测井曲线计算公式

摘要油层物理是研究储层岩石、岩石中的流体（油、气、水）以及流体在岩石中渗流机理的一门学科。它表述的是油层的物理性质，储层的岩石骨架和储存于岩石骨架孔隙中的流体。钻探一口油井，取心测得的孔隙度、渗透率等物性参数，反映的是这口井及井筒周围的油层物性参数，即所谓的“一孔之见”，从平面上看，如果这口井位于湖相水道砂微相中间，它的孔隙度、渗透率偏高，用此计算的储量偏大，因为向水道砂微相两侧的孔、渗参数肯定要小；如位于水道间的薄砂层中，那计算的储量可能偏小，要想真正控制就得还油层以本来面目。早期资料较少是难以达到的，而随井网的不断完善，获取的动、静态信息的不断增加，新技术、新方法不断出现，就能还油层以真面目。精细油藏描述是指油田投入开发后，随着开采程度的加深和动、静态资料增加，所进行的精细地质特征研究和剩余油分布描述，并不断完善储层预测的地质模型，称为精细油藏描述。可以细分为开发初期、开发中期和开发后期精细油藏描述。不同时期的精细油藏描述因资料占有程度不同而描述的精度不同。而目前在开发后期（指综合含水＞85%可采储量采出程度在75%以上）的精细油藏描述由于资料占有量相对较多，所以描述的精度要高，加上相关新技术、新方法的应用才能达到精细描述的程度。油层物理学科在提高采收率的研究的过程中，对油层的非均质性、流体粘度及流度比和油藏润湿性等对采收率的影响进行了研目录TOC\o"1-5"\h\z一、引言 （1）二、精细油藏描述实例 （2）\o"CurrentDocument"1．概况 （2）2．精细油藏描述对策及思路 （3）3．精细构造研究 （4）4．测井多井评价 （6）5．沉积微相及砂体展布规律 （10）\o"CurrentDocument"6．储层非均质性 （14）7．储层流动单元研究 （20）8．三维建模及油藏工程评价 （23）三、结论及认识 （24）\o"CurrentDocument"四、结束语 （25）油层物理与精细油藏描述――结合板桥油田板北板一油组实例分析引言油层物理表述的是油层的物理性质，储层的岩石骨架和储存于岩石骨架孔隙中的流体。首先研究的是储集油气的储层。储油岩石的性质直接影响着油气储量和产量，油层物性资料对整个油藏的开发过程起着主要的控制作用。对于认识储层、评价储层、保护和改造储层，对于油田地质勘探、油田开发方案的制定以及提高油气采收率都有重大意义。储层流体是指储存于地下的石油、天然气和地层水。处于地下的流体的物理性质和其在地面的性质有着很大的差别。于是油层物理又发展到对流体的测试研究，多相流体的渗流机理和提高采收率方法研究。研究储油层的物理性质，进而研究储油层的空间展布，在沉积岩储层的研究上，认为储层的分布是有规律可循的，是按照一定的规律分布的。随着钻井资料的增加，人们对地下油层的物性认识进一步提高，愈加接近于地下的真实状况；沉积相、沉积微相的研究结果证实，沉积微相控制着储层的分布，决定了储层的孔隙度、渗透率等的变化趋势；油层取心资料的有限性，近年来在测井多井评价技术进步的基础上得到补充。物探技术进步，储层约束反演技术为储层的分析研究提供了技术支持，油层非均质性的研究，对油层中存在的渗流屏障的研究及流体性质的研究随着油田开发的深入变得愈来愈重要，研究得愈来愈细致。经过较长时间油藏的开发，在采出程度较高的开发后期，有了较多的资料积累。为了进一步提高采收率，人们对重建地质模型的愿望随之产生，这样就提出对油藏的精细描述的问题。精细油藏描述是对油层物理学科的拓展和延伸，它应用了目前一些成熟的多学科的配套技术，但其核心仍然是油层物理基础研究内容，以提高采收率为目的，对油藏的精细认识。二、精细油藏描述实例1．概况⑴板桥凹陷位于渤海湾盆地黄骅坳陷中北部，板桥油田板北板一油组精细油藏描述是板桥油气田精细油藏描述的一个部份，我们仅以此来探讨精细油藏的描述方法。本区有沙一、沙二、沙三段三套含油层系，含油气井段2436〜4092m，划分为9个油组，板一油组仅是其中的一个。