储层泥浆侵入深度预测方法研究

砂砾岩油藏开发方式研究油藏的分类有不同的标准，根据我们的实际需要，将油藏按适当的因素划分具有重要意义，为了提高石油开采的效率和程度，要综合各种因素和分类方法对油藏进行分类，从中找到最优的分类标准，为油田开发提供最优方案标签：砂砾岩体；沉积构造；注水开发砂砾岩油藏主要为砂砾沉积物滑塌再搬运而形成的近岸水下扇沉积，由于砂砾岩体具有近物源、厚度大、相变快的特点，表现出沉积类型多样，空间展布复杂，油藏层性差，非均质严重的储层特征。

根据国内外砾岩油藏开发实践经验，砂砾岩油藏多层孔隙群介质，流通性差，具有砾岩油层特有的渗流机制，边底水不活跃，天然能量薄弱。

若无人工能量补充，靠天然能量衰竭开采，油藏生产递减迅速。

因此在开发技术研究中，研究油藏储层特征，落实储层内幕，确定砂体连通情况，尽快实施注水开发，对提高砂砾岩油藏采收率具有重要意义。

1砂砾岩油藏的地质特征1.1根据目前研究成果可以推测中深砂砾岩是以滑塌浊积扇沉积类型为主的，储物层的联通关系比较复杂，它的特点是：近物源、多物源、变化快、叠加厚、延伸距短、沉积快等。

通过对大量的岩心观测、井测以及地震等方面的知识相结合发现在砂砾岩体的内部岩性和沉积回旋变化很快，所以在有效的储层和非有效储层相互混杂，储层的横向变化快导致他们之间的连通关系比较复杂，一般来看175米的距离内储层的连通性均不超50%。

1.2以低渗透、超低渗透为主，储层的物性差据研究表明，中深层砂砾岩油藏一般深度为3000―4100米之间，岩性则以砾岩和含砾砂岩为主。

砂砾岩的主要组成是长石又叫岩屑或者岩屑砂砾，物源区母岩性质与岩屑成分紧密相关。

以为岩石成分十分复杂，区分选择、圆磨不好，结构的成熟度较差。

因其储层物性差，其孔隙度范围大概在9.4%―10.2%之间，渗透率的范围一般在7.1―8.1md之间，非均质相当严重，流动孑L喉半径范围在0.03―5.97In，一般中深层的退贡效率为27.22%，均质系数一般是0.12―0.37，小孔喉贡献率十分低下，是属中深层特低渗透砂砾岩体的油藏。

储层有效厚度物性标准确定方法分析作者：闫华来源：《科学与财富》2018年第03期摘要：有效厚度物性标准是储层评价和储量计算的基础。

本文系统阐述了目前确定有效厚度物性标准的常用方法，并详细分析了各方法的适用条件，为合理制定有效厚度物性标准提供参考。

关键词：有效厚度物性下限影响因素确定方法孔隙度、渗透率和含油饱和度是反映油层储油能力和产油能力的重要参数。

油层有效厚度物性标准是指孔隙度、渗透率和含油饱和度的下限截止值，其中，含油饱和度是基础。

然而，含油饱和度确实最难与石油产量建立量化统计相关关系的参数，这一方面是由于一般岩心资料和测井资料难以求准油层原始含油饱和度，另一方面，试油作业不可能只以含油饱和度为准确量化的依据来选择试油层，同时，油气层试油产能的高低并不唯一或主要取决于含油饱和度，鉴于此，通常用孔隙度和渗透率来反映物性下限。

有效厚度物性标准是指储集层能够成为有效储层应具有的下限截止值，通常用孔隙度、渗透率的某个确定值来表征[1，2]。

确定有效储层物性下限的方法繁多，各有利弊，适用范围也各有差异，必须优选适用的方法。

对物性标准研究的方法大致可分为三类[1，2]：测试法、统计学方法以及借助分析化验资料分析方法。

1 物性标准确定方法1.1 测试法测试资料是确定物性下限的最直接和最可靠的资料。

常用的方法包括：比采油指数与物性关系法和试油法。

（1）比采油指数与物性关系法若原油性质变化不大，建立每米采油指数与空气渗透率的统计关系，平均关系曲线与渗透率坐标轴的交点值为渗透率下限；若原油性质变化较大，可建立每米采油指数与流度的统计关系，平均关系曲线与流度坐标轴的交点值为原油流动与不流动的界限，该交点值乘以原油地下粘度为渗透率下限。

