低电阻率油层测井解释识别方法研究

低电阻率油层测井解释识别方法研究华北石油测井公司汇报人:祗淑华

目录前言

低阻油层的成因分析低阻油层测井解释识别方法研究成果的地质应用结论与建议冀中地区由于受构造、沉积、成岩等多因素的影响，不同地区、不同层位的油层电阻率变化较大，因此形成了以油层电阻率变化大为主要特点的碎屑岩复杂油气层，其中包括与水层电阻率较接近的低电阻油层。这些复杂油气层已不同程度地获得了工业油气流，成为我油田油气勘探的主攻目标。

前言

近几年来我们研究了低电阻率油气层成因、低电阻率油层定性、定量解释方法并充分应用了测井新方法、新技术，如核磁共振解释技术，提高了测井解释水平。

同时将研究成果应用到晋南凹陷、文安斜坡、深泽凹陷、廊固凹陷、留西大王庄地区，创造了巨大的经济效益，为油田的挖潜增效、增储上产做出了积极的贡献。1999年复查解释情况2000年复查解释情况应用成果99年复查情况晋南地区泽70断块文安地区廊固地区70口井，69米/15层，增补5.4米/4层；修改油层13.6米/2层，差油层9.8米/7层，油水同层41米/5层。4口井，152.6米/32层，修改油层134.2米/28层，油水同层18.4米/4层。共解释低电阻油层452.7米/132层，占总油层的76%。试油的51层中解释偏低层仅有6层，占12%，解释吻合率达88%。37口井，720.6米/129层，修改油气层398.1米/70层，油气水层78.8米/14层，可疑层243.7米/45层。试油17层/3口井，符合9层，符合率53%2000年复查情况廊固地区留西大王庄53口井，234.8米/59层，修改油层55.4米/14层，气层34.6米/7层，油气层53米/13层，油气水同层27.8米/5层，差油层17米/6层，可疑层47米/14层。试油23层/6口井，符合12层，4层不符合，6层可疑层不统计符合率76.5%28口井，38.6米/11层，增补层1.6米/1层；修改油层14.3米/4层，差油层2米/1层，油水同层22.3米/6层。对5口井7层提出试油的建议一、低阻油层的成因分析地层水矿化度的影响孔隙结构的影响泥浆侵入的影响沉积环境的影响262728

26、27、28层试油为油水同层，产油3.76t,产水17.66m3262728赵80井高矿化度低阻层泥+粉砂含量孔隙结构的影响以粉砂为主的细岩性电阻率323233333434赵113井

32层束缚水饱和度为38.73%,渗透率为189x10-3,与33层合试日产油51.9t,日产气3340m332层，RT=3.38Ω.m,GR=57API,粒度分析泥＋粉砂含量为23.04%,泥质含量为4.21％，薄片分析粒径0.03─0.2mm,

岩石电阻率与地层水电阻率关系图

泥质层状分布的影响242424赵112井泥质层状分布

24层束缚水饱和度为45-50%,解释为油层,试油为油层,累积产油22.8t0102030400.10.160.250.40.6361.01.62.546.361016赵112井孔隙半径分布图500.063孔隙半径（μm）物性分析水平渗透率为14-298x10-3µm2

对于渗透性较好的储层，泥浆侵入也会造成其电阻率的降低，侵入带的范围与储层的性质、泥浆性能和侵泡时间有关，但主要与储层性质，既与储层孔隙大小和裂缝发育有关。泥浆侵入的影响侵入半径与孔隙度关系图00.20.40.60.81.0051015202530侵入半径(m)孔隙度(%)红线为两相渗流理论计算结果兰点为井实际资料点R一般为0.3-0.6m第一次测井浸泡2-3天。第二次测井:浸泡7-8天。油层电阻率降低两次测井均在“交会点”之前ILD2〈ILD1泥浆侵入影响A井212223第一次深感应第二次深感应第一次中感应第二次中感应ILD3=ILD2〉ILD1典型水层侵入实例15第二次深感应第二次中感应第一次深感应第一次中感应第三次深感应第三次中感应B井沉积环境的影响正旋回沉积反旋回沉积正旋回沉积的低阻薄层测井曲线（C井）8-11号层，自下而上岩性由粗变细，GR由49API升至62API,SP由30mv降至20mv,为一明显的正旋回沉积，位于上部的8号层电阻率仅2Ω·m左右,而位于底部的11号层电阻率值为4.5Ω·m。8号、9号层合试获日产40.3t反旋回沉积低阻油层测井曲线图（D井）

