镇北地区录井特征及特殊油层解释评价方法

前言1.1 问题的提出随着近年来海洋石油勘探开发难度的日益增大，勘探开发的成本也逐步升高。

在地质方面，由于渤海地区地质构造、储层物性较为复杂造成区内油气藏类型多、差异大；而在工程方面，“优快钻井”、“集束勘探”等新技术理念的应用极大的加快了开发井的钻井速度，使现场地质监督、综合录井人员的工作量成倍增加，难度也进一步加大。

为了达到在现场迅速有效的评价油气层并为作业者决策提供及时、重要的依据，需要我们利用现场地质、录井油气显示资料快速作出初步的判断和评价。

所以，我们面临的不仅仅是如何保证地质资料的完整准确，还要综合分析现场第一手资料，快速而准确的初步解释和评价油气显示，给作业者提出建设性的建议，以便于尽快合理安排下步作业，节省时间，降低海上油气田勘探开发的成本。

1.2 解决该问题的目的及意义地质监督在现场的工作就是要保证地质服务公司地质资料录取的可靠和对油气层进行综合评价。

目前中法渤海地质服务公司使用法国GEOSERVICES油气层评价解释系统软件，包括三角图版法、皮克斯勒法、3H法、轻重烃比值法以及最新的定量荧光检测技术，在油气层解释方面提供了较好的方法理论。

但所有这些综合录井油气层评价解释软件和方法都是法国地质服务公司利用国外油田的资料总结出来的，所以这些方法的局限性不言而喻，我们现场工作中不能一成不变的按照他们所给出的理论参数来解释评价油气层，所以我们必须根据不同地区、不同构造、不同储层物性以及不同的流体特征，在众多油气层评价方法中寻找并优选最合适的方法；而且，在选择最合适的方法后，还应当对所选方法的判别值进行优化。

从而为更加有效地利用综合录井的及时、多样的资料，进一步提高应用现场综合录井资料评价油气层的准确性，为测井解释提供可靠依据，进而为完井作业方案的制定提供决策依据。

主要内容和思路：出海实习期间通过跟地质监督和中法师傅们的学习和交流，以及参阅大量有关综合录井和油气层解释评价方法的文献资料，准备按如下思路来做个总结和分析：分别阐述综合录井资料的内容以及油气水层在这些资料上的一般反映特征。

原解释评价技术简介一、气测解释图版1、三角形图版法烃组分三角形图解法是用减去背景值后的C 1、C 2、C 3、C 4和C T （CT ＝C 1＋C 2＋C 3＋C 4）值，计算出C 2/C T 、C 3/C T 、nC 4/C T 三个比值，做出一个三角形烃组分比值图。

，图中虚线所圈闭的S 区域是有试油价值的“价值区”，或称“可生产区”，它是法国GEOSERVICES 公司给出的。

我们以此例图来说明具体作图的方法（图3-1）。

按C 2/C T 值做一条平行于C 3/C T 轴的直线，按C 3/C T 值做一条平行于nC4/CT 轴的直线，按nC 4/C T 值做一条平行于C 2/C T 轴的直线，三线相交构成一个三角形。

将此三角形的三个顶点与相应轴的0点连线，得到三条线的交点M 。

解释时，根据三角形顶尖的指向和M 点在解释图中的位置来判断储层内流体的性质。

（1）．如果三角形顶点朝上，是正三角形，该层为气层；若顶点朝下，是倒三角形，则该层为油层。

（2）．若M 点落在S 价值区内，则认为其组分符合正常的地球化学指标，该储集层有生产价值；反之，若M 点落在S 区以外，则其组分异常，可能是水层中的溶解气、残余烃或油页岩，无生产能力。

必须指出的是，三角形顶尖朝上还是朝下，与解释图所定的三角坐标轴的上图3-1 三角形图解法例图限值密切相关。

换言之，同样的C2/CT、C3/CT、nC4/CT值点绘在不同上限标值的图版上，三角形顶尖指向有可能不同，价值区S的区域界限也将不同。

这种图解法所给出的原始上限标值为0.17，即17％。

2、烃比值法烃比值法是在60年代末由美国BAROID公司的皮克斯勒提出的，因而得名。

使用这种方法进行色谱录井资料解释时，先选举已减去背景值的C1～C5值计算出C1/C2、C1/C3、C1/C4、C1/C5四个比值，然后将它们点绘在如图3-2所示的纵坐标为对数的烃比值解释图上，且将各点连成线段。

