【文章內容簡介】 層，在油田應用中取得了較好的應用效果。2006年，馬宏宇[77]等人針對大慶油田某區(qū)塊地質條件復雜，儲層非均質性強、物性差、油水層識別困難的特點。在缺少巖電分析資料的情況下，優(yōu)選能反映含油性、儲層物性的電阻率、聲波測井曲線和泥質參數，引入多元判別分析方法，建立二維油水判別圖版，并與常規(guī)測井參數交會圖版進行對比。應用新方法建立的油水識別圖版在太30區(qū)塊的應用經試油驗證，%，效果良好。2007年，張審琴[78]等人針對常規(guī)測井無法準確評價尕斯地區(qū)E23地層復雜巖性儲層這一難題，通過微電阻率掃描成像技術識別斷層、裂縫，并初步確定儲層巖性，區(qū)分藻灰?guī)r；應用元素俘獲譜測井技術，測量礦物元素確定礦物類型及含量，并結合多礦物最優(yōu)化方法確定基質孔隙度、滲透率；利用核磁共振測井確定流體性質。并取得了好的應用成效。2007年，王寧[79]等人根據孤島油田館6砂組油藏屬巖性構造層狀油藏，儲層非均質性強，油水關系復雜的實際情況，制定了利用測井參數交會圖法、測井多信息多元統(tǒng)計法和灰色理論判別分析等方法進行油水層判別標準，在孤島油田館6 砂組得到了很好地應用，解釋結論與實際資料相一致。2008年，鄒濤峰[80]等人提出過程支持向量機模型PSVM，給出了過程支持向量機的一般模型和求解算法，應用大慶油田南部地區(qū)的4口取心井的35個小層樣本組成油水層訓練集，對17個測井集樣本進行油水層判別，%，結果驗證了模型和算法的有效性。利用常規(guī)測井資料進行油水層識別，主要采用交會圖法、非線性判別法判斷油水層。四、取得成果及認識、含油性與物性之間具有一定的相關性，含油級別越高、巖性越粗，孔隙度和滲透率越大。對于含鈣儲層，含鈣程度越高，含油級別越低，孔隙度和滲透率越??；對于含泥地層，含泥程度越高，含油級別越低，孔隙度和滲透率越小。、含油性的變化。取心巖性越粗、分選越好、物性越好、含油級別（含油飽和度）越高的儲層，電性上自然伽馬越小、聲波時差越大、密度值越小、中子孔隙度越大。當儲層為油氣層時電阻率曲線值相對較高，而當儲層為水層時，電阻率曲線值相對較低；當儲層含鈣或有鈣質條帶時，儲層物性變差，電性上自然伽馬小、密度值大、中子孔隙度小、聲波時差小、電阻率曲線值高。、泥質重、附加導電性強和微孔隙發(fā)育、束縛水飽和度高。高阻水層主要成因為儲層中含殘余油及鈣質。、滲透率、孔滲綜合指數的增大而增大。，常規(guī)油層，油水同層和高阻水層的m值與孔隙度之間存在較好的關系，常規(guī)油層，；低阻油層的m值偏小。；低阻油層的n值偏小。，建立了古龍南地區(qū)復雜儲層的泥質含量、孔隙度、滲透率、束縛水飽和度、陽離子交換容量、鈣質含量等參數解釋模型，且求取的參數精度很高。 ，建立了考慮泥質附加導電、鈣質導電、微孔隙水導電、可動水導電的古龍南地區(qū)泥質砂巖有效介質電阻率模型，該模型考慮粘土連續(xù)性及形狀對導電規(guī)律的影響。，圖版精度高于89%。（熱河臺油層、大凌河油層油水層圖版各一張）需要做，從而確定出實用的電阻率模型參數。經過4口密閉取心井的飽和度對比，%，達到合同規(guī)定的含水飽和度平均相對誤差為8%技術指標要求。 第一章 研究區(qū)地質概況古龍南地區(qū)位于松遼盆地北部中央坳陷區(qū)齊家古龍凹陷古龍南地區(qū)，地理位置位于黑龍江省大慶市杜爾伯特蒙古族自治縣和肇源縣境內，南起肇源農場，北到古龍鎮(zhèn)，東起新站鎮(zhèn)，西到嫩江流域。