测井解释报告

PAGEPAGE12014年全国测井大赛海油杯1号井测井解释报告学生姓名：赵炜专业班级：勘查技术与工程11-4班中国石油大学（华东）测井二〇一五年一月三十一日TOC\o"1-6"\h\z\u摘要 3第一章常规测井资料处理 4第一节常规解释程序模块选择（PORorCAR） 41GR数值显示。 42电阻率数据显示 53密度数据显示 6小结 6第二章特殊测井资料处理及分析 7第一节核磁共振测井分析 71核磁共振测井原理 72资料应用 73核磁共振资料分析 7第二节阵列声波测井分析 91纵横波时差识别流体性质 92横波速度对测井解释段分层 123阵列声波识别裂缝 134岩石力学分析(脆性评价) 145储层各向异性分析 156斯通利波定性评价渗透率 16第三章解释结论与分析 17重点层段分析 17井段一 17井段二 19第四章总结 21附录一核磁共振T2谱反演图 22附录二常规测井解释成果 22附录三解释结论表 26附件四纵横波慢度交会图识别流体性质 27摘要根据竞赛要求，本人针对该井标准、综合测井（测量井段：270m～1900m）,核磁共振（测量井段：1449.5m～1507.00m）、阵列声波、偶极横波系列测井（测量井段：270m～1900m）进行分析。测量项目有自然伽马、自然电位、井径、连续井斜、侧向、补偿声波、补偿中子、补偿密度、核磁共振、阵列声波。《1号井测井解释报告》共分三部分内容，主要包括岩性地质概况、常规测井资料处理及成果分析、特殊测井项目资料处理及分析。处理内容①用岩性密度以及电阻率资料对测井段上下矿物类型进行了分析，选择适合分析的处理程序类型。②对常规测井资料在EPGS平台上进行了综合分析，990m-1670m采用POR砂岩分析程序进行处理与评价；1670m-1900m采用CRA复杂岩性分析程序进行处理与评价，求出各岩石骨架、孔隙度、渗透率和含油气饱和度等参数。③使用核磁共振资料确定孔隙结构、识别流体类型、计算储层的有效孔隙度和束缚水饱和度等（主要标定了1466.3-1472.4为水层）。用阵列声波以及偶极横波资料提取了纵横波时差（速度）、到时、岩石力学参数、各向异性参数，对特定储集层的裂缝、发育情况以及脆性指数做了分析，采用纵横波时差交会图识别流体性质的的办法对储集层进行了流体性质识别，结果与常规测井资料的流体性质判定一致。解释成果针对一号井990m-1990m井段进行了测井解释，共解释了151.12m/31层，其中油层4.56m/2层，油水同层48.97m/8层，含油水层37.4m/8层，水层53.4m/10层，干层8.37m/2层。第一井段990m-1670m，运用POR解释模块处理后，解释2.66m/1层油层、油水同层45.7m/7层；第二井段1670m~1900m，运用CRA解释模块处理后，解释1.9m/1层油层、油水同层3.27m/1层。PAGEPAGE33第一章常规测井资料处理第一节常规解释程序模块选择（PORorCAR）1号井常规测井资料数据，整口井上下段曲线差异较大，明显可以看出在岩性上发生了变化。这里从GR曲线数值、电阻率曲线数值以及DEN曲线数值分析结果中可以将全井段（990m~1900m）分为两段：第一段990m~1670m；第二段1670~1900m。1GR数值显示。图1-1全井段GR数值在不同深度上的显示图1-2第一井段（990m~1670m）GR值频率分布直方图图1-3第二井段（1670m~1900m）GR值频率分布直方图从GR数值分析上可以看出，全井段中，深度在1670m处（绿线处）GR值发生了明显变化。