【正文】 率巖心實(shí)驗(yàn)粒度分析巖電實(shí)驗(yàn)陽(yáng)離子交換測(cè)井資料巖心分析取心試油“ 四 性 ”關(guān) 系 研 究核磁共振實(shí)驗(yàn)儲(chǔ) 層 巖電 規(guī) 律研 究“ 四 性 ”關(guān) 系 研 究成 果試油測(cè) 井資 料油 水 層 測(cè) 井 響應(yīng) 對(duì) 比 分 析油 水 層 識(shí)別 圖 版孔 隙結(jié) 構(gòu)研 究 古龍南地區(qū)復(fù)雜儲(chǔ)層流體識(shí)別 研究技術(shù)路線圖 6 2. 完成的主要工作 本課題主要完成的工作見下表。巖電實(shí)驗(yàn)研究符合石油天然氣規(guī)范要求。 9）應(yīng)用研制的復(fù)雜儲(chǔ)層流體識(shí)別方法，對(duì)探明儲(chǔ)量區(qū)塊內(nèi)的探井、油藏評(píng)價(jià)井、重點(diǎn)開發(fā)井進(jìn)行數(shù)據(jù)處理、油水層試油資料跟蹤解釋，共約 100 口井，滿足提交探明儲(chǔ)量的需要。基于不同特征儲(chǔ)層的核磁共振實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)結(jié)合 常規(guī)曲線，研究古龍南地區(qū)儲(chǔ)層的微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征。 2） 古龍南地區(qū) 儲(chǔ)層 “四性 ”關(guān)系研究 利用研究區(qū)的取心、巖心分析、試油和測(cè)井資料，研究古龍南地區(qū) 葡萄花油層的 巖 4 性、電性、物性及含油性之間的關(guān)系。從電性特征看， 古龍南地區(qū) 既存在低阻油層又存在高阻水層 ， 研究區(qū)油水關(guān)系復(fù)雜，儲(chǔ)層流體識(shí)別難度較大。 1. 項(xiàng)目的研究目的和研究意義 古龍南 地 區(qū)的葡萄花油層是該區(qū)主產(chǎn)油層，自 2020 年以來(lái)，對(duì)古龍南 地 區(qū)葡萄花油層進(jìn)行了 整體評(píng)價(jià)，并已提交了一定控制儲(chǔ)量。按合同（ DQYT12020022020JS 650）規(guī)定，于 2020 年 9 月至 2020 年 9 月完成主要研究?jī)?nèi)容并達(dá)到技術(shù)指標(biāo)要求，實(shí)現(xiàn)總體目標(biāo)?？v向上看，本區(qū)葡萄花油層垂向油水分布關(guān)系主要有以下 5種形式 — 全段純油（英 8英 852），全井油水同層（大 13大 406），油層與油水層間互（英 90），上油下水（古 653），全段水層（大 410）。 2. 項(xiàng)目的研究?jī)?nèi)容和技術(shù)指標(biāo) （ 1） 研究?jī)?nèi)容 1）巖石物理實(shí)驗(yàn) （ 50 塊） 測(cè)量巖心孔隙度、滲透率；地層條件下不同含油 飽和度的電阻率；毛管壓力；陽(yáng)離子交換容量； 核磁共振特性； 粒度。 5）儲(chǔ)層巖電規(guī)律 和微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征 研究 基于巖心在不同含油飽和度下的電阻率及相關(guān)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，研究 古龍南地區(qū) 儲(chǔ)層在地層溫度和壓力條件下的電阻率變化規(guī)律及主控因素 。 