【7A文】碳酸盐岩储层测井解释技术.ppt

【7A文】碳酸盐岩储层测井解释技术.ppt

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1、碳酸盐岩储层测井解释技术主要内容一、前言二、地质背景三、测井解释方法四、结束语随着89年靖边气田的发现,碳酸盐储层成为长庆测井解释的主要攻关目标,经过二十多年的探索与实践,建立了适用于靖边气田“三低”储层特征的岩性识别、参数计算、气水层识别方法以及成像测井解释方法。解决了生产中碳酸盐储层测井解释技术瓶颈问题,在该区的天然气勘探与开发中发挥了测井地质眼睛的重要作用。一、前言测井系列单一,信息少非均质程度高,定量评价不准溶蚀孔洞与裂缝的识别与描述困难流体识别优选完善测井系列建立基于储集空间类型的储层精

2、细评价方法(常规、成像)建立完善常规测井、新方法测井解释标准应用多种测井资料综合评价,开展流体识别对策测井解释难点目标特点与技术对策早奥陶系马家沟五期岩相古地理图(一)沉积相特征鄂尔多斯盆地奥陶纪沉积模式图天1井定探1井陕参1井榆9井柳林中央古隆起米脂膏盐湖古隆起以西地区属祁连海域,发育深水盆地相、斜坡相碳酸盐岩。古隆起以东地区属华北海域,发育陆表海碳酸盐岩与局限海蒸发岩交替的旋回沉积。马一、三、五为局限海蒸发台地相白云岩、膏盐岩;马二、四、六为陆表海陆棚相泥晶灰岩、白云岩二、储层特征1.储层类型

3、(二)储层特征溶孔型裂缝微孔型裂缝溶孔型裂缝溶孔型:物性好,排驱压力低(小于0.1),分选好,粗歪度;孔隙型:物性好,排驱压力低(0.1-1),分选好,粗歪度;裂缝微孔型:物性较差,排驱压力0.1-0.8,分选差,细歪度。榆140,3-14,马五1陕106,3229.60,马五1陕30井,3629.10m,马五4斑状溶孔风化裂隙膏模孔洲1,2537(岩屑样),马五5晶间孔榆3井,3050.52,马五14晶间孔自生石英2.充填物类型陕139,3143.85m,马五1陕78,3641.40m,马五1榆

4、140,3-10,马五1淡水白云石粉晶白云石统10,3128,马五1方解石裂缝—溶孔型孔隙度:3—8%孔隙型孔隙度:6—10.8%渗透率:0.1—1×10-3μm2物性特征124.8104m3Gx井马家沟组综合图陕xxx井马家沟组测井解释成果图本溪马五14马五13马五2马五11马五12马五3射孔井段射孔井段马五1+2马五13:气层厚4.8m,孔隙度4.7%,渗透率4.36×10-3μm2马五22:含气层厚2.8m试气:84.7049×104m3/d陕227井3384.5,马五13陕227井,马五

5、13,溶孔、微裂缝发育,连通性较好单井实例下古生界碳酸岩储层孔隙类型复杂,包括裂缝、溶孔等多种形式,基质孔隙度较小,在储层整体孔隙度比较低,但有少量缝洞贯穿其中时,储层表现出低孔、中高渗和低含水饱和度的特征,加上矿物成分、蚀变等的影响,电阻率变化受到裂缝及溶孔的影响,对流体性质不灵敏,解释难度大。储层特征测井系列岩性识别参数计算气层识别成像测井解释应用实例三、测井解释方法1989-1990年1990-99年代初2000年-2010年自然伽马、自然电位、双侧向、补偿声波、中子、补偿密度双侧向、微球、

6、补偿声波、中子、岩性密度,能谱测井系列发展历程双侧向、微球、数字声波、中子、岩性密度,能谱,偶极声波声电成像、核磁共振测井系列的发展历程从1989年发现靖边气田以来,测井系列发展历程分为三个阶段:模拟测井(83)成像测井(5700)数控测井(3700)(一)碳酸盐岩测井系列(二)岩性识别岩性DENCNLACGRKTHPe石灰岩2.710-1150-160<10<105.08白云质灰岩2.72-2.790-2150-165<15<103.8-5泥云质灰岩2.63-2.735-7165-18010-7

7、510-403.2-4泥质灰岩2.66-2.772-15175-22545-10530-903.3-4.6白云岩2.871-3140-150<20<103.14灰质白云岩2.78-2.861-9150-160<20<103.1-3.8泥灰质云岩2.65-2.747-11160-19515-7510-603-4.4泥质云岩2.62-2.822-13160-17020-8015-701.9-2.7致密灰岩(陕347太原组)孔隙性白云岩(陕347马五1)泥岩(陕347山西组)致密砂岩(陕347山西组)结

8、核特征图角砾含泥云岩特征1.储层参数的计算(1)孔隙度(Φ)①(孔洞)孔隙度(Φ)传统的威利时间平均公式Δt=ΦsΔtf+(1-Φ)Δtma水平裂缝或网状裂缝,声波孔隙度Φs为基质孔隙度。经验公式孔隙度经验公式如下:Δt=335.4Φ+144.223Φe=Φ×(1-Vsh)(Vsh>5%)(三)参数计算1.储层参数的计算(1)孔隙度(Φ)②裂缝孔隙度(Φ裂)当Rt<Rtv时Φ裂=Φ缝洞×(Rth/Rt)×(Rth/Rct)当Rt≥Rtv时Φ裂=Φ缝洞×(Rth/Rt)×(Rtv/R

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