DB61-T 1480-2021薄油層測井識別與計算規(guī)范-（高清正版）

ICS 75.010CCSE11

DB61陜 西 省 地 方 標(biāo) 準(zhǔn)DB61/T1480—2021薄油層測井識別與計算規(guī)范Loggingidentificationandevaluationspecificationforthinoilreservoirs20212021081220210912陜西省市場監(jiān)督管理局發(fā)布DB61/T1480DB61/T1480—2021DB61/T1480DB61/T1480—2021目 次前言 II范圍 1規(guī)范性引用文件 1術(shù)語和定義 1符號與縮略語 1測井識別 4薄油層參數(shù)測井計算 77應(yīng)用 11附錄A（資料性）測井響應(yīng)圍巖影響校正曲線圖 12附錄B（資料性）常見巖石的骨架參數(shù)及孔隙流體參數(shù) 13附錄C（資料性）薄油層測井識別與計算應(yīng)用實例 14II前 言本文件按照GB/T1.1—2020《標(biāo)準(zhǔn)化工作導(dǎo)則第1部分：標(biāo)準(zhǔn)話文件的結(jié)構(gòu)和起草規(guī)則》的規(guī)定起草。本文件由陜西延長石油（集團）有限責(zé)任公司提出。本文件由陜西省能源局歸口。本文件起草單位：陜西延長石油（集團）有限責(zé)任公司研究院、西北大學(xué)、西安煤航遙感信息有限公司。本文件主要起草人：陳義國、賀永紅、馬芳俠、王超、方曉君、李廣濤、李曉路、許璟、王輝、段亮。本文件由陜西延長石油（集團）有限責(zé)任公司研究院負責(zé)解釋。本文件首次發(fā)布。聯(lián)系信息如下：單位：陜西延長石油（集團）有限責(zé)任公司研究院電話8017郵編：710065本文件的發(fā)布機構(gòu)提請注意，聲明符合本文件時，可能涉及到5.1條與《一種三角洲前緣薄油藏識別方法》相關(guān)的專利的使用。本文件的發(fā)布機構(gòu)對該專機構(gòu)有效性和范圍無任何立場。郵編：710065本文件的發(fā)布機構(gòu)提請注意，聲明符合本文件時，可能涉及到5.1條與《一種三角洲前緣薄油藏識別方法》相關(guān)的專利的使用。本文件的發(fā)布機構(gòu)對該專機構(gòu)有效性和范圍無任何立場。專利持有人姓名：陳義國地址：陜西省西安市雁塔區(qū)唐延路61號延長石油科研中心II薄油層測井識別與計算規(guī)范范圍本文件規(guī)定了鄂爾多斯盆地中生界的薄油層測井識別與儲層參數(shù)測井計算方法。本文件適用于鄂爾多斯盆地中生界的薄油層測井識別與計算。規(guī)范性引用文件（包括所有的修改單適用于本文件。DZ/T0217-2020 石油天然氣儲量估算規(guī)范術(shù)語和定義下列術(shù)語和定義適用于本文件3.13.1薄油層thinreservoirs儲層有效厚度不大于1.5m，具有工業(yè)開采價值的油層。4符號與縮略語4.1a0a2—回歸模型系數(shù)；Cl—弱縱向分辨率測井曲線測量值；Cli—弱分辨率測井曲線采樣深度點i對應(yīng)的地層“真值”；Ce—Chf對Cl的回歸曲線；Chf—擬弱分辨率曲線；C'e—C對C的回歸曲線；h lCh—強縱向分辨率測井曲線測量值；1Chi—強分辨率測井曲線采樣深度點i對應(yīng)的地層“真值”；G—強分辨率曲線響應(yīng)函數(shù)的系數(shù)矩陣；gi—儀器響應(yīng)函數(shù)系數(shù)；J—弱分辨率曲線響應(yīng)函數(shù)的系數(shù)矩陣；ji—儀器響應(yīng)函數(shù)系數(shù)；R相關(guān)系數(shù)；t濾波系數(shù)；Tj1,j2,...,jnT

