油氣田地下地質(zhì)學-第二章油、氣、水的綜合識別

第二章油、氣、水層的判斷2012年9月24日第二章油、氣、水層的判斷油、氣、水層的判斷是地下地質(zhì)研究的核心問題之一。不同沉積剖面不同巖性不同儲集類型砂泥巖膏鹽碳酸鹽巖純巖層含泥地層泥質(zhì)巖層孔隙裂縫溶蝕洞穴油氣水性質(zhì)不同地質(zhì)錄井地層測試測井資料地震資料判斷油氣水層包括兩方面內(nèi)容劃分滲透層（儲層）確定滲透層的產(chǎn)液性質(zhì)并評估其生產(chǎn)能力1、地質(zhì)錄井資料是定性識別油氣層最直觀、最重要的第一性資料，也是測井解釋基礎。2、地層測試資料可以對劃分的油、氣、水層正確與否作出明確的結(jié)論，并從動態(tài)方面提供有關(guān)的地層數(shù)據(jù)。3、測井資料可以準確劃分出油、氣、水層的位置，并可提供有關(guān)巖性、物性和含油性的各類參數(shù)。4、地震資料可以確定儲層及油、氣分布的區(qū)域。進行綜合判斷，主要方法是根據(jù)鉆井地質(zhì)錄井、地球物理及地層測試資料綜合判斷?！锏诙掠?、氣、水層的判斷第一節(jié)利用錄井資料判斷油、氣、水層★

第二節(jié)利用測井資料解釋油、氣、水層★★

第三節(jié)利用地震資料解釋油、氣、水層☆一、根據(jù)油砂的含油級別進行判斷二、根據(jù)氣測曲線顯示進行判斷第一節(jié)利用錄井資料判斷油、氣、水層一、根據(jù)油砂的含油級別進行判斷在準確的確定出油砂的含油級別之后，參考本地區(qū)（油田）所確定的判斷油、水層的等級界線，即可對儲集層作出初步判斷。一般方法飽含油、含油級別油浸、油斑級別油跡油層干層或水層油層或油水同層，含油水層有時水層特殊情況稠油或氧化殘余油的顏色較深，含油顯示較強氣層、輕質(zhì)油層色淺，易于揮發(fā)，含油顯示較弱。具體分析情況具體分析二、根據(jù)氣測曲線顯示進行判斷利用氣測色譜儀氣層：一般為高甲烷異常，少量乙烷和丙烷，乙烷含量大于丙烷，缺少或具極微量的正、異丁烷，鉆井液密度下降、粘度增加，槽內(nèi)鉆井液面上升，有氣泡。油層或油氣層：烴色譜齊全，重組分重丙烷、異丁烷、正丁烷含量增高，槽面可見氣泡及油花，巖屑、熒光均有明顯顯示。水層：不含有溶解氣或殘余油的水層，烴組分無顯示。當出現(xiàn)氫氣和二氧化碳時可考慮為水層，在油水邊界考慮到油氣運移和油水接觸關(guān)系，可伴以重烴組分出現(xiàn)。利用綜合錄井儀氣層：出口鉆井液密度下降、粘度增加、電阻率增加、流量增加、體積增加。油層：出口鉆井液密度下降、粘度增加、電阻率增加、流量增加、體積增加。水層：出口鉆井液密度下降、粘度下降、電阻率比油氣層電阻率要低。二、根據(jù)氣測曲線顯示進行判斷油、氣、淡水、鹽水層地質(zhì)錄井特征錄井方法層別油層氣層淡水層鹽水層顏色含油級別滴水實驗巖心泥漿性能變化氣測油、氣、水顯示巖屑棕黃或巖石本色灰白（巖石本色）棕、棕褐色飽含油（稠油層）、含油、微含油，有芳香味油跡或無油顯示，偶有H2S味，鹽水層巖心干后結(jié)白霜油跡、有芳香味滴水滲入1－2級，有時見氣泡冒出滴水成珠，4－5級滴水立即滲入，1級輕質(zhì)油層：疏松、巖屑呈片狀，量少。重質(zhì)油層：巖屑塊狀，量多。呈片狀、量多與輕質(zhì)油層類似比重下降、粘度猛增、失水量上升。比重下降粘度上升、失水量增加比重猛降、粘度猛增、甚至流不動，失水無變化比重及粘度略有下降全、重烴均有異常全烴異常大、重烴異常小或無無異?；蛴休p微的全烴異常泥漿氣侵、槽面有氣泡、破裂有彩暈，氣噴槽面見油花起泡、井涌、井噴第二章油、氣、水層的判斷第一節(jié)利用錄井資料判斷油、氣、水層第二節(jié)利用測井資料解釋油、氣、水層第三節(jié)利用地震資料解釋油、氣、水層一、評價油、氣層的地質(zhì)依據(jù)二、砂泥巖剖面中油、氣、水層的判斷三、低電阻率油氣層的識別四、高伽馬儲層的識別五、膏巖剖面油、水層的判斷六、碳酸鹽剖面裂縫性油、氣層的識別第二節(jié)利用測井資料解釋油、氣、水層（一）含油性是評價油氣層的重要依據(jù)一、評價油、氣層的地質(zhì)依據(jù)習慣概念：以含油飽和度的大小作為劃分油、氣、水層的主要標準特殊情況：1、低滲透砂巖油氣層含油性普遍解釋偏低2、高滲透砂巖油氣層的含油性解釋偏高1、低滲透率砂巖油氣層低滲透產(chǎn)層的特點：多為粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖，巖石顆粒平均粒徑普遍較小，比表面大；含有充填孔隙的粘土礦物。高束縛水低滲透性低電阻率油氣層含油性普遍解釋偏低，易判斷為水層.含油性解釋有可能偏高。

