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1、古龙地区复杂储层流体识别方法研究大庆石油学院目 录前 言3一、项目概述3二、合同的执行情况5三、低阻油层测井评价研究与进展7四、取得成果及认识13第一章 研究区地质概况151.1构造、断裂特征151.1.1构造特征151.1.2断裂特征161.2沉积特征与油层划分161.2.1沉积特征161.2.2油层组划分161.3储层岩性、物性特征171.3.1储层岩性特征171.3.2储层物性特征181.4油藏性质及特征181.4.1油水分布特征181.4.2油藏类型191.5流体性质191.6温度和压力19第二章 岩石物理实验212.1 实验内容212.2 岩心选择说明212.3 完成的实验项目23第
2、三章 葡萄花油层储层“四性”关系研究243.1 葡萄花油层的岩性、含油性与物性关系243.2 葡萄花油层的物性、含油性与电性关系26第四章 低阻油层成因机理研究314.1 低阻油层成因机理研究314.1.1 岩性特征314.1.2 物性特征354.1.3 孔隙结构特征364.1.4 粘土矿物特征394.1.5 地层水矿化度特征404.1.6 低阻油层成因机理总结414.2 高阻水层成因机理研究424.2.1 残余油影响占主导的高阻水层424.2.2 钙质影响占主导的高阻水层424.2.3 残余油和钙质影响共同作用的高阻水层44第五章 储层岩电实验规律研究455.1 地层因素与孔隙度关系研究45
3、5.2 胶结指数变化规律研究465.3 电阻增大系数与含水饱和度关系研究535.4 饱和度指数变化规律研究555.5 b值变化规律研究61第六章 储层参数解释方法666.1确定地层泥质含量666.2确定地层孔隙度666.3 确定束缚水饱和度696.4确定地层渗透率706.5确定阳离子交换容量736.6确定钙质含量75第七章 储层含水饱和度解释方法767.1 印度尼西亚方程767.2 改进Doll方程807.3 有效介质对称电阻率模型847.3.1有效介质对称电阻率模型的建立847.3.2 确定渗滤指数和渗滤速率90第八章 古龙南地区葡萄花油层流体识别图版968.1古龙南古652区块油水层识别图
4、版968.2古龙南大424区块油水层识别图版978.3古龙南英852区块油水层识别图版98第九章 古龙南地区葡萄花油层含水饱和度精度分析1009.1饱和度模型的实用参数确定方法1009.1.1岩心电阻率测井刻度方法1009.1.2确定饱和度模型的处理参数1039.2计算含水饱和度与岩心分析含水饱和度对比116结 论120参考文献121前 言一、项目概述古龙地区复杂储层流体性质识别方法研究 项目由大庆油田有限责任公司勘探开发研究院（甲方）提出招标，大庆石油学院投标，中标承担该项目研究与开发。按合同（DQYT-1201002-2009-JS- 650）规定，于2009年9月至2010年9月完成主要
5、研究内容并达到技术指标要求，实现总体目标。1. 项目的研究目的和研究意义古龙南地区的葡萄花油层是该区主产油层，自2008年以来，对古龙南地区葡萄花油层进行了整体评价，并已提交了一定控制储量。本次研究的重点对象为古龙南地区葡萄花油层组，该区块属于岩性油藏，储层物性差，属低孔特低渗储层。区内油水关系复杂，没有统一的油水界面。纵向上看，本区葡萄花油层垂向油水分布关系主要有以下5种形式全段纯油（英86、英852），全井油水同层（大138、大406），油层与油水层间互（英90），上油下水（古653），全段水层（大410）。从电性特征看，古龙南地区既存在低阻油层又存在高阻水层，研究区油水关系复杂，储层流体