板北板1油组探明地质储量426X1041,该套油组1982年投入开发，初期依靠油藏天然能量开采，从1985年各断块逐步转入注水开发，到目前经历了近20年的开发历程，到目前总采油井30口，开井25口，日产油105.1t/d,日产气36187m3/d,日产水601iWd,综合含水85.1%,累积产油152.67X1041,采出程度35.8%,采油速度0.9%，可采储量采出程度％。注水井27口，开井19口，日注水1018m3，累积注水580.91X104m3，月注采比1.27,累积注采比1.12。⑵存在的主要难题板1油组已进入高含水期开发，呈现产量递减和含水上升双重加快的特点。油层水淹程度严重，地下油水关系复杂，造成开发过程中注采矛盾比较突出，加大了挖潜难度。随着开采过程的加深，剩余油高度分散，原有的地质模型已不能满足目前挖掘剩余资源潜力精度的需要。2．精细油藏描述对策及思路⑴研究对策精细构造研究以钻井资料为主，结合三维地震资料，在精细地层对比的基础上，对储油小层（或砂体）进行微构造研究，建立开发单元的微构造控制。应用测井曲线、岩心、试油、生产动态资料进行沉积微相研究，研究储油砂体空间展布及储层物性的变化规律，在储层岩心分析的基础上，应用测井进行多井评价及“四性关系”研究，建立储层地质模型。通过对流体性质分析，开采变化特征研究，建立油藏流体模型。储层非均质性和流动单元及岩石物理相研究，注水后储层结构变化特征研究，储量复算。油藏工程研究，包括开发效果评价，数模及剩余油分布研究，油藏潜力综合评价。⑵研究思路从单井岩性、储集性、含油性到井间砂体连通关系，从静态油层物理性质到动态开发注采关系、开采特点、动态连通关系等，研究的最小单元到单砂体，从沉积微相的角度分析各个油气层单元，综合研究成果提供一个系统的较全面的静态地质模型，并且在油藏工程研究的基础上，通过数模建立动态地质模型。编制调整方案3．精细构造研究⑴地层划分与精细对比本次研究在油组、小层、单砂体划分过程中通过岩心观察和岩电关系研究，应用1：200的0.45m、4m电阻率、声波时差、自然电位、自然伽玛5条曲线相互配合，对小层内部沉积单元界限进行了划分，细分出小层内部的沉积单元（单砂体）。从中选取一些能代表某一小层内砂体发育情况且容易对比的电性特征、典型旋回特征的代表井作为小层对比标准井，建立标准对比剖面，由点到面立体交叉实行全区闭和对比，最终再结合动态资料对划分的单元进行验证和修改。板1油组主力生产层1-4小层划分了10个单砂体。其中砂体比较发育、分布比较广泛的是11、12、41、42砂体，为主力砂体，单井砂层最厚达12.8m,最薄1.0m，平均4.7m。其次为21、22砂体（见表1）。板1油组单砂体划分统计表 表1小层1234单砂体£11121321223132414243砂层厚度（m）最大5.69.66.0&810.64.95.612.89.512.9最小1.21.01.41.31.01.41.11.21.01.6平均4.04.03.24.74.03.32.35.84.95.5控制井数（口）41471343292415734826⑵构造精细解释在建立完整的地震、钻井、录井、测井等资料数据库的基础上，通过层位标定，结合钻井和地震资料，确定油组顶界的反射特征，开展精细构造解释。在解释过程中，充分利用工作站的便利条件，将地震剖面拉伸、放大、极性反转、变换剖面显示方式等手段进行对比解释，并运用瞬时相位剖面、块移动等功能解释小断层。在编制构造图时，充分利用已知井的钻井资料，以井分层为依据，参考构造趋势成图。目前已绘制了板1油组4个小层顶界构造图。经过精细构造解释，新构造图与过去相比，基本格架没有变化，只在局部构造圈闭有变化。见图1。精细构造解释得到了几个微构造高点。图1板北板一油组含油面积图4．测井多井评价由于钻井取芯井是相对有限的，在用取芯井与测井曲线建立关系的基础上，充分运用测井资料进行储层评价，取得较好的效果。⑴测井资料环境的校正及数据标准化板北地区钻井年代跨度大，测井系列多，既有70年代的国产多线型（声感系列），也有80年代的SJD801系列、83系列，以及90年代3700数控系列。为了尽可能克服与消除仪器刻度不精确性造成的误差，在对整个区块储层测井综合评价之前，对测井数据进行了标准化处理。⑵测井多井评价储层四性关系研究四性关系分析主要是对储层进行岩性、物性、电性、含油性关系研究，建立测井信息向地质信息的转化关系。根据取心井资料，建立测井曲线和油层物性关系，重新编制各类关系图版，建立相关公式。储层参数测井解释模型泥质含量：根据四性关系分析结果得出泥质含量计算公式：Vsh=87.387789XAGR （r=0.9075）在处理过程中采用将该模型与砂泥岩通用解释模型相结合，取最小值作为泥质含量计算结果。砂泥岩通用解释模型为：V=