利用综合录井气测资料解释评价油气水层气测录井现场解释评价常用且比较成熟的经验统计法有烃组分三角形图解法、皮克斯勒解释图板法、烃类比值法（3H法）等，由于不同井场的地下地质和地面环境因素不尽相同、钻井工程参数的差异和解释方法的局限性，各种方法的解释符合率均有一定程度的差异。

从提高解释符合率以及简便、快速发现并判别油、气层的角度出發，分析了应用气测录井全烃判别储集层油气水状况的理论依据，结合实例分析了不同条件下的判别原则，同时指出了该方法的局限性以及气测仪器的标定、影响因素。

标签：气测录井；全烃；异常倍数；重烃相对含量；油气水层；解释标准气测录井在油气勘探过程中起着重要的、不可替代的作用，是直接寻找油气的一种地球化学方法。

应用气体检测仪自动连续地检测钻井液中所含气体成分的含量。

它是综合录井的重要组成部分。

影响气显示的因素很多，有地面的，有井下的，有客观的，有人为造成的。

概括起来为地质因素和非地质因素两种。

其中地质因素引起的气测显示变化正是气测所要研究、探讨的问题。

1 综合录井气测资料的重要性气测录井过程中，全烃曲线具有连续性、实时性的特点，已成为现场录井技术人员发现和判断油气异常显示的重要手段。

正常钻进情况下，如果钻遇地层岩性稳定，地层中流体性质没有发生变化，录井过程中全烃含量就比较稳定，全烃曲线的变化幅度较小；在受到钻井施工情况、地层流体压力变化以及烃组分总量变化等多方面因素的影响后，容易造成全烃曲线出现异常变化。

分清不同因素影响的差异，有助于提高油气储集层的解释评价水平。

油、气、水层识别与评价是油气勘探开发研究工作中的重要环节之一。

提高油、气、水层解释评价的准确性，对于避免漏掉油气层、及时发现油气田、减少试油层位、节约试油成本均具有重要现实意义。

各种录井资料是识别油气层最直观、最重要的第一手资料，也是目前油、气、水层综合分析和评价的基础田。

多年来，虽然在储集层物性、流体性质、岩电关系等方面测井解释研究取得了长足进展，但对一些地区、一些层位的油、气、水层性质的判别上仍存在不准确性，对录井资料缺乏深人系统分析及应用是其中重要原因之一。

镇北地区录井特征及特殊油层解释评价方法
孙素芳
【期刊名称】《录井工程》
【年(卷),期】2012(023)003
【摘要】不同层系的沉积环境及成岩作用不同，造成储集层特征及油藏特征的差异，鄂尔多斯盆地镇北地区储集层具有低渗或特低渗、非均质性强、局部油层电阻率变化大、含油性变化大等特点，发育低电阻率油层、低渗透率油层和消光油层，单一依靠传统的测井技术解释评价油水层存在一定的难度。

近年来兴起的岩石热解、快速色谱、定量荧光、核磁共振等录井技术在不同的储集层显示出不同的特征：快速色谱在现场用于快速发现含油显示、岩石热解与定量荧光用于评价储集层含油性、核磁共振分析评价储集层物性及流体可动性。

将各种录井技术的自身优势与镇北地区的录井特征相结合，可以达到评价与识别镇北地区特殊油层的目的，从而提高镇北地区储集层解释评价效果。

【总页数】5页(P80-84)
【作者】孙素芳
【作者单位】长庆油田勘探开发研究院
【正文语种】中文
【中图分类】TE122.24
【相关文献】
1.准噶尔盆地气测无重组分特殊储集层录井解释评价方法
2.肇源-裕民地区扶余油层组录井显示特征及解释评价方法
3.让字井地区泉四段轻烃录井解释评价方法
4.英台地区葡萄花油层录井解释标准及应用
5.常规测井曲线在镇北—环江地区录井综合解释中的应用研究
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