9-14层为一套明显的反旋回沉积的地层，该套地层由两个小的反旋回沉积组成，9-11层为一个小的反旋回沉积,12-14层为另一个小的反旋回沉积,这一套反旋回沉积的地层为明显的低电阻率沉积的地层，9-14层合试获日产80.5t891011121391091011121314二、低电阻率油层测井解释利用岩心毛管压力资料、核磁测井资料进行储层特征分析测井解释识别方法

孔隙结构影响而形成的低电阻率油层解释泥浆侵入影响而形成的低电阻率油层解释料进行储层特征分析

利用岩心毛管压力、核磁测井资岩心毛管压力资料和核磁室内测量资料的对比核磁测井成果与岩心毛管压力资料的对比利用核磁测井资料进行储层特征分析岩心毛管压力资料和核磁室内测量资料的对比双峰孔隙结构单峰孔隙结构（大喉道）单峰孔隙结构（小喉道）双峰T2分布单峰T2分布（右峰大）单峰T2分布（左峰大）岩心毛管压力资料和核磁室内测量资料的对比

核磁测井成果与岩心毛管压力资料的对比0.0630.10.160.250.40.6311.62.210020304050R(μm)Shg(%)赵57井35号层R=1.3575μm以小孔径为主Shg(%)R(μm)0.0630.160.42.56.310162501020301赵71井10号层R=10.4396μm双组孔径发育以大孔径为主0.0630.160.41.02.56.3R(μm)Shg(%)R(μm)0.0630.160.42.56.3012040赵61井7号层R=4.3815μm双组孔径发育以中孔径为主利用核磁测井资料进行储层特征分析

某井核磁成果图

GAMMARAY0150CALIPER1545BITSIZE1545MRILPPOR010MRILPERM0.22000Swirr10001000swMRILPOROSITY500MRILBMEWV505000191015中高阻油层323334赵113井

32、33层合试为油层,累计产油51.9t,气3340m3低阻油层Rt=3.45Ω.mSwir=38.73%Ø=21%K=189x10-3

Rt=3.38Ω.mSwir=29.86%Ø=22%K=424x10-3

6赵80井试油为水层水层Swir=4.37%Ø=21%K=550x10-3

81赵86井

试油为油层,累计产油0.81t81低孔—低渗储层Rt=3.6Ω.mSwir=54%Ø=12%K=8.7x10-3

致密层赵113井不同类型的储层，其孔隙结构不同，在核磁T2分布图上的反映也不近相同，为利用核磁测井资料研究储层孔隙结构提供可靠的依据。核磁T2分布与孔隙结构参数之间的关系

喉径均值分选系数均值系数排驱压力中值压力渗孔比

束缚水饱和度T2几何平均值与喉径均值关系图T2几何平均值与分选系数关系图T2几何平均值与均质系数关系图T2几何平均值与排驱压力关系图T2几何平均值与中值压力关系图T2几何平均值与束缚水饱和度关系图T2几何平均值与渗孔比关系图赵80井和赵86井核磁共振测井的T2几何平均值与岩心半渗透隔板分析的喉径均值、分选系数、均质系数、排驱压力、中值压力、束缚水饱和度、渗孔比等参数之间都存在着明显的关系；核磁共振测井能够反映孔隙结构。

