油气田地下地质学 第二章 油气水的综合判断与测试技术

第二章油气水的综合判断与测试技术

在油田地质研究工作中，从地质剖面上判断油气水层是一项十分重要的工作。只有正确认识油气水层，才能保证不漏掉油气层，不误射水层，多快好省地勘探开发油气田。油气水层判断的正确与否，直接关系到油气田的勘探速度和开发效果。

综合判断：根据钻井地质录井、地球物理测井以及地层测试资料来综合分析对地层进行的判断。包括两方面的内容：

A、从地层剖面中划分出渗透层（储层）。

B、确定渗透层的产液性质并估计其生产能力。

作为地下地质研究核心问题之一，对于不同剖面类型、不同岩性及不同的储集类型的储层，其油气水层特征不完全一致。因此在进行判断时，要充分利用以上三方面的资料，来综合分析。

第一节利用录井资料判别油、气、水层录井资料是定性识别油气层最直观、最重要的第一性资料，也是测井解释的基础。

一、渗透层的录井证据

钻时曲线——低钻时为渗透层的显示

岩屑资料——直接的岩性识别，油气的荧光显示

岩心资料——具有一定的含油级别，滴水实验证据

气测资料——烃气显示证据

泥浆资料——泥浆性能的异常变化、池体积、槽面变化都可以指示油气水层

二、油、气、水层的判断

(一)、根据油砂的含油级别判断

一般地：

饱含油、含油：油层；

油浸、油斑：差油层、油水同层；

油迹、荧光：干层、水层

但在实际工作中也有些例外，如：

稠油：色深、含油显示较强，定级别时往往偏高；

气层、轻质油：色浅、含油显示弱，定级别时往往偏低。

因此，具体情况进行具体分析，还要结合其它一些资料。

(二)、根据气测显示判断

半自动气测：主要是根据全烃和重烃两条曲线的幅度来判断。

油层：全烃、重烃两条曲线同时升高，曲线幅度差小；

气层：全烃高、重烃曲线很低，曲线幅度差大，（主要含较轻的烃类）； 水层：全、重烃同时增高或全烃增高，重烃无异常，难以判断。 色谱气测：利用色谱气测解释图版或烃类气体比值图版来判断。 方法一: 定量计算地层含气量

1、气体全量和色谱组分总和只在一定程度上反映了所钻地层的烃类富集程度，不能作为储层定量评价的依据

（1）地层烃类物性影响 （2）泥浆性能影响 （3）泥浆出口管线的散失 （4）脱气器效率 （5）仪器灵敏度

（6）测量气体体积与地层实际含气体积关系的不确定 （7）组分失真 2. 计算公式

（1）地面含气量（地面产能指数）

地层的单位体积岩石中所含的烃类气体在地面的体积

（2）地层含气量

（3）含气饱和度

方法二: 烃类组分比值图版 1. 对数比值图版 经验法则：

（1）只有C1为气层，C1很高为盐水层或水层 （2）C1/C2低或气区C1/C4高值。无产能

2

4FLOW ROP SUM

SPI Dh π⨯⨯⨯=

⨯%%100%

n g

n a V C V

⨯=

⨯12344

SUM C C C iC nC =++++%100%CGS

S =

∙Φ

f s

s

f

T P CGS B SPI B Z T P =⨯=

∙

∙%100%CGS

S =

∙Φ

（3）斜率为正，C1/C2

（4）C1/C4

2. 烃类比值统计图版

3. 三角形比值图版

步骤：

（1）建立三角坐标系，以C2/∑C，C3 /∑C，C4 /∑C三个参数为正三角形的三个边，每边的零点为三角形的顶点；

（2）计算C2/∑C，C3 /∑C，C4 /∑C比值；

（3）过比值点作上一边（顺时针）的平行线，得到一个小三角形；

（4）三角形对应顶点相连得到一个交点

通过小三角形的形状和交点的位置来确定油、气、水层。

评价准则：

正三角形：气层

倒三角形：油、气层

大三角形：来自干气或低油气比油层

小三角形：来自湿气或高油气比油层

交点位于椭圆内：有产能。否则无产能

三角形大小划分原则：

大：>外三角形边长的75%

中：外三角形边长的25%—75%

小：<外三角形边长的25%

(三)、根据泥浆录井资料判断

油层或油气层：槽面可见气泡或油花，岩屑、荧光均有明显显示。

气层：钻井液密度下降、粘度增加，槽内钻井液面上升，有气泡。

水层：无油花和气泡，钻井液性能发生变化。

(四)、根据综合录井仪资料判断

油层：钻井液密度下降、粘度增加、温度升高、电阻率增加、流量增加、体积增加。

气层：钻井液密度下降、粘度增加、温度下降、电阻率增加、流量增加、体积增加。

水层：钻井液密度下降、粘度下降、温度升高、流量增加、体积增加。

第二节利用测井资料解释油气水层

用测井资料解释油气水层，针对不同的剖面类型，方法不同。

两种主要剖面类型：

砂、泥岩剖面

碳酸盐岩剖面

一、评价油气层的地质依据

油层两个重要特点：

①含油性

②不含可动水

地质依据：

（一）含油性是评价油气层的重要依据

将含油饱和度的大小作为油气水层划分的主要标准。（如某地区S0达到48%时就产油，则这时48%就作为该地区产层的产油界限。）

油气水层的含油饱和度界限并不是固定不变的，它经常随储层束缚水含量的变化而变化，比如：某油层为60%~70%时，产水或油水同出，而对其它另外一些油层有时SW 高达80%却依然产油而不产水，这主要与束缚水含量有关，所谓“束缚水”就是指不能在孔隙中流动的水。由于这一原因，所以在进行油气水层判断时常出现两种不同的错误倾向。

Sw=Swi+Swm 总含水饱和度=束缚水+可动水

当Sw=Swi 时：Swm=0

含油饱和度即使很低也能产纯油

1、对低渗透性砂岩油气层的含油性解释偏低

岩性：粉砂岩、泥质粉砂岩。

特点：颗粒粒径小，比表面大，孔隙中粘土含量高，孔隙喉道窄小，微孔隙发育。亲水、低渗透性。SW高，但以束缚水形式存在，S0低。

因此，我们根据S0来判断时，就可能把油层定为水层或油水同层，出现对油气层的含油性解释偏低，导致错误。

2、对高渗透性砂岩油气层的含油性解释偏高

岩性：细砂岩以上；

特点：粒径大，比表面小，粘土含量少、孔隙分布均匀、孔径大、K高、水以可动水的形式存在。