《测井储层评价》含油性评价测井储层评价是石油地质学中的一项重要研究内容，它利用测井资料对储层进行评价，包括测量储层的物性参数、油气饱和度和油气产能等。

其中，油性评价是测井储层评价的基础，它是为了确定储层中的油气种类、含量和分布等方面的参数，从而帮助石油开发者评估储层的产能和开发方案。

油性评价主要从下面两个方面进行分析：1.分析测井曲线特征首先，可以通过分析测井曲线的特征来确定储层的油性。

常用的测井曲线包括自然伽马测井曲线、电性测井曲线、声波测井曲线等。

这些曲线所反映的是储层中的物性参数，比如储层的密度、电阻率和波速等。

通过分析这些曲线的特征，可以找出与不同油性相关的参数，从而确定储层的油性类型。

以自然伽马测井曲线为例，它反映了岩石中伽马辐射的强度。

对于含油储层，其伽马射线强度通常较高，因为油中含有较高的放射性元素。

因此，在自然伽马测井曲线上，含油储层往往表现为高伽马值。

2.应用油气空间模型油气空间模型是建立在测井数据基础上的一种评价方法，它通过分析测井曲线的组合特征，将储层划分为不同的油气空间类型，从而确定储层的油性。

油气空间模型通常包括三个方面的内容：地层分带、沉积模式和沉积相。

地层分带是利用测井曲线的特点将储层划分为不同的地层类别，比如贫油层、含油层和富油层等。

沉积模式是利用沉积学原理对测井曲线的组合特征进行解释，从而确定储层的沉积模式，比如河道沉积、湖泊沉积和海相沉积等。

沉积相是描述储层中沉积岩的物性和特征，比如岩石的孔隙度、孔隙结构和渗透率等。

通过分析这些方面的信息，可以得到储层的油性评价结果。

比如，贫油区域常常表现为低伽马值和低密度值，含油区域则表现为高伽马值和高密度值，富油区域通常表现为高伽马值和低密度值。

综上所述，油性评价是测井储层评价的基础，通过分析测井曲线的特征和应用油气空间模型，可以确定储层的油性类型。

这对于石油开发者来说非常重要，它可以帮助他们评估储层的产能和开发方案，从而做出更合理的决策。

现场录井技术及油气层综合解释【摘要】本文重点阐述现场录井技术的重要性，尤其在油气发现及卡准取心层位上的运用；针对性突出应用录井资料进行油气层综合解释中应该把握的几项原则，总结现场录井技术及利用录井资料综合解释油气层的优越性和局限性。

【关键词】现场录井技术；钻时放大法；MAS录井仪；卡准取心层位；油气综合解释；评价原则前言随着油田勘探开发的需求，以及油田勘探开发对象越来越复杂，传统、单一的录井方法既不能满足当前录井技术的需要，也不能满足石油勘探开发、快速准确综合解释油气层的需要；面对两方面的需要，在现场录井通过不同的井别优选录井设备，充分利用各项资料综合分析进行油气层综合解释原则，并在使用PDC 钻头钻井情况下地质录井取心层位卡准及油气发现上得到了极大的提升，从而提高了油气层综合解释的快速性和准确性。

1.现场录井技术现场录井的基本任务是取全取准各项资料、数据，及时掌握井下地层层序、岩性，初步掌握钻遇地层的含油、气、水情况，为油气田勘探和开发提供可靠的第一手资料；而且现场录井具有成本低、简便易行、了解井下地质情况及时、资料的系统性强等优点。

因此现场录井在油气发现上具有显著重要性。

1.1 根据不同井别，针对性优选录井手段，确保油气发现随着PDC钻头技术的广泛运用，缩短了钻井周期、为钻井增加了经济效益；但PDC钻头对地层独特的切削及研磨作用，造成钻屑细小、混杂、代表性差、砂岩和泥岩之间钻时变化不明显或几乎无变化，难以从常规曲线和岩屑上判断地下岩性，荧光定级，恢复录井剖面；从而影响岩性归位、录井油气发现率等，使录井剖面符合率下降，油气层评价解释困难。

面对上述技术难点问题，在Y井使用PDC钻头钻井的施工中，通过准确实测岩屑迟到时间、细致观察岩屑、观察槽面显示，充分运用特征层及“钻时放大法”，并结合MAS快速录井仪记录的全烃值，来综合判断地层岩性和发现油气显示，最终达到了提高录井剖面符合率、完钻层位卡准及油气层快速评价解释的目的，真正实现了PDC钻头下地质录井技术与钻井技术的同步发展。

油、气、水定层定性判别利用气测录井资料判断油、气、水层：一般而言，油气层在气测曲线的全烃含量和组分数值会出现异常显示，可根据气测曲线的全烃含量、峰形特征及组分情况判断油、气、水层。

油层具有全烃含量高，峰形宽且平缓及组分齐全等特征；气层具有全烃含量高，曲线呈尖峰状或箱状，组分主要为C1，C2以上重烃甚微且不全；含有溶解气的水层具有全烃含量低，曲线呈锯齿状，组分不全，主要为C1等特征；纯水层气测则无异常。

