油藏描述實驗2011.doc

油藏描述實 習 指 導 書西安石油大學油氣資源學院2011年10月一、實驗目的了解并掌握油藏描述的基本方法與技術，學會應用石油地質學各分支學科的基本理論與方法，開展油藏描述工作。二、實驗原理（一）油藏描述的內(nèi)容與任務油藏描述依據(jù)石油地質學各學科知識（沉積學、巖石學、石油地質學、測井地質學、油藏工程等），應用鉆井、錄井、測井、巖心及流體分析化驗、油井產(chǎn)量等多項地質資料，開展油藏定性及定量描述、表征和預測。油藏描述的目標是查清油氣田油氣分布規(guī)律和主要控制因素。主要研究內(nèi)容及任務：1）地層特征描述；2）構造特征描述；3）沉積相特征描述；4）儲層特征描述；5）油氣水層解釋；6）油藏特征描述；7）地質儲量計算；8）建立油氣藏地質模型。（二）油藏描述流程1、地層特征描述據(jù)古生物資料、地層對比標志層及地層沉積旋回特征，進行單井地層劃分，在單井地層劃分的基礎上，依據(jù)古生物、標志層以及沉積旋回變化規(guī)律，開展地層橫向追蹤與對比，建立等時地層對比格架，明確地層的空間分布規(guī)律。2、構造特征描述依據(jù)全區(qū)地層劃分與對比結果，確定局部構造特征，明確構造高點及凹陷位置。3、沉積相特征描述依據(jù)錄井巖屑及巖心資料，確定地層的巖石及沉積相類型；根據(jù)歸位巖心資料應用巖心刻度測井技術，建立巖相及沉積相的測井相標準；依據(jù)測井相標準，劃分單井巖相及沉積相，并開展多井沉積相對比及平面沉積相分布研究，明確沉積相空間分布規(guī)律。4、儲層特征描述在單井巖相劃分的基礎上，開展儲層砂體（砂巖+粉砂巖）的分布特征研究，明確由骨架砂體構成的儲層的空間分布規(guī)律及控制因素。依據(jù)儲層巖心分析數(shù)據(jù)，開展儲層巖性特征、物性特征、孔隙結構特征、儲層成巖作用、儲層分類與評價、儲層非均質特征研究，明確儲層的微觀特征及儲層類型。5、油氣水層解釋根據(jù)儲層“四性”關系研究成果確定有效厚度的巖性、物性、含油性以及電性下限標準；依據(jù)巖心含油產(chǎn)狀及油氣產(chǎn)層的產(chǎn)能資料，建立研究區(qū)油、氣、水、干層的測井解釋標準圖版；應用巖心刻度測井技術建立儲層孔隙度解釋模型；應用巖電實驗結果建立含油飽和度測井解釋模型；根據(jù)有效厚度下限標準及測井解釋標準圖版，開展多井測井解釋，劃分有效厚度層段，計算有效厚度段的孔隙度與含油飽和度；確定平均有效厚度、有效厚度段的平均孔隙度與平均含油飽和度，明確油氣層段的電性特征，明確油氣的空間分布特征及規(guī)律。6、油藏特征描述根據(jù)油藏油氣水分析資料及生產(chǎn)測試，開展油藏的流體性質、油藏溫度及壓力特征、產(chǎn)能變化特征研究，確定油藏原始以及目前地層壓力及溫度、油藏油氣水界面特征、油井產(chǎn)能遞減方程。通過分析油氣的空間分布特征，以及油氣分布與砂體分布、構造特征、儲層巖性及物性特征的相互關系，明確油氣分布的規(guī)律以及油氣分布的控制因素。7、地質儲量計算根據(jù)地質研究和測井解釋成果以及生產(chǎn)測試資料，確定工業(yè)油流標準、地質儲量計算單元、地質儲量計算參數(shù)、應用容積法計算研究區(qū)石油地質儲量。8、油藏地質建模根據(jù)研究區(qū)構造、沉積相、儲層以及油藏特征等地質研究成果以及地質概念模型，建立基礎地質資料以及地質知識數(shù)據(jù)庫、應用地質建模軟件，應用確定性建?；螂S機建模技術，依次建立研究區(qū)的構造模型、沉積相模型、儲層參數(shù)模型，計算研究區(qū)的概率儲量，并對模型進行網(wǎng)格粗化，為進一步開展油藏模擬奠定基礎。三、基礎資料及實驗手段（一）實驗基礎資料區(qū)域地質背景資料、錄井數(shù)據(jù)、巖心描述資料、測井曲線、巖心分析數(shù)據(jù)（鑄體薄片、X衍射、物性、壓汞、巖石薄片、粒度數(shù)據(jù)）、流體分析以及生產(chǎn)測試數(shù)據(jù)。