直罗油田张家湾延长组长8储层油水识别标准.doc

1、直罗油田张家湾延长组长 8 储层油水识别标准摘 要：张家湾属于直罗油田重点勘探开发的一个区块。本文对研究区大致地质情况及延长组长 8 储层地层划分做了简要介绍，并根据试油试采报告以及前人岩电物理实验所得数据以及测井数据统计分析，对张家湾区块长 8 储集层建立油水识别图版，最终形成一套适合本地区的测井解释标准。 关键词：直罗油田 长 8 储层 油水识别 解释模型 张家湾位于鄂尔多斯盆地富县境内，属于直罗油田重点勘探开发的一个区块。而直罗油田在构造上位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡，该油区石油勘探取得阶段性成果，一直以来认为延长组长 6 储层为该油区的主力油层。随着油田勘探开发的发展，发现该区延长组长 8

2、 上产油情况也比较好，部分井钻遇延长组长 8 砂体较厚，且录井有较好的油气显示。但是，目前对该地区延长组长 8 储层尚处于认识阶段，对于延长组长 8 储层油水分布情况与测井曲线之间的关系没有一个定量的关系，也没有一套行之有效的解释经验和方法，测井解释很难把握，测井解释符合率不高，严重制约了该区长 8 油层的勘探开发工作。 提高本地区的测井解释符合率，正确有效指导油田科学开发生产，依赖于对本地区的地质特点有一个正确的认识，因此，对该研究区块延长组长 8 储层油水识别方法的研究势在必行。无疑，张家湾油区延长组长 8 储层的高效合理开发，对于确保直罗采油厂提高经济效益，推动该厂的增储上产，促进该厂的

3、发展壮大，都起到了重要的作用，具有重要的社会经济效益和实用价值意义。 一、区域地皮概况 1.直罗油田概况 直罗油田位于陕西省富县境内，东起直罗镇，西至太白镇，地面海拔一般为 872m1544m，相对高差约 150m 左右。该区属大陆性暖温带季风气候及中纬度半干旱气候，年平均气温 7.49.3。年降水量500mm600mm，多集中在 7、8、9 三个月。地下水资源较为丰富，主要含水层位有白垩系的洛河组和侏罗系的延安组，其中洛河组流量1.0m3150m3/d。矿化度一般小于 1.0g/L，延安组流量1.0m3150m3/d。水质一般良好，局部地段矿化度 1.0g3.0g/L。 2.地层划分标志 在

4、资料收集、分析、对比的基础上得知，研究区长 81 底部存在泥页岩段，厚度为 10m20m 左右，其主要为灰黑色泥、页岩、杂色泥岩、灰色细砂岩底部稳定发育一薄层凝灰岩。测井曲线特征为高自然伽马、高声波时差、高电阻，底部出现感应“v”型低点，其与下伏长 82 顶部砂岩成突变接触，电性特征明显。此标志层在研究区普遍发育，是长 81 与长 82 的分界线，把长 8 油层段劈分为接近等厚的上下两段。 研究区长 81 一般由三个旋回组成，砂体相对不太发育，主要以薄层为主，单层厚度变化较大。沉积厚度 40m50m 左右。一般下部旋回砂岩厚度发育较为稳定，泥质岩厚度横向不稳定，砂体呈指状分布，砂岩自然电位呈箱

5、状负异常特征明显 长 82：主要由两个旋回组成，沉积厚度 40m50m 左右。砂岩受分流河道砂体控制，具有厚度大，分布稳定，自然电位呈箱状负异常特征，为区内重要含油层段。底部具有高自然伽马、高自然电位、高声波时差和高电阻特征。 二、储层测井解释模型的建立 1.直罗油田试油标准化 根据延长石油勘探工作手册第三分册试油、试气管理及资料标准 ，延长油田各下属采油厂工业油气流都按标准执行。但是由于直罗油田长8 储层勘探开发晚于此标准建立时间，因此该标准未包含长 8 储层的试油标准。结合直罗采油厂长 8 储层试油实际情况，确定长 8 储层试油标准（见表 1） 。 根据以上试油标准，针对直罗采油厂张家湾油