8）儲(chǔ)層流體性質(zhì)識(shí)別方法研究 利用常規(guī)測(cè)井資料，以試油資料為基礎(chǔ)，分析不同流體性質(zhì)的儲(chǔ)層測(cè)井響應(yīng)特征及其變化規(guī)律，建立適合研究區(qū) 油、水 層 識(shí)別 的 定性方法和定量 評(píng)價(jià)方法 。 3）儲(chǔ)層油水層、飽和度模型滿足《中華人民共和國(guó)石油天然氣探明儲(chǔ)量規(guī)范》要求。 5 二、合同的執(zhí)行情況 1. 總體技術(shù)路線 本項(xiàng)目采用如下技術(shù)路線。 50 塊 53 塊 完成了 52 塊巖樣的飽和水與離心后的核磁特性測(cè)量。 50 塊 50 塊 完成了 50 塊巖樣的粒度實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)測(cè)量。 低阻油層和高阻水層成因機(jī)理研究 對(duì)低阻油層與常規(guī)油層的巖性、物性、粘土礦物、地層水礦化度等特征進(jìn)行對(duì)比，揭示了本區(qū)低阻油層的成因。 1． 低阻油層的成因機(jī)理研究與進(jìn)展 低電阻率油氣層的含義可從兩個(gè)方面來(lái)理解，一種是油氣層的電阻率低于或接近鄰近水層或泥巖的電阻率；另一種是油氣層的電阻率雖然 高于鄰近水層和鄰近泥巖層的電阻率，但比正常油氣層電阻率范圍 （ 3~100 m?? ）要 低，電阻增大率小于 3，造成從電性曲線很難區(qū)分油氣、水層。 1991年，曾文沖 [3,4,5]通過(guò)對(duì)大量國(guó)內(nèi)外資料的研究分析，歸納出 油層低電阻率主要是由微孔隙發(fā)育、高礦化度地層水 、富含粘土等因素引起的。 1996年，樊政軍 [9]等人針對(duì)塔北低阻油氣儲(chǔ)層的測(cè)井特征，分析了低阻成因機(jī)制，認(rèn)為該地區(qū)低阻油層的成因?yàn)楦叩貙铀V化度、高束縛水含量。 1998年，孫建孟 [13]等人 在廣泛收集低阻油氣層資料的基礎(chǔ)上對(duì)低阻成因進(jìn)行了劃分 , 進(jìn)一步明確了低阻油氣層的概念與分類，將 低阻油層成因分為內(nèi)因和外因，內(nèi)因是指油氣層本身巖性物性變化包括由骨 架導(dǎo)電、粘土附加導(dǎo)電、微孔隙發(fā)育、巖石強(qiáng)親水引起的；外因是指非地層因素變化包括由油氣、水層對(duì)比條件不同，深侵入與測(cè) 8 井探測(cè)范圍有限引起的 。 2020年，楊青山 [17]等人經(jīng)分析對(duì)比大慶長(zhǎng)垣西部油田低電阻率油氣層的測(cè)井、地質(zhì)、測(cè)試等資料，認(rèn)為引起該地區(qū)油層低電阻率的主要因素為高束縛水、泥質(zhì)附加導(dǎo)電作用強(qiáng)、砂泥巖薄互層、泥漿侵入。 2020年，耿生臣 [21]等人 通過(guò)對(duì)巖樣分析化驗(yàn)等基礎(chǔ)資料的研究 ，分析了曲堤油田沙河街組低電阻率油層的形成機(jī)理，認(rèn)為該地區(qū)油層低電阻率的主要成因?yàn)檎惩恋母郊訉?dǎo)電作用、潤(rùn)濕性及高礦化度地層水。 2020年，劉承紅 [25]等人通過(guò)對(duì)大王北油田大 32塊沙二段低電阻率油層的測(cè)井、地質(zhì)、試油試采測(cè)試等資料的分析，總結(jié)了引起油層電阻率偏低的 5種因素，即低骨架電阻率，高泥質(zhì)含量、薄 儲(chǔ)層的低阻圍巖影響、低阻泥漿深度侵人、高地層水礦化度。 