式中:2V=

式中:2GCURxAX-12GCUR-1AXX-X min——X-Xmax minVsh—泥质含量，Vsh—泥质含量，GCUR—地层经验系数，选用3.7；X—自然伽玛、自然电位、电阻率测井值；Xmin—纯砂岩段的自然伽玛、自然电位、电阻率测井值；Xmax—纯泥岩段的自然伽玛、自然电位、电阻率测井值。有效孔隙度：通过编制板北地区板1油组岩心孔隙度与声波孔隙度泥质校正后）关系图（相关系数为0.97063），得出孔隙度解释模型如下：不①2+3.02618①=一不①2+3.02618①=一0.97063式中：①一有效孔隙度;At—At At ma——Vsh shAt—At At△tm一骨架声波时差值；—At ma—atma①2—声波孔隙度(泥质校正后)；Atf—流体声波时差值；△t—声波时差测井曲线值； At彳一泥岩声波时差值。sh含水饱和度axaxbxRw育 ―X①mS二w式中：Rt—地层电阻率；Rw—地层水电阻率；b—岩性系数；m—孔隙结构指数；n—储层饱和度指数；板北地区a=1.2654,b=l,m=1.6294,n=1.6774；地层水电阻率Rw是综合水分析资料和纯水层视地层水电阻率Rwa选取的，其地层水矿化度分布在6000—12000ppm之间，对应的地层水电阻率分布范围是0.16—0.3Q.M之间。渗透率：根据四性关系分析结果，将渗透率取对数后与声波时差、自然伽玛相对值做二元线性回归得出渗透率解释模型：Ln(K)=0.0425XAC-20.122XAGR-3.933 (r=0.96116)3•含水饱和度与含水率的关系建立油气水评价标准综合历年该区油井试油生产资料，建立油气层岩性、物性、电性、含油性标准，是油气层解释的和有效厚度划分的关键。岩性、物性、含油性下限：将岩心分析资料按储层类别进行分析统计，得出油气层的泥质含量、孔隙度、渗透率和含油性下限（见表2）。板北断块油气层岩性、物性、含油性下限 表2储层类型岩性物性含油性Vsh(%)©(%)K(10-3um2)油层W23三18三5油斑气层W23三16三4萤光电性标准：依据声波时差与电阻率关系图版、中子伽玛相对值与声波时差关系图版、冲洗带电阻率与深探测电阻率关系图版、自然伽玛相对值与电阻率关系图版，自然电位相对值与电阻率关系图版得出该地区油、气层有效厚度电性标准（见表3）：板北断块板0—板1油组油气层电性标准 表3储层类型电 性 标 准Rt(Q.m)AC(卩s/m)Rxo(Q.m)ASPAGRANG油层三5三275W3三0.4W0.3气层三5三265W3三0.4W0.3W0.0033AC-0.651⑶测井资料的数字化处理应用FORWARD测井评价软件，合理选择处理参数，对该区块板1油组的储层进行重新数字化处理，计算出储层的各类参数，并对储层参数进行汇总，统计出各储层厚度、孔隙度、渗透率、含水饱和度等参数值，并结合油气层解释标准及试油、试采情况，重新划分了储层油气水层。图2是板834-3井测井处理结果与岩心数据对比图，从图中可以看出岩心孔隙度、渗透率与测井处理结果比较吻合。图2板834-3井测井解释结果与岩心分析数据对比表通过测井综合评价，共有45口井96层解释结论有变化，结论上升为油气层92.1m/21层，上升为油水同层80.6m/15层，同时解释结论下降的有271.6m/50层。经过动静态综合分析评价,可实施的共有6口井7层，其中油层4口井9.4m/5层，差油层1口井3.0m/1层，油水同层1口井6.8m/2层。5．沉积微相及砂体展布规律⑴单井相分析岩心资料是进行沉积相研究的最直接，也是最可靠的第一手资料，沉积环境的判别依据主要来自岩心观察描述。