2、高滲透砂巖油氣層高滲透層的特點：巖性往往為細砂級以上，粒度中值普遍較大，粘土含量少。含可動水孔滲性好高電阻率水層含油性只是判斷油氣層的重要依據(jù)，并非充分條件。

低電阻率油層和高電阻率水層的區(qū)別：★★低電阻率油層和高電阻率水層同樣都是巖石顆粒變細,它們的區(qū)別主要是巖石顆粒分選的好壞和儲層孔隙連通程度的的差異。低電阻率油層的特點：

是因巖石顆粒變細而形成的砂巖,分選較好,膠結(jié)致密,膠結(jié)物一般是鈣質(zhì)或硅質(zhì),不容易產(chǎn)生易移動的顆粒。泥質(zhì)的分布一般吸附在巖石的顆粒上,不能脫離巖石顆粒隨流體移動。總體特征是孔隙連通性好。高電阻率水層的特點：

是分選較差,含有大量的粉末狀物質(zhì),這些物質(zhì)可以隨地層流體移動,結(jié)果堵塞了孔隙喉道,使儲層電阻率增加,膠結(jié)致密時為干層,膠結(jié)疏松時為水層。其總體特征是孔隙連通性差。

地層水礦化度降低：在注水開發(fā)油田的水淹井中,由于注入淡水,油層強水淹后使地層水淡化。

儲層的原油性質(zhì)發(fā)生了變化：主要是由于生物降解和地層水的氧化作用使地層原油粘度增高,油的相對滲透率降低,使油層降低為高電阻率油水層、水層或干層。

巖石性質(zhì)發(fā)生變化：儲層孔隙度的大小和它的連通程度,孔隙度越大,連通程度越好,電阻率越低。高電阻率水層的成因（二）不含可動水是評價油氣層的重要依據(jù)油氣產(chǎn)層不出水，并非其不含水。油氣層總是含有一定的含水飽和度，即使最好的油氣層也含有一定量的含水飽和度。油氣藏形成過程中，由于油、氣、水對巖石潤濕性的差異以及發(fā)生在孔隙內(nèi)的毛細現(xiàn)象，規(guī)定了油、氣、水在孔隙內(nèi)獨特的分部形式與流動特點。充滿水的多孔介質(zhì)儲層生油層油氣運移油氣驅(qū)水油、氣毛管滯水＋薄膜滯水可動水油、氣毛管滯水＋薄膜滯水油、氣、水同出油、氣層

因此，與組成巖石骨架的粒度大小和充填與孔隙空間的粘土含量有關(guān)。即使孔隙內(nèi)束縛水的相對含量接近或超過了油氣飽和度，也不能改變其不流動的特性，產(chǎn)層依然只產(chǎn)油而不出水?！安粍铀钡闹饕煞质鞘`水，其含量隨產(chǎn)層的孔隙空間變小和微毛細管孔隙的增大而增大。只含“不動水”不含“可動水”油、氣層（二）不含可動水是評價油氣層的重要依據(jù)絕對滲透率：當單向流體充滿巖石孔隙，流體不與巖石發(fā)生任何物理化學反應，流體的流動符合達西直線滲濾定律時，所測得的巖石對流體的滲透能力稱為該巖石的絕對滲透率。

單位時間內(nèi)通過巖石截面積的液體流量與壓力差和截面積大小成正比，而與液體通過巖石的長度以及液體的粘度成反比。（三）儲集層的產(chǎn)流體性質(zhì)主要取決于油、氣、水各項的相滲透率（三）儲集層的產(chǎn)流體性質(zhì)主要取決于油、氣、水各項的相滲透率

事實上,多相流體(油、氣、水)并存時,儲集層的產(chǎn)流體性質(zhì)服從多相流體滲流體理論所描述的動態(tài)規(guī)律，可用多相共滲的分流量方程確定。若地層呈水平狀，則儲集層的油氣水產(chǎn)量（分流量）可表示為:式中：Q0、Qr、Qw——儲集層油氣水的分流量；

K0、Kg、Kw——油氣水的有效滲透率：

μo、μg、μw——油氣水的粘度；

A——滲流截面；——壓力梯度。

有效滲透率系指相滲透率。在多相共滲透體系中，它是對每一相流體在地層內(nèi)部流動能力大小的度量。相對滲透率等于有效滲透率與絕對滲透率（

K）之比，如：產(chǎn)油率(Fo)則為：

根據(jù)分流方程，可進一步導出多相共滲體系各相流體的相對產(chǎn)量。它們相當與各相的產(chǎn)量與總產(chǎn)液量之比。例如，對于油水共滲體系，儲集層的產(chǎn)水率（Fw）可近似地表示為：（三）儲集層的產(chǎn)流體性質(zhì)主要取決于油、氣、水各項的相滲透率

如果地層內(nèi)部只有兩者流體，例如油和水。則根據(jù)各自相滲透率變化，有三種不同情況：

★★（1）如果Krw或Kw→0，而Kro→1,相當于在儲集層內(nèi)部水不能流動而油的流動能力到達最大。則Qw→0，F(xiàn)w→0，F(xiàn)o→1。表明儲層只產(chǎn)油而不產(chǎn)水。（2）如果Kro或