（2）试油法将试油结果中的非有效储储层（干层）和有效储层（油层、低产油层、油水同层、含油水层等）对应的孔隙度、渗透率绘制在同一坐标系内，二者的分界处对应孔隙度、渗透率值为有效储层物性下限值。

泥浆固相对钻井的影响及控制方法研究摘要：实践得出泥浆中固相含量的多少以及这些固体的性质和类型对于钻井速度和井下安全是一个要害问题，因此，本文针对泥浆中固相含量对钻井的影响展开分析讨论，旨在提高在钻井过程中对泥浆固相控制的重视程度，尽量避免因泥浆固相影响钻井施工质量。

关键词：泥浆固相钻井一、前言根据长期钻井实践，钻井过程中，使用钠基细分散泥浆以及钙处理泥浆、盐水泥浆等祖分散泥浆时，被钻碎的泥页岩的岩屑不断水化分散，使泥浆中固体的含量越来越高。

而这些固体的水化分散作用一直不断地进行着，颗粒变得越来越细小，使泥浆中胶体颗粒增加。

其结果使钻井速度大大降低，使泥浆性能极不稳定，出现许多井下复杂情况，并会使油、气层受到损害。

分散泥浆固相含量高，颗粒细小，有许多危害，表现为：1.泥浆固相含量高比重高、机械钻速降低，钻头寿命缩短，使钻井速度下降。

2.泥浆固相含量高，泥浆今大量的钻屑和砂子不易清除，泥饼渗透率高，失水量大，使泥浆滤液和细粘土颗粒侵入油、气层，破坏了生产层的渗透串和生产能力。

3.泥饼厚，质地松散，摩擦系数高，失水量大，造成地层膨胀、缩径、剥落坍塌，导致起下钻遇阻遇卡，易发生粘附卡钻和井塌卡钻。

4.固井质量不好。

5.含砂量高，钻头、钻具和机械设备严重磨损、先期报废，使钻井不能顺利进行。

6.资料不准确，砂样混杂，电测不顺利，电测资料不准确。

7.泥浆性能不稳定，粘度、切力高，流动性不好，易发生粘土侵和化学污染。

8.耗费大量的水、泥浆处理剂和原材料，使泥浆成本和钻井成本提高。

二、固相含量对钻井的影响多年以来，人们千方百计地想把井打快，因为井打得快就可以使钻井成本降低，还能避免许多井下复杂情况，使油田尽早投入开发和开采。

但是，提高钻井速度的努力过去多集中于研制高效钻头和改进钻井工艺方面。

五十年代后期开始发现泥浆固相含量高给钻井带来的一系列危害，并对泥浆中的固相进行了许多研究工作。

人们注意到，清水钻速最快，而水中一旦进入了固体粒子(粘土颗粒)钻速就显著下降，而且怎么也达不到清水钻速那么高。

MDT 测井技术在大庆油田复杂油气藏中的应用摘要：MDT 测井技术是井下流体的测压取样技术，是勘探过程中验证储层流体性质、求取地层产能最为直接、有效的方法。

常规测井方法可以间接地确定储层流体性质，但由于常规测井资料受众多因素的影响，存在大量的多解性和不确定性，这使得复杂油气藏的测井评价工作难度极大。

MDT 测井可以直接识别储层的流体性质，从而比较准确地识别油气水层，提高复杂油气层解释符合率。

本文首先介绍了MDT 测井技术的基本原理以及该仪器适用的地质条件，之后总结了MDT 测井的测前设计原则。

最后，通过具体实例验证了该测井方法在大庆油田复杂油气藏中的应用效果。

关键字：MDT；测压；流体取样；大庆油田武越，任纪明，蔺建华（中国石油测井有限公司大庆分公司）0引言目前，我国陆上油气勘探的难度越来越大，测井油气储层评价面临着诸多地质难题，如复杂岩性油气藏、低阻砂岩油气藏、碳酸盐岩裂缝-孔洞型油气藏等，而传统测井技术存在分辨率低、直观性差、测井解释符合率较低等问题，使得复杂油气藏的勘探效率较低，严重制约着我国油气勘探工业的进一步发展[1]。