2020年，劉維林 [29]等人對(duì)大慶油田葡西區(qū)低阻油層的成因進(jìn)行了分析，總結(jié)了該地區(qū)油層低電阻率的成因?yàn)榈貙铀V化度相對(duì)較高，微毛細(xì)孔隙相對(duì)發(fā)育。 2020年，陳學(xué)義 [33]等人對(duì)遼河油田灘海地區(qū)低阻油層的成因進(jìn)行了研 究，認(rèn)為引起該地區(qū)油層低電阻率的主要因素為泥漿深侵、微孔隙發(fā)育、泥質(zhì)的附加導(dǎo)電作用。 2020年，郭振華 [37]等人運(yùn)用多元線性回歸等方法研究臨南油田夏70塊沙河街組沙三段低電阻率油層的形成機(jī)理，認(rèn)為該區(qū)低阻油層的主要因素是高束縛水飽和度和高地層水礦化度，潤(rùn)濕性的影響也是一個(gè)不容忽視的因素。 2020年，訾慶居 [41]等人通過(guò)對(duì)樁西油區(qū)淺層低電阻 10 油層成因的研究，認(rèn)為該地區(qū)低阻油層是由于泥漿侵入影響、泥質(zhì)含量較重、油層束縛水含量高和地層水礦化度偏高引起的。 2020年孫建孟 [45]等人利用逾滲網(wǎng)絡(luò)模型研究了濟(jì)陽(yáng)坳陷低電阻率油層電 性微觀影響因素及規(guī)律，研究結(jié)果表明，該地區(qū)低電阻率油層形成的微觀因素主要有微孔隙發(fā)育狀況、孔隙連通性、地層水礦化度以及粘土的含量和類型等，對(duì)于不同的油田，各因素對(duì)電阻率影響的相對(duì)強(qiáng)弱不一樣。 2020年，司馬立強(qiáng) [50]等人通過(guò)對(duì) 川中廣安地區(qū)的儲(chǔ)層特征分析后認(rèn)為，該地區(qū)須家河組低電阻率氣層的類型定義為具高礦化度 — 高束縛水飽和度且含特殊導(dǎo)電礦物的低電阻率氣層。 2020年，靳保珍 [54]等人應(yīng)用試采資料，分析了引起柴達(dá)木盆地獅子溝油田低阻的成因主要有：儲(chǔ)層巖性細(xì)；泥質(zhì)含量高，儲(chǔ)層巖石陽(yáng)離子交換量；油藏幅度低 ,油水密度差小，含油飽和度低；地層水礦化度高；受斷層的影響，儲(chǔ)層孔隙 11 結(jié)構(gòu)復(fù)雜。 綜上所述， 國(guó)內(nèi)很多油田都存在低阻油層，但導(dǎo)致油氣層 電阻率降低的因素各不相同，可將低電阻率油氣層的成因分為內(nèi)因、外因和復(fù)合成因。由外因?qū)е碌牡妥栌蛯佑幸韵聨最悾?① 鹽水泥漿的侵入導(dǎo)致的低阻油層， ② 由于油氣、水層的對(duì)比條件發(fā)生變化引起的低阻油層， ③ 侵入與測(cè)井探測(cè)范圍有限引起的低阻油層。 1954 年， Poupon[59]等人認(rèn)為層狀泥質(zhì)和砂層的電導(dǎo)率是嚴(yán)格相加的，提出層狀泥質(zhì)砂巖導(dǎo)電模型。 1977 年和 1984 年 ,Clavier[61]等人根據(jù)實(shí)驗(yàn)證明雙電層內(nèi)不含陰離子，因此，提出由自由水和粘土結(jié)合水組成的雙水電阻率模型，雙水電阻率模型認(rèn)為自由水和粘土結(jié)合水的導(dǎo)電路徑的幾何因素不相同，它通過(guò)建立 ? 12 與 wC 的關(guān)系來(lái)描述 oC 與 wC 的曲線部分和直線部分關(guān)系。 