Ko→0，而Krw→1，相當于儲集層內(nèi)部油不能流動而水的流動能力達到最大。

Qo→0，F(xiàn)w→1，

Fo→0。表明在這種情況下儲集層是水層。（3）如果0<（

Krw或Kw

）<1，或0<（

Kro或

Ko

）<1，相當于油和水在儲集層內(nèi)都具有一定的流動能力。

Qw>0，Qo>0，F(xiàn)w及Fo都大于0而小于1在試油中為油水同出。不同滲透率巖石的相對滲透率曲線低滲透率產(chǎn)層在含油飽和度較低時，就能出純油而不含水。高滲透率產(chǎn)層則需要有更高的含油飽和度界線。高滲透率低滲透率稠油稀油稠油、稀油油層的相對滲透率曲線含水飽和度（Sw）含水飽和度（Sw）油質(zhì)變稠的結(jié)果使殘余油飽和度（Sor）增大，油相滲透率（Kro）減小而水相滲透率（Krw）增大，所以，稠油油層的含油飽和度普遍高于稀油油層?？傊?，含油性和不含可動水是油、氣層的兩個重要特征，并在事實上構(gòu)成了判斷油、氣、水層的兩個重要條件。其中含油性是評價油、氣層的依據(jù)，分析產(chǎn)層的可動水則能把握油、氣層的變化和界限，而對油、氣層的最終評價則取決于對地層油、氣、水相滲透率的分析.★★一、評價油、氣層的地質(zhì)依據(jù)二、砂泥巖剖面中油、氣、水層的判斷三、低電阻率油氣層的識別四、高伽馬儲層的識別五、膏巖剖面油、水層的判斷六、碳酸鹽剖面裂縫性油、氣層的識別第二節(jié)利用測井資料解釋油、氣、水層1、選擇測井系列的主要原則2、劃分滲透層3、判斷油、氣、水層4、快速直觀顯示油、氣、水層的方法二、砂泥巖剖面中油、氣、水層的判斷

能夠確定巖性的成分、清楚的劃分滲透層；至少能夠比較完整的提供下列主要參數(shù)：孔隙度、含油飽和度、束縛水飽和度、可動油量和殘余油飽和度、泥質(zhì)含量以及滲透率的近似值等；能夠比較清楚的區(qū)分油層、氣層、水層，確定有效厚度和計算地質(zhì)儲量；能夠盡量的較少和克服井眼、圍巖和鉆井液侵入的影響，至少在通常情況下，不使測井信息失真；在解決預期的地質(zhì)目的前提下，力求測井系列簡化和經(jīng)濟。1、選擇測井系列的主要原則砂泥巖滲透層在測井曲線上的特征：自然電位曲線：滲透層相對于泥巖基線而言，具有較大的幅度異常。異常幅度的大小取決于儲集層的泥質(zhì)含量和地層水與泥漿濾液礦化度差別。微電極曲線：視電阻率較低，且出現(xiàn)正幅度差。致密砂巖的微電極視電阻率較高，曲線成鋸齒狀且無幅度差或有較小的正負不定的幅度差。井徑曲線：滲透層由于泥漿濾液向地層滲透，使該段井壁形成泥餅，井眼縮小。未膠結(jié)或膠結(jié)疏松的砂層為擴大井徑。2、劃分滲透層

★★3、判斷油、氣、水層油層：微電極曲線幅度中等，具有明顯的正幅度差，但隨滲透性降低，幅度有所降低；自然電位顯示負異常，隨泥巖增加幅度變??；長短電極視電阻率曲線均為高阻；感應曲線呈明顯的低電導；聲波時差中等，曲線平緩呈平臺狀；井徑常小于鉆頭直徑。油層氣層：在微電極、自然電位、視電阻率曲線上的特征均與油層相似；聲波曲線出現(xiàn)周波跳躍；感應測井電阻率高；3、判斷油、氣、水層氣層水層：微電極曲線幅度中等，具有正幅度差，但與油層比相對較低；自然電位負異常，且比油層大得多。短電極視電阻率為高阻，長電極為低阻；感應曲線為高電導值；聲波時差中等，呈平臺狀。3、判斷油、氣、水層水層4、快速直觀顯示油、氣、水層的方法曲線重疊圖法交會圖法兩種方法A、聲波時差－中子伽馬曲線重疊B、密度－中子伽馬曲線重疊C、徑向電阻率曲線重疊D、自然電位曲線重疊E、孔隙度重疊F、Ro－深探測電阻率曲線重疊A、電阻率－孔隙度交會圖B、孔隙水電阻率－自然電位交會圖優(yōu)點——快速、直觀，可做全井段（或解釋井段）的解釋。用統(tǒng)一的參數(shù)(如Φ、K等)，統(tǒng)一的橫向比例尺統(tǒng)一的基線繪出兩條(或兩條以上)測井參數(shù)曲線(實測曲線或計算曲線)，按所繪曲線間的關(guān)系(重合或分離、正幅度差或是負幅度差)來評價儲集層的飽和性質(zhì)。曲線重疊圖法缺點——不利于進行各種影響因素分析，如泥質(zhì)含量影響分析；需要計算機進行測井參數(shù)的轉(zhuǎn)換，不利于手工解釋。聲波時差中子伽馬用△

t－NGR曲線重疊法判斷氣層A、聲波時差－中子伽馬曲線重疊——定性判斷氣層兩條曲線的縱向比例相同。在解釋層段內(nèi)找一個與目的層巖性相同，孔隙性相近的水層（或低氣油比的油層），將兩條曲線重合，并將兩條曲線重疊繪制。在探測范圍內(nèi)，儲集層含氣將會使測井聲波時差Δt增大，使中子伽馬測井值增高。