第一井段GR值主要集中在70API~130API之间，占整体的80%左右，高值无显示；第二井段GR值主要在70API~150API之间，且130API以上的GR值所占比例较多（50%左右）。2电阻率数据显示图1-4全井段电阻率数值在不同深度上的显示图1-5第一井段（990m~1670m）电阻率值频率分布直方图图1-6第二井段（1670m~1900m）电阻率值频率分布直方图从电阻率数值分析上可以看出，全井段中，深度在1670m处（绿线处）电阻率值发生了明显变化。第一井段GR值主要集中在0OHM~60OHM之间，无高值显示；第二井段GR值主要在40OHM~200OHM之间，且200OHM以上的电阻率值也占一定比例。3密度数据显示图1-7全井段密度值在不同深度上的显示从密度值分析上可以看出，全井段中，深度在1670m处（绿线处）密度值发生了明显变化，红框内的密度值较小，主要是受到了扩径影响，因而不予分析。在扩径不明显的井段中，可以看出在绿色分割线前后，密度值有明显变化，绿色分割线（1670米处）之前密度值主要在2.4g/cm3-2.6g/cm3之间，而绿色分割线之后，密度值出现了2.7g/cm3以上的高值。因此从密度上也可以看出在1670米出，上下深度段岩性发生了变化。小结综合GR值、电阻率值、密度值在全井段上的显示，分析其数值差异，将全井段分为两段进行解释分析：第一段990m~1670m，运用POR处理模块做精细评价；第二段1670m~1900m，运用CRA模块做精细评价。第二章特殊测井资料处理及分析第一节核磁共振测井分析1核磁共振测井原理核磁共振测井利用的是原子核的磁性及其与外加磁场的相互作用而反映地层中孔隙结构与流体性质的一种测井方法，其不受地层矿物成分的影响，只对距井眼一定距离的地层孔隙流体进行测量，它是目前唯一一种能提供孔隙结构的测井方法。要了解其原理需要掌握几个概念：核磁共振现象、驰豫、横向驰豫、纵向驰豫、回波串。核磁共振测井的原始数据是由测井仪器采集到的自旋回波串，然后通过反演得到地层T2谱分布。回波串是由一系列“900--1800”的脉冲序列组成，第一个900的脉冲使磁化矢量扳转在X-Y平面上，磁化矢量会由于静磁场的局部非均匀性的原因很快散相，一定延迟时间后，施加一个1800的脉冲，把磁化矢量扳转到镜像位置上，结果是沿着与散相相反的方向使磁化矢量各横向分量得以重聚，在1800的脉冲后的时刻，观测到一个回波信号。通过施加一系列的1800的脉冲就可以得到一组回波串。回波串是地层孔隙中流体的含烃指数、扩散系数、纵向驰豫时间、横向驰豫时间等多种因素综合作用的结果。测井资料解释就是以原始回波数据为基础，完成对地层油气资料的准确评价。2资料应用核磁共振资料的应用主要包括以下三个方面：（1）确定孔隙度及孔隙结构（2）确定渗透率（3）识别流体类型不同流体的纵向驰豫时间、横向驰豫时间、扩散系数都有所不同，通常天然气的T2差异很大，但T1很接近，盐水和石油具有相近的T2值与扩散系数D，但T1值差异很大，通过分析地层核磁共振特性就可以识别其流体类型，主要识别方法有差谱法、移谱法、增强扩散分析法以及时域分析法。本次解释主要针对第三方面进行了分析。3核磁共振资料分析本次解释核磁共振资料共56m（1450m~1506m），下面是T2谱反演图。图2-1T2谱反演图从核磁共振T2谱反演图上，可以看出1453m~1471.5m有良好的流体显示。这一现象在该井段的常规测井资料中也有较好的对应关系。该段密度值为2.46g/cm3，声波时差74.15μs/ft，电阻率值相对较低。综合分析将该层判断为水层。表2-1是该段的综合解释参数表。表2-11号井井段解释成果表层