（二）實驗手段及條件應用地質研究及繪圖軟件，建立研究區(qū)概念地質模型。四、實驗步驟及方法（一）了解區(qū)域地質背景本次實習的研究區(qū)域為鄂爾多斯盆地陜北斜坡中東部的子長地區(qū)，研究的目的層段為中生界三疊系上三疊統(tǒng)延長組上部的長2油層組和下部的長6油層組。長2油層組屬于河流相地層，長6油層組屬于三角洲相地層。（二）單井地層、巖性及沉積相分析1、單井地層劃分延長組地層自下而上劃分為長10、長9、長1等10個油層組。長2油層組劃分為3個亞組，即長21、長22、長23；長6油層組劃分為4個亞組，即長61、長62、長63、長64。1）長2油層組長2油層組頂界面為沉積凝灰?guī)r或凝灰質泥巖，厚度約1.0m，研究區(qū)內(nèi)該標志層分布穩(wěn)定，具有高聲波時差、高伽馬、擴徑、低電阻的特征。長21底界為穩(wěn)定分布的碳質泥巖，具有高聲波時差、高伽馬、擴徑、高電阻特征。2）長6油層組長61頂為碳質泥巖或薄煤層，為區(qū)域性標志層，厚度約1m，具有高伽馬、中高聲波時差、高電阻的特征；長62頂、長63頂、長63底、長64底為四個沉積凝灰?guī)r或凝灰質泥巖，普遍具有高聲波時差、高伽馬、擴徑、低電阻的特征，厚度較小，電性特征明顯，在研究區(qū)內(nèi)分布穩(wěn)定，易于識別。2、單井巖性及沉積相劃分1）碎屑巖巖性識別方法依據(jù)自然電位、自然伽馬、電阻率等曲線的特征，劃分巖性。方法1：碎屑巖層的巖性可根據(jù)自然電位（SP）和自然伽馬（GR）曲線進行識別。砂巖：偏負自然電位、低自然伽馬、中等聲波時差含水層為低側向電阻率，含油氣層為中-高側向電阻率；純泥巖：偏正自然電位、高自然伽馬、高聲波時差、低側向電阻率碳質泥巖：偏正自然電位、高自然伽馬、高聲波時差、高側向電阻率鈣質泥層：偏正自然電位、低-中自然伽馬、低聲波時差、高側向電阻率方法2：計算單井的泥質含量：碎屑巖巖性可應用泥質含量Vsh進行劃分：GR（GRGRmin）（GRmaxGRmin）或SP （SPSPmin）（SPmaxSPmin）Vsh100（22GR 1）（221 ）或 Vsh100（22SP 1）（221 ）泥巖：Vsh75%；粉砂質泥巖：55%Vsh75%，泥質粉砂巖：45%Vsh55%，粉砂巖：25% Vsh45%，細砂巖：Vsh25%。2）碎屑巖沉積相及識別方法研究區(qū)長2油層組為河流相地層，長6油層組為三角洲相地層。表1 長2、長6油層組沉積相類型相亞相微相巖性特征主要發(fā)育層段河流河道間泛濫平原以泥質巖為主，夾炭質泥巖和煤線。長2油層組天然堤以泥質巖為主的砂泥巖組合。決口扇以砂泥巖互層為特征的巖性組合。河道河道砂壩以厚層塊狀砂巖為主的砂泥巖組合，多為正旋回。河床滯留層礫質河以礫巖及礫狀砂巖為主，砂質河常見滯留泥礫。三角洲平原分支河道以砂巖為主，砂層間含泥巖夾層。長6油層組河道間由粉砂巖及泥巖交互層構成。前緣水下分流河道泥質巖與塊狀砂巖構成完整的沉積正旋回。分流間灣泥巖、粉砂質泥巖、與薄層砂巖互層。河口壩以細砂巖為主，具反旋回特征，巖層厚度較大。前緣席狀砂泥巖、泥質粉砂巖、粉細砂巖薄互層。前三角洲淺湖泥層以泥巖為主，夾粉砂巖層。遠砂壩以分砂巖為主，夾泥巖層。依據(jù)巖心描述與觀察資料，確定研究區(qū)目的層段的沉積相類型；根據(jù)歸位巖心資料應用巖心刻度測井技術，建立測井相標準，按照該測井相模式識別其他層段以及其他井的沉積相、亞相及微相類型。根據(jù)測井相標準，開展單井、多井及平面沉積相研究，繪制研究區(qū)的沉積相圖（碎屑巖地層繪制砂地比圖和砂巖等厚圖）。圖1 長2油層組測井相標準圖2 長6油層組測井相標準（二）剖面地層、沉積相及砂體對比分析1、多井地層對比根據(jù)單井地層劃分結果，開展剖面地層追蹤與對比。追蹤與對比遵循等時地層對比的原則，按照沉積旋回的變化規(guī)律進行地層追蹤與對比，并列出地層分層數(shù)據(jù)表。