如果有核磁测井资料，完全能够利用核磁测井的T2分布得到上述的能反映孔隙结构的各个参数，并由此可完善和改进常规测的解释方法，为更好地判断油水层和产能提供可靠的地层孔隙结构的依据。

利用核磁T2分布曲线与毛管压力曲线对应关系，可粗略估算同一孔隙系统下不同孔径所占的比例。某井不同岩样的计算结果表核磁计算成果与毛管压力资料计算成果对比图不同孔径孔隙所占比例R＜0.63R＜6.3R＜16当孔隙度、渗透率值较大，且岩心分析数据与核磁计算值相近时，估算结果基本一致；当渗透率值较小，或岩心分析数据与核磁计算值相差较大时，有一定的差别。但整体分析认为，对于孔隙系统中大小孔径的分布仍能给出有价值的结果。孔隙结构的关系

渗透率孔隙度比值与K/Φ与孔喉半径均值Rm的关系K/Φ与不同孔径孔隙所占比例A的关系K/Φ与排驱压力、中值压力之间的关系渗透率孔隙度比值与孔隙结构的关系K/Φ与孔喉半径均值Rm关系图K/Φ与不同孔径孔隙所占比例A的关系图K/ΦRm不同孔径所占比例AK/ΦR＜0.1R＜04R＜1R＜10K/Φ与A1、A2…An之间相关性较好，各相关关系分别为：利用公式计算的A值与半渗透隔板法测定的值之间误差较小，二者交会图如下：K/Φ与中值压力的关系图K/Φ与排驱压力的关系图渗透率孔隙度比值与中值压力、排驱压力的关系在储层的孔隙度、渗透率较准确的情况下，就可利用它们的比值估算该层的孔隙结构参数，进而对储层的孔隙特性进行评价。孔隙结构影响低阻油层解释方法研究

低阻油层的定性判别低阻油层定量解释方法低阻油层低电阻、低自然伽马低电阻、高自然伽马RTIGR交会图IGR=0.42高阻油层低阻油层水层致密层高束缚水引起的低电阻率油层

低自然伽马的低阻油层根据以下四个条件确定：a、纵向上多在正旋回沉积中、下部，反旋回沉积中、上部，并与高阻油层相伴存在；b、层内测井资料反映岩性、物性变好，电阻率相对增大。如物性变化大于电性变化，为油层，反之则为水层；c、核磁T2分布反映储层性能较好；d、录井、井壁取心有油气显示。中、高自然伽马的低阻油层确定:0.18低阻油层定量解释方法以核磁测井为基础的可变m、n解释方法利用双组孔隙模型对含油饱和度进行校正利用以常规测井为基础的可动水原理评价储层性能以核磁测井为基础的可变m、n解释模型:核磁测井T2几何平均值Φ、K、Swi微观孔隙结构特征孔喉直径平均值m、n、a、bSw产能分析油水层判断赵80井可变m、n法的处理成果图161718利用以常规测井为基础可动水束缚水饱和度的确定含水饱和度计算方法可动水分析原理评价储层性能束缚水饱和度模型（A曲线），方程:Swi=24.232+0.84R+2.242*10-2R2-4.054*10-4R3+1.7*10-6*R4式中：R=(A·GR/Φ·Rt·R泥)束缚水饱和度的确定计算束缚水饱和度直方图第一峰值为25-45%,第二峰值为45-60%岩电实验得出平均值分别为33%、52%含水饱和度计算方法含水饱和度计算方法如下：