199 1996 年， Berg[67,68]根據(jù)有效介 質(zhì)理論將油氣和骨架看作并聯(lián)的分散相而水作為連續(xù)相，并考慮了泥質(zhì)分布形式的影響，分別建立了只含分散或?qū)訝钅噘|(zhì)情況下的用于確定泥質(zhì)砂巖含水飽和度的有效介質(zhì)電阻率模型，但他沒(méi)有給出儲(chǔ)層同時(shí)含有分散泥質(zhì)和層狀泥質(zhì)情況下的有效介質(zhì)通用電阻率模型，此外，他認(rèn)為粘土結(jié)合水的導(dǎo)電性與地層的導(dǎo)電性相同，而將兩者之間的電性差別結(jié)合到粘土顆粒電導(dǎo)率中。 2020 年，宋延杰 [72]等人 對(duì) SATORI 模型進(jìn)行了改進(jìn)，建立了考慮粘土顆粒、巖石骨架含有導(dǎo)電礦物、薄砂巖地層中含有泥質(zhì)夾層、水、油氣等 5 種成份的泥質(zhì)砂巖有效介質(zhì)電阻率模型 。尤其是利用對(duì)稱各向異性導(dǎo)電理論建立的有效介質(zhì)對(duì)稱電阻率模型，將 N 種成分都處理為對(duì)稱的，且允許多連續(xù)項(xiàng)存在，使用了 泥質(zhì)砂巖滲濾指數(shù)和滲濾速率幾何 參數(shù)描述各種成份的連通性、表面的粗糙度、形狀、潤(rùn)濕性等 。 2020年，侯雨庭 [75]等人利用深淺探測(cè)電阻率計(jì)算視自然電位， 利用視自然電位與測(cè)井自然電位交會(huì)識(shí)別油 13 水層的方法，通過(guò)實(shí)際應(yīng)用，效果較好。 應(yīng)用新方法建立的油水識(shí)別圖版在太 30區(qū)塊的應(yīng)用經(jīng)試油驗(yàn)證，符合率為 %，效果良好。 2020年，鄒濤峰 [80]等人提出過(guò)程支持向量機(jī)模型 PSVM，給出了過(guò)程支持向量機(jī)的一般模型和求解算法，應(yīng)用大慶油田南部地區(qū)的 4口取心井的 35個(gè)小層樣本組成油水層訓(xùn)練集，對(duì) 17個(gè)測(cè)井集樣本進(jìn)行油水層判別，判別符合率為 %，結(jié)果驗(yàn)證了模型和算法的有效性 。 測(cè)井響應(yīng)基本反映了儲(chǔ)層物性、含油性的變化。 高阻水層 主要成因?yàn)閮?chǔ)層中含殘余油及鈣質(zhì)。 巖心分析數(shù)據(jù)和測(cè)井資料 ，建立了古龍南地區(qū)復(fù)雜儲(chǔ)層的泥質(zhì)含量、孔隙度、滲透率、束縛水飽和度、陽(yáng)離子交換容量、鈣質(zhì)含量等參數(shù)解釋模型，且求取的參數(shù)精度很高。 （熱河臺(tái)油層、大凌河油層油水層圖版各一張） 刻度的方法，從而確定出實(shí)用的電阻率模型參數(shù)。古龍 茂興區(qū)塊區(qū)域構(gòu)造位置位于松遼盆地中央坳陷區(qū)齊家 古龍凹陷南部，西鄰龍虎泡大安階地。目前古龍油田英 852 區(qū)塊葡萄花油層已有 44 口井獲得工業(yè)油流，日產(chǎn)油在 ～ ，平均單井日產(chǎn)油 。斷層主要以近南北向和北北西向?yàn)橹鳎瑪嗑嘁话阍?10～ 50m。 16 斷裂特征 本區(qū)斷裂十分發(fā)育，主要發(fā)育有三個(gè)近南北向的斷裂帶，分布在區(qū)內(nèi)的西部、中部和東部，其延 展方向主要以近南北向和北北西向?yàn)橹鳎g或有北東、北西向和近東西向斷層，但數(shù)量較少，平面上條帶性較為明顯。本區(qū)砂巖主要來(lái)自大慶長(zhǎng)垣葡萄花方向、北部的葡西地區(qū)及西部的英臺(tái)地區(qū)，由北向南砂巖逐漸減薄，從而在南部形成大面積的三角洲前緣亞相的席狀砂沉積。 第 三 系 泰 康 組 N2t 101122 巖性為灰色泥巖與雜色砂礫巖，灰色泥質(zhì)粉砂巖呈不等厚互層。 