储层地质学Word文件下载.docx
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对开辟先导试验区的大型油田则有一个小面积的较密井网钻井区，以进行储层典型解剖。
3.储层评价的主要内容
（1）储层层组划分与对比
（2）储层沉积微相研究
（3）储层四性关系研究。
建立测井解释模型、储层与非储层关系、储层分级标准及储层参数解释。
（4）储层在剖面上和平面上的分布规律及储量分布状况。
（5）储层几何形态和规模、储层连续性及连通性。
（6）微观孔隙结构及敏感性评价
（7）综合储层物性、渗流特征、连续性、微观孔隙结构及储量丰度，逐级进行储层分类评价。
（8）建立各类储层概念模型，以供油藏模拟计算。
（9）储层综合分类评价
三、方案实施阶段
根据开发设计方案，油田钻成第一期开发井网（或基础井网）后，即进入方案实施阶段，也称为编制射孔方案阶段。
该阶段的主要任务是确定完井射孔投产原则，对开发层系划分、注采井别选择作出实施决策，确定每口井的井别、射孔井段，并交付实施投产；
根据实施方案，进一步预测开发动态，修正开发指标，并编制初期配产配注方案。
该阶段的资料除已有的地震和少量探井和评价井之外，最主要的资料是开发井网。
此时，已具备在开发区建立储层静态模型的条件。
（1）完成开发区的详细的油层对比，并落实到小层。
（2）建立分井分层的储层参数数据库。
（3）进行砂岩组和小层规模的沉积微相研究。
（4）在微相控制下开展储层非均质性研究，预测不同规模、不同类型的储层非均质性对油田驱油效率的影响。
（5）建立储层静态模型
四、管理调整阶段
油田投入开发以后，即进入管理调整阶段。
该阶段的中心任务是搞好油田开发。
主要有：
（1）进行开发分析及开发动态历史拟合（油藏模拟），以掌握油水运动状况、储量动用状况及剩余油分布状况。
（2）实施各种增产增注措施，调整好注采关系，包括日常局部调整、阶段性系统调整和加密井网。
（3）预测未来的开发趋势，拟定采取的开发措施，开展各种先导试验，直至最后进行三次采油。
该阶段资料除前述的静态资料外，十分重要的是动态资料，特别是分层测试资料、检查井取心资料，水淹层测井资料以及投产时产出的流体和压力资料。
该阶段储层评价的重要特色是动、静态资料结合反复进行储层研究和评价。
（1）静动态资料结合，逐步使储层静态模型向预测模型发展，为油藏精细模拟、分析剩余油分布规律及三次采油提供基础。
（2）研究各类微相砂体的水驱油过程及规律，包括平面注入水运动规律、层间干扰规律、层内水淹规律及微观驱替效率。
（3）研究储层在开采过程中的动态变化，包括储层孔隙结构的动态变化，岩石物性及储层非均质性的动态变化、润湿性及流体渗流特征的动态变化。
深入分析储层动态变化的原因，总结动态变化的规律。
（4）储层综合分类评价
第二节储层综合评价中储层参数求取的
测井和地震技术
一、储层参数求取的测井技术
一个油田，由于取心成本高，钻速慢，取心井总是少数，而测井资料却井井皆有。
在取心关键井研究的基础上，建立测井资料数据库，研究岩性、物性、含油性与测井信息之间的关系，建立测井解释模型，从而计算出单井每个储层的各项物性参数。
在单井评价基础上，对全油田所有井进行测井多井评价，研究储集物性纵、横向变化，达到储层综合评价的目的。
1.测井资料数据的标准化
测井资料数据标准化就是使测井资料在全油田范围内具有统一的刻度，以保证测井资料及所计算的储层参数具有较高的精度和可比性。
众所周知，即使各井的资料经过了曲线编辑和环境校正，也仍然存在着由于仪器刻度、不正常操作引起的系统偏差，这些偏差会影响到测井解释的精度。
因此需要对全油田测井资料数据进行标准化。
进行测井资料的数据标准化首先要选取标准层，一般情况下选取两层分布稳定，岩性均一的标准层作为测井刻度的高低两个点。
测井资料数据标准化的方法有以下四种：
（1）直方图校正法
选取各井的标准井段，用环境校正后的各种曲线作直方图和频率直方图，并同关键井相应图形作详细对比，若二者相似，则认为该井的曲线刻度正常，若二者有明显差异且标准层段岩性又无明显差异，则认为该测井曲线有误差，各井特征峰值与关键井特征峰值之差即是该井校正值。