当Vsh<10%时，使用阿尔奇方程：

Sw=(abRw/ΦmRt)1/n否则，使用经验方程：

Sw=(abRw/RtΦm(1+1.1558Vsh/Φ))1/n

a、b、m、n由岩电实验提供；Rw：地层水电阻率Vsh：泥质含量可动水分析可动水分析法定量标准如下：

油层：Sw≈Swi,不存在可动水油水同层：Sw>Swi,存在少量可动水水层：Sw>>Swi，存在大量可动水文119X井可动水法处理成果图处理成果显示23、24、28、30、31号层均没有可动水，而且含油饱和度均大于40%，为油层。23、28、30号层试油均为油层利用双组孔隙模型对含油饱和度进行校正双组孔隙解释模型:含油饱和度校正公式:Φb/φm—Rt交会图RtΦb/φm00.20.40.60.81.051015泥浆侵入影响而形成的低电阻率油气层解释方法油层电阻率时间推移声波—中子伽马系列识别技术气层

三孔隙度测井识别技术天然气综合评价技术电阻率时间推移测井原理

时间推移测井就是根据油气层与水层，在径向上侵入带内饱和度的分布规律不同，利用泥浆浸泡地层的不同时间，用同一探测深度电测的不同次测井来识别油气层与水层。

泥浆滤液侵入的影响因素：

泥浆性能、泥浆柱与地层压力差、循环泥浆与起下钻、浸泡时间等

三：时间推移测井的解释模型分六个时区“交会点”ILD=ILM“交会点“之前油层呈低侵特征“交会点”之后油层呈高侵特征时间（天）电阻率（Ω.m）油气层解释模型：时间（天）电阻率（Ω.m）水层侵入解释模型不同地层渗透率，孔隙度，原始含水饱和度，压差的电阻率测井响应特征：时间（天）RILD/RILM不同地层渗透率条件的泥浆滤液侵入气层感应测井时间响应特征剖面横向条件：孔隙度=8%，SW=45%渗透率时间（天）RILD/RILM不同孔隙度条件下的泥浆滤液侵入气层感应测井时间响应特征剖面横向条件：渗透率=110-3m2，SW=45%时间（天）RILD/RILM不同原始含水饱和度条件的泥浆滤液侵入含气层感应测井时间响应特征剖面时间（天）RILD/RILM不同压差对泥浆滤液侵入气层感应测井时间响应特征剖面的影响ILD2,ILM2:浸泡2-3天。ILD3,ILM3:浸泡7-8天。交会点时间约在8-9天两次测井油层都呈低侵好油层。212223

赵60-10井第二次中感应第二次深感应第三次深感应第三次中感应赵61井（差油层）第一次浸泡7天，深感应电阻率41Ω·m，中感应电阻率42Ω·m，为负差异高侵特征。

POR=15%第二次浸泡28天，深感应电阻率39Ω·m，中感应电阻率46Ω·m，为负差异高侵特征。高侵特征更加明显，侵入更深试油:油8.86t/d7第一次深感应第一次中感应第二次深感应第二次中感应2325

23层ILD1=28ILD2=23ILM1=27ILM2=311、浸泡9-7天，深中感应正差异低侵特征，侵入不明显，在“交会点”之前2、浸泡16-14天，深中感应负差异高侵特征，侵入明显已过“交会点”。A井第一次深感应第一次中感应第二次深感应第二次中感应第一次测井，浸泡7天刚过交会点；第二次测井浸泡14天，已过交会点；两次测井，深、中感应均呈负差异高侵特征。试油：油58.08t/d27A井第一次深感应第一次中感应第二次深感应第二次中感应

三次测井深、中感应呈明显负差异特征典型水层侵入实例15

赵60-10井第一次深感应第二次深感应第三次深感应第一次中感应第一次中感应第一次中感应钻开油气层后，最好在“交会点”之前，即3-5天进行综合测井，双感应呈正差异低侵特征，则可以及时发现油气层，否则会增加解释难度。低电阻率气层解释声波—中子伽马系列识别技术三孔隙度测井系列识别技术天然气综合评价技术

声波—中子伽马系列识别技术中子伽马推移测井双时差法双孔隙度差值法DΔΤ=ΔΤ-ΔΤNGΔΤNG=176-600*(0.0575+1.024*ΔNG)