北鄰葡西油田，西南以嫩江和新站油田為界，東與新肇、敖南油田相接。古龍茂興區(qū)塊區(qū)域構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。區(qū)內有嫩江自西北向東南流過，地表低洼，有水泡、溝渠、堤壩分布，～，勘探面積約4000km2。2002年在英臺36區(qū)塊提交石油預測地質儲量5305104t，其中黑帝廟油層提交石油預測地質儲量4599104t，薩爾圖油層提交石油預測地質儲量287104t，而葡萄花油層僅在英8英89井兩口井提交了石油預測地質儲量419104t。2007年古龍油田英852區(qū)塊葡萄花油層提交石油預測地質儲量10039104t，，，104m3/km2。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，～。通過評價井的進一步鉆探，深化對油藏的認識，有望提交規(guī)模探明儲量。 、斷裂特征古龍南評價區(qū)主體位于松遼盆地中央坳陷區(qū)的齊家—古龍凹陷的南端，由英臺、新肇、新站和葡西等四個鼻狀構造把該區(qū)分割成古龍、茂興和他拉哈三個向斜。西部是英臺鼻狀構造向古龍向斜延伸，東部是葡萄花構造，北部是他拉哈向斜和葡西鼻狀構造，東南是敖包塔構造。斷層主要以近南北向和北北西向為主，斷距一般在10～50m。古龍向斜構造高部位海拔深度約－1460m，構造低部位海拔深度約－1840m，構造高差380m；茂興向斜構造高部位海拔深度約－1400m，構造低部位海拔深度約－1680m，構造高差280m。從各反射層構造圖上可以看出，古龍南地區(qū)各層構造整體趨勢基本一致，以三個凹陷為中心，地層整體上自東向西抬升，始終呈現西高東低的趨勢構造格局。長期繼承性發(fā)育是該區(qū)構造發(fā)育的基本特征，構造與斷裂組合在一起是油氣運移的良好指向。本區(qū)斷裂十分發(fā)育，主要發(fā)育有三個近南北向的斷裂帶，分布在區(qū)內的西部、中部和東部，其延展方向主要以近南北向和北北西向為主，間或有北東、北西向和近東西向斷層，但數量較少，平面上條帶性較為明顯?？v向上斷裂具有明顯的分層性，在T2反射層上，斷裂的數量較多，在T11反射層及其以上地層中斷裂的數量逐漸減少。葡萄花油層沉積時期松遼盆地發(fā)生大規(guī)模湖退，北部三角洲沉積體系和西部三角洲沉積體系均向古龍和茂興向斜區(qū)推進，主要發(fā)育三角洲前緣亞相沉積，砂體以水下分流河道、河口壩、遠砂壩和席狀砂等微相沉積為主，伴生相有水下分流河道間灣、淺湖相泥巖沉積。葡萄花油層內部表現出水退、砂體進積的沉積特征，河道頻繁改道。本區(qū)砂巖主要來自大慶長垣葡萄花方向、北部的葡西地區(qū)及西部的英臺地區(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。其中PⅠ1PⅠ35主要發(fā)育水下分流河道、河口壩和席狀砂，PⅠ68主要發(fā)育三角洲前緣的席狀砂和淺湖泥巖。該區(qū)鉆遇的地層自上而下依次為第四系、第三系泰康組、上白堊統(tǒng)明水組、四方臺組、嫩江組、姚家組、青山口組及下白堊統(tǒng)泉頭組地層,主要產油層為葡萄花油層和黑帝廟油層（見表2）。表11 古龍油田地層簡表層位層位代號厚度(m)巖性巖相簡述系統(tǒng)組段油層第四系Q75110未成巖，地表黑灰色腐殖土，其下黃色粘土、粉砂，底部為雜色砂礫層。第三系泰康組N2t101122巖性為灰色泥巖與雜色砂礫巖，灰色泥質粉砂巖呈不等厚互層。