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24FLOW ROP SUMSPI Dh π⨯⨯⨯=⨯%%100%n gn a V C V⨯=⨯12344SUM C C C iC nC =++++%100%CGSS =∙Φf ssfT P CGS B SPI B Z T P =⨯=∙∙%100%CGSS =∙Φ（3）斜率为正，C1/C2<C1/C3<C1/C4，有产能，反之，可能无产能（4）C1/C4<C1/C3，产湿气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。

如SW 低，S0高，我们则判断为油层，但由于水是以可动水形式存在，此时仍然产水，可能为油水同层甚至水层，这样把油水同层或水层就定为了油层，导致判断油气层时出现解释偏高的现象。

所以说，油气层并没有固定不变的含油饱和度界限，S0界限往往随着产层束缚水含量的变化而变化，特别是岩性和泥质含量变化大的地层更是如此，因此，含油性只是判别油气层的重要依据，并非充分条件。

（二）不含可动水是评价油气层的一个重要条件“可动水”：可以在地层孔隙中流动的水，主要占据在较大的孔隙内。

在“石油地质学”中，一般将储集层的孔隙按流体的微观流动特征分为三类： 1．超毛细管孔隙：半径＞250µm ，毛管力趋于零，流体可在其中自由流动。

2．毛细管孔隙：半径：250~0.1µm ，外力＞毛管力时，流体流动。

3．微毛细管孔隙：半径＜0.1µm ，流体在外力作用下也难以流。

“不动水”：滞留于微毛细管孔隙内或被亲水岩石颗粒表面吸附，其相对渗透率极低，不能流动的水，主要指“束缚水”。

由于油、气、水对岩石润湿性的差异以及发生在孔隙内的毛细现象，决定了油、气、水在孔隙空间独特的分布形式和流动特点：一般地，在油气层中，水主要分布在流体不易在其中流动的微小毛细管孔隙中或被岩石颗粒表面所吸附，而油气则主要占据在较大的孔道或孔隙内流体阻力较小的部分，这样油气流动而水不能流动。

所以，在油气层中，由于水的状态主要是束缚水，即使其含水饱和度很高，由于不能流动，产层仍然只产油气而不产。

这样，也就可以解释上面第一个问题“含油性”中所讲的：为什么油气层含油饱和度界限是可以变化的，以及含水饱和度很高时仍然只产油气而不出水的原因。

（ “束缚水”的存在。

）所以，只含“不动水”，不含“可动水”是油气层普遍具有的特点。

（三）储集层产流体性质主要取决于油、气、水各相的相渗透率。

相渗透率：在多相共渗体系中，不同相的流体在地层内部的流动能力（实际上就是各相的有效渗透率）。

对于水平状地层，多相流体（油、气、水）并存时，根据多相流体渗流理论，可用多相共渗的分流量方程来确定地层产流体的性质。

o oo g gg w w w K A P Q L K A P Q L K A P Q L μμμ⎧∂=-⋅⎪∂⎪⎪∂⎪=-⋅⎨∂⎪⎪∂⎪=-⋅∂⎪⎩为了更好地描述各相流体流动的过程，我们常常采用相对渗透率来表示相渗透率的大小。

相对渗透率：有效渗透率与绝对渗透率的比值，用“Kr ”表示。

对于多相共渗体系，由分流方程，我们也可以求各相流体的相对产量（产率）：即各相的产量与总产液量之比。

比如，对于油水共渗体系：根据上面的分流量和相对产量的计算公式，可以看出：储层的产液性质主要取决于各相的相渗透率，即油、气、水各自在储层内部的流动能力。

如，对于油、水共渗体系：Krw + Kro = 1A ：Krw （Kw ）→ 0，Kro → 1：水不能流动而油的流动能力达到最大。

由分流量公式和相对产量公式得：Qw → 0，Fw （产水率）→ 0，Fo （产油率）→ 1：油层。

B ：Kro （Ko ）→ 0，Krw → 1：油不能流动而水的流动能力达到最大。

由分流量公式和相对产量公式得：Qo → 0，Fo （产水率）→ 0，Fw （产油率）→ 1：水层。

C ：若0＜Krw （Kw ）＜1, 0＜Kro （Ko ）＜1: 油、水在储层内部都具有一定的流动能力，由分流量公式和相对产量公式得：Qw ＞0，Qo ＞0，0＜ Fw ＜1, 0＜ Fo ＜1: 油水同层。

由此，我们可以看出：一个储层是产油、产水还是油水同出，最终取决于油、水各相在储层内部的相对流动能力，即各相的相渗透率。

所以说，确定产层的相对渗透率是评价油气层必要而充分的条件。

总的来说，含油性和不含可动水是油气层的两个重要特点，其中含油性是评价油气层的依据，分析产层的可动水则能把握油气层的变化和界限，而对于油气层的最终评价还是取决于对地层油、气、水相对渗透率的分析。

二、砂泥岩剖面中的油气水层的判断砂泥岩剖面：是指由砾岩、砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩等碎屑岩类和砂质泥岩、泥岩、o ro wrw K K K K K K⎧=⎪⎪⎨⎪=-⎪⎩111w w ro w w o rw o o wQ F K Q Q K F F μμ⎧==⎪+⎪+⋅⎨⎪⎪=-⎩页岩等粘土岩类组成的地层剖面。

一般，碎屑岩可作为储层，而粘土岩可作为隔层和生油层。

（一）划分渗透层砂泥岩剖面中的渗透层一般是指砂质岩类。

在划分时，一般利用自然电位曲线（SP）确定渗透层的位置，以微电极曲线（ML）划分渗透层界面，并参考其它曲线和录井资料，如：视电阻率曲线、井径曲线，油气显示、泥浆性能、钻时曲线等。

测井系列测井系列的正确选择能够充分反映各带的特征，正确地划分油、气、水层。

（1）横向系列：微电极、0.5米底部梯度、2.5米底部梯度、4m底部梯度、井径（2）标准系列：微电极、自然电位、井径（3）组合系列：微电极、0.5米底部梯度、4m底部梯度感应、自然电位、声波时差1、自然电位曲线：渗透层相对于泥岩基线而言具有较大的幅度异常。