三孔隙度测井系列识别技术三孔隙度差值流体声阻抗三孔隙度曲线拟合法纵波等效弹性模量法天然气综合评价技术天然气综合解释程序GAS-99输出参数：PORD、PORN、PORS

DAN、DDN

DR、ZFACF、CNLF、DENFSOGR、综合判别系数在老井复查中，采用了以声波—中子伽马为主导的解释方法。即可以手工解释，又可编程处理19202120号层顶6米射开日产气45470方，油0.35吨Rt=12.5Ω·mAc=390μs/mNG1=1.35NG2＞NG1时间推移明显安304井研究成果的推广应用文安地区泽70断块廊固凹陷晋南地区留西大王庄关键井研究技术解释标准的确定低阻油层分布特征储层特征储层“四性关系”

流体性质及分布规律

低阻油气层类型晋南地区储层特点：中高孔中高渗储层与低孔低渗储层并存稠油层与轻质油层并存低阻油层与中高阻油层并存低阻油层：岩石颗粒较细（多为细砂、粉砂）、双组孔隙结构、在离油源较远的三角洲前缘相或深湖相较发育

孔隙结构影响是形成低阻油层的主要因素赵113井核磁渗透率计算渗透率岩心分析渗透率核磁孔隙度计算孔隙度岩心分析孔隙度赵80井核磁束缚水饱和度计算束缚水饱和度岩心分析粒度中值计算粒度中值赵60井

晋南地区解释标准的确定

IGR——So交会图So(%)Swir（%）

So——Swir交会图赵57断块地层对比图赵112井24号层横向对比图99年晋南凹陷解释低电阻率油层314.5m/106层,石油地质储量247万吨，占该地区98年上缴石油地质储量的38.12%。99年复查70井，增补5.4米/4层；修改油层13.6米/2层，差油层9.8米/7层，油水同层41米/5层。

获得成果和经济效益文安斜坡储层特点：岩性一般为细、粉砂岩，少数为粗砂或含砾砂油层电阻率多为3-5Ω.m，水层电阻率多为2-3Ω.m低阻油层特点：孔隙度、渗透率与中高阻油层相当，孔隙度15-25%，渗透率为100-500μm×10-3测井解释情况：由于对低阻油层认识不足，98年以前解释符合率小于70%压汞资料、岩心资料、核磁测井资料反映

该区低阻油层主要是由于较复杂的孔隙结构引起束缚水饱和度增加而造成23、24层COND为3.16、2.4Ω.m，处理Swir为50-55%，试油为油层日产油39.4t文119X井核磁成果图2324文119X井可动水法处理成果图处理成果显示23、24、28、30、31号层均没有可动水，而且含油饱和度均大于40%，为油层。23、28、30号层试油均为油层RT--SO交会图

在文安地区的文118和文119断块解释低电阻率油层452.7m/132层,低电阻率油层储量345.6万吨,占该地区98年上缴石油地质储量的76.3%。

获得成果和经济效益解释吻合率从1997年的小于70%上升到88%泽70断块深泽地区油层主要分布在Ed组，泽70断块自上而下发育三套油组。Ⅱ油组与III油组电性较高，物性较好，核磁有效孔隙度为17-28%，渗透率为10-100×10-3μm2，属中高孔-中高渗储层。I油组电性较II、III油组电性低，以前均解释为含油水层。1999年3月首次在泽70开发区块进行了核磁共振测井后，认识到孔隙结构是影响低阻油层电性的主要因素。泽70断块油层电阻率统计直方图泽70北东断块共解释油层299.3米/63层，其中低电阻率油层121.8米/31层，占总油层的40.7%左右孔隙结构基本为两类：双峰特征和单峰特征的孔隙结构。T2分布图中水层的谱峰明显偏右，而含油层左侧谱峰明显较水层大，反映为水层束缚水饱和度极低，一般在10-20%左右，油层束缚水饱和度较高，一般在40%以上，根据这一特点可以定性地将油水层区分开泽70-19X井核磁测井成果图202122水层