ΦCNL

Φ

ΦD

油氣對密度－中子重疊影響的理想化顯示（據(jù)雍世和，1982）B、密度－中子伽馬曲線重疊——定性判斷氣層由于天然氣的含氫指數(shù)和體積密度都比油或水小得多，因而對于含氣儲集層，中子測井顯示低孔隙度，密度測井顯示出孔隙度增大，重疊圖上將出現(xiàn)明顯的幅度差，且呈鏡像反射圖象。適合：對泥質(zhì)含量比較低的，侵入淺的，中～高孔隙度的砂泥巖氣層LLMLL對數(shù)電阻率重疊法（Rmf/Rw＝1時）（據(jù)斯倫貝謝公司，1991）C、徑向電阻率曲線重疊這種重疊法是把RT（深探測電阻率LL）和RXO(沖洗帶電阻率MLL)按統(tǒng)一對數(shù)比例尺刻度，并在典型水層出處，人為地使二者重合。和水層相比，油氣層都有比較明顯的減阻侵入，因此，在含有油氣的儲集層處顯示出RT>RXO（LL>MLL)幅度差，可以作為指示油氣層的一種標志。4、快速直觀顯示油、氣、水層的方法深淺深淺SPRxo/RtRxo/Rt曲線與SP重疊圖（據(jù)斯倫貝謝公司，1991）D、自然電位曲線重疊即Rxo/Rt比值與SP曲線重疊圖對于滲透層(必須參考SP、GR或微電極測井曲線或電阻率比值，排除非滲透層)。適用：淡水鉆井液的砂泥巖剖面。且Rxo>Rt,鉆井液侵入深度中等。只有在此條件下，自然電位才能有效地反映Rmf/Rw。如果Rxo/Rt曲線明顯低于SP曲線，該層將產(chǎn)烴。Rxo/Rt值低于SP幅度值表明存在可動烴。如果SP與Rxo/Rt曲線重合可能產(chǎn)水。Φ

Φw

雙孔隙度重疊圖（據(jù)雍世和，1982）E、孔隙度重疊適用：①鉆井液侵入較淺，使深探測電阻率基本上反映地層真電阻率。

②解釋井段應包括許多儲集層，特別是有明顯的純水層。

③在解釋井段內(nèi)地層水性質(zhì)基本穩(wěn)定。

④巖性和泥質(zhì)含量應基本不變。

Φ由孔隙度測井曲線提供；Φw由深探測電阻率曲線求得。Φ與Φw基本重合為水層Φ與Φw有明顯的幅度差為油氣層三種孔隙度曲線重疊圖—

地層孔隙度ΦT

沖洗帶含水孔隙度Φxo

地層含水孔隙度Φw

可動油圖ΦT—Φxo=殘余油(氣)孔隙度；Φxo-Φw=可動油(氣)孔隙度；ΦT-Φw=含油(氣)孔隙度；Φw-零線=含水孔隙度。4、快速直觀顯示油、氣、水層的方法RdeepRoRo與深探測電阻率重疊圖（據(jù)雍世和，1982）F、Ro－深探測電阻率曲線重疊Ro——巖石100%含水時的電阻率FRdeep與Ro基本重合說明是水層；Rdeep>>Ro（Rdeep>=Ro，3～5），則是明顯含油氣的顯示。

交會圖法優(yōu)點——便于進行各種影響因素的分析，易于發(fā)現(xiàn)質(zhì)量上的一些問題，便于進行手工解釋。缺點——不能做全井段或解釋井段的分析，有可能漏掉有利層。將2種或3種從不同角度反映巖性、含油氣水特征的測井參數(shù)進行交會，并按照測井解釋公式構(gòu)成交會圖，根據(jù)代表每一種或每一個儲集層的資料點在交會圖上的分布規(guī)律及交會圖圖形顯示特點，來評價每一儲層的飽和性質(zhì)。A、電阻率－孔隙度交會圖阿爾奇公式：對于特定地區(qū)和巖性的某一解釋層段，系數(shù)a、b和指數(shù)m、n可以視為常量，若巖性和Rw基本不變，則對于給定的包含水飽和度Sw，上式子中的為常數(shù)。于是與ф呈線性關(guān)系。

以為縱坐標（對數(shù)刻度），ф為橫坐標（線性刻度）建立半對數(shù)坐標系。

（對數(shù)刻度）（線性刻度）ISwRo∞@將解釋井段內(nèi)同一水系的每個儲集層（包括各個取值區(qū)）的數(shù)據(jù)都標注在圖上

@

找出巖性純、有足夠厚度、可靠水層測井讀數(shù)，水線(含水飽和度為100%的線)應當是過這些純水層點和原點（孔隙度為零的橫軸點）的直線。

水線Sw=100%I=150%50%30%20%10%@用右邊的I—Sw算尺繪制含水飽和度Sw線。

@根據(jù)解釋層資料點在交會圖上的位置，可以直觀地判斷其含油性，也可半定量的獲得Sw值。資料點落在Sw=50%線下、ф>10%的儲集層為含油層，ф<=10%的儲集層為干層。