（2）重叠图校正法
将各井标准层的测井曲线重叠，移动各曲线，使它们重叠，最小的移动量则为各井校正量。
（3）均值校正法
求出标准层曲线的平均值，各井标准层曲线值与此均值之差则为该井校正量。
（4）趋势面分析法
反映地质因素的众多测井响应值都是与地质因素相结合在空间分布的。
这种分布往往遵循一定的自然规律，表现为某种自然趋势，可将其拟合为一种数学曲面，以研究其分布特征，这种拟合的数学曲面称之为趋势面，这种趋势面是对某一实测面的最佳拟合。
最常用的趋势面分析方法是二元P次多项式，其方程如下：
x、y为井位的平面坐标，其中e为随机偏差，具有平均值等于零的性质，由于实测点数是有限的，拟合的只是有限的测点，可以把拟合多项式记为：
式中 z——为某一测井响应的趋势值
bi——为多项式的待定系数（i=1，2，3…）。
以随机偏差平方和最小为最优估计，确定方程式的系数。
即，
＝min
这只有使其一阶导数等于零，即：
解此方程组，即可确定b1，b2，b3 …。
这样就可以求得趋势面方程，根据各井井位座标可以求得趋势值z。
趋势值与实测值之差即为该井此曲线的校正量。
可见，趋势分析的关键在于确定多项式的系数，至于多项式的次数，由地区复杂程度而定。
2.建立测井解释模型，求取储层参数
（1）孔隙度测井解释模型
储层岩石孔隙度主要用声波测井、中子测井和密度测井信息来求取。
①在压实的储层中，用声波测井资料求取岩石孔隙度的方程为：
式中φs——声波测井孔隙度，%；
Δt——声波测井纵波时差,us/m；
Δtw——地层水纵波时差，us/m；
Δtmai——第i种骨架矿物纵波时差，us/m；
——第i种矿物传播速度，m/us。
②用补偿密度测井求储层岩石孔隙度的响应方程为：
式中 φD——密度测井孔隙度，%；
ρb——密度测井值，g/cm3；
ρmai——第i种骨架矿物体积密度，g/cm3；
ρw——地层水密度，g/cm3。
③用补偿中子测井求储层岩石孔隙度的响应方程为：
式中 φN——中子测井孔隙度；
Hmai——第i种骨架含氢指数；
Hw——地层水含氢指数。
在实际应用中由于理论模型是建立在粒间孔的关系上，以上理论值与实测岩心分析值存在一定误差。
实际测井响应值与实际孔隙度的关系比这些公式更为复杂，对于不同地区，不同油田都要进行校正。
（2）渗透率测井解释模型
利用测井信息求取渗透率至今还是科学家们深入研究的课题。
国外，斯伦贝谢公司在油藏描述时，采用测井值与相应的岩心分析渗透率、不稳定试井资料相结合的方法，利用计算机进行拟合，以期达到满意的拟合值。
欧阳健（1989）利用3口井的岩心分析资料，求出以孔隙度、泥质含量为变量的经验公式：
由于渗透率为一动态参数，不仅受原始沉积条件的控制，且受后生成岩作用的影响，导致定量解释异常困难。
因此，石油大学熊琦华等在研究辽河油田某区块渗透率模型时，采用了分段统计法：
当φ＞20%时：
当φea＜20%，Vsh＜15%时：
当φea＜20%，Vsh＞15%时：
式中K——渗透率（×
10－3μm3）；
φea——有效孔隙度，%；
Md——粒度中值，mm；
Vsh——泥岩声波速度，μs/m。
（3）原始含油饱和度测井解释模型
利用测井方法求取原始含油饱和度，主要是电阻率法，即通过阿尔奇公式、西门杜公式、印度尼西亚方程式及双水法求解。
阿尔奇公式：
其a，b，m，n值通过岩电实验求取，各油田参数不统一，为实验参数。
西门杜公式：
式中 Rw——地层水电阻率；
Rt——地层真电阻率；
Rsh——泥岩电阻率；
Vsh——泥岩的声波速度。
双水法求含水饱和度公式为：
式中 RwF——自由水电阻率，Ω·
m；
RwB——束缚水电阻率，Ω·
SwB——束缚水饱和度，%；
Swt——含泥质储层的总含水饱和度，%；
Sw——有效孔隙空间的含水饱和度，%。
二、储层参数求取的地震技术
地震技术已步入定量研究储层的领阶段。
在勘探开发的不同阶段，可依据地质、岩心分析、测井等求取各井点的储层参数，结合其它资料对储层进行综合评价。
但在无井或少井的地区则无能为力。
即使有井，井间储层砂体分布、几何形态、储层岩性、物性如何变化?