嫩 江 組 五段 K1n5 122180 紫紅、灰綠色泥巖、灰色泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖呈不等厚互層。是松遼盆地區(qū)域標(biāo)準(zhǔn)層。 青山 口組 二 三 段 高臺(tái)子 K1qn2+3 199358 灰黑、深灰色泥巖 夾薄層黑色介形蟲層、泥質(zhì)粉砂巖、鈣質(zhì)粉砂巖。 按照巖性組合和沉積旋回，細(xì)分油層組，葡萄花油層細(xì)分為 PⅠ 1 PⅠ 3 pⅠ 68 三個(gè)油層組， 8 個(gè)小層；黑 地廟油層主力油層組黑二組細(xì)分為 H2 H2 H233三個(gè)油層組；薩爾圖油層劃分為 S0、 SⅠ 、 SⅡ 、 SⅢ 四個(gè)油層組；扶余油層劃分為 FⅠ 、 FⅡ 、 FⅢ 三個(gè)油層組， 17 個(gè)小層。巖性為灰褐 、淺灰色、綠 18 灰色粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖和紫紅、灰綠色泥巖的不等厚互層。 砂巖儲(chǔ)集空間以殘余原生粒間孔為主，占 70%以上，次為硅酸鹽顆粒溶孔（尤以長(zhǎng)石溶孔為主），包括粒內(nèi)、粒緣溶孔和鑄?？祝?30%），偶見灰、云質(zhì)膠結(jié)物輕微溶蝕?？紫抖绕矫骖A(yù)測(cè)看，古龍地區(qū)孔隙度一般在 12～ 18%，西部英臺(tái)鼻狀構(gòu)造部位孔隙度是高值區(qū)，一般在 16～ 18%，古龍向斜內(nèi)部孔隙度一般在 11～ 13%，新站、新肇、葡西鼻狀構(gòu)造部位孔隙度一般在 13～ 15%；茂興地區(qū)孔隙度一般在 13～19%，周邊鼻狀狀構(gòu)造 16～ 18%，茂興向斜內(nèi)孔隙度一般在 14～ 16%，東南部略低 13～15%。古龍向斜的西南部英 85英 6英 76 等井區(qū)以純油層為主；向斜的東側(cè)油水分布復(fù)雜，多為油水同層；向斜北部多為油水同層或水層，而向斜內(nèi)多以純油層為主。茂興向斜區(qū)也是如此。其中純油層 38 層，占總層數(shù)的 %，純油層累計(jì)厚度 ，占總厚度的 %；油水同層 17 層，占總層數(shù)的 %；油水同層折算累計(jì)有效厚度 ，占總厚度的 %。該 區(qū)葡萄花油層砂地比在 10～ 40%之間，單砂層以 ～ ，同時(shí)由于水下分流河道、河口壩、席狀砂等橫向連通性較差，易于形成巖性油藏，平面上呈大面積錯(cuò)疊分布，在油源供給條件充足的情況下，導(dǎo)致了該區(qū)平面上形成了大面積連續(xù)巖性油藏。 古龍南地區(qū)地層水性質(zhì)：葡萄花油層氯離子含量在 1808～ 6556mg/l，平均 4368mg/l，總礦化度為 7941～ 41308mg/l，平均 14211mg/l，水型為 NaHCO3。 21 第二章 巖石物理實(shí)驗(yàn) 依據(jù)項(xiàng)目的研究?jī)?nèi)容，進(jìn)行巖電實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)。 實(shí)驗(yàn)內(nèi)容 1） 測(cè)量巖心孔隙度、滲透率 ； 2）測(cè)量巖樣核磁特性； 3）高溫高壓巖電實(shí)驗(yàn) (油驅(qū)法 )； 4）測(cè)量巖樣的陽(yáng) 離子交換量； 5）測(cè)量巖樣的毛管壓力（壓汞法）； 6）巖樣的粒度分析。 2）完成了 52 塊巖樣的飽和水與離心后的核磁