（1）據(jù)單井地層劃分結果，在剖面上調整分層界限； （2）繪制4張地層對比圖（構造剖面圖）。 （3）列出地層分層數(shù)據(jù)表。 2、多井沉積相及砂體對比研究區(qū)長2油層組為河流相地層，長6油層組為三角洲相地層。（3）繪制2張順流方向和河道橫截面沉積相對比圖。根據(jù)測井相標準，開展單井、多井及平面沉積相研究，繪制研究區(qū)的沉積相圖（碎屑巖地層繪制砂地比圖和砂巖等厚圖）。（1）具砂體橫向分布特征，建立沉積相剖面圖（2）據(jù)單井巖性劃分結果，在剖面上連接砂體； （3）繪制2張沉積相對比剖面圖、2張砂體對比剖面圖。 （1）輸出砂體厚度數(shù)據(jù)表。（三）平面構造、地層、沉積相及砂體展布分析1、平面構造分析根據(jù)地層對比結果，繪制長2、6各亞段地層頂界面，構造平面圖。2、地層厚度平面分析 計算長2、6各亞段地層厚度，繪制地層厚度等值線圖。 3、砂體及沉積相平面展布分析（1）計算各段砂體總厚度，繪制砂層厚度等值線圖； （2）計算各段砂地比值，繪制砂地比值等值線圖。（四）儲層巖心實驗離散數(shù)據(jù)分析1、巖性特征繪制巖石及礦物組份分類三角圖、繪制粒度分布曲線，根據(jù)鑄體薄片確定顆粒接觸關系、支撐方式及膠結類型。2、孔隙結構特征根據(jù)鑄體薄片確定儲層的孔隙及喉道類型、孔隙大小及分布、確定孔隙與喉道配位數(shù)以及孔喉直徑比。根據(jù)壓汞試驗資料確定儲層的喉道大小及分布， 3、物性特征繪制儲層孔隙度和滲透率的分布直方圖、繪制孔隙度與滲透率關系圖，建立滲透率計算公式，并進行儲層分類與評價。4、成巖作用特征根據(jù)儲層物性分析數(shù)據(jù)及薄片鑒定數(shù)據(jù)，確定主要成巖作用類型，繪制膠結物含量、孔隙度和粒間體積相關性分析的成巖作用分析圖，確定儲層的成巖作用階段并劃分儲層的成巖相。5、儲層物性影響因素繪制儲層物性與礦物組分、粒度中值、分選系數(shù)、泥質含量、膠結物含量等關系圖，繪制儲層物性與各項巖性及孔隙結構參數(shù)關系圖。分析并確定影響儲層物性的主要因素。6、儲層分類及評價儲層分類標準為石油工業(yè)行業(yè)標準（表2）。根據(jù)儲層分類標準及儲層物性參數(shù)對區(qū)內(nèi)儲層進行分類，并進行評價。7、儲層屬性分布及非均質性特征根據(jù)巖心分析數(shù)據(jù)和測井曲線確定的孔隙度計算公式，計算儲層的孔隙度及滲透率，繪制儲層物性參數(shù)（測井解釋孔隙度、滲透率）平面等值線圖，研究儲層物性的空間變化規(guī)律；長2油層組：=0.1712t26.654，K=0.001e0.544長6油層組：=0.1226t17.0，K=0.001e0.544計算儲層孔隙度及滲透率的變異系數(shù)、極差、突進系數(shù)、均值等非均質性參數(shù)，研究儲層層內(nèi)、層間及平面非均質性，根據(jù)儲層非均質性評價標準（表2），評價儲層的層內(nèi)、層間及平面非均質性強度。（五）油、水、干層測井解釋1、油、水、干層錄井含油產(chǎn)狀及測井識別與劃分方法研究區(qū)由于儲層物性較差、構造幅度小，油藏中油水分異程度較低，因此研究區(qū)的油藏無純油層，油藏中油水呈混儲狀態(tài)。油井生產(chǎn)過程中綜合含水率較高。但含油層段仍然以相對高的電阻率值以及相對高的聲波時差值區(qū)別于純水層。1）油水層油水層的含油產(chǎn)狀以油浸（30%含油面積70%）及油斑（5%含油面積30%）為主，少量為油跡（含油面積5%）。油水層深電阻率較高，長2油層組一般大于16m，長6油層組一般大于14m，聲波時差較大，長2油層組一般大于220s/m，長6油層組一般大于208s/m；有效厚度起算厚度一般為0.4m，要扣除層內(nèi)的泥質夾層和鈣質夾層，夾層起扣厚度為0.2m。2）含油水層含油水層的含油產(chǎn)狀以油跡（含油面積5%）及熒光（含油面積=0%）為主，少量為油斑（5%含油面積30%）。