利用荧光录井判断油、气、水层利用发光明亮成都，发光颜色，含油显示面积、扩散产状、流动速度等荧光录井描述可定性对油、气、水层进行判别。

一般而言，油质越好颜色越亮，油质越差颜色越暗。

轻质油荧光显示为蓝紫色、青蓝色、蓝色，正常原油荧光显示为黄橙、黄色、黄褐色，稠油荧光显示为棕色、深褐色、黑色。

扩散产状常见有晕状、放射状和溪流状，其中，晕状、放射状显示含油级别高，溪流状系那是含油级别低。

流动速度常见有快速、中速和慢速，其中，快速、中速显示含油级别高，慢速显示含油级别低。

含油显示面积大于60%显示含油级别高，30%~60%显示含油级别中等，小于30%显示含油级别低。

利用岩屑录井判断油、气、水层：井底岩石别钻头破碎后，岩屑随钻井液返出井口，按规定的取样间隔和迟到时间，连续采集岩屑样品，济宁系统观察、分析、鉴定、描述和解释，并初步恢复地层剖面。

岩屑录井是地质录井的主要方法，根据岩屑录井描述可初步对储集层的含油、气、水情况作出判断。

油、气、水层定量判别气测数据质量控制：T g=C1+2C2+3C3+4iC4+4nC4+5C5T g为全烃值，可以根据T g/（C1+2C2+3C3+4iC4+4nC4+5C5）比值对气测数据是否准确进行判断。

如果该值为0.8~2.0，用气测数据定量判别油、气、水层效果较好，反之，判别结果与实际试油结论符合率较低，因此，当该比值为0.8~2.0时，认为气测数据可比较真实地反映底层流体性质，可用气测数据结合一些优选的经验统计方法实现对油、气、水层较为准确的定量判别。

录井综合解释技术油气水层解释评价是油田勘探开发系统工程中的一个重要环节，是油气勘探测试选层设计、储量计算的重要依据，也是油田开发调整井投产射孔方案设计的重要依据。

新钻一口井，地质家们就想知道，它有多少个含油气储层，含油气性怎么样，产油产气性怎么样，能产出多少液量，也就是我们通常所说的“是什么，有多少，产液性，产出量”，油气水层解释工作就是要解答这些问题的。

在这一点上，体现了石油钻井的最直接的地质目的。

油气水层解释又可分为测井解释、录井解释、综合解释等，国际上的惯例是以测井解释为核心，处于不可或缺的地位，在解释中参考和应用录井现场资料，也称之为测井综合解释或综合解释。

目前，国际上以及国内大多数油田都采用这种模式，只是有的油田由甲方项目经理部或研究院成立专门的综合解释部门承担该项工作，有的油田没有专门的综合解释机构，则委托测井公司代行其职能。

大多数油田只要求录井公司提交录井现场资料，录井解释是处于一种可有可无的地位。

近年来，随着综合录井、地化录井等新技术的快速发展，以及油田勘探开发对象越来越复杂，录井解释技术的优势和特色逐渐得以展现，录井解释作为一个新兴的学科在国内各家录井公司得到快速发展，其取得的优异成果也得到油田的广泛关注。

2001年海拉尔盆地B302井的重大发现，对录井解释而言，具有里程碑式的重大意义。

该井测井解释和研究院综合解释都是水层，而录井解释出了17层油层，试油获得了日产百吨以上工业油流，从而发现了一个整装的百万吨级产能的高丰度高产油田，揭开了海拉尔石油勘探开发新篇章！这口井在全国引起了极大震动，录井解释第一次受到如此关注，录井解释作为一个新兴的独立学科迎来了其前所未有的较好的发展机遇。

为什么同样拥有测井和录井资料，同样拥有在该区工作多年的经验，解释和认识的反差却如此之大？非录井专业人员能否从录井资料的细微差别中真正认识其反映地下地质现象的本质，进而作出正确的判断？录井解释凭借其特色优势能否得到其应有的地位和发展空间？回顾油气勘探开发史，从任丘油田到南堡油田的发现，录井技术都发挥着不可替代的作用。

测井判别油、气、水层测井资料是评价地层、详细划分地层，正确划分、判断油、气、水层依据；从渗透层中区分出油、气、水层，并对油气层的物性及含油性进行评价是测井工作的重要任务，要做好解释工作，必须深入实际，掌握油气层的地质特点和四性关系(岩性、物性、含油性、电性)，掌握油、气、水层在各种测井曲线上显示不同的特征。