6、区，共选择了近几年资源井 36 口，试油层位在长 8 的测井资料。并结合试油数据进行统计分析，制作了相关的解释图版。 2.声波时差与电阻率交会图 由于本油区测井系列中孔隙度曲线只有声波时差，因此对于油水层采用深感应电阻率 RILD 和补偿声波 AC 建立电性标准图版。从声波时差-电阻率交会图版（图 1a）中可确定张家湾地区各种流体电性界限为： 图 1 图 a 张家湾油区孔隙度与声波交会图 图 1b 张家湾油区综合指数与孔隙度交会图 油水同层区：AC231s/m， RILD26m。 含油水层区：221s/m AC231s/m，电阻率与声波时差基本符合以下线性关系式： RILD = -0.5435

7、*AC + 151.41 （2-1） 水层区：当 AC231s/m 时 RILD26m；当 AC231s/m 时水层电阻率逐渐增加，电阻率与声波时差符合关系式 2-1。 干区：AC221s/m，电阻率与声波时差的关系符合关系式 2-1。 表 1 直罗油田试油标准 3.综合指数与孔隙度交会图 根据多元判别分析方法，通过对直罗采油厂 36 口井数据进行相关分析，综合考虑储层流体导电性、孔隙空间大小、以及泥质含量、地层水矿化度等影响流体判别的重要因素，采用 RILD、AC、GR、SP 作为油水判别参数，运用多元分析方法建立油水层划分判别函数：如下所示： 含油综合指数=0.611*RILD+0.024

8、2*AC-1.966*GR-0.041*SP （2-2） 然后再利用含油综合指数与孔隙度交会，实现了运用多个评价参数共同参与油水层的判识。从含油综合指数与孔隙度交会图版（图 1b）中可确定张家湾地区各种流体电性界限为： 油水同层区：孔隙度8.85，综合指数22。 含油水层区：7.2 孔隙度8.85，含油综合指数与孔隙度符合线性关系式 2-2. 水区：孔隙度8.5，综合指数 干区：孔隙度7.2 ，含油综合指数与孔隙度的关系符合关系式 2-2。 三、建立油水识别解释标准 为了提高油水识别准确性，根据上述油水层识别图版及前人岩电实验数据以及测井数据统计分析建立解释标准。从现有试油试采资料中可以看出直

9、罗张家湾长 8 储层没有达到油层标准的储层，且普遍含水较高，只有油水同层、含油水层、水层、干层。所选取的 36 口井长 8 的 31 个层位中，其中具备工业油流井 20 层，占 64.5%，含油水层 6 层，占 19.3%，水层 6 层，占 19.3%。储层油水电阻率最低下限在 22m。表 2 是根据以上统计分析得出的油水识别解释标准。 表 2 四、解释模型验证 为了验证上述研究成果解释模型的适用性，我们进行了以下相关验证。 1.新井解释 应用本次研究成果对直罗油田 2013 年新增钻井进行解释，共解释 15口井，解释出 15 口井的 21 个有效层位。并对其中 2 口新钻探井测井显示较好的

10、2 个层位提出试油建议。经采油厂试油试采，效果明显。这证明我们按照此解释标准解释符合率明显。 2.老井复查结果 为了验证解释标准的准确性，将现解释结论、原解释结论、和试油结论进行了分析对比，其中按现解释标准的解释结论与试油结论对应层位为 80 层，符合 66 层，不符合 14 层，符合率为 82.5%。从而可以得出，现解释结论与原解释结论相比，符合率得到很大提高。 五、结束语 由于历史原因，直罗油田的单井解释评价中标准不统一，尤其是在界定上不同的解释人员存在差异。现在根据地层孔隙度与含油饱和度定量解释图版结合定性解释图版，有效的解决了直罗油田低孔低渗油层给定性、定量解释造成的难题，应用效果非常明显。 参考文献 1 裘亦楠，薛叔浩.油气储层评价技术（修订版）M. 石油工业出版社，1997.45（2）：290-294，305. 2 张厚福等.石油地质学M.石油工业出版社，2009：65-69. 3 于兴河.油气储层地质学基础M.石油工业出版社，2007：98-120. 4 雍世和，张超谟.测井数据处理与综合解释M.石油大学出版社，1996：431-445.