含油水層深電阻率較低，長2油層組一般介于14-16m，長6油層組一般介于12-14m，聲波時差較大，長2油層組一般大于220s/m，長6油層組一般大于208s/m。3）水層水層無含油產(chǎn)狀，少量為熒光（含油面積=0%）。水層深電阻較低，長2油層組一般小于16m，長6油層組一般小于14m，聲波時差較大，長2油層組一般大于220s/m，長6油層組一般大于208s/m；4）干層干層含油產(chǎn)狀以油跡（含油面積5%）及熒光（含油面積=0%）為主，少量為油斑（5%含油面積30%）。干層深電阻較高，長2油層組一般大于16m，長6油層組一般大于14m，聲波時差較小，長2油層組一般小于220s/m，長6油層組一般小于208s/m。2、儲層參數(shù)計算 儲層參數(shù)主要為有效厚度、有效孔隙度、含油飽和度等。1）有效厚度確定有效厚度平均厚度。2）孔隙度計算測井解釋模型：應用歸位巖心孔隙度數(shù)據(jù)及相應聲波時差值建立孔隙度解釋模型：長2油層組：=0.1712t26.654；長6油層組：=0.1226t17.0 2）含油飽和度計算測井解釋模型：應用巖電實驗數(shù)據(jù)、地層水分析數(shù)據(jù)建立起含油飽和度解釋模型：長2油層組：Sw=（abRwmRt）1/n=1.14931.04920.1838（1.8813Rt）1/1.8097長6油層組：Sw=（abRwmRt）1/n=1.52151.01560.1138（1.7352Rt）1/1.8040 3、測井解釋標準圖版及成果圖版1）測井解釋屬性參數(shù)離散數(shù)據(jù)分析根據(jù)含油飽和度測井解釋模型建立起研究區(qū)測井解釋模式圖版（圖3、圖4）。根據(jù)錄井巖心、巖屑含油產(chǎn)狀及產(chǎn)層段產(chǎn)量數(shù)據(jù)，確定油水同層、含油水層、水層、干層的下限值（表3），建立測井解釋標準圖版（圖3、圖4）。讀取解釋層段的電阻率（RILD、RT）與聲波時差（AC），利用測井解釋模型計算含油飽和度（So）和有效孔隙度（）。進行離散數(shù)據(jù)交會圖分析，根據(jù)測井解釋標準模板，檢查解釋結果的準確性和可靠性。（1）長2油層組測井解釋數(shù)據(jù)交會圖根據(jù)試油及開采過程中射開層段的電阻率、聲波時差（孔隙度）以及產(chǎn)量數(shù)據(jù)確定長2油層組符合工業(yè)油流標準的油水同層物性及電性下限，測井解釋標準圖版。（2）長6油層組測井解釋數(shù)據(jù)交會圖應用研究區(qū)試油及開采過程中射開層段的電阻率、聲波時差（孔隙度）以及產(chǎn)量數(shù)據(jù)，長6油層組符合工業(yè)油流標準的油水同層物性及電性下限.表3 長2、長6油層組有效厚度的巖性、物性、含油性及電性下限標準地區(qū)層位類別有效厚度下限標準油水同層干層水層鄂爾多斯盆地子長地區(qū)長2油層組巖性下限細砂巖粉砂巖粉砂巖含油性下限油斑物性下限孔隙度 (%)111111滲透率 K(10-3m2)111含油飽和度 So(%)3030電性下限聲波時差 t(s/m)220220220電阻率 Rt(.m)1616工業(yè)油流標準第一年平均日產(chǎn)量(t/d)0.450.450.45初周月平均日產(chǎn)量(t/d)0.630.630.63長6油層組巖性下限細砂巖以上含油性下限油斑級以上物性下限孔隙度 (%)8.58.58.5滲透率 K(10-3m2)0.250.250.25含油飽和度 So(%)3030電性下限聲波時差 t(s/m)208208208電阻率 Rt(.m)1414工業(yè)油流標準第一年平均日產(chǎn)量(t/d)0.570.570.57初周月平均日產(chǎn)量(t/d)0.740.740.74圖3 長2油層組測井解釋標準圖版（試油、試采層段）交會圖- 含油飽和度 50 55 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 10 50 50 45 40 35 30 25 20 15 10 0 10 50- 含油飽和度圖4 長6油層組測井解釋標準圖版（試油、試采層段）交會圖2）測井解釋成果圖版根據(jù)測井解釋模式圖版和測井解釋標準圖版進行油、干、水層多井解釋。