通过对板821及板834-3井两口取心井的岩心观察描述，各种相标志研究（其中包括沉积结构构造、颜色、粒度、沉积层序等），建立了单井的沉积相模式。在板北主体板1油组储集体成因主要属于重力流成因，重力流水道砂体的沉积剖面特征主要为一套灰黑色质纯湖盆泥岩中夹块状砂岩和具递变层理砂岩的沉积体系，剖面沉积序列板1为一向上变粗的反旋回沉积。根据岩性和沉积构造特征分析主要包括六种岩相类型：灰黑色纹层状泥岩相、水流波痕交错纹理粉砂岩相、具递变层理的粉细砂岩相、具碟状构造的块状砂岩相、块状砂岩相、块状混积岩相。根据薄片资料分析，板北地区板1油组岩石碎屑矿物成分以长石和岩屑为主，岩石类型主要为岩屑长石砂岩和混合砂岩，成分成熟度较低。胶结物类型主要是有各类粘土矿物组成的泥质为主，其次为方解石胶结（见表5）。粘土矿物类型主要是蒙脱石和高岭石，随深度增加，伊蒙混层矿物有明显增加趋势。北地区板1油组粘土矿物分析统计表表4井号陆源碎屑含量总含量％胶结物部分％总含量％石英燧石长石云母岩屑重矿黑八、、云母泥质钙质云母泥质泥碳酸土卜rm方解石白云石高岭石硅质硬石膏方沸石正斜沉积岩变质岩岩浆岩

板23-131512117833131.57.3317深9-132222317.51.120892.743.94.91183637212281.21.720871.396.713.41213834-33418232.13.81722.8892.51034.111平均33226273.21.91822.8872.486.71132.84.912313⑵沉积微相的划分岩石相类型及特征岩石相是成因单元中最小的岩石单位，它是由一定岩石特征所限定的岩石单位，这些岩石特征包括颜色、成分、结构、构造、成层性等，它可以反映沉积时水流能量的大小及垂向变化，而且岩石相的成因意义对微相分析及储层宏观非均质分布有重要意义。通过对本区7口取心井的岩心分析，分别对板1油组岩石相进行了划分。板桥油田板1油组岩石相类型及特征表5一序号类型沉积特征描述成因解释1灰白色块状层理粘土胶结（含砾）中粗砂岩相基质含量较咼，胶结松散，含有泥砾，块状层理。底部见冲刷。有一定重力流性质。反映咼能快速水道水流作用的特占八、、2含油块状层理细砂岩相块状层理为主，粒度均匀，厚度较大,偶尔见平缓交错层理发育。反映快速水道水流作用的特点4含油平行层理粉细砂岩相平行层理明显，砂岩粒度细粒为主，位于水道砂体中上部。快速水流作用的特点5钙质胶结砂岩、砂砾岩相砂岩、砂砾岩致密，白云石、方解石胶结，岩石致密无孔隙。成岩期胶结作用结果。6含碳屑块状或变形层理粉砂岩相顶底突变，水道溢岸沉积，碳屑发育，变形构造常见。突发性溢岸决口沉积7浅灰色含泥质纹层生物扰动粉砂岩相波状交错一水平层理为主，生物潜穴发育，砂岩钙质胶结为主。平稳浅水环境8厘米级砂层与深灰色泥岩互层相含生物扰动构造，砂泥快速交替出现，顶底突变。浊积席状沉积作用9绿灰色砂质泥岩相有铁质浸染10深灰-灰黑色泥岩相含较多植物碎片。反映滞流、还原环境②沉积微相的划分以取心井建立的单井相模式为依据，利用典型的测井曲线形态特征、砂岩等厚图及钻井沉积剖面特征等多种反映沉积演化规律的地质信息，将重力流水道沉积体系划分为主水道、分支水道、水道侧翼、水道间、水道漫溢、湖盆泥等六种微相。平面微相分布特征研究根据各种微相的测井响应关系，在全区内未取心井之间进行连井剖面相分析，确定各种微相的横向变化和组合关系，然后综合砂岩等厚图，认为板1油组的相带分布受古地形控制，而断层又往往影响着古地形，水道一般顺着断层的下降盘分布，水道的位置决定着其他微相的位置。板一油组有四种不同的砂体类型。包括主水道砂体、分支水道砂体、水道侧翼砂体、水道漫溢砂体。分述如下：主水道：为深水重力流水道的主体部分，总体上呈带状定向分布，岩性主要由相互叠置的块状中细砂岩、具平行层理或递变层理的粉细砂岩、波状交错层理粉砂岩组成，与下伏地层为侵蚀突变接触，在电测曲线上表现为箱型或钟形形态。分支水道：为主水道的分支部分，基本特征同主水道微相，区别是岩性较主水道微相略细一些，砂体厚度也较薄，主要由递变层理砂岩相、块状层理砂岩相、波状交错层理粉细砂岩相、水平层理粉砂岩相及块状泥岩相组成，与下伏地层为侵蚀突变接触，在电测曲线上反映为以正旋回为主的钟型形态。