6、识别难度较大。通过开展古龙南地区复杂储层流体识别方法研究，在立足岩石物理实验、取心、试油、测井资料的基础上，开展储层“四性”关系研究，搞清储层的岩性、物性、含油性和测井响应特征之间的关系，建立储层参数测井解释模型；深化储层孔隙结构分析，研究低阻油层和高阻水层形成机理，建立储层含水饱和度测井解释模型；分析典型油水层的测井响应特征，提取特征参数，建立适合研究区油、水层识别的定性解释方法，确定储层参数，建立适合研究区油、水层识别的定量评价方法，形成油水层识别技术，提高测井解释的符合率。本项研究，对于提高古龙南地区油水层测井解释的符合率，提高勘探效率和效益，保障大庆油田可持续发展，寻找更多的石油资源具
7、有重要的意义。2. 项目的研究内容和技术指标（1）研究内容1）岩石物理实验（50块）测量岩心孔隙度、渗透率；地层条件下不同含油饱和度的电阻率；毛管压力；阳离子交换容量；核磁共振特性；粒度。2）古龙南地区储层“四性”关系研究利用研究区的取心、岩心分析、试油和测井资料，研究古龙南地区葡萄花油层的岩性、电性、物性及含油性之间的关系。3）储层参数测井解释模型研究利用古龙南地区储层岩心孔隙度、渗透率、泥质含量、束缚水饱和度等实验数据，研究古龙南地区储层的孔隙度、渗透率、泥质含量、束缚水饱和度与测井资料之间的关系，建立孔隙度、渗透率、泥质含量、束缚水饱和度等储层参数测井解释模型。4）低阻油层和高阻水层形成
8、机理研究利用古龙南地区的取心、岩心分析、试油和测井资料，对比分析低阻油层和高阻水层的孔隙结构、泥质、钙质、地层水矿化度等因素的变化，研究古龙南地区葡萄花油层的低阻油层和高阻水层形成机理。5）储层岩电规律和微观孔隙结构特征研究基于岩心在不同含油饱和度下的电阻率及相关实验数据，研究古龙南地区储层在地层温度和压力条件下的电阻率变化规律及主控因素。基于不同特征储层的核磁共振实验数据结合常规曲线，研究古龙南地区储层的微观孔隙结构特征。6）储层含水饱和度测井解释模型研究基于低阻油层和高阻水层成因机理研究成果和岩心实验结果及有效介质对称导电理论，对微孔隙水导电、可动水导电、粘土附加导电规律进行分析研究，建立
9、古龙南地区的有效介质电阻率模型。7）储层岩石物理参数确定方法研究研究利用岩电实验数据确定模型中渗滤指数、渗滤速率等参数的方法。8）储层流体性质识别方法研究利用常规测井资料，以试油资料为基础，分析不同流体性质的储层测井响应特征及其变化规律，建立适合研究区油、水层识别的定性方法和定量评价方法。9）应用研制的复杂储层流体识别方法，对探明储量区块内的探井、油藏评价井、重点开发井进行数据处理、油水层试油资料跟踪解释，共约100口井，满足提交探明储量的需要。（2）技术指标1）建立起各种复杂储层油水层解释模型，模型精度88以上，油水层解释符合率81%以上。2）原始含油饱和度模型计算结果与密闭取心井结果相比，
10、平均相对误差8%以内。3）储层油水层、饱和度模型满足中华人民共和国石油天然气探明储量规范要求。岩电实验研究符合石油天然气规范要求。4）资料利用率98以上，项目完成及时率达到100%。5）完成要求实验设计内容、数据分析以及研究报告的编写，实验研究符合石油天然气规范要求。二、合同的执行情况1. 总体技术路线本项目采用如下技术路线。古龙南地区复杂储层流体识别研究技术路线图2. 完成的主要工作 本课题主要完成的工作见下表。类别内容合同要求完成情况资料收集与整理收集古龙南地区140口井的原始测井数据、取心资料、钻井资料、试油资料、岩心分析及录井资料等，并对数据进行了分类整理，为进行下一步工作打下了坚实的
11、基础。完成岩石物理实验进行岩心样品实验，测量53块岩样的孔隙度和渗透率。50块53块完成了52块岩样的饱和水与离心后的核磁特性测量。50块52块完成了52块岩样的岩电实验测量，给出52块样品的地层因素值，38块样品的电阻率增大系数值。50块52块完成了10块低阻样品的干岩样电阻率测量。10块完成了50块岩样的压汞实验数据测量。50块50块完成了50块岩样的粒度实验数据测量。50块50块完成了50块岩样的阳离子交换容量实验数据测量。50块50块“四性”关系研究给出葡萄花油层的岩性、含油性与物性关系。研究储层的“四性”关系完成给出葡萄花油层的物性、含油性与电性关系。低阻油层和高阻水层成因机理研究对