因而需要一项能够快速识别油气层、全面提高测井解释符合率的技术。

MDT，即模块化动态地层测试器，作为一项重要的油气层评价技术在油气勘探中发挥着重要的作用。

MDT 测井技术是20世纪90年代初国外推出的新一代电缆地层测试技术之一，现已在在大庆油田广泛应用。

MDT 的出现为复杂油气藏的勘探起到了极其重要的作用，对于油田降低成本、提高勘探效益具有重要的意义。

1MDT 测井技术简介电缆式地层测试器是在原有地层流体取样的基础上，吸收钻杆地层测试和钢丝地层测试功能发展起来的一种测井方法。

它使用电缆将压力计和取样桶下到井内，测量地层压力传输数据，采集地层流体样品，从而对储集层做出评价。

自1995年斯伦贝谢公司推出第一代电缆地层测试器（FT ）以来，电缆地层测试技术得到了很大的发展。

MDT 是斯伦贝谢公司即重复式地层测试器（RFT ）之后推出的新一代电缆地层测试器（见图1）。

泥岩的岩层性质与岩溶风险预测泥岩是一种由粘土和细粒岩石组成的沉积岩，具有特殊的岩层性质和岩溶风险。

本文将探讨泥岩的岩层性质以及如何预测岩溶风险。

一、岩层性质：泥岩的主要成分是细粒粘土矿物，其颗粒直径小于0.002毫米。

由于颗粒非常细小，泥岩具有良好的润滑性和塑性。

此外，泥岩的结构较松散，孔隙度较高，水分含量较大。

这些特点使得泥岩容易受到水的侵蚀，也使得岩溶风险相对较高。

二、岩溶风险预测方法：1. 地质调查和地下水分析通过对地质构造、岩性和水文地质条件的调查分析，确定泥岩地区的地下水位和地下水流动方向。

岩溶过程主要与水的流动有关，因此了解地下水的特点和分布对于预测岩溶风险至关重要。

2. 形态特征分析泥岩溶蚀表现为溶洞、溶斑、溶壑等形态特征。

通过野外考察和岩层剖面观测，分析泥岩地区的溶蚀特征并绘制地质剖面图，可以帮助预测岩溶风险。

3. 流动介质模拟泥岩地区水流主要发生在裂隙和孔隙中，通过数值模拟确定地下水流动规律和路径，可以预测岩溶风险。

模拟结果可以用来研究泥岩溶蚀的发育程度和溶蚀速率，从而评估岩溶风险的程度。

4. 地球化学分析通过地球化学分析泥岩中的元素组成、岩石溶解速率和离子浓度等参数，可以评估岩溶风险。

泥岩中的某些离子含量较高，如氯离子、硫酸盐离子等，会加速溶蚀过程，从而增加岩溶风险。

三、岩溶风险管理：在预测了泥岩地区的岩溶风险后，需要采取相应的措施进行管理和防范。

1. 水资源管理合理规划和管理地下水资源，避免过度开采和污染，以减少泥岩地区的岩溶风险。

2. 沉降控制泥岩地区容易发生沉降现象，导致地表破裂和沉降坑。

因此，需要采取措施控制和监测沉降，以减少岩溶风险。

3. 灾害预警和应急响应建立完善的岩溶地质灾害预警系统，并制定相应的应急响应方案，及时应对可能发生的岩溶灾害，保护人民生命财产安全。

综上所述，泥岩的岩层性质和岩溶风险紧密相关。

预测泥岩地区的岩溶风险需要综合利用地质调查、地下水分析、形态特征分析、流动介质模拟和地球化学分析等方法。

双侧向—微球形聚焦测井系列对高角度裂缝，深、浅側向曲线平缓，深側向电阻率> 浅側向电阻率，呈“正差异”。

在水平裂缝发育段，深、浅側向曲线尖锐，深側向电阻率< 浅側向电阻率，呈较小的“负差异”。

对于倾斜缝或网状裂缝，深、浅側向曲线起伏较大，为中等值，深、浅电阻率几乎“无差异”。

声波测井识别裂缝：一般认为声波测井计算的孔隙度为岩石基质孔隙度，其理由是声波测井的首波沿着基质部分传播并绕过那些不均匀分布的孔洞、孔隙。

但当地层中存在低角度裂缝(如水平裂缝)、网状裂缝时，声波的首波必须通过裂缝来传播。

裂缝较发育时，声波穿过裂缝使其幅度受到很大的衰减，造成首波不被记录，而其后到达的波反而被记录下来，表现为声波时差增大，即周波跳跃。

因此，可利用声波时差的增大来定性识别低角度缝或网状缝发育井段。

利用感应差别识别裂缝：钻井液侵入裂缝，使感应测井曲线有明显的降低。