1、油、气、水层在测井曲线上显示不同的特征：①油层：微电极曲线幅度中等，具有明显的正幅度差，并随渗透性变差幅度差减小。

自然电位曲线显示正异常或负异常，随泥质含量的增加异常幅度变小。

长、短电极视电阻率曲线均为高阻特征。

感应曲线呈明显的低电导(高电阻)。

声波时差值中等，曲线平缓呈平台状。

井径常小于钻头直径。

②气层：在微电极、自然电位、井径、视电阻率曲线及感应电导曲线上气层特征与油层相同，所不同的是在声波时差曲线上明显的数值增大或周波跳跃现象，中子伽玛曲线幅度比油层高。

③油水同层：在微电极、声波时差、井径曲线上，油水同层与油层相同，不同的是自然电位曲线比油层大一点，而视电阻率曲线比油层小一点，感应电导率比油层大一点。

④水层：微电极曲线幅度中等，有明显的正幅度差，但与油层相比幅度相对降低；自然电位曲线显示正异常或负异常，且异常幅度值比油层大；短电极视电阻率曲线幅度较高而长电极视电阻率曲线幅度较低，感应曲线显示高电导值，声波时差数值中等，呈平台状，井径常小于钻头直径。

2、定性判断油、气、水层油气水层的定性解释主要是采用比较(对比)的方法来区别它们。

在定性解释过程中，主要采用以下几种比较方法：①纵向电阻比较法：在水性相同的井段内，把各渗透层的电阻率与纯水层比较，在岩性、物性相近的条件下，油气层的电阻率较高。

一般油气层的电阻率是水层的 3 倍以上。

纯水层一般应典型可靠，一般典型水层应该厚度较大，物性好，岩性纯，具有明显的水层特征，而且在录井中无油气显示。

②径向电阻率比较法：若地层水矿化度比泥浆矿化度高，泥浆滤液侵入地层时，油层形成减阻侵入剖面，水层形成增阻侵入剖面。

钻井现场中油气与录井的识别与评价摘要：现今，大量的油气藏被开发挖掘，在油气藏的开发中，钻井技术是最关键的。

而现有的钻井技术是十分有限的，因为在钻井现场的一些突发情况，影响到了钻井的进度和安全性。

在钻井现场，油气与录井的识别与评价及其重要，它可以帮助预测一些潜在的问题并让技术人员提前解决这些问题。

本文就钻井现场中油气与录井的识别与评价做简要的探讨，并提供一些可供参考的意见和建议。

关键词：钻井现场油气与录井识别与评价一、油气与录井的简介及现状分析1.什么是油气录井概念：录井：在记录钻井和录取钻井的过程中出现的各种与之有关的信息。

油气的勘探和开发项目中最基本的技术就是录井技术，它是发现油气藏并能最及时且有效地评估油气藏的一种方法，同时也具有能及时地获取来自地下多种多样的信息，快速地分析和解释信息的特点。

技术原理：依照测井的数据和现场钻井中录井的数据并且对化验数据进行了综合分析以致能够做到岩性解释和归位，并确定所含的油、气、水的产状；可以自由的选择绘图的项目和格式，来绘制类型各不相同的录井图；同时在屏幕上也要实现电缆和钻具间的误差校正以及处理破碎的岩心、修改并编辑岩层界限等图形，图例会自动地查寻绘制，并将图形中的数据储存到数据文件。

钻井现场中的录井服务技术把各中类型的分析仪器、录井系统当作手段来采集与整理作业现场反馈的信息，一般有地化、气测、工程、岩屑成像、定量荧光、地质核磁共振、现场化验、热解气相色谱等一系列的录井技术。

2.我国油气与录井的现状分析我国，现已正在开发的油气田很多，由于我国幅员辽阔，地形地貌相差很大，技术也没有达到要求，所以在开发油气藏时的钻井现场总会遇到问题。

通过近几年的不断研究，虽然录井技术得到了很明显的发展，但是由于缺乏相应的技术、设备的引进耗资巨大，新型的软件硬件的研制方面也比较滞后。

而在油气藏等方面，遇到地形比较复杂的地层时，在钻井时就需要加入解卡剂、润滑剂和碳化沥青等约大于20种的催化剂，有超过10种的添加剂中的烃类含有较高的比例，并造成了岩心岩屑的重度污染，因此这就较严重地影响了地质录井识别油气。

浅谈地质录井中特殊底层的检测与判断刘权发布时间：2021-10-14T12:47:02.478Z 来源：《基层建设》2021年第16期作者：刘权[导读] 本文在一定时期内连续监测钻井液录井、钻时录井、气测录井、岩屑录井与钻井工程的相关参数，进而在遇到特殊地层时能够做出合理的判断中国石油天然气集团有限公司大庆油田有限责任公司大庆钻探工程公司地质录井二公司录井分公司吉林松原 138000摘要：本文在一定时期内连续监测钻井液录井、钻时录井、气测录井、岩屑录井与钻井工程的相关参数，进而在遇到特殊地层时能够做出合理的判断，并帮助工程操作人员，应用适当的施工措施，提高施工操作的安全可靠程度，并给有关的钻井现场施工安全生产提供参考建议。