A、電阻率－孔隙度交會圖電阻率－孔隙度交會圖一、評價油、氣層的地質(zhì)依據(jù)二、砂泥巖剖面中油、氣、水層的判斷三、低電阻率油氣層的識別★★★四、高伽馬儲層的識別五、膏巖剖面油、水層的判斷六、碳酸鹽剖面裂縫性油、氣層的識別第二節(jié)利用測井資料解釋油、氣、水層定義：在砂泥巖剖面中，低電阻率油氣層是指含水飽和度接近或超過50％，油氣層電阻率值等于或大于相同條件下的水層電阻率，在高礦化度地區(qū)甚至低于圍巖電阻率，但試油時產(chǎn)純油氣的油氣層?！铩锍梢蚍治?油氣層中含有高礦化度地層水；含有較高的束縛水；粘土附加導電性(粘土水化作用)；孔喉狹窄、微孔隙發(fā)育，孔隙結(jié)構(gòu)復雜；三、低電阻率油氣層的識別顆粒表面的親水性；含油薄層與厚泥巖（頁巖）互層，測井曲線反應滯后；鉆井液的侵入：泥漿侵入地層較深，泥漿濾液驅(qū)走井眼周圍油氣，使油氣層電阻率降低(從測井結(jié)果上看是低阻)。★★★

白102井長4+5段低阻油層成果圖5號層與3、4號層孔隙度相近而滲透率相差近10倍，表明5號層可能形成低阻油層。實例（一）可動水分析法三、低電阻率油氣層的識別可動水法——用于正確評價低阻油層即巖層電阻率很低，但仍產(chǎn)油氣的層位。產(chǎn)層的含水飽和度(Sw)＝束縛水飽和度(Swi)＋可動水飽和度(Swm)(Sw)＝(Swi)＋(Swm)注意：提供匹配Sw與Swi參數(shù)是實現(xiàn)這一方法關(guān)鍵，核心問題：確定束縛水飽和度Swi?；驹?/p>

★★★①儲層Sw=Swi,Kro→1，Krw→0，油層

②儲層Sw＞Swi，0＜Kro＜1，0＜Krw＜1油水同層③儲層Sw→1Krw→1Kro→0水層

可動水飽和度Swm=Sw-Swi

對于油、氣層Swm=0一定的含油飽和度是確定油層的必要條件；可動水飽和度等于零是油層產(chǎn)油的充分條件；而可動水大于零，為油水同產(chǎn)或產(chǎn)水的充分條件。利用這些可將電阻油氣層識別出來。油水同層水層油低產(chǎn)油層干層So－Swi交會原理圖應用及特點

1.低電阻率油氣層的解釋

2.解釋界限層和劃分油水過渡帶

3.判斷水淹Swm+Swi=1Sw＞Swi

Swm＞0水層So+Swm+Swi=So+Sw=1Sw＞Swi

Swi＞0油水同層交會圖法So+Swi=So+Sw=1Sw=SwiSwm=0Swi＞0油層把Sw、Swi以曲線形式表示，統(tǒng)一刻度和基線顯示在成果圖上。若Swi≈Sw

油層Sw＞Swi

含可動水，幅度大，油水同層或水層SwiSw曲線重疊法自然電位形成的主要原因是地層水與泥漿濾液之間存在礦化度差，這也是造成純水層不同探測深度電阻率值出現(xiàn)差異的主要原因。通過深淺電阻率的差異計算一條視自然電位曲線，使其在純水層段與實測電阻率曲線一致，則在含油段兩者就會出現(xiàn)差別，其差將反映儲層的含油性。（二）視自然電位差法

純水層Sw=SxoSP’≈SP純油層Sw<Sxo

SP’＜SPSP’為視自然電位差胡130井長2測井解釋成果圖視自然電位差

耿140井長2測井解釋成果圖

優(yōu)點：利用視自然電位差識別油層，直接利用電阻率和自然電位測量參數(shù)，與Rw、孔隙度和巖電參數(shù)等無關(guān)，減少了誤差來源，比較直觀簡單。

第二章油、氣、水層的判斷第一節(jié)利用錄井資料判斷油、氣、水層★

一、根據(jù)油砂的含油級別進行判斷二、根據(jù)氣測曲線顯示進行判斷第二節(jié)利用測井資料解釋油、氣、水層★★

一、評價油、氣層的地質(zhì)依據(jù)二、砂泥巖剖面中油、氣、水層的判斷三、低電阻率油氣層的識別★★★

四、高伽馬儲層的識別☆五、膏巖剖面油、水層的判斷☆六、碳酸鹽剖面裂縫性油、氣層的識別☆第三節(jié)利用地震資料解釋油、氣、水層☆一、評價油、氣層的地質(zhì)依據(jù)二、砂泥巖剖面中油、氣、水層的判斷三、低電阻率油氣層的識別四、高伽馬儲層的識別☆五、膏巖剖面油、水層的判斷☆六、碳酸鹽剖面裂縫性油、氣層的識別☆第二節(jié)利用測井資料解釋油、氣、水層砂巖中高伽馬異常的存在，使利用自然伽馬測井資料劃分儲集層、解釋泥質(zhì)含量出現(xiàn)較大困難。且砂巖段整體表現(xiàn)為自然伽馬高值，難以區(qū)分有效儲集段。四、高伽馬儲層的識別放射性礦物元素（如釷、鈾、鉀等）含量過高成因白209井長63測井解釋成果圖2050.0～2080.0m自然伽馬曲線整體為高值，且縱向平直——儲層與非儲層段自然伽馬值十分接近。四、高伽馬儲層的識別1、綜合反演法2、密度－中子視孔隙度交會法