这必须依靠地震技术来解决。
我们知道，测井纵向分辨率高，但由于仪器探测半径的限制，横向分辨能力却较差，而地震技术虽然纵向分辨率有限，但横向分辨率则较高。
应用地震技术的最新进展，把地震资料同测井、地质及油藏工程等资料结合起来，就能对储层做出完整的描述，圈定储层的横向展布，确定厚度、估算孔隙度，预测岩性变化和含油气性等，以对井间储层做出预测和评价。
近年来，地震资料处理技术的巨大进步，为直接用地震技术预测储层参数提供了强有力的工具。
高分辨率三维地震勘探、声阻抗反演技术，井间地震、地震层析成像技术及多分量地震观测等正在发展成为开发地震技术。
尽管如此，由于不能准确确定储层参数变化引起的地震波场微小变化，同一地震参数受多种地质因素影响，从而增加了地质解释的多解性。
目前用地震方法预测储层参数比较成功的仍是孔隙度参数的预测。
1.利用地震速度预测孔隙度
（1）原理
利用地震信息估算孔隙度的原理是层速度与孔隙度有着很密切的关系。
纵、横波速度随孔隙度的增加明显减小。
根据速度资料可用Wyllie公式计算孔隙度，其公式为：
式中 Δt——岩石饱和液体的传播时间；
Vah——页岩的体积百分比（或泥质含量），%；
Δtah——页岩的旅行时间；
Δtma——骨架物质的传播时间；
Δtf——流体的传播时间。
公式中的各项参数不难从测井资料和地震速度分析中得到。
斯伦贝谢公司考虑了地层的压实作用，对上述方程补充了一项压实校正。
安格勒里和卡皮考虑到砂岩大多有泥质，又增加了泥质校正，同时流体的类型也将影响孔隙度的数值，需作流体校正。
（2）泥质校正
当泥质以孔间充填物或胶结物形式存在于地层中时：
即令Δtah=Δtf
（3）压实校正
Wyllie公式适用于充分固结压实的岩石，对于疏松岩石或欠压实岩层，由于未得到充分压实和固结，使测量的时差增大，所求孔隙度亦偏高，故需作压实校正。
φ′=φ/Cp
式中 φ′——校正后的孔隙度，%；
Cp——压实校正系数，通常用统计实测孔隙度与理论孔隙度之间的相对误差求得。
（4）流体校正
由于Wyllie公式导自饱含水的地层模型，如果地层中含有油气时，时差将增大，层速度会降低，孔隙度亦会偏大，因此需要做流体校正。
目前流体校正采用乘以经验系数的方法：
气层：
流体校正系数为0.7；
油层：
流体校正系数为0.8～0.7。
有人把Wyllie公式推广，分三种情况，用下述公式求取孔隙度
①对于含油气的纯砂岩：
式中φ′——含油气砂岩的孔隙度，%；
φ——同一砂岩含水时的孔隙度，即用经典Wyllie公式预测的孔隙度，%；
Sh——油气饱和度，%；
Δtn——油气的旅行时差。
②对于含泥质水层，其孔隙度φ″为：
式中P为岩性组分含量，其下标dis表示分散泥质，lam表示层状泥质，Str表示结构泥质实际上常设Plam＋str＝0,则,
φ″=φ-Pdis
③对于含泥质油气层，其孔隙度
为：
（5）Paymer（1980）经验公式〈实验室测定〉
式中
——地震层速度；
——岩石骨架速度；
——流体速度。
（6）Han和Nur（1986）在40mpa围压和1MPa孔隙压力条件下，纯砂岩速度和岩石孔隙度的经验公式：
2.利用声阻抗资料预测孔隙度
孔隙度与声阻抗密切相关，对每种类型岩石而言，密度和速度的增大与孔隙度降低有关，而孔隙度的很小变化会引起岩石声阻抗发生重要变化。
声阻抗剖面是常规地震资料的反演，利用声阻抗资料预测孔隙度的原理与利用地震速度计算孔隙度一样。
但是声阻反演剖面能更直观地反演储层分布及孔隙度横向变化。
其公式为：
式中φ——孔隙度，（%）；