白堊系上統(tǒng)明水組二段K2m2358416灰綠、紫紅、綠灰色泥巖、粉砂質泥巖與灰色泥質粉砂巖、粉砂巖呈不等厚互層。一段K2m1127145灰綠色泥巖、粉砂質泥巖與灰色泥質粉砂巖、粉砂巖組成兩個正旋回。四方臺組K2S170260灰綠、紫紅色泥巖與灰、紫灰色泥質粉砂巖、粉砂巖呈不等厚互層。嫩江組五段K1n5122180紫紅、灰綠色泥巖、灰色泥質粉砂巖、粉砂巖呈不等厚互層。四段黑帝廟K1n4110170以灰黑色泥巖為主，夾紫紅色泥巖及灰色粉砂巖、泥質粉砂巖。三段K1n372100黑灰色泥巖、泥質粉砂巖與棕灰、灰色油浸粉砂巖、細砂巖構成三個反旋回。二段K1n2164202為一大套灰黑、黑色泥巖，底為油頁巖。是松遼盆地區(qū)域標準層。一段薩爾圖K1n183105以灰黑色泥質為主，下部黑褐色油頁巖。姚家組二三段K1y2+384120西部以粉砂巖為主，東部黑灰色泥巖夾粉砂巖、泥質粉砂巖。一段葡萄花K1y14570深灰、綠灰色泥巖與棕色粉砂質泥巖、泥質粉砂巖、粉砂巖互層。青山口組二三段高臺子K1qn2+3199358灰黑、深灰色泥巖夾薄層黑色介形蟲層、泥質粉砂巖、鈣質粉砂巖。一段K1qn15280大段灰黑色泥巖夾薄層黑色介形蟲層為主，西部夾泥質粉砂巖、粉砂巖。下統(tǒng)泉頭組四段扶余K1q463100綠灰色泥巖、粉砂質泥巖與灰色泥質粉砂巖、粉砂巖互層，下部可見紫紅色泥巖。三段楊大城子K1q3370∨紫紅色泥巖、粉砂質泥巖與灰色泥質粉砂巖、粉砂巖互層。按照巖性組合和沉積旋回，細分油層組，葡萄花油層細分為PⅠ1PⅠ3pⅠ68三個油層組，8個小層；黑地廟油層主力油層組黑二組細分為H2H2H233三個油層組；薩爾圖油層劃分為S0、SⅠ、SⅡ、SⅢ四個油層組；扶余油層劃分為FⅠ、FⅡ、FⅢ三個油層組，17個小層。、物性特征古龍油田主要產油層為葡萄花油層、薩爾圖油層和黑帝廟油層（黑二組）。葡萄花油層屬白堊系上白堊統(tǒng)姚家組一段，～，地層南部薄，北部厚。葡萄花油層儲層為分布穩(wěn)定的大段暗色泥巖所夾持，從而在巖性、電性上與上、下地層有明顯不同，頂底界面特征明顯。巖性為灰褐、淺灰色、綠灰色粉砂巖、泥質粉砂巖和紫紅、灰綠色泥巖的不等厚互層。葡萄花油層砂巖碎屑組分中石英含量一般22～28%，%；鉀長石含量一般21～33%，%；斜長石含量一般3～9%，%；巖屑含量一般17～37%，%；泥質含量一般3～31%，%；～，多數為含泥巖屑長石粉砂巖。全區(qū)砂巖分選基本上為好—中等，磨圓程度中等，以次棱狀為主，部分為次棱—次圓狀，風化程度為中等，接觸關系有點式、點—線式及線—點式，個別井發(fā)育有線式，說明本區(qū)葡萄花儲層的結構成熟度比較高。葡萄花油層儲層粘土礦物以伊利石為主，一般在37～87%，%；其次為綠泥石，含量一般4～63%，%；略含伊蒙混層及高嶺石。砂巖儲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（尤以長石溶孔為主），包括粒內、粒緣溶孔和鑄?？祝?0%），偶見灰、云質膠結物輕微溶蝕。砂巖雜基以泥質為主，膠結物以方解石為主，膠結類型主要為孔隙、薄膜－孔隙、再生－孔隙、再生－薄膜等。本區(qū)巖心分析資料表明，該區(qū)葡萄花油層以低孔－低滲、特低滲儲層為主。葡萄花油層孔隙度分布區(qū)間在11～21%，%；～?？