12、低阻油层与常规油层的岩性、物性、粘土矿物、地层水矿化度等特征进行对比，揭示了本区低阻油层的成因。给出了本区高阻水层的成因。研究低阻油层和高阻水层成因机理完成储层岩电规律研究利用岩电实验数据，给出储层在地层温度和压力条件下的电阻率变化规律及主控因素研究储层岩电规律完成储层参数测井解释模型的确定建立孔隙度、渗透率、泥质含量、束缚水饱和度等储层参数测井解释模型研究储层参数测井解释模型完成储层含水饱和度测井解释模型研究建立了印度尼西亚方程、doll改造方程和有效介质电阻率模型储层含水饱和度测井解释模型研究完成储层流体性质定性识别方法研究建立了古龙南地区葡萄花油层的油水层识别图版给出古龙南地区葡萄花油层
13、的油水层定性识别图版完成电阻率模型参数确定方法研究提出一种岩心电阻率测井刻度方法，利用刻度的岩电实验数据，确定了电阻率模型的实用参数确定电阻率模型参数完成资料处理与方法评价处理与解释了4口密闭取心井资料和60口测井资料实际井资料解释与评价基本完成三、低阻油层测井评价研究与进展低阻油层评价一直是测井领域亟待解决的难题，多年来一直困扰着测井科技工作者。许多测井科技工作者对低阻油层测井解释评价工作进行了大量较深入的研究，其研究内容主要包括低阻油层的成因、低阻油层电阻率解释模型、储层流体性质识别方法。1低阻油层的成因机理研究与进展低电阻率油气层的含义可从两个方面来理解，一种是油气层的电阻率低于或接近邻
14、近水层或泥岩的电阻率；另一种是油气层的电阻率虽然高于邻近水层和邻近泥岩层的电阻率，但比正常油气层电阻率范围（3100）要低，电阻增大率小于3，造成从电性曲线很难区分油气、水层。低电阻率油气层的成因非常复杂,成因类型多。因此，系统了解低电阻率油气层成因，对利用测井等资料评价低电阻率油气层很有意义。1987、1988年，Givens1,2认为油层的低电阻率是由导电矿物、粘土、微孔隙水引起的。1991年，曾文冲3,4,5通过对大量国内外资料的研究分析，归纳出油层低电阻率主要是由微孔隙发育、高矿化度地层水、富含粘土等因素引起的。1993年，常国贞6对孤东油田东营组低阻油层的成因进行了研究，认为该地区低
15、阻油层的成因主要为地层水矿化度高、盐水泥浆深侵、泥质附加导电、微孔隙发育。1994年，秦瑞宝7根据J油田大量岩心分析资料，应用油藏流体分布理论和毛管压力计算方法，研究该油田低电阻率油气层的形成原因，认为地层水矿化度高(多数20万ppm)、微细孔隙发育、束缚水含量高、粘土矿物含量高且分布在碎屑颗粒表面等是形成低电阻率油气层的主要原因。1996年，孙建孟8等人通过对渤海岐口油田低阻油层分析，得出该地区油层的低电阻率成因为粘土附加导电、微孔隙发育及油层地层水矿化度高于水层地层水矿化度。1996年，樊政军9等人针对塔北低阻油气储层的测井特征，分析了低阻成因机制，认为该地区低阻油层的成因为高地层水矿化度
16、、高束缚水含量。1997年，李翎10等人针对新疆某油气田三叠系出现的低电阻率油气层，分析了低电阻率油气层的形成原因，认为低阻油气层形成的主要原因有两个：高地层水矿化度和高束缚水含量。1997年，赵德勇11等人依据低阻油层的地质、测井、测试和化验分析资料，分析了双河油田低阻油层的形成机理，认为岩性细、岩石颗粒表面粗糙、泥质含量大、油层薄、油层内存在泥质夹层以及泥浆滤液的侵入等是形成低阻油层的主要原因。1997年，金秀珍12等人分析了曲堤油田沙三、沙四段低电阻率油气层的岩性、物性、含油性及电性特征，认为形成曲堤油田低电阻率油气层的主要原因是岩性细、微孔隙发育、束缚水含量高、地层水矿化度较高、含粘土