利用多條測井曲線優(yōu)化反演地層組分。在具體計算過程中，通過降低伽馬曲線方程的加權(quán)系數(shù)，提高其它對泥質(zhì)含量敏感的測井曲線的加權(quán)系數(shù)，來求準高伽馬層段泥質(zhì)含量。這種方法求取的泥質(zhì)含量與取心描述結(jié)果吻合較好。元98井長6段地層解釋成果圖

1、綜合反演法儲層劃分的結(jié)果與自然電位所顯示的負異常段吻合很好SP2、密度－中子視孔隙度交會法

公式為：式中：ΦD、ΦDsh－分別為泥質(zhì)砂巖、純泥質(zhì)的密度視孔隙度；ΦN、ΦNsh－分別為泥質(zhì)砂巖，純泥質(zhì)的中子視孔隙度。

密度和補償中子曲線利用視孔隙度刻度，兩條曲線交會重合的層段，解釋為比較純的砂巖有效儲層段；密度和補償中子曲線交會離差較大的層段，即圖中陰影段，為泥質(zhì)含量比較大的層段。元91井長4+5測井解釋成果圖

一、評價油、氣層的地質(zhì)依據(jù)二、砂泥巖剖面中油、氣、水層的判斷三、低電阻率油氣層的識別四、高伽馬儲層的識別五、膏巖剖面油、水層的判斷六、碳酸鹽剖面裂縫性油、氣層的識別第二節(jié)利用測井資料解釋油、氣、水層膏鹽剖面：指以巖鹽、石膏、硬石膏、鈣芒硝等為主，并含有部分砂泥巖的剖面。特點：鉆井過程中，由于巖鹽大量溶解，使泥漿礦化度很高，泥漿電阻率低，形成鹽水泥漿。致使普通電法中短電極測井曲線平直；泥漿礦化度與地層水礦化度接近，致使自然電位曲線無異常；巖鹽層井眼大、薄泥餅使得微電極曲線重復性差。自然伽馬微測向電阻率感應電導率聲波時差采用測井系列五、膏巖剖面油、水層的判斷（一）劃分滲透層劃分滲透性砂巖層是以自然伽馬曲線指示位置，由微測向和聲波時差曲線進行核實，并由微測向曲線確定厚度和深度。注意：如上述曲線差異不大，以井徑曲線區(qū)分，膏鹽井徑擴大。（二）判斷油、氣、水層膏鹽剖面儲集層的特點在于油水層的電阻率都比較低。在定性判斷油水層時：利用對水層敏感的感應曲線劃分出典型水層；然后將其它滲透層的電阻率與典型水層進行對比，以發(fā)現(xiàn)油層。干層在微測向曲線上有較高的視電阻率值，時差也較低。五、膏巖剖面油、水層的判斷一、評價油、氣層的地質(zhì)依據(jù)二、砂泥巖剖面中油、氣、水層的判斷三、低電阻率油氣層的識別四、高伽馬儲層的識別五、膏巖剖面油、水層的判斷六、碳酸鹽剖面裂縫性油、氣層的識別第二節(jié)利用測井資料解釋油、氣、水層碳酸鹽巖儲層的儲集空間是以裂縫和溶蝕洞穴為特征。其儲集空間復雜、物性變化范圍大，一般具有高電阻率特點。必須采用聚焦形式的電阻率測井方法。（一）劃分滲透層1、地質(zhì)錄井特征：★鉆具放空、鉆時下降巖屑中次生礦物（方解石、石英晶體等）含量高鉆井過程中普遍發(fā)生井漏與井噴巖心中縫洞發(fā)育儲層基質(zhì)孔、滲性低六、碳酸鹽剖面裂縫性油、氣層的識別2、測井曲線上的反映（一）劃分滲透層碳酸鹽巖測井實例◎測井系列※巖性－孔隙度測井：自然伽馬、巖性密度、中子和聲波測井；※聚焦電阻率測井：雙側(cè)向－微球形聚焦或三電極測向測井；※裂縫測井：裂縫識別、和井壁超聲電視測井；此外，還用井徑、井溫、聲幅、聲波變密度測井等?！驕y井曲線顯示★＃自然伽馬低值（含鈾儲集層為高值）；＃低中子伽馬值或高中子孔隙度；＃聲波時差高于或近似于骨架時差值；＃低體積密度，井徑平直時密度校正曲線不為零。2、測井曲線上的反映裂縫－溶洞系統(tǒng)中，原油被泥漿迅速推開，含油性變差，以致深淺側(cè)向均為低值，無幅度差。微裂縫－孔隙系統(tǒng)中，泥漿侵入后短期內(nèi)仍有剩余油存在，深淺側(cè)向出現(xiàn)正幅度差。致密碳酸鹽巖地層中，含油性極差或不含油，呈現(xiàn)高阻、無幅度差。Φ曲線Φw曲線含油層水層水層兩曲線疊合若Φ≈Φw，水層；