关键词：特殊底层；地质录井；检测在进行钻井施工作业时，部分石油勘探开发项目具有投入资金量大、施工进度缓慢的特点，再加上其施工环境较为特殊，还需要对其风险评估与安全环保做出严格规定。

因为这些客观或主观的原因，要想确保整个施工环节的安全性存在一定的困难。

因此在地质录井过程中需要持续监测钻井液录井、钻时录井、气测录井、岩屑录井及钻井工程的参数变化，判定特殊地层的操作方法，进而协助险情的有效排除，实现安全生产，在施工作业中占据非常关键的地位。

1水平井录井技术分析1.1录井技术在对水平井实施钻井时，通过录井技术可以有效把握井下的地质条件，并收集相关数据资料，展开分析和记录，利用合理管控数据信息，可以更准确的了解地下油气层所处位置，并给后期的钻井施工提供一定的数据支持。

在具体勘察水平井地质导向时，录井技术发挥着十分关键的作用。

现阶段能够将录井技术划分成直接录井与间接录井两类方式，并更加准确的判断地下岩石的性质与油气组成。

1.2地层对比与预测技术地层对比与预测技术在对水平井地质进行导向期间作为一项关键的操作流程，其重点内容为在同个构造范围内选用部分存在较近距离的邻井，再进一步对比分析邻井的协调性和差异性，在此期间更深入的对比总体的控制与再分层情况，接着就能对钻井期间的岩石性质与含油量进行判断。

录井解释方法开放分类：石油、地质、录井、采油录录井解释方法录井解释的具体工作，首先是对录井采集资料进行资料处理，求取储层评价参数，对录井单项资料进行定性解释，然后结合测井资料、岩心分析、试油等资料，进行图版解释和综合分析判断，确定油气水层解释结论，预测油气层产能。

从研究对象上，又可细分为油水层解释、气水层解释和水淹层解释。

第一节油水层解释方法油水层解释流程：采集资料处理——应用技术及有效参数优选——单项资料解释——解释图版建立——综合分析判断——油层产能预测一、应用技术及有效参数优选1.主要应用技术①岩心等实物观察判断技术②气测资料解释技术③地化分析评价技术④荧光显微图像分析评价技术⑤井喷、井涌、井漏、油气水侵及钻井液油气显示解释技术⑥测井解释技术2.有效参数优选①反映有效厚度的参数：岩心含油产状及厚度，测井解释井段及对应的曲线特征，井壁取心含油砂岩井深位置，岩屑含油显示井段，气测异常显示井段。

②反映孔隙性的参数：岩心分析孔隙度及孔隙类型，测井解释孔隙度、声波时差、岩性密度、中子密度曲线特征，地化热失重分析孔隙度，核磁共振分析孔隙度，岩心、岩屑、井壁取心岩性、粒度、分选性、磨圆度等，荧光图像分析面孔率。

③反映渗透性的参数：岩心分析渗透率，岩心、岩屑、井壁取心岩性、粒度、分选性、磨圆度、胶结物、充填物、裂缝及层理构造发育程度等，荧光图像分析孔隙清晰度、连通性，测井自然电位、自然伽玛、声波时差、微电极幅度差、井径等。

④反映含油性的参数：岩心、岩屑、井壁取心一次观察含油特征，地化分析岩石含烃量，气测分析全烃含量及异常显示曲线形态，井喷、井涌等异常现象及钻井液槽池面显示特征，测井电阻率及其曲线特征。

⑤反映原油物性（渗流性）的参数：岩心、岩屑、井壁取心二次观察含油特征，地化分析岩石烃类组分含量、相对含量及其谱图形态特征，荧光图像孔隙含油颜色及分布特征，气测分析组分相对含量，井喷、井涌等异常现象及钻井液槽池面显示特征。