17、矿物、岩石亲水等。1998年，孙建孟13等人在广泛收集低阻油气层资料的基础上对低阻成因进行了划分, 进一步明确了低阻油气层的概念与分类，将低阻油层成因分为内因和外因，内因是指油气层本身岩性物性变化包括由骨架导电、粘土附加导电、微孔隙发育、岩石强亲水引起的；外因是指非地层因素变化包括由油气、水层对比条件不同，深侵入与测井探测范围有限引起的。1998年，张筠14对川西浅层低阻气层的成因进行分析，认为低阻气层的成因主要有高束缚水含量和粘土附加导电。1999年，李国政15等人在综合研究了塔里木盆地桑塔木油气田低阻油气层的测井、地质、测试、化验分析等资料的基础上，深入分析了低阻油气层的形成条件，认为岩性
18、、矿化度、孔隙结构、束缚水含量、导电矿物、填(胶)结物、泥岩夹层和泥浆性能等是直接影响形成低阻油气层的重要因素。1999年，毛志强16等人通过对塔里木盆地解放区吉南4井区的低阻油层岩样部分实验数据的初步分析表明，粘土附加导电作用是塔里木盆地油气层低阻的主要原因，且含高矿化度地层水的储层粘土附加导电性不可忽视。2000年，杨青山17等人经分析对比大庆长垣西部油田低电阻率油气层的测井、地质、测试等资料，认为引起该地区油层低电阻率的主要因素为高束缚水、泥质附加导电作用强、砂泥岩薄互层、泥浆侵入。2000年，关振良18在国内外低阻油层研究的基础上，结合丘陵油田的生产实际，认为形成丘陵油田低阻油层的主要
19、成因为微孔隙发育、高矿化度地层水、粘土附加导电作用强、高束缚水饱和度。2001年，潘和平19等人结合国内外油气田低阻油气层的实际情况，归纳了低电阻率油气层成因，由油气层本身岩性、结构、物性及地层水等内因形成的低电阻率油气层，以及由钻井液的侵入，油气、水层对比条件发生变化，侵入与测井探测范围有限等外因形成的电阻率油气层。2001年，谢然红20研究了吉林高台子油层低电阻的成因机理，根据对大量岩心所测的物性参数、比表面、润湿性、阳离子交换容量、粘土矿物成份和含量、孔径分布、粒度分布、核磁特性、扫描电镜等实验结果的分析，认为粘土附加导电和高束缚水是吉林高台子低阻油层的主要成因。2001年，耿生臣21等
20、人通过对岩样分析化验等基础资料的研究，分析了曲堤油田沙河街组低电阻率油层的形成机理，认为该地区油层低电阻率的主要成因为粘土的附加导电作用、润湿性及高矿化度地层水。2001年，邵维志22等人通过分析普通薄片、粒度、压汞、X-衍射物、扫描电镜、物性、相渗透率、润湿性、阳离子交换、束缚水饱和度、岩电实验等测量资料，研究了大港白水头地区低阻油气层的成因，表明该地区低阻油层的主要成因为束缚水含量高、地层水矿化度高、钻井液的侵入。2002年，谢然红23等人在研究低阻油层成因及特征的基础上，从岩石物性参数实验入手，分析确定了吉林大老爷俯油田高台子低电阻率油层的成因为粘土的附加导电和高毛管压力作用。2002年
21、，吕新华24分析认为，骨架颗粒较细、链桥状粘土、微孔隙、高含量的束缚水、高矿化度孔隙水与低幅度构造，是胡状集油田低电阻率油层形成的主要原因。2002年，刘承红25等人通过对大王北油田大32块沙二段低电阻率油层的测井、地质、试油试采测试等资料的分析，总结了引起油层电阻率偏低的5种因素，即低骨架电阻率，高泥质含量、薄储层的低阻围岩影响、低阻泥浆深度侵人、高地层水矿化度。2002年，赵国瑞26等人利用岩电实验手段，分析了华北油田赵县地区和文安地区影响油层电阻率高低的因素为束缚水饱和度、泥质含量、孔隙结构和阳离子变换量，且各因素在不同地区作用的强烈程度不同。2002年，王洪亮27等人针对准噶尔盆地低阻
22、油层的特征，研究了陆梁油田低阻油层的成因为粘土附加导电作用强，微毛细管发育、束缚水饱和度高，高矿化度泥浆滤液深侵，油层与水层矿化度不同。2003年，高楚桥28等人通过对东濮凹陷油气层低电阻率成因分析研究，认为地层水的矿化度高与束缚水含量高是形成东濮凹陷低阻油气层的主要原因。2003年，刘维林29等人对大庆油田葡西区低阻油层的成因进行了分析，总结了该地区油层低电阻率的成因为地层水矿化度相对较高，微毛细孔隙相对发育。2003年，刁刚田30等人对胜利油区低电阻率油层物性、岩性和电性等特征进行研究，将胜利油区的低电阻率油层的成因分为微孔隙发育、粘土附加导电、导电矿物、高矿化度地层水、砂泥岩薄互层、泥浆