水道侧翼：为洪水扩展的水道及水道两侧的天然堤坝，岩性以平行层理和板状交错层理细砂岩、粉细砂岩为主。电性特征是自然电位曲线幅度小，多带有反旋回特征，平面上呈条带状分布于水道砂两侧，一侧与水道微相砂体接触，一侧与水道间沉积物和湖盆泥接触，相变为致密砂岩和泥岩。水道漫溢：分布于主水道或分支水道的两测，由水流溢出水道而形成，其岩性主要为粉细砂岩、粉砂岩和泥岩的互层沉积，电测曲线上呈齿形特征。其物性统计见下表：板北地区板1油组不同沉积相带物性统计表 表6小层号沉积相带主水道砂体分支水道砂体水道侧翼砂体漫溢砂,体砂岩厚度孔隙度渗透率砂岩厚度孔隙度渗透率砂岩厚度孔隙度渗透率砂岩厚度孔隙度渗透率113.316.4733.417.11002.911.645.91.811.631.21251776.24.415.259.62.614.755.42.213.119.6417.91881.5517.175.7415.475.4合计5.417.1376.94.316.578.43.113.958.91.3&216.91小层&314.864.46.914.976.34.112.7413.912.1272小层&115.3467.11337.15.115.656.73.412.624.63小层4.411.625.85.2&511.14小层14.61558.811.617.175.77.815.475.44.414.430.7合计10.315.056.410.014.253.75.613.146.13.913.027.4总合计7.816.467.4615.568.35.113.852.93.813.631.36．储层非均质性研究方法是利用岩心分析资料研究层内、层间及平面非均质性。板桥地区取心井不多，本次研究选择了测井多井评价中所获得的各项参数，尤其是渗透率参数，并结合岩心分析统计参数综合评价各项非均质特征。⑴宏观非均质性研究①层内非均质特征A.渗透率韵律层内非均质性是指单砂层规模内部垂向上储层性质的变化。a正韵律型：最高渗透率相对均质段位于单砂层底部，向上单一地逐渐变小。b反韵律型：最高渗透率相对均质段位于单砂层顶部，向下单一地逐渐变小c均质型：渗透率相对均质、稳定，总体变化不大。d复合型：出现几个渗透率相对高值段，进一步细分为正复合型、反复合型、正反复合型。正复合型其最高渗透率相对均质段位于单砂层底部，反复合型相对高渗段在顶正反复合型相对高渗段在中部。B•夹层及分布依据岩电特征，本区夹层主要有3种基本类型：泥质夹层、钙质夹层、物性夹层。夹层分布直接受控于沉积微相，同一微相沉积体一般由多次沉积事件形成,受物源供给能量及沉积时期水道的频繁摆动等因素的影响,形成砂体在垂向上相互切割叠置,造成板北地区夹层普遍发育，增加了储层的层内非均质性。板北开发区板1油组夹层评价参数 表7飞目层位地层厚度(m)砂岩厚度(m)夹层评价参数统计井数夹层厚度(m)夹层数夹层频率夹层密度平均区间值区间值平均区间值平均区间值1-115.26.51.00.2-2.80-60.370.13-1.070.320.02-0.89301-212.86.11.020.1-2.61-30.40.09-1.250.360.06-0.78231-39.33.81.160.2-2.40-40.40.15-0.590.420.15-0.6171-430.511.30.920.2-2.60-50.360.15-0.790.310.03-0.6932合计67.827.74.10.380.3532板1油组各微相带夹层评价参数表 表8小层主水道分支水道水道,则翼夹层频率夹层密度夹层频率夹层密度夹层频率夹层密度