弱分辨率曲線響應(yīng)函數(shù)的系數(shù)向量；g1,g2,...,gm

(2m(2m1)nT1,a2...,akT

濾波器的系數(shù)向量。4.2薄油層相關(guān)參數(shù)測井計算公式中符號名稱和計量單位ACAC—薄層聲波時差測井值，單位為微秒每米（μs/m）；a—比例系數(shù)；B—黏土交換陽離子當(dāng)量電導(dǎo)率，單位為西門子每米（S/m）；—巖電系數(shù)；CEC—陽離子交換能力，單位為毫摩爾每立方厘米（mmol/cm3）；—泥質(zhì)指數(shù)；Cp—壓實校正系數(shù)；—鈣質(zhì)指數(shù)；—聲波時差泥質(zhì)校正系數(shù)與體積密度泥質(zhì)校正系數(shù)之差；F*—泥質(zhì)砂巖地層因素；GR—薄層自然伽馬曲線的測井值，單位為API；GCUR—希爾奇指數(shù)；GRmin自然伽馬曲線在純砂巖處的測井值，單位為API；自然伽馬曲線在純泥巖處的測井值，單位為API；IGRISP自然伽馬相對值；自然電位相對值；K—滲透率，單位為毫達西（mD）；2—膠結(jié)指數(shù)；—飽和度指數(shù)；n*RshRwfRxo巖石不含黏土的飽和度指數(shù)；陽離子交換容量，單位為毫摩爾每立方厘米（mmol/cm3）；鈣質(zhì)電阻率，單位為歐姆·米（Ω·m）；黏土電阻率，單位為歐姆米（Ω·m）；—泥漿濾液電阻率，單位為歐姆·米（Ω·m）；—泥質(zhì)電阻率，單位為歐姆·米（Ω·m）；薄層電阻率測井值，單位為歐姆米（Ω·m）；地層水電阻率，單位為歐姆米（Ω·m）；地層可動水電阻率，單位為歐姆·米（Ω·m）；束縛水電阻率，單位為歐姆·米（Ω·m）；沖洗帶電阻率，單位為歐姆·米（Ω·m）；SP—薄層自然電位測井值，單位為毫伏（mv）；Smo—自然電位在純泥巖處的測井值，單位為毫伏（mv）；Smo—自然電位在純泥巖處的測井值，單位為毫伏（mv）；—可動油飽和度；So—儲層含油飽和度；SorSwSwiSwt殘余油飽和度；含水飽和度；束縛水飽和度；地層總含水飽和度；—泥質(zhì)含量；（cm3）；鈣質(zhì)體積，單位為立方厘米（cm3）；N—薄層含氫指數(shù)；NmaNf—礦物骨架含氫指數(shù)；—儲層流體含氫指數(shù)；—薄層孔隙度；t—e—b—/cm）；a—骨架密度值，單位為克每立方厘米（g/cm3）；3f—流體密度值，單位為克每立方厘米（g/cm3）；G—/cm）；t—聲波時差測井值，單位為微秒每米（μs/m）；tmatf巖石骨架聲波時差值，單位為微秒每米（μs/m）；流體聲波時差值，單位為微秒每米（μs/m）。測井識別測井資料處理測井識別前應(yīng)按以下步驟對聲波時差、自然伽馬、電阻率數(shù)據(jù)進行處理。測井曲線離散化m縱向分辨率強于0.5m的強縱向分辨率測井曲線Ch按式（1）離散化，縱向分辨率弱于1.5m的弱縱向分辨率測井曲線Cl按式（2）離散化：mChgiChii1 (1)CCljiClii1n...............................................................................(2)匹配濾波按式（3）對Ch濾波處理，得擬弱分辨率曲線Chf：ChffCh (3)fF1JG (4)濾波器系數(shù)向量計算使Chf與Cl匹配相同的縱向分辨率，濾波器的系數(shù)向量按式（5）矩陣求取：4g1 g g 2 1 .j

g2

a 1 . . . . 1 1j2

a2.

. . . .

. .gm

. . .

g1

. .....................................................(5)

g . .

g . m 2 . n jn

. . . . .

a nma . . g m強分辨率曲線濾波按式（6）對強分辨率曲線Ch濾波處理，得到與Cl具有相同縱向分辨率的濾波曲線Chf：Chf

tCh (6)回歸建模對測井曲線上每個深度采樣點數(shù)值，對Chf與Cl進行相關(guān)分析，根據(jù)相關(guān)系數(shù)R最大化原則，確定一個包含處理點在內(nèi)的最佳相關(guān)區(qū)間，建立最佳函數(shù)回歸模型，以建立二次函數(shù)模型（定一個包含處理點在內(nèi)的最佳相關(guān)區(qū)間，建立最佳函數(shù)回歸模型，以建立二次函數(shù)模型（7）為例：CaaC aC2e 0 1hf 2hf (7)5.1.1.6強分辨率曲線計算強分辨率曲線回歸估算模型為式（8）：C'aaCaC2e 0 1h 2h (8)誤差校正對于數(shù)據(jù)建模回歸計算后，得式（9）：C'C'CC (9)l e e lb)按式（10）對分辨率匹配結(jié)果校正，以此反演得到薄層測井響應(yīng)真值：CRC1R C2'2ll(10)c)當(dāng)Chf與C相關(guān)程度高時，R趨近于1，C接近于C'；當(dāng)Chf與C相關(guān)程度較差時，R趨近lll于0，C接近于Cl。5.1.1.8A。5.2薄油層單井識別5采用聲波時差與深感應(yīng)電阻率數(shù)據(jù)繪制交會圖（1），確定聲波時差與深感應(yīng)電阻率下限值。采用聲波時差與含油飽和度數(shù)據(jù)繪制交會圖（2），確定含油飽和度下限值。采用孔隙度與日產(chǎn)油數(shù)據(jù)繪制交會圖（3），確定孔隙度下限值。采用滲透率與日產(chǎn)油數(shù)據(jù)繪制交會圖（4），確定滲透率下限值。圖1聲波時差與深感應(yīng)電阻率交會圖圖2聲波時差與含油飽和度交會圖6圖2聲波時差與含油飽和度交會圖6圖3有效厚度孔隙度下限圖圖4有效厚度滲透率下限圖5.2.5圖4有效厚度滲透率下限圖5.2.5DZ/T0217—20206.2.2條要求。6薄油層參數(shù)測井計算薄層泥質(zhì)含量計算常規(guī)砂泥巖地層的薄層泥質(zhì)含量計算（11（1）I GRGRminGRGR GR......................................................................(11)maxmin7Vsh