泽70北东断块、泽70北断块通过对低电阻率油层的深入研究，修改16口井共71

层解释结论，其中提升为油层430.5m/66层，提升为油水同层28.4m/4层,提升为差油层5m/1层。从而扩大了泽70断块的含油面积，增加了上百万吨的石油地质储量。

获得成果和经济效益廊固凹陷

原来由于对泥浆侵入气层认识不足，该区天然气勘探受到严重阻碍，基本以找油为主，随着对泥浆侵入油气层认识的提高，99年采用识别低阻气层的测井解释方法对37口老井进行复查和重新认识，获得工业气流；2000年立足新层系开展老井复查，取得了良好的地质效果。

复查主要针对Es1段地层，储层岩性均为细砂岩，Es1段自上而下储层岩性由粗变细。储层受岩性及低地层水矿化度的影响，造成油、气、水层电阻率没有明显的界限。水层电阻率为4.0-13.5Ω·m。油气层地层电阻率为5.1-10.5Ω·m。

廊东地区Es1段储层地质特征气层、油气层声波时差相对油层、水层高。多为油气间互层，在Es1底部存在凝析油气层。油质轻，原油密度为0.735-.8385g/cm3，天然气密度0.6363-0.6802g/cm3。钻井泥浆比重较大，一般在1.44g/cm3有的高达1.7g/cm3,地层压力一般为1.0-1.15左右.

廊东地区Es1段储层地质特征

1、运用声波时差数值增大及周波跳跃判断气层

2、采用中子伽马-声波时差曲线重叠法判断油气层

3、中子伽马推移法判断油气层

有效判断油气层的方法1313号层单试日产油14.29吨,气24650方Rt=8.9Ω·mAc=350μs/mNG1=0.89AC曲线跳，呈典型的气层特征。固将原解释水层修改为油气层。安66井20212220-22合试日产油60.9吨，气43130方Rt=7.9-6.2Ω·m，Ac=380-325μs/mNG1=0.89-0.82，NG2=1.11-1.02，故将水层修改为油气层安66井19202120号层顶6米射开日产气45470方，油0.35吨Rt=12.5Ω·mAc=390μs/mNG1=1.35NG2＞NG1安304井依据五口井22个试油层，39个解释层，针对Es1段绘制了Rt—Ac交绘图、R4—AC交绘图、R4—φ交绘图、Rt—Φ交绘图、NG/NGsh—Ac交绘图、（NG2-NG1）—Ac交绘，提出以下标准。廊东地区Es1段测井解释标准建立272829日产气20272-18650方日产油1.03吨Rt=4.4-6.7Ω·m，Ac=315-285μs/mNG1=1.11,NG2与NG1重合疑难层安90-62

含油气饱和度低的油气层和凝析气层，中子伽马推移测井效果不明显，降低了测井曲线对天然气的识别能力。

99年通过对低阻油气层成因分析，对廊固凹陷的37口老井进行了重新复查，共修改和增补油层、天然气层398.1m/70层，修改和增补油(气)水同层78.8m/14层，可疑层243.7m/45层，增加天然气储量20多亿方。获得成果和经济效益2000年复查53口井，234.8米/59层，修改油层55.4米/14层，气层34.6米/7层，油气层53米/13层，油气水同层27.8米/5层，差油层17米/6层，可疑层47米/14层。

留西大王庄地区

沙一段储层试油均为含油水层，油层资料点子很少，无法建立解释标准。

东三段解释标准：油层：

8.0Ω·m≤Rt≥18Ω·m275μs/m≤AC≥295μs/m19%≤Φ≥23%

油水同层：6.7Ω·m≤Rt≥15.4Ω·m265μs/m≤AC≥340μs/m17%≤Φ≥31%

水层：5.6Ω·m≤Rt≥11.8Ω·m