紫抖绕矫骖A測看，古龍地區(qū)孔隙度一般在12～18%，西部英臺鼻狀構造部位孔隙度是高值區(qū)，一般在16～18%，古龍向斜內部孔隙度一般在11～13%，新站、新肇、葡西鼻狀構造部位孔隙度一般在13～15%；茂興地區(qū)孔隙度一般在13～19%，周邊鼻狀狀構造16～18%，茂興向斜內孔隙度一般在14～16%，東南部略低13～15%。從平面油氣水分布看，全區(qū)呈現大面積連續(xù)含油特征，構造高部位、斜坡、向斜區(qū)內均發(fā)育純油層、油水同層、水層及干層。在鼻狀構造的高部位多以純油層為主，且產能相對較高。而斜坡區(qū)至向斜低部位純油區(qū)、油水同層和水區(qū)分布的變化受斷層和構造控制作用并不明顯。古龍向斜的西南部英85英6英76等井區(qū)以純油層為主；向斜的東側油水分布復雜，多為油水同層；向斜北部多為油水同層或水層，而向斜內多以純油層為主。茂興地區(qū)油水分布相對較單，茂興向斜西側以油水同層為主。而茂興向斜南部和東部則多表現為純油區(qū)。古龍向斜區(qū)低部位的英8英8英8英9英94等井均產氣，而周邊斜坡區(qū)井并不產氣，高部位有產氣井，也有不產氣井。茂興向斜區(qū)也是如此。 古龍井區(qū)葡萄花油層50口井，油層208層。其中純油層105層，%，%；；油水同層103層，%；，%。茂23井區(qū)葡萄花油層23口井，油層55層。其中純油層38層，%，%；油水同層17層，%；，%。通過油源對比研究，該地區(qū)葡萄花油層原油來自青一段、青二、三段、嫩一段等多套生油層，油氣生成的多層性是形成該區(qū)多層位含油的物質基礎。該區(qū)位于古龍凹陷生油中心，具有充足的油源。而該區(qū)葡萄花油層大面積分布的三角洲前緣亞相的水下分流河道砂、河口壩、席狀砂等本身具有良好的儲集空間和形成巖性圈閉的良好條件，發(fā)育的T2—T11斷層與砂體配合，為青山口組生成的油氣向儲集空間運移提供了良好通道。該區(qū)葡萄花油層砂地比在10～40%之間，～，同時由于水下分流河道、河口壩、席狀砂等橫向連通性較差，易于形成巖性油藏，平面上呈大面積錯疊分布，在油源供給條件充足的情況下，導致了該區(qū)平面上形成了大面積連續(xù)巖性油藏?！?，；～s，s；凝固點在14～49℃，℃；～%，%；～%，%。古龍南地區(qū)地層水性質：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?！?100m；葡萄花油層地層壓力存在兩大壓力系統(tǒng)，既正常壓力系統(tǒng)和超壓系統(tǒng)，超壓區(qū)域主要集中在新肇鼻狀構造與新站鼻狀構造之間，正常壓力系統(tǒng)分布在西部古龍向斜區(qū)。新站油田是一以1525m構造等高線圈閉的鼻狀構造，呈西陡東緩變化總趨勢，受大小斷層的切割，構造比較復雜；新肇鼻狀構造位于松遼盆地北部中央坳陷區(qū)齊家古龍凹陷南部，是隨著大慶長垣的隆起形成的伴生鼻狀構造，在構造運動中，受應力作用，在鼻狀構造形成過程中，部分應力傳遞給儲層中的流體，同時受斷層和巖性作用，儲層的橫向連通性，物性較差，增加了封閉狀態(tài)下的流體所承受的壓力，使儲層內部壓力不易釋放形成高壓。，高壓區(qū)域壓深線性關系較好，而正常壓力系統(tǒng)壓深線性關系較差。第二章 巖石物理實驗依據項目的研究內容，進行巖電實驗設計。從10口井中選取了53塊樣品，樣品選取的儲層既有工業(yè)油層、低產油層，又有含水工業(yè)油層和水層，既有常規(guī)油層、低阻油層，又有油水同層和高阻水層。對于低電阻率的油層的定義，不同地區(qū)以及不同人采用的經驗標準也大不相同。本課題