第二部分轻质油气层及重质油层录井识别与评价第一节概念、组分特征及划分标准一、基本概念1）轻质油：指地面相对密度小于0.886的原油。

2）凝析油：在一定温度、压力及气液比条件下，液态烃逆蒸发为气相，反溶解于气态烃中，后来因温度、压力条件改变又逆凝析为液相。

其地面相对密度小于0.80的原油。

3）重质油：地面相对密度大于0.934的原油。

4）气层：地下与地面条件下均为气相，聚集在地下储集层中。

二、主要特性与组分特征1．轻质油、凝析油、重质油的主要特性1）轻质油一般为褐色，也有棕黄色，地面相对密度为小于0.886。

粘度、含蜡量及凝固点均较低。

粘度一般为0.83～3.0mPa·s，含蜡量为0～4.97％，初馏点68～70℃。

气油比较高为（210～977）m3／m3。

馏份也较高为60％～78％。

2）凝析油色浅，一般为无色、浅棕黄色，也有桔色及褐色。

透明度高，油质轻，具有六低二高之特性：即地面相对密度低，一般小于0.72～0.80；粘度低，为0.61～0.83mPa.s；含蜡量低，一般不含蜡，有的微含蜡；初馏点低为50～68℃；凝固点低，含胶质、沥青质低；而馏分高，大于78％；气油比高，大于1000m3／m3。

凝析油的成分以汽油成分为主，煤油成分次之。

3）重质油色深，为黑色或黑褐色，油质重，具有六高二低之特性：即地面相对密度高，大于0.934；粘度高大于30～50mPa.s；含蜡量高，大于20％；初馏点高，大于70℃；凝固点高，大于30℃；含胶质、沥青质高；而馏分低，小于60％；气油比低，小于3.1m3／m3。

2．天然气的组分特征（表5一5）1）凝析气：凝析气具有地面相对密度小，为0.59～0.81。

甲烷含量高，一般为77.99％～91％，部分为46.73％～76.60％，局部甲烷含量达94.84％～98.40％；乙烷以上重烃含量较低。

2）伴生气：油田伴生气具有地面相对密度较高，为0.743～1.141。

油、气、水定层定性判别利用气测录井资料判断油、气、水层：一般而言，油气层在气测曲线的全烃含量和组分数值会出现异常显示，可根据气测曲线的全烃含量、峰形特征及组分情况判断油、气、水层。

油层具有全烃含量高，峰形宽且平缓及组分齐全等特征;气层具有全烃含量高，曲线呈尖峰状或箱状，组分主要为C1，C2以上重烃甚微且不全；含有溶解气的水层具有全烃含量低,曲线呈锯齿状，组分不全，主要为C1等特征;纯水层气测则无异常。

利用荧光录井判断油、气、水层利用发光明亮成都,发光颜色,含油显示面积、扩散产状、流动速度等荧光录井描述可定性对油、气、水层进行判别。

一般而言,油质越好颜色越亮，油质越差颜色越暗.轻质油荧光显示为蓝紫色、青蓝色、蓝色，正常原油荧光显示为黄橙、黄色、黄褐色，稠油荧光显示为棕色、深褐色、黑色。

扩散产状常见有晕状、放射状和溪流状,其中，晕状、放射状显示含油级别高，溪流状系那是含油级别低。

流动速度常见有快速、中速和慢速,其中,快速、中速显示含油级别高，慢速显示含油级别低。

含油显示面积大于60%显示含油级别高,30％~60％显示含油级别中等,小于30％显示含油级别低.利用岩屑录井判断油、气、水层:井底岩石别钻头破碎后，岩屑随钻井液返出井口，按规定的取样间隔和迟到时间,连续采集岩屑样品,济宁系统观察、分析、鉴定、描述和解释,并初步恢复地层剖面。

岩屑录井是地质录井的主要方法,根据岩屑录井描述可初步对储集层的含油、气、水情况作出判断.油、气、水层定量判别气测数据质量控制:T g=C1+2C2+3C3+4iC4+4nC4+5C5T g为全烃值，可以根据T g/(C1+2C2+3C3+4iC4+4nC4+5C5）比值对气测数据是否准确进行判断.如果该值为0。

8～2。

0，用气测数据定量判别油、气、水层效果较好，反之,判别结果与实际试油结论符合率较低,因此,当该比值为0.8~2。

0时，认为气测数据可比较真实地反映底层流体性质,可用气测数据结合一些优选的经验统计方法实现对油、气、水层较为准确的定量判别。

镇北油田长81储层特征及控制因素综合利用岩心、薄片、扫描电镜、压汞测试等资料，对镇北地区长81储层特征及控制因素进行研究。

储层岩性主要为细粒长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，沉积相和成岩作用对储层物性有较好的控制作用。