10.320.180.290.320.750.6220.460.360.260.150.470.3630.390.4240.410.340.240.220.390.47②层间非均质特征隔层是指地层中分割砂层、阻止或控制流体流动的岩层，即遮挡层或阻渗层。岩心资料表明，构成本区隔层的岩性主要是泥岩和粉砂质泥岩，其特征主要表现为：没有含油产状，渗透率小于0.1X10-3g2,厚度通常大于2m，电性具明显低阻特征。板北地区板1油组隔层评价参数表9项目层位地层厚度(m)砂岩厚度(m)数参价评层隔统计剖面数层隔度密层隔平均值平均区间值平均值平均值3.5aO-361XaZa-191Xa2.Oaa08-3aa-162aEl£aO-5o-12ao-32a£門25ao-3oaFL-ca-15aEl板1油组层间非均质性较强，且各断块之间的非均质强度有一定差异。③平面非均质特征平面非均质性是指一个储层砂体的平面几何形态、大小尺寸、连续性及砂体不同位置孔隙度、渗透率等物性参数空间分布的不均一性。这些因素直接控制和影响注入剂的渗流方向和平面波及程度。⑵微观非均质性研究①储层孔隙模型微观上储层表现为强烈非均质性。板桥地区孔隙类型以原始粒间孔为主，伸长状孔隙和溶蚀残余孔及特大孔隙常见，长石类矿物溶蚀严重形成粒内溶孔发育。储层孔隙结构特征压汞曲线及图像分析可以给出定量的储层孔隙结构参数数值。(表11)是本区部分压汞孔隙结构参数汇总表。最大连通孔隙半径一般1—9um,中值半径0.1-0.3um,孔隙喉道均值10T3,平均连通喉道半径6—7um。对应的压汞曲线特征如所示。板1油组孔隙结构参数汇总表 表10

1000・010.001100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0汞饱和度（％）O)a压管细毛1000・010.001100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0汞饱和度（％）O)a压管细毛O井号深度渗透率10-3um2孔隙度％排驱压力Mpa最大连通孔隙半径Mm中值压力Mpa中值半径um孔隙喉道均值分选系数平均喉道半径umFZI板8212919.50.085.91.40.524613.662.38910.80.086板3073.315825.910.0769.6760.90.819.6826.46&060.2834-37782板3074.611.371.6320.457.5520.09712.4013.737.04834-338977板3074.814.125.160.1684.35942.9950.24511.158.9797.120.0834-336567板3097.245.922.880.0789.34166.2570.11711.4518.286.790.1834-3775845板3100.411425.250.1017.24092.4230.30310.5510.326.660.2834-33597板3099.112124.610.0799.23442.4260.30310.5410.267.050.2834-316173板3099.836.221.410.0749.90862.5050.29310.5210.097.460.1834-3526355板3101.940.819.640.0779.53093.0880.23810.9510.327.730.1834-371259图3板821井板1油组压汞曲线⑶储层注水岩石结构变化规律及影响因素①粘土矿物及矿物微粒通过扫描电镜、X衍射定量分析等技术详细研究了本区砂岩中的粘土矿物类型和含量。板北地区粘土类型：蒙脱石、高岭石、绿泥石和少量伊蒙混层及伊利石。高岭石以充填式和交代式为主，蒙脱石、伊利石和伊蒙混层以衬垫式、交代式和桥式为主，绿泥石一般为衬垫式和充填式为主。板北地区粘土矿物X射线衍射分析数据表 表11井号层位粘土矿物含量（%）混层比（％）高岭石伊利石绿泥石蒙脱石伊/蒙混层伊/蒙混层834板149.210.41423.846.3835板128.511.219.840.558.323-1板135.59&35440.353.3837板031.36.210.552.55170839-2板026.55.56.561.570831-7板029.15.710.654.6875板1407.313.339.370平均34.37.911.953.742.761.3储层孔隙中微粒矿物除粘土外，还有微硅质矿物和其它成份的矿物，它们粒径小于0.01mm，对孔隙结构和流体渗流影响很大，尤其对储层渗透率影响很大。