——饱含液体的岩石速度，m/s；
——孔隙流体的速度，m/s；
——岩石骨架速度，m/s。
在实际工作中，可根据取心分析孔隙度与相应地震道的声阻抗作孔隙度—声阻抗关系图版，拟合出孔隙度—声阻抗回归公式，然后由声阻抗剖面计算出孔隙度剖面。
根据以上孔隙度、渗透率、原始含油饱和度等解释模型的研究，可以达到通过测井信息对地下储层参数直接求解的目的，实现储层参数从取心井到非取心井的最佳转换。
为此可按储层评价单元进行测井多井评价，如勾绘孔隙度、渗透率等值线图，渗透率非均质参数—渗透率变异系数，渗透率突进系数、渗透率级差平面等值线图，研究这些参数在纵向及平面乃至三维空间的变化以达到对储层进行综合评价的目的。
第三节储层综合分类评价
在对勘探地区或油田的储层进行系统、详细的研究和描述之后，一般都要分区、分层段进行分类评价，确定不同地区（或区块）、不同层段（或层组）的储层的相对差异，以指导勘探方向或开发决策。
储层综合分类评价的关键在于二个方面，一是合理选择评价参数，二是合理选择评价方法。
下面，首先介绍储层综合分类评价的主要参数，然后介绍二种储层综合分类评价的方法。
一、评价参数的选择
全面评价一个储层，必须采用多项参数，从多个方面进行综合评价。
在油气勘探和开发的不同阶段，由于勘探开发的任务和目的不同，应选择不同的参数作为评价指标，而且各项参数的权重也有所不同。
下面，分区域储层评价和开发储层评价两个方面，介绍一些实用的参数。
1.区域储层评价的参数选择
区域储层评价是以在盆地或凹陷内寻找和探明油气田为目的的大范围储层评价工作，因此储层综合分类评价应对研究区域按勘探有利与不利程度进行分区和分层段评价，为油气勘探提供依据。
基于这一目的，参与储层综合分类的评价因素应包括：
（1）储集体类型
即不同的砂体类型或碳酸盐岩沉积相类型。
不同的储集体类型，储集性能有一定的差异，而且生储组合也有一定的差异。
（2）储集体规模
储集体的厚度及分布面积，决定着潜在油藏的储量大小。
因此，储集体规模是重要的评价因素。
（3）成岩储集相类型
成岩储集相是决定储层质量的重要因素。
不同的埋藏深度、不同的岩性组合和不同的构造演化及古温度演化史，具有不同的成岩储集相。
（4）储层物性
储层孔隙度和渗透率是决定油气储量和产能的重要参数，因此是储层综合分类评价中十分重要的参数。
2.开发储层综合评价的参数选择
开发储层评价包括勘探评价阶段、开发设计阶段、方案实施阶段及调整管理阶段的储层评价。
在不同开发阶段，评价参数的选择有所不同，下面介绍一些常用的参数。
（1）有效厚度
在一个油田（或开发区），有效厚度的大小从一个侧面反映了储量的丰度和储量的多少。
（2）油砂体面积和延伸长度（或有效厚度钻遇率）
油砂体面积亦从一个侧面反映了储量的多少。
延伸长度则可直接反映储层连续性。
在油砂体面积和延伸长度不能直接获取的情况下，可用每个层组的有效厚度钻遇率反映含油面积（或砂岩面积）的大小。
单层的钻遇率还可反映储层砂体规模的相对大小，间接反映储层砂体的连续性。
（3）有效孔隙度
可从一个侧面反映储量丰度，与有效厚度组合（h、φ）能更确切地反映储量丰度。
（4）渗透率
是反映储层岩石渗流参力的参数，与储层产能直接相关。
各层组和单层间渗透率的差异，直接反映层间非均质程度。
（5）泥质含量和类型以及碳酸盐含量
在储层中，泥质、碳酸盐以不同方式堵塞孔喉，其含量和类型不同，敏感性也不同，对储层渗流能力及损害程度也不同，因此是重要的评价参数。
（6）孔隙结构参数
不仅间接体现储层渗流条件的优劣，也是影响开采工艺决策的储层性质。