根據(jù)標準圖版，復查各個解釋層段，重新檢查并落實解釋層的流體性質。列出各井油水、水層、干層測井解釋成果表。4、繪制有效厚度、孔隙度、含油飽和度等值線圖繪制長21或長22有效厚度等值線圖、孔隙度、含油飽和度等值線圖。繪制長61或長62有效厚度等值線圖、孔隙度、含油飽和度等值線圖。（六）油藏特征1. 油藏流體性質根據(jù)流體分析化驗數(shù)據(jù)說明流體性質（地面原油性質、地層原油性質、地層水性質）。1）地層原油性質長2油藏在地層壓力4.353MPa、地層溫度36.3條件下的高壓物性樣品分析數(shù)據(jù)，地層原油密度0.8238g/cm3，地層原油黏度6.411mPas，氣油比6.7m3/ m3，體積系數(shù)1.032，飽和壓力為1.034MPa。長6油藏在地層壓力5.9MPa、地層溫度41.5條件下的高壓物性樣品分析數(shù)據(jù)，地層原油密度0.8132g/cm3,地層原油黏度4.5mPas，原始氣油比7m3/ m3，體積系數(shù)1.036，飽和壓力0.839MPa。2）地面原油性質長2油藏地面原油分析數(shù)據(jù)：原油密度平均0.846g/cm3，動力黏度平均7.02mPa.s，凝固點平均0.8，含蠟8.99%。長6油層組地面原油分析數(shù)據(jù)：原油密度平均0.849g/cm3，動力黏度平均6.3mPa.s，凝固點平均8.6，含硫0.07%。3）地層水特征長2油層組地層水分析數(shù)據(jù)：地層水總礦化度平均40846mg/L，水型為CaCl2型，PH值平均5.8，呈弱酸性。長6油層組地層水分析數(shù)據(jù)：地層水總礦化度平均106897mg/L，水型為CaCl2型，PH值平均6.7，呈中性。2.油藏壓力及溫度特征根據(jù)實測地層壓力及地層溫度數(shù)據(jù)，說明地層的壓力與溫度特征。長2油藏高壓物性取樣過程中，測得目前地層壓力為4.353MPa/720m，壓力系數(shù)0.60。地層溫度36.3/720m，地溫梯度3.78/100m。長6油藏高壓物性取樣過程中，測得目前地層壓力為5.9MPa/700m，壓力系數(shù)0.84。地層溫度41.5/700m，地溫梯度4.6/100m。3.油藏產(chǎn)量特征繪制單井日產(chǎn)量或月產(chǎn)量隨時間的變化曲線，通過相關分析，確定油井產(chǎn)量遞減規(guī)律，建立研究區(qū)油井產(chǎn)量遞減公式，確定油井產(chǎn)量遞減率（表4、5）。表4 長2油藏產(chǎn)量表階段序號年度采油井數(shù)（口）單井平均日產(chǎn)油 （噸/日）年產(chǎn)油(萬噸)累積產(chǎn)油(萬噸)綜合含水勘探期199651.00 0.15 0.15 47%11997441.02 1.35 56%21998751.45 3.26 56%建設期319991061.76 5.60 63%420001401.69 7.11 68%520011901.14 6.47 63%620021900.75 4.26 64%720033000.64 5.78 74%評價期120043000.58 5.22 77%220053050.51 4.67 83%320063150.47 4.47 83%420073070.42 3.83 83%520083070.38 3.53 85%620093070.35 3.22 88%720103070.33 3.05 89%表5 長6油藏產(chǎn)量表階段序號年度采油井數(shù)（口）單井平均日產(chǎn)油 （噸/日）年產(chǎn)油(萬噸)累積產(chǎn)油(萬噸)綜合含水試采期1200492.050.550.5577%220059