密度测井识别裂缝密度测井测量的是岩石的体积密度，主要反映地层的总孔隙度。

由于密度测井为极板推靠式仪器，当极板接触到天然裂缝时，由于泥浆的侵入会对密度测井产生一定的影响，引起密度测井值减小。

井径测井的裂缝识别对于基质孔隙较小的致密砂岩，钻井使得裂缝带容易破碎，裂缝相交处的岩块塌落，可造成钻井井眼的不规则及井径的增大。

另一方面，由于裂缝具有渗透性，如果井眼规则，泥浆的侵入可在井壁形成泥饼，井径缩小。

因此，可以根据井眼的突然变化来预测裂缝的存在。

井径测井对于低角度缝与泥质条带以及薄层的响应很难区分；另外，其它原因（如岩石破碎、井壁垮塌）造成的井眼不规则，会影响到该方法识别裂缝的准确性。

自然伽玛能谱测井识别裂缝测量地层中天然放射性铀（U238）、钍（Th282）、钾（K40）含量。

原理：正常沉积环境U元素含量低于或接近泥质体（钍+钾）的值，当有裂缝存在时，铀含量比泥质体大。

应用能谱的高铀值识别裂缝和地下流体的运移及活跃程度有关。

当裂缝（孔洞）发育段的地下水活跃时，地下水中溶解的U元素才能被吸附及沉淀在裂缝（或孔洞）周围，造成U元素富集，使得自然伽玛能谱测井在裂缝带处显示出U含量增加，在地下水不活动地区，裂缝性储层的自然伽玛显示为低值。

碎屑岩储层评价的要点是对测井资料经过预处理与标准化之后，开展储层“四性关系”（即岩性、物性、电性和含油气性）研究，建立不同的储层参数解释模型，然后进行测井资料处理，对碎屑岩储层进行测井综合评价，从而建立一套适合于碎屑岩储层的测井解释与评价方法。

2.测井资料评价碎屑岩储层的一般步骤：2.1预处理与标准化为了保证测井解释的精度与准确性，首先要对原始测井资料进行预处理及标准化，即将全区的测井数据校正到统一标准之下。

2.1．1测井资料预处理受测井环境、测井仪器及施工环节的影响，在测井解释前需要对测井曲线进行必要的预处理，包括深度校正、环境校正等。

(1) 测井曲线深度校正在测井资料数据处理过程中，测井曲线的深度校正与编辑是测井数据处理的重要环节之一。

深度校正包括深度对齐和井斜校正两项内容。

目前有两种方法，其一是将自然伽马测井曲线与地面岩心自然伽马曲线进行深度对比，借助特征明显层段的典型电性特征，找出两者存在的深度误差。

此种方法对比性强，效果较好；其二是通过对比岩心分析孔隙度与威利公式计算的孔隙度（密度或声波）测井曲线，上下移动岩心分析孔隙度，进行深度归位。

此种方法需要在较短的层段密集采样，效果略差。

(2) 环境校正目前，对测井曲线进行环境影响校正的方法主要有解释图版法和计算机自动校正法。

2.1.2测井曲线标准化测井曲线进行标准化处理，就是要消除或减小不同操作人员的操作误差以及校正误差等各种误差，从而使测井资料在全油田范围具有统一的刻度。

2(1) 标准层的选取标准层是指在全区广泛分布，厚度稳定，岩性相对单一，电性特征明显，易于区域对比的地层。

同一标准层，不同井点的某一条和某几条测井响应，如声波时差、电阻率，应该具有相同、近似或呈规律性变化的频率分布。

根据标准层的选取原则，选择出合理的标准层。

(2) 标准化方法的选取目前标准化方法主要有关键井校正法、均值校正法、趋势面分析法等。

由于趋势面分析方法是地质条件约束较小，适用范围较广，故一般选取趋势面方法进行测井数据标准化。

２００６年第２０卷第５期　石油仪器　ＰＥＴＲ０ＬＥＵＭ　ＩＮＳＴＲＵＭＥＮ　Ｉ　

・方法研究・　

稠油储层交绘图识别方法研究　

王佳凡　郭玉岩　崔红珠。丰　英。潭　飞　袁庆波　（１．中国石油集团测井公司吐哈事业部新疆鄯善）（２．吐哈油田吐鲁番采油厂新疆鄯善）　（３．中国石油集团测井公司长庆事业部陕西西安）　

摘　要：稠油储层中稠油的流动性较差，泥浆侵入深度较浅，双侧向电阻率幅度差较小。利用这一性质，结合其他参　数构造交绘图（ＲＲ—ＲＫ），用于稠油储层的识别，取得了较好的效果。　