在注水开发中后期及三次采油中，孔隙结构参数（包括反映孔喉大小的参数和反映孔喉分选的参数）是储层综合评价的重要参数。
（7）层内非均质性参数
一般以层内渗透率变异系数及韵律性作为评价指标，这是二、三次采油中需要评价的重要性质。
二、“权重”评价法
1.方法步骤
此方法带有专家估测的成分，是一种比较简单的普遍应用的半定量评价方法。
其方法步骤如下：
（1）根据不同勘探开发阶段，选取参与评价的参数。
（2）计算单项参数的评价分数。
采用极大值标准化法，即以单项参数除以同类参数的极大值，使每项评价分数在0－1之间，分两种情况：
a.对于其值愈大，反映储层储集性能愈好的参数，如有效厚度、孔隙度、渗透率等，直接除以本参数的最大值。
b.对其值愈小，反映储层性能愈好的参数，如泥质含量，用本参数的极大值减去单项参数之差再除以最大值，使其有可比性。
（3）确定各项参数的权系数
由于同一参数在不同的勘探开发阶段所起的作用不同，所占“权重”也不相同。
例如：
在勘探及开发准备阶段有效厚度为第一权重（0.3），渗透率为第二“权重”（0.2），但在开发方案的设计与实施阶段，渗透率作为反映储层非均质性最重要的参数，所占权重为第一类（0.3），而有效厚度的权重则相应降低，属第二类。
（4）确定层组的综合权衡评价分数
每个参数经最大值标准化后，得到单项评价分数，分别乘以本类“权”参数，求得单项权衡分类。
将各油层组中单项权衡分数相加，即为各层组的综合权衡评价分数。
（5）根据各层组综合评价分数之间的差别情况确定分类标准。
2.研究实例
以曙光油田开发准备时期的综合分类评价为例。
（1）选择参与储层综合评价的参数
使用有效厚度（ho）、有效厚度钻遇率、渗透率（K）、孔隙度φ、泥质含量、碳酸盐含量等参数可进行储层综合评价。
表9－1曙光油田杜家台油层分区分油层组综合评价数据表
分区
油层组
有效
厚度
（m）
有效厚度钻遇率
（%）
渗透率
Ko
（10-3μm2）
孔隙度φ
泥质
含量
碳酸盐含量
二
Ⅰ
3.6
78.7
2562
18.6
8.56
8.08
Ⅱ
5.8
61.5
1022
20.1
7.88
4.08
Ⅲ
1.1
17.3
335
16.6
8.54
4.55
三
1.5
63.3
337
21.2
15.25
6.37
4.9
94.5
771
15.28
6.64
2.8
77.4
2494
26.6
11.35
4.25
四
0.2
92
21.3
24.9
10.83
2.5
77.1
658
27.5
13.96
10.24
1.3
51.7
348
27.2
14.59
5.94
（2）按极大值标准化法，计算单项参数的评价分数（表9－2）
表9－2曙光油田杜家台油层分区分油层组各参数单项评价分数表
油
层
组
ho
×
5.8-1
钻遇率
94.5-1
2625-1
孔隙度
φ
27.5-1
（24.9-泥
质含量）
24.9-1
（10.83-碳酸盐含量）
10.83-1
0.62
0.83
1
0.68
0.66
0.25
0.65
0.40
0.73
0.19
0.18
0.13
0.60
0.58
0.26
0.67
0.88
0.38
0.41
0.84
0.30
0.39
0.48
0.82
0.97
0.54
0.61
0.03
0.04
0.43
0.44
0.05
0.22
0.55
0.14
0.99
0.45
（3）在确定各类参数的权系数的基础上，计算分
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