位深度段

(m)地层总孔隙度

(%)有效孔

隙体积

(%)可动流

体体积

(%)毛管束

缚水体积

(%)泥质束

缚水体积

(%)地层

电阻率

(Ω·m)含水

饱和度

(%)解释

结论11466.3-1472.411.0489.4174.1365.2811.63111.38470水层小结：核磁共振资料段，通过对核磁共振资料的分析，发现分析结果与常规测井解释结论有较好的相关性，验证了常规测井解释结论的准确性。第二节阵列声波测井分析阵列声波测井仪器采用不同发射器和多个接收器的组合测量，一次下井可以同时获得单极子、偶极子、正交偶极子等声波数据。1）在快速地层，单极子波列含有纵波、横波和斯通利波，但在慢速地层，单极子源发射的横波信号在井壁上无法满足临界折射条件，故而接收不到横波。2）为确定慢速地层中的横波波速，发展了偶极子声波测井，其声源是一种能够弯曲振动的板状声源，在井壁介质中产生弯曲波，其低频时的最大传播速度为井壁地层中的横波速度。实际测量时慢速地层的横波波列前也常常会有漏能P波。3）因为偶极子源的指向性发声，因此可以用来测量波速随角度的变化。正交偶枀子测井仪由两组指向互相垂直的偶极子发射和接收系统组成，可以得到四分量的偶极声波数据。1纵横波时差识别流体性质该井阵列声波测井的测量段为：990.00～1910.00m，从阵列声波中提取出了发射极纵波时差及接收极纵波时差曲线做井径矫正后的补偿声波时差，与常规测井中的声波时差曲线作对比，阵列声波补偿时差在扩径部分精度明显优于常规声波时差曲线（图1-7中1220扩径段，蓝线为补偿阵列声波时差，蓝虚线为常规声波时差）。阵列补偿声波时差扩径段明显优于常规时差由于该井扩径段较多，在解释中要综合考虑处理层段到底要选取从阵列声波中提取出来的时差曲线计算还是选用常规测井资料中的补偿声波时差曲线进行计算。阵列补偿声波时差扩径段明显优于常规时差根据含烃液体与水的纵横波时差与横波慢度的交会图可以识别流体性质，可由标准水层刻度100%含水线，落在水线处以及其左上方为流体性质为水，其右下方流体性质为油气显示。VpVp/Vs/VsShearSlowness(us/ft)图1-7纵横波时差识别流体性质示意图通过核磁以及常规测井资料分析，1470-1480段为水层，以此段为标准段刻度水层1220-1240段纵横波慢度交会图，数据点在水线以及水层刻度数据点之上，集中于其左上部分，说明流体性质为水，应为水层，结合常规测井解释段此段同样为水层，两者结论相互印证，说明可靠性较高。图1-71220-1240段为水层1240-1265段纵横波慢度交会图，数据点在水线以及水层刻度数据点左右分布，，说明流体中含烃度较高，流体性质应为油水同层，结合常规测井解释段此段同样为油水同层，两者结论相互印证，说明可靠性较高。图1-71220-1240段油水同层2横波速度对测井解释段分层根据常规测井资料的电阻率，密度，以及伽马值，认为整个测井解释段岩性发生变化，990.00-1670.00米，认为为砂泥岩剖面适合POR程序处理，1670-1990米含有碳酸盐岩，适合CRA处理。（石灰岩骨架的横波速度为3700m/s，砂层骨架横波速度为1518-2300m/s,根据DSI提取的偶极横波速度值。）图表SEQ图表\*ARABIC1横波速度图横波速度曲线特征，呈现两边高中间低的特征，其中底部横波速度（1670-1910米）高于顶部速度，底部7%的段横波速度为3000-4000米每秒，结合常规曲线剖面，上部为砂泥岩剖面，泥质含量较低，中部为砂泥岩剖面泥质含量高，底部为碳酸盐岩剖面，其速度响应特征与岩性特征一致。