23、侵入等因素形成的低电阻率油层。2003年，宋帆31等人分析了塔里木盆地三套油组低阻油层的成因，其中，轮南侏罗系J油组低电阻率的主要成因是富含黄铁矿；吉拉克三叠系T油组低电阻率的主要成因是高矿化度地层水和粘土的附加导电作用，且研究表明高矿化度地层水的油层粘土附加导电作用不可忽略；哈得逊石炭系C油组低电阻率的主要成因是高矿化度地层水和微孔隙发育。2003年，任广慧32等人研究了马寨油田低电阻率油层的主要原因，归纳为地层岩性粒度细，微毛细管发育，使储层内束缚水含量增高；高矿化度地层水使地层导电能力增强，电阻率降低，形成低含油饱和度、低电阻率油层。2003年，陈学义33等人对辽河油田滩海地区低阻油层的
24、成因进行了研究，认为引起该地区油层低电阻率的主要因素为泥浆深侵、微孔隙发育、泥质的附加导电作用。2003年，李争34等人分析了吉拉克油田解放渠东油田低阻油层的成因，认为粘土矿物离子交换引起的附加导电，以及储层孔隙结构复杂化，使薄膜水和喉道滞留水发育，束缚水含量增加，是造成油层低电阻率的主要原因。2003年，刘复屏35通过对长庆油田H井区正常油区与低电阻率油区的实验资料、电性资料、试油结果的分析对比，确定了形成油层低电阻率的主要因素是高总孔隙度、高含水饱和度。2003年，葛秋现36等人利用测井、岩心资料对文南油田低阻油层的成因进行了分析，该油田的低阻油层主要由高束缚水饱和度、高地层水矿化度，以及
25、高泥质含量引起。2004年，郭振华37等人运用多元线性回归等方法研究临南油田夏70块沙河街组沙三段低电阻率油层的形成机理，认为该区低阻油层的主要因素是高束缚水饱和度和高地层水矿化度，润湿性的影响也是一个不容忽视的因素。2004年，穆龙新38等人对A油田低电阻率油层岩心常规和特殊的实验结果表明，该油田的低电阻率油层主要有3个影响因素，储层中粘土矿物蒙脱石和伊蒙混层的高阳离子交换量直接导致了电阻率的降低；储层中大量微孔隙的存在导致了高的束缚水饱和度，也影响了储层的电阻率；微量黄铁矿的存在使储层电阻率降低。2004年，徐卫良39通过扫描电镜、x-衍射、铸体薄片、泥质含量、地层水电阻率等资料的分析，认
26、为造成溱潼凹陷阜宁组阜三段砂岩油层电阻率低的主要因素是：岩性细、富含粘土矿物及复杂孔喉结构，导致束缚水含量高，而高矿化度地层水直接导致了油层电阻率的绝对值比较低，富含导电金属矿物是次要影响因素。2004年，张小莉40对泌阳凹陷王集油田低电阻率油层的成因进行了研究，认为油层低电阻率的主要成因为微孔隙发育导致的束缚水饱和度增高，油层地层水矿化度比水层的地层水矿化度高。2004年，訾庆居41等人通过对桩西油区浅层低电阻油层成因的研究，认为该地区低阻油层是由于泥浆侵入影响、泥质含量较重、油层束缚水含量高和地层水矿化度偏高引起的。2005年，李薇42等人通过对Y油田低电阻率油层测井、录井、岩心及试油等资
27、料研究，结果表明其低电阻率油层成因主要是岩性较细、泥质含量较高使储集层的微孔隙发育从而导致束缚水饱和度较高，低孔、低渗以及咸水钻井液侵入也是重要原因。2006年，李辉43等人根据正理庄油田的地质特征、物性特征、沉积环境及实验结果分析了低电阻率油层的形成机理，指出构造幅度低、岩性细、地层薄、双峰孔隙结构和岩石的亲水性等特征是造成该油田油层低电阻率的主要成因。2006年，麻平社44等人分析了鄂尔多斯盆地姬塬白豹地区低电阻率油层的成因，认为地层水矿化度高、储层物性的变化、储层孔隙结构的变化、储层岩石颗粒的变细是延安组低电阻率油层的主要成因；而储层物性的变化、储层孔隙结构的变化、储层岩石颗粒的变细、储