敏感性分析通过新近分析的五敏实验数据分析得知，板北地区敏感性主要表现为水敏和盐敏强烈，无酸敏性的特点，速敏不明显。润湿性及相渗分析新测定的岩石润湿性数据表明板北地区板875井的板1层总体表现为亲水性特点。油藏岩石润湿性测试报告 表12井号样品编号取样深度m层位岩心描述吸水排油指数f吸油排水指数f定性板8752001--262913.87板1灰色砂岩0.550亲水板8752001--272914.47板1灰色砂岩0.780.11亲水板8752001--282915.36板1灰色砂岩0.520.34弱亲水板8752001--292916.04板1灰色砂岩0.640.15亲水板北地区相对渗透率分析数据，见下表。板北地区相对渗透率分析数据表 表13

井号层位深度（m）渗透率(10-3um2)束缚水饱和度（%）残余油饱和度（%）交点含水饱和度（%）无水采收率（％）含水98%采收率（%）完钻日期板875板12913.76186.240.1133.435016.2844.191992板875板12913.87105.1739.4632.1449&6446.911992板875板12914.47111.8840.4933.234812.9944.161992板875板12916.0414.9741.1835.13496.9440.2819927．储层流动单元研究⑴流动单元“流动单元”是在侧向上和垂向上连续的，内部具有相同或相似的影响流体流动的岩性和岩石物理性质的储层单元。如前所述，对板一储层成10个单砂体，对原储层砂体按储层物性流动单元进行了劈分，作为储层研究的基础。板北地区岩石物理相类型及其特征 表14岩石物理相代号FZI值孔隙度均值％渗透率均值10-3um2主要岩石相类型孔隙结构特征评价V<0.0519.31.2钙质胶结相、（含）泥质砂岩相孔隙孤立或小孔隙，喉道细小，连通性差差IV0.05-0.115.44.6含碳屑块状或变形层理粉砂岩相、生物扰动粉砂岩相小孔隙为主，喉道细小,连通性中等，配为数〈2。中等III0.1-0.1523.542.5混杂砂砾岩相、块状或变形层理粉细砂岩相孔隙发育，喉道较均匀，渗透性中等到较好。较好II0.15-0.324.1140块状层理粘土胶结（含砾）中粗砂岩相、砂砾岩相颗粒偏粗，粘土矿物含量咼，孔隙度咼。渗透性较好好I>0.323.0380平行层理、块状层理或父错层理细砂岩相、粉细砂岩相颗粒均匀，孔喉均匀，渗透性好。很好⑵储层结构研究

储层井间模拟对比为了进行精细的储层结构分析，为了更直观的反映砂岩储层、夹层的纵向分布，透视砂体切割关系，我们在高分辨测井层序地层分析基础上，充分利用研究区储层沉积模式及大量的测井信息、生产动态信息，确定储层砂体间的接触关系。研究中，我们综合所有的静、动态资料，精细地研究井间砂体分布，尤其是井间砂体规模、连续性、连通性、各种界面特征及砂体内渗透率非均质分布特征等，建立精细的储层结构模型，部分采用了地震资料测井约束反演，保证井间模拟对比准确。储层结构单元平面展布规律研究为了揭示储层结构单元在平面上的分布，我们利用切片法进行储层结构单元的平面分布规律的研究。为在储层井间模拟基础上，利用切片分析法所得到的不同时期砂体结构平面分布图，可以看出，自下而上，自4小层到1小层，储层发育经历了生长发育、消亡、再发育、再消亡的过程。平面上，砂体明显成条带状分布，且在工区明显存在东西两个条带一继承性水道。伴随沉积演化，水道则发生左右摆动。■*-wa■iiasa--I.J-.:aKKINP ［申事I" ■常 ■*-wa■iiasa--I.J-.:aKKINP ［申事I" ■常 itfcQIQ 1*5*5!!图4板北地区板I油组4小层储层结构平面分布图niuo40.W-Wtfni-164JIII1DDJD•；讼1"板北地区板1油组2小层储层结构平面分布图flueDS411I9江翊汕2£C4«ID航IIj»«lllilHKII1NJ040101£101JOKI7-Kfin-Wtfni-164JIII1DDJD•；讼1"板北地区板1油组2小层储层结构平面分布图flueDS411I9江翊汕