标签：储层特征；控制因素；成岩作用；沉积相；镇北油田镇北油田位于鄂尔多斯盆地西南部，镇原以北、木钵以南、东到驿马、西至殷家城。

构造位置属位于鄂尔多斯盆地天环坳陷南部，西接西缘冲断带，东邻陕北斜坡边缘。

该区中生界延安组、延长组均具丰富的油气资源，尤其是三叠系延长组长81储层因砂体厚度大、近邻长7湖相生油岩，而为该区主力产油层，开展储层特征及控制因素研究，对该区油气的勘探开发具有重大作用。

1 储层特征1.1 储层岩石学特征根据镇57、镇110、镇118等井80块薄片鉴定结果，储层岩性为灰绿色、褐灰色中-细粒岩屑质长石砂岩；主要碎屑成份石英含量29.88%，长石含量29.98%，岩屑含量23.52%；颗粒分选中等，粒径一般0.1-0.5mm，最大0.60mm，颗粒呈次棱状，颗粒间呈线状接触，薄膜-孔隙型胶结为主。

粘土矿物主要有绿泥石（61.12%）、伊利石（24.83%）、伊/蒙混层、高岭石等。

1.2 储层孔隙类型及特征镇北油田长81储集空间由粒间孔、溶孔和少量的微裂隙组成。

溶孔主要发育长石溶孔和岩屑溶孔。

粒间孔：由于强烈的压实及自生矿物的充填作用使原生孔隙缩小、变形，成为残余粒间孔，是最主要的孔隙类型，平均含量2.56%，占总孔隙的65%。

长石溶孔：由于长81储层长石含量较高，长石沿解理缝选择性溶蚀形成，电镜下呈空蜂窝状。

部分长石完全溶蚀，形成铸模孔，部分长石的溶孔和粒间孔相连，形成超大孔隙，孔径大小相差悬殊，是该区较主要的储集空间之一。

岩屑溶孔：喷出岩岩屑中含有一些容易蚀变的矿物，如角闪石、辉石及部分长石，在成岩过程中会发生溶蚀形成岩屑溶孔。

岩屑溶孔在一定程度上改善了岩石的孔隙性，相反却影响了砂岩的连通性，使得渗透率变差。

低孔低渗油藏油气水层快速评价方法探析[摘要]众所周知，随着油气田勘探开发的不断深入，如何有效开发低孔低渗油藏正逐渐成为石油地质科技人员的重点攻关项目之一。

本文介绍了一种快速评价低孔低渗油藏油气水层的方法，并以我国鄂尔多斯盆地镇径油田为例，详细阐述了该方法的具体应用方法。

【关键词】低孔隙度；低渗透率；地质录井；油藏；油气水层；快速评价我国鄂尔多斯盆地镇径油田属于低孔低渗低压油藏，其具有如下主要油层特征：孔隙度小；渗透率较低；油层富含底水；电阻率普遍较低。

这些不利条件不仅使得测井工作无法进行，而且也让录井存在油气显示定级不准等问题，进而影响到完井方案确定以及测试选层。

因此，本文对如阐述了如何快速评价低孔低渗油藏油气水层的方法，以期为完井方案和测试选层等工作提供技术支持和借鉴。

一、评价参数的确定该快速评价方法是从储集层含油丰度和物性两方面对储集层进行评价。

储集层物性的优劣在低孔低渗油气藏的油气层评价中起着至关重要的作用，为更准确评价油气层有必要引入部分相关测井资料，通过分析并从中筛选出如下代表物性的参数：孔隙度；渗透率；密度；电阻率。

一般而言，储集层电阻率和物性无关，镇径油田延长组电阻率很大程度上受岩性影响。

尤其是长7段、长8段油组由于储集层砂岩基质中灰质含量高，胶结致密，导致电阻率升高。

在此情次下，电阻率高说明岩性致密、渗透率低，从侧面反映了储集层物性较差。

代表含油丰度的参数有电阻率私含油饱和度，密度和岩石孔隙度息息相关，密度越小孔隙度越大，密度越大孔隙度越小。

镇径油田油层电阻率普遍较低且受岩性影响较大，储集层电阻率受岩性影响自上而下逐渐增大。

为更客观地评价储集层的油气特征，引入电阻率增大率来代替绝对电阻率评价油气层（电阻率增大率即为储集层电阻率与盖层电阻率的比值）。

1.1 含油丰度含油丰度GZ是储集层含油饱满程度的综合体现。

依据统计分析结果可知，GZ与地质综合评价参数G、电阻率比值和含油饱和度有关，其计算公式如下：GZ=G+电阻率比值×15+含油饱和度×101.2 储集层物性储集层物性W由钻时比值、孔隙度、渗透率和密度综合归纳得出。