28、层泥质含量的相对增高是延长低电阻率油层的主要成因。2006年孙建孟45等人利用逾渗网络模型研究了济阳坳陷低电阻率油层电性微观影响因素及规律，研究结果表明，该地区低电阻率油层形成的微观因素主要有微孔隙发育状况、孔隙连通性、地层水矿化度以及粘土的含量和类型等，对于不同的油田，各因素对电阻率影响的相对强弱不一样。2006年，陈桂菊46等人认为发育低幅度构造、储层岩性细、地层水矿化度变化大以及钻井液的侵入是吉林大情字井油田低阻的主要成因。2006年，颉永琛47等人分析了柴达木盆地南八仙油气田低阻油层的成因，认为引起低阻油层的主要因素有沉积环境、高束缚地层水、导电矿物、构造位置、钻井泥浆等。2007年，
29、韩芳芳48等人根据塔河南油田特点，在对大量实验数据资料分析对比的基础上，对塔河南油田中低阻油气层成因机理进行了分析，认为储层电阻率低的原因主要有：地层水矿化度高；岩性细，相对束缚水含量较高；粘土类型和附加导电性；油藏圈闭幅度低，油气充满程度低等. 2007年，欧阳华49等人总结了八面河油田低电阻率油层形成的原因为高-极高地层水矿化度和低幅度油藏，富含泥质以及存在导电矿物，并通过分析岩石特征和电性特征，建立了八面河油田低电阻率油层的测井解释模型和流体识别图版，解释符合率达到95%以上。2007年，司马立强50等人通过对川中广安地区的储层特征分析后认为，该地区须家河组低电阻率气层的类型定义为具高矿
30、化度高束缚水饱和度且含特殊导电矿物的低电阻率气层。2008年，淡申磊51对双河油田的地质、测井资料分析研究，总结出该油田低阻油层形成的主要因素为束缚水含量高，地层水的矿化度高。2008年，郑宇霞52以胡状集油田胡5断块为例，从地质特征和储层性质方面对低阻油层的成因进行了分析，认为该块地层平缓、泥质含量重、束缚水含量高、岩石亲水是产生低电阻率油层的主要因素。2008年，沈英53等人从高、低阻两类油层的岩性、物性、孔隙结构特征入手，探讨了低电阻率油层形成的原因，认为束缚水饱和度高及伊蒙混层矿物含量高是T60井克拉玛依组形成低电阻率油层的主要原因。2008年，靳保珍54等人应用试采资料，分析了引起柴
31、达木盆地狮子沟油田低阻的成因主要有：储层岩性细；泥质含量高，储层岩石阳离子交换量；油藏幅度低,油水密度差小，含油饱和度低；地层水矿化度高；受断层的影响，储层孔隙结构复杂。2008年，张冲55等人在前人的研究基础上，从高含量束缚水、粘土附加导电、地层水矿化度、泥浆侵入和砂泥岩间互层等五个方面阐述了低阻油层的成因机理，并分析了各种低阻油层测井识别方法的优势和局限性，这些方法在不同类型的低阻油层的识别和评价中均取得了良好效果。2009年，陈华56等人通过毛管压力曲线对储集层的孔喉结构进行研究，认为微孔隙发育引起的高束缚水饱和度是文昌油田珠江组的低电阻率的成因。2009年，张卫刚57等人从低阻油层的“
32、四性”出发，分析了姬塬地区延长组低阻油层的基本成因，并运用可动水分析法、交会法、纵向饱和度对比法、径向饱和度比值法对低阻油层的识别进行了浅析，确立了研究区油水层识别的下限标准。综上所述，国内很多油田都存在低阻油层，但导致油气层电阻率降低的因素各不相同，可将低电阻率油气层的成因分为内因、外因和复合成因。内因是油气层本身岩性、结构、物性及地层水等因素，由这些因素的变化导致电阻率减小的油层属于内因形成的低阻油层。由内因导致的低阻油层可归纳为以下5种：高矿化度地层水引起的低阻油层，微孔隙发育形成的高束缚水饱和度引起的低阻油层，富含粘土的淡水地层由粘土的附加导电性引起的低阻油层，岩石骨架含有导电矿物引起