Φw＜Φ，含油層SPφφW1）雙孔隙度法雙孔隙度重疊圖(二)識別油、氣、水層2）深淺側(cè)向電阻率重疊比較法(二)識別油、氣、水層將深、淺側(cè)向視電阻率曲線重疊繪制，觀察兩條曲線幅度的相對關(guān)系，在滲透層井段會出現(xiàn)幅度差。最后確定油氣、水層還得參考其它測井資料綜合判斷作出可靠結(jié)論R深側(cè)－R淺側(cè)>0正幅度差(意味著泥漿低侵)負幅度差（意味著泥漿高侵）含水層含油氣層R深側(cè)－R淺側(cè)<0第二章油、氣、水層的判斷第一節(jié)利用錄井資料判斷油、氣、水層第二節(jié)利用測井資料解釋油、氣、水層第三節(jié)利用地震資料解釋油、氣、水層第三節(jié)利用地震資料解釋油、氣、水層☆地震勘探的三個環(huán)節(jié)野外工作室內(nèi)資料處理地震資料的解釋地震勘探開發(fā)技術(shù)二維地震三維地震VSP和井間地震時移地震近年來，隨著技術(shù)的不斷進步，特別是隨著高分辨率三維地震的處理與解釋技術(shù)、多波多分量解釋技術(shù)、VSP技術(shù)、AVO技術(shù)、四維（時移）地震技術(shù)的應用，使動態(tài)和靜態(tài)油藏技術(shù)更接近實際，大大降低了油氣藏的開發(fā)成本。二維地震勘探方法：

是在地面上布置一條條的測線，沿各條測線進行地震勘探施工，采集地下地層反射回地面的地震波信息，然后經(jīng)過電子計算機處理得出一張張地震剖面圖。經(jīng)過地質(zhì)解釋的地震剖面圖就像從地面向下切了一刀，在二維空間(長度和深度方向)上顯示地下的地質(zhì)構(gòu)造情況。同時幾十條相交的二維測線共同使用，即可編制出地下某地質(zhì)時期沉積前地表的起伏情況。如果發(fā)現(xiàn)哪些地方可能儲有油氣，則可確定其為油氣鉆探井位。

三維地震勘探：

理論與工作流程和二維地震勘探大體相似，但其工作內(nèi)容及達到的效果卻今非昔比了。三維地震勘探主要由野外地震數(shù)據(jù)資料采集、室內(nèi)地震數(shù)據(jù)處理、地震資料解釋3個步驟組成，這是一項系統(tǒng)工程，甚至每個步驟就是一個系統(tǒng)，因為這3個步驟既相互獨立，又相互影響，而且每一步驟均需要最先進的計算機硬件和軟件的支撐。三維地震勘探是根據(jù)人工激發(fā)地震波在地下巖層中的傳播路線和時間、探測地下巖層界面的埋藏深度和形狀，認識地下地質(zhì)構(gòu)造進而尋找油氣藏的技術(shù)，與醫(yī)院使用的B超、彩超和CT技術(shù)類似。地質(zhì)學家通過三維勘探剖面尋找地下油氣藏，和醫(yī)生通過CT尋找病人身體內(nèi)部的病變不同之處在于：人體結(jié)構(gòu)是基本相同的，而地表的條件和地下的地質(zhì)結(jié)構(gòu)卻千變?nèi)f化，油氣的運動方向與賦存部位也無規(guī)律可循；應該說，地質(zhì)學家面臨的挑戰(zhàn)比醫(yī)生大得多。多波多分量地震技術(shù):多波地震勘探是采用三分量檢波器采集地震波場，研究地下地層的響應，分析及反演儲層巖性及含油氣性的一種新地震勘探方法。多波勘探方法是當今世界具有廣闊前景的勘探技術(shù)。它可以彌補縱波勘探的不足，為直接找油氣提供新路。科學地說，多波地震勘探方法是一種綜合利用縱波、橫波、轉(zhuǎn)換波等多種地震波對含油氣盆地進行精細勘探，直接預測油氣的有效方法。

VSP（VerticalSeismicProfiling）技術(shù)（垂直地震剖面法）；它與通常地面觀測的地震剖面相對應。垂直地震剖面方法是在井口附近的一些點上激發(fā)地震波，在沿井孔不同深度布置的一些多級多分量檢波點上進行觀測。在垂直地震剖面中，因為檢波器置于地層內(nèi)部，所以不僅能接收到自下而上傳播的上行縱波和上行轉(zhuǎn)換波，也能接收到自上而下傳播的下行縱波及下行轉(zhuǎn)換波，甚至能接收到橫波。這是垂直地震剖面與地面地震剖面相比最重要的一個特點。垂直地震剖面技術(shù)是世界先進水平的技術(shù)，它始見于俄羅斯。自1985年引進AVO（AmplitudeVersusOffset,振幅隨偏移距的變化）

