，出现低温异常

15）倾角测井：极板接触不好，出现低阻异常

B、四川二叠渗透层：

四川二叠系阳新统产气层；厚层及块状灰岩，储集空间主要为裂缝和溶蚀洞穴。下面几种岩层在测井曲线上的表现：

由以上这张表可以看出：渗透层在测井曲线上的显示为“三低一高”，即自然伽玛低、中子伽玛低、电阻率低、声波时差高。

反映了“一纯”、二“多”、三“连通”的特点：

一纯：低自然伽玛反映含泥少，岩性纯，说明缝洞发育。

二多：低中子伽玛、高时差反映地层含H量多，说明缝洞发育，φ高。

三连通：低电阻率反映地层连通性好。

（二）识别油、气、水层

1.缝洞油、水层的识别

①、双孔隙度法：

——利用岩石总孔隙度与含水孔隙度之间的关系来划分油、水层的一种方法。

总孔隙度（又称中子孔隙度，φN）：由中子伽玛求出；

含水孔隙度（φW）：由深侧向电阻率曲线求出（阿尔奇公式）。

评价准则：a、φN≈φW时：水层；

b、φN＞φW时：孔隙油层；

c、φN＜φW时：缝洞层；此时应仔细分析，方可作出判断。

②、深浅侧向电阻率重叠比较法：

满足条件：Rmf＞Rw（泥浆滤液电阻率＞地层水电