990-1670米段横波速度图1670-1910米段横波速度图3阵列声波识别裂缝水平裂缝发育段，由于实际裂缝发育复杂，裂缝发育方向相对于声波传播方向的视倾角存在正交的情况，幅度会发生明显变化，总体上可能出现人形反射斯通利波的幅度对裂缝十分敏感，其幅度的衰减与裂缝的张开度有关，其主要受流体的影响，反射信号最强的地方指示一条张开裂缝的可能性最大。常规曲线中电阻变低，密度为低异常，井壁稳定，孔隙度增大1886-1890米段整列声波以及常规测井资料响应对比分析常规曲线中电阻变低，密度为低异常，井壁稳定，孔隙度增大阵列声波资料（1886-1890米）出现人形反射，斯通利波幅度变化明显出现人形反射，斯通利波幅度变化明显常规资料（1886-1890米）4岩石力学分析(脆性评价)测量段1170-1176米脆性指数对储集层进行压裂时的关键参数，通过声波测井模块可以计算出其杨氏模量以及泊松比，通过对二者进行归一化处理，求平均值可得其脆性指数。其中为所有样本数据的均值，为所有样本数据的标准差。990-1500米井段脆性指数第一解释段（990-1670米）脆性指数差于第二解释段（1670-1900米）测量段1170-1176米1170-1176米井段脆性指数经过常规资料分析1170-1176米段位为储集层，解释结论为油层，从脆性指数看本段突然明显为高值，说明储集层岩石特性脆性很高。5储层各向异性分析通过声波模块各向异性分析可知1170-1180段，各向异性值幅度明显，说明该段各向异性程度很高，孔渗性优良。6斯通利波定性评价渗透率斯通利波的幅度对裂缝十分敏感，其幅度的衰减与裂缝的张开度有关，1170-1176米斯通利波幅度变化明显，说明该段渗透性优良。第三章解释结论与分析1、解释结论统计本次针对一号井990m-1990m井段进行了测井解释，共解释了152.68m/31层，其中油层4.56m/2层，油水同层48.97m/8层，含油水层37.4m/8层，水层53.4m/10层，干层8.37m/2层。第一井段990m-1670m，运用POR解释模块处理后，解释2.66m/1层油层、油水同层45.7m/7层；第二井段1670m~1900m，运用CRA解释模块处理后，解释1.9m/1层油层、油水同层3.268m/1层。下面是两个解释井段的统计情况表1解释井段结论表井段油层（m/层）油水同层（m/层）含油水层（m/层）水层（m/层）1（990~1670）2.66/145.7/733.58/734.47/72（1670~1900）1.9/13.268/13.81/118.93/3重点层段分析井段一990m-1670m被解释为砂泥岩剖面，对该井段的重点层位进行分析。首先可以分析得出该井为淡水泥浆钻井。第3层：深度：1100.42m-1103.1m，厚度：2.66m，解释结论：油层。测井响应特征：该层井眼比较规则，无明显扩径，对密度、补偿中子、补偿声波等曲线影响较小；GR值相对较低，SP负异常，说明泥质含量较少；声波时差较低，平均69.5us/ft，密度测井平均值2.6g/cm3，补偿中子测井平均值17%，综合三孔隙度曲线可以看出该层段砂岩含量较多，发育较好。因声波时差值较低，导致计算孔隙性一般。同时该层深浅电阻率值有明显的高侵，且电阻率值相对较高。综合上述分析将该层判断为油层。综合解释参数：泥质含量：7.5%，孔隙度：5.3%，渗透率：10md，含水饱和度：36%。②第9层：深度：1242.73m-1254.47m，厚度：11.74m，解释结论：油水同层。测井响应特征：该层井眼扩径，对密度、补偿中子、补偿声波等曲线会产生影响；GR值相对较低，SP负异常，说明泥质含量较少；声波时差较低，平均68us/ft，密度测井平均值2.58g/cm3，补偿中子测井平均值8%，综合三孔隙度曲线可以看出该层段砂岩含量较多，发育较好。