关键词：稠油储层；电阻率；交绘图；识别　中图法分类号：ＴＥ３４５　文献标识码：Ｂ　文章编号：１００４．９１３４（２ｏｏ６）０５．００６１．０２　

Ｏ引　言　吐哈盆地既有稀油油藏又有稠油油藏，稠油储层　的开采与稀油储层的开采方案具有较大的差异，而对　稠油层的识别是正确设计储层开采方案的前提条件，　对于合理地设计采油方案具有重要意义。根据稠油储　层的测井响应特征与其它储层的差异可建立一系列的　模式识别方法（例如，模糊识别，神经网络识别等）［　。　本文在分析研究区域内稠油储层响应特征的基础上，　给出了一种利用交绘图识别稠油储层的简便、实用的　方法，这种方法在实际应用中取得了较好的效果。　１交绘图技术识别稠油层的原理　吐哈油田某区测井响应特征分析表明，深、浅双侧　向幅度差是表征稠油层的典型参数之一。对于油层，　深、浅双测向的幅度差越小，则该层为稠油层的概率越　大＿２］。据此选择代表储层含水饱和度的参数与深、浅　双侧向的比值构造交绘图，进行储层的流体类型识别。　１．１引入表征储层含水饱和度的参数（ＲＫ）　利用交绘图技术首先应考虑的就是如何简化参与　交绘的参数。储层含水饱和度的求取要预先知道许多　参数（如胶结指数，饱和度指数等），但在未进行岩电分　析的情况下，这些参数都是未知的，所以参与交绘的参　数不直接选用储层的含水饱和度，而对其进行一定的　变形。已知阿尔奇含水饱和度的计算公式为＿３　Ｊ：　ｓ　＝（　）　式中，Ｓ　为含水饱和度，小数；Ｒ　为地层水电阻　率，Ｑ・ｍ；Ｒ　为地层真电阻率，Ｑ・ｍ；　为地层孔隙度，　小数；０、ｂ为常数。　现引人参数ＲＫ来代替含水饱和度。令：　

储集层：具有储存油气空间的岩层。

储层分类：①按岩类：碎屑岩储层、碳酸盐岩储层、特殊岩类储层；②按储集空间类型：孔隙型、裂缝型、孔隙裂缝型、缝洞型、孔洞型、孔洞缝复合型；③按渗透性：高渗储层、中渗储层、低渗储层、特低渗储层。

特殊储层：不同于常规均质孔隙型砂岩储层的储层，包括岩浆岩、变质岩、砾岩、泥质岩等。

评价碳酸盐岩储层特征的核心是空隙空间结构，即它的孔隙、溶洞、裂缝的发育特征及组合状况。

非常规储层测井评价基本任务：①储层在哪里、什么类型、是否有效——找储层；②是储层含什么性质的流体——找油气层；③是储层的储集物性条件如何——评价油气层的好坏；④是什么地方还有好的储层——储层多井对比与横向预测。

碳酸盐岩岩石成份：①主要成分——方解石、白云石、硬石膏、岩盐（是骨架，比重最大）；②粘土成分（性质最活跃）；③其它成分——有机质、黄铁矿、铝土矿、碳酸磷灰石（量少，影响大）。

各自的主要物理性质：①方解石：白色、灰色，分布广，易溶蚀。

②白云石：灰白色，分布于咸度高的海、湖，次生方式形成，为石灰岩受含镁溶液交代而成的白云岩中的主要矿物。

③硬石膏、盐岩：都不是碳酸盐岩，而是蒸发岩，但经常出现在碳酸盐岩地层剖面中。

④粘土矿物：种类繁多、结构复杂、分布形式多变、含量不稳定、性能特殊，对储层物性测井响应影响极大。

有较强的可压缩性。

⑤有机质：含量少,但对油气的生成、岩石的某些物理性质影响很大。

⑥黄铁矿：呈团块、结核状分布。

岩石结构：描述岩石各组成部分的几何形态特征的一个概念；是指岩石颗粒、晶粒的大小、形状、分选、表面性质及其组成形式。

非均质岩石构造类型：薄层状构造、眼球眼皮构造、豹斑构造、燧石结核构造。

空隙空间的基本类型：孔隙、吼道、裂缝、洞穴。

裂缝：指岩石受外力作用、失去内聚力而发生各种破裂或断裂所形成的片状空间，它切割岩石组构。

裂缝的分类：①按裂缝成因分：成岩缝、风化溶蚀缝、构造缝；②按裂缝宽度分：微裂缝、中等裂缝、粗大裂缝；③按裂缝产状分：高角度缝、斜交缝、低角度缝；④按填充状况分：全充填缝、半充填缝、未充填缝；⑤其它分类方法：单组系裂缝、网状裂缝。