2GURIGR2GCUR1

.........................................................................(12)高放射性砂泥巖地層的薄層泥質(zhì)含量計算對高伽馬砂泥巖地層，儲層自然伽馬普遍高于80API，利用自然電位測井值，按式（13）、（14）計算薄層泥質(zhì)含量：SPI SPSP

........................................................................(13)SPmax

Vsh

2GURISP2GCUR1

.........................................................................(14)巖心數(shù)據(jù)回歸建模計算薄層泥質(zhì)含量利用典型薄層巖心資料刻度測井資料，通過多元統(tǒng)計分析，建立地區(qū)高精度回歸模型式（15）計算：VshfGR,SP,AC,RT (15)薄層孔隙度計算6.2.1對不發(fā)育裂縫的薄層6.2.1對不發(fā)育裂縫的薄層利用聲波時差測井值，按式（16）計算薄層孔隙度：1ttma (16)Cptftma常見巖石的骨架參數(shù)及孔隙流體參數(shù)參見附錄B。6.2.2對發(fā)育裂縫且含天然氣的薄層利用密度測井值，按式（17）計算薄層孔隙度：ma-f常見巖石的骨架參數(shù)及孔隙流體參數(shù)參見附錄B。ma-b 17)6.2.3對發(fā)育裂縫且不含天然氣的薄層利用密度測井值，按式（18）計算薄層孔隙度：ma-f常見巖石的骨架參數(shù)及孔隙流體參數(shù)參見附錄B。ma-b 18)6.2.4對發(fā)育裂縫且不含天然氣的薄層8利用中子測井值，按式（19）計算薄層孔隙度：NNmaNfNma

..........................................................................(19)aabRwmRt常見巖石的骨架參數(shù)及孔隙流體參數(shù)參見附錄B。6.2.5巖心數(shù)據(jù)回歸建模計算薄層孔隙度利用薄層巖心資料刻度測井資料，通過多元數(shù)據(jù)相關(guān)分析，建立地區(qū)高精度回歸模型式（20）計算：ACVsh (20)薄層滲透率計算Timur對薄層巖心化驗分析資料較少時，按式（21）估算薄層滲透率：0.3164.4S2K (21)S2wi巖心數(shù)據(jù)回歸建模計算薄層滲透率計算：Kf,h 22)薄層含水飽和度計算15%的砂巖薄層含水飽和度計算對于泥質(zhì)含量低于15%的砂巖薄層，按式（23）計算含水飽和度：nSw (23)15%的泥質(zhì)砂巖薄層含水飽和度計算泥質(zhì)均勻分布的泥質(zhì)砂巖薄層含水飽和度計算黏土均勻分布的泥質(zhì)砂巖薄層，按式（24）計算含水飽和度：Rt1VclRclSwaRwSw (24)26.4.2.2泥質(zhì)層狀分布的泥質(zhì)砂巖薄層含水飽和度計算黏土呈層狀分布的泥質(zhì)砂巖薄層，按式（25）計算含水飽和度：9RRtw clRRtw cleV22S cl (25)w 2 富含單一導(dǎo)電性黏土的泥質(zhì)砂巖薄層含水飽和度計算富含蒙皂石等單一導(dǎo)電性黏土的泥質(zhì)砂巖薄層，按式（26）、（27）計算含水飽和度：S(-n)

Rt 1BRw (26)ww Fw

Sw QEC1G 27)v tt富含多種導(dǎo)電性黏土的泥質(zhì)砂巖薄層含水飽和度計算計算含水飽和度：S y

y2

112.................................................................(28)aRwwt RaRwt t yySwi(RwbRwf) (29)2Rwb6.4.2.5復(fù)雜巖性薄層含水飽和度計算