因声波时差值较低，导致计算孔隙性一般。同时该层深浅电阻率值有明显的高侵，且电阻率值相对较高。综合上述分析将该层判断为油水同层。综合解释参数：泥质含量：3%，孔隙度：4%，渗透率：20md，含水饱和度：54%。③第15层：深度：1466m-1472.53m，厚度：6.45m，解释结论：水层。测井响应特征：该层井眼比较规则，无明显扩径，对密度、补偿中子、补偿声波等曲线影响较小；GR值相对较低，SP负异常，说明泥质含量较少；声波时差较低，平均74us/ft，密度测井平均值2.5g/cm3，综合孔隙度曲线可以看出该层段砂岩含量较多，发育较好。因声波时差值较低，导致计算孔隙性一般。同时该层深浅电阻率值有明显的低侵现象，但电阻率偏高，补偿中子孔隙度较低，分析原因是残余油含量较高。综合上述分析将该层判断为水层。综合解释参数：泥质含量：7%，孔隙度：8%，渗透率：25md，含水饱和度：70%。井段二1670m-1900m被解释为特殊岩性剖面，对该井段的重点层位进行分析。首先可以分析得出该井为淡水泥浆钻井。第25层：深度：1692.7m-1694.57m，厚度：2.66m，解释结论：油层。测井响应特征：该层井眼比较规则，无明显扩径，对密度、补偿中子、补偿声波等曲线影响较小；GR值相对较低，SP负异常，说明泥质含量较少；声波时差较低，平均70us/ft，密度测井平均值2.66g/cm3，补偿中子密度平均值13%，综合三孔隙度曲线可以看出该层段砂岩和灰岩发育较好。因声波时差值较低，导致计算孔隙性一般。同时该层深浅电阻率值有明显的高侵现象，且电阻率较高。综合上述分析将该层判断为油层。综合解释参数：泥质含量：2%，孔隙度：8%，渗透率：25md，含水饱和度：25%②第24层：1686.17m-1689.44m，厚度：3.27m，解释结论：油水同层。测井响应特征：该层井眼比较规则，无明显扩径，对密度、补偿中子、补偿声波等曲线影响较小；GR值相对较低，SP负异常，说明泥质含量较少；声波时差较低，平均73us/ft，密度测井平均值2.55g/cm3，补偿中子密度平均值12.7%，综合三孔隙度曲线可以看出该层段砂岩和灰岩发育较好。因声波时差值较低，导致计算孔隙性一般。同时该层深浅电阻率值有明显的高侵现象，且电阻率较高。综合上述分析将该层判断为油水同层。综合解释参数：泥质含量：2%，孔隙度：12%，渗透率：30md，含水饱和度：60%③第24层：1665.25m-1674.57m，厚度：9.31m，解释结论：水层。测井响应特征：该层井眼比较规则，无明显扩径，对密度、补偿中子、补偿声波等曲线影响较小；GR值相对较低，SP负异常，说明泥质含量较少；声波时差较低，平均77us/ft，密度测井平均值2.62g/cm3，综合孔隙度曲线可以看出该层段砂岩和灰岩发育较好。因声波时差值较低，导致计算孔隙性一般。同时该层深浅电阻率值有低侵现象，且电阻率较低。综合上述分析将该层判断为水层。综合解释参数：泥质含量：3%，孔隙度：10%，渗透率：30md，含水饱和度：74.5%第四章总结采用密度，电阻率。横波时差，GR值数据分析，将数据段分为两段，第一段（990-1670米）为砂泥岩剖面，第二段为特殊岩性剖面（1670-1900米），含碳酸盐岩，第二段物性含油性差于第一段。进行测井解释缺乏必要的地质以及录井信息，井况很复杂，导致常规解释结果存在很大的不确定性，之后综合运用了阵列声波以及核磁资料，提高了解释精确度。注（常规解释部分与杜洋洋师兄合作完成，其中杜师兄起了关键作用，我们共用了解释结果，核磁测井部分与张洪盼同学共同完成，张洪盼完成了其中的主要部分，声波部分由自己独立完成，其