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用于研究地震反射振幅隨炮點與接收器之間的距離即炮檢距（或入射角）的變化特征來探討反射系數(shù)響應隨炮檢距（或入射角）的變化,進而確定反射界面上覆、下伏介質(zhì)的巖性特征及物性參數(shù)。借助AVO分析，地球物理學家可以更好地評估油氣藏巖石屬性，包括孔隙度、密度、巖性與流體含量。AVO技術(shù)就是在地震記錄上尋找隨檢波器到炮點距離的增加而增大的振幅。找到它，就能初步確定此處有天然氣。這為確定氣田位置提供了寶貴資料，使探井成功率大幅度提高。井間地震技術(shù)：井間地震測量在井中進行，采用能適應井下環(huán)境的激發(fā)系統(tǒng)和接收系統(tǒng)。井下激發(fā)系統(tǒng)可由多種偏振激發(fā)模式的震源組成，其特點是能量較強、頻帶較寬和對井壁無破壞性。井下接收系統(tǒng)由多級三分量檢波器組成，其特點是能接收到豐富的波場信息。井間地震信號的主頻通常是地面地震的數(shù)倍甚至更高，其成象結(jié)果能清晰地揭示兩井之間的地質(zhì)結(jié)構(gòu)，用于精細的油藏描述。（四維）時移地震技術(shù)是20世紀70年代中期產(chǎn)生、90年代得到飛速發(fā)展的一種現(xiàn)代油氣藏動態(tài)監(jiān)測(測試)和評價的方法,它是在油田開發(fā)階段,利用不同時間測量的地震波場的運動學和動力學信息之間的差異變化來研究油氣藏變化的一種有前景的方法。疊前疊后偏移處理：地震野外采集需要對地下構(gòu)造進行連續(xù)追蹤,得到一個連續(xù)的反射信息，為了提高追蹤質(zhì)量就必須增大覆蓋次數(shù)，對地下一點是實行多次覆蓋，對于同一個反射點就會有許多檢波器接收到，在室內(nèi)處理時通過多次疊加壓制多次波，提高信噪比。疊加后資料處理叫疊后資料。沒疊加之前對資料進行處理叫疊前處理。疊前處理工作量大，但一些與道集有關(guān)信息可有效保留，用于預測含氣砂體。疊后，簡單地說就是把信息波疊加之后得到的資料。

現(xiàn)在一般都是采用疊前技術(shù)進行勘察的，疊后只用在繪制給人看的剖面圖。地震波阻抗反演

是儲層預測的有效手段之一，波阻抗與含油氣儲層有很好的對應性。波阻抗反演實際上是從地震剖面上消除子波影響,留下反射系數(shù),再由反射系數(shù)計算出能反映地層物性變化的物理參數(shù)波阻抗。地震反演seismicinversion

把常規(guī)的界面型反射剖面轉(zhuǎn)換成巖層型的測井剖面，將地震資料變成可與測井資料直接對比的形式，實現(xiàn)這種轉(zhuǎn)換的處理過程叫地震反演。

地震反演是利用地表觀測地震資料，以已知地質(zhì)規(guī)律和鉆井、測井資料為約束，對地下巖層空間結(jié)構(gòu)和物理性質(zhì)進行成像(求解)的過程，廣義的地震反演包含了地震處理解釋的整個內(nèi)容。通俗的講就是由地震為基礎加上其他條件為約束推測出地層巖性構(gòu)造的過程叫地震反演。在縱向上，地史的演化及沉積相的變化造成了不同物性的沉積巖層及其相應的物性界面（地質(zhì)時代界面也是物性界面之一）在橫向上，物源的距離、物源的巖性、沉積相帶的變化、后期成巖作用和構(gòu)造運動的作用等，形成了同一時代地層巖性、物性等的橫向變化。“橫向上的巖性變化”“縱向上的物理界面”在機械波運動學、動力學上的表現(xiàn)特征地震勘探的理論基礎儲層和油氣顯示研究的依據(jù)地震數(shù)據(jù)中包括含有油、氣藏石油物理性質(zhì)油氣儲層邊界通常有聲波阻抗性質(zhì)變化相對劇烈的界面特征，這些性質(zhì)包括P波速度和S波速度，體積密度。隨著巖石參數(shù)，如巖性、孔隙度、孔隙壓力、流體飽和度、壓實和溫度的變化，聲波阻抗性質(zhì)在油氣儲層界面上變化將影響反射地震信號的振幅、相位和頻率，利用這些地震影響可以分析并估計油氣儲層的石油物理性質(zhì)。一、地震儲層預測☆地震反演波阻抗反演（如地震道遞歸反演、寬帶約束反演、稀束脈沖反演等）

地震與測井聯(lián)合反演、AVO反演地震屬性振幅；頻率；相位等二、地震流體識別油氣檢測技術(shù)疊前AVO技術(shù)疊后AVO技術(shù)亮點技術(shù)波阻抗反演處理的基本工作流程地震、測井層位速度等基礎資料準備和質(zhì)量檢查層位標定和初始地震模型建立波阻抗反演處理處理成果分析建立泥質(zhì)含量與波阻抗關(guān)系建立孔隙度與波阻抗關(guān)系建立其它屬性與波阻抗關(guān)系計算巖性數(shù)據(jù)體計算孔隙度數(shù)據(jù)體計算其它巖性物性數(shù)據(jù)體時深轉(zhuǎn)換最終反演處理成果分析用于研究沉積相和儲集砂體分布與物性空間變化油組油組油組地震道遞歸反演稀束脈沖反演寬帶約束反演彩36井地震剖面W8901波阻抗反演結(jié)果標定含油砂巖彩36井波阻抗反演方法波阻抗反演效果分析主力氣層低阻抗主力氣層低阻抗相對波阻抗絕對波阻抗三角洲朵葉體展布地層深度GRRT巖性剖面沉積微相三角洲前緣分流間灣分流間灣三角洲平原分流河道三角洲平原分流河道花