33、的低阻油层，薄砂岩地层中含有泥质夹层引起的低阻油层。外因是指外来因素，由外来因素的影响导致电阻率减小的油层属于外因形成的低阻油层。由外因导致的低阻油层有以下几类：盐水泥浆的侵入导致的低阻油层，由于油气、水层的对比条件发生变化引起的低阻油层，侵入与测井探测范围有限引起的低阻油层。内因、外因可能在某一具体油层中同时遇到，这样形成的低阻油气层被认为是复合成因造成的。2电阻率模型研究与进展1942年，Archie58建立了确定纯砂岩地层含水饱和度的实验模型，奠定了纯砂岩地层油气水定量解释的基础。该实验统计模型自问世以来，根据各地区实际的地层特点，已经作了许多改进和完善，并且扩展到解释范围更加广泛的除砂
34、泥岩地层以外的其它岩石类型地层的油气水层解释。1954年，Poupon59等人认为层状泥质和砂层的电导率是严格相加的，提出层状泥质砂岩导电模型。1971年,Poupon和Leveaux提出了所谓的“印度尼西亚公式”。该模型适用于地层水矿化度较低且泥质含量较高的储层，它只适应与之间关系的弯曲部分。1968年Waxman和Smits60解释了泥质附加导电项X的物理意义并将X表示成，乘积在数值上等于Winsauer 和McCardell电阻率模型中附加电导率Z，因此，W-S 电阻率模型也假设自由孔隙水与双电层内平衡离子的导电路径具有相同的几何因素（），B与有关，这可使X 随而变，从而通过一个并联电阻
35、模型可描述与的曲线和直线关系。1977年和1984年,Clavier61等人根据实验证明双电层内不含阴离子，因此，提出由自由水和粘土结合水组成的双水电阻率模型，双水电阻率模型认为自由水和粘土结合水的导电路径的几何因素不相同，它通过建立与的关系来描述与的曲线部分和直线部分关系。1985年和1986年,Silva 和Bassiouni62,63使用可变平衡离子当量电导和双水的概念，并认为平衡离子当量电导随扩散双电层的延伸程度而改变，因此，它是温度和远水电导率的函数，在此基础上提出了新的泥质砂岩双电层电导率模型。1988年Silva 和Bassiouni64将S-B电阻率模型推广到含油气泥质砂岩储层
36、，建立了用于确定含油气泥质砂岩含水饱和度的电导率模型。1982、1983年，Bussion65,66提出将HB模型用于解决泥质砂岩问题并给出了含水泥质砂岩及含油气泥质砂岩的HB模型改进形式。1995、1996年，Berg67,68根据有效介质理论将油气和骨架看作并联的分散相而水作为连续相，并考虑了泥质分布形式的影响，分别建立了只含分散或层状泥质情况下的用于确定泥质砂岩含水饱和度的有效介质电阻率模型，但他没有给出储层同时含有分散泥质和层状泥质情况下的有效介质通用电阻率模型，此外，他认为粘土结合水的导电性与地层的导电性相同，而将两者之间的电性差别结合到粘土颗粒电导率中。1997、1996年，Koe
37、lman和de Kuijper69,70给出了一个描述N种成份组成的各向异性、渗滤的混合介质电导率的有效介质模型。该模型将N种成分都处理为对称的，且允许多连续项存在，因此，该模型可用于沉积岩地层解释。1996年，de Kuijper71将这种有效介质模型用于泥质砂岩地层解释，建立了基于对称各向异性理论的电阻率模型（SATORI）,该模型包括不导电的骨架颗粒和油气、粘土颗粒、水三种成份，且只适用于分散泥质砂岩，但不适用于层状泥质砂岩和骨架导电岩石。2004年，宋延杰72等人对SATORI模型进行了改进，建立了考虑粘土颗粒、岩石骨架含有导电矿物、薄砂岩地层中含有泥质夹层、水、油气等5种成份的泥质砂
38、岩有效介质电阻率模型。2008年，宋延杰73等人采用有效介质对称导电理论建立了考虑粘土颗粒、岩石骨架含有导电矿物、薄砂岩地层中含有泥质夹层、水、油气等5种成份的泥质砂岩有效介质电阻率模型。已经建立的泥质电阻率模型只考虑了泥质对于岩石导电性的影响,而双电层电阻率模型，尤其W-S、D-W、S-B电阻率模型，从导电机理上研究了泥质对于岩石导电性的影响，提出了粘土水导电的概念。有效介质电阻率模型采用了一种全新的导电理论。尤其是利用对称各向异性导电理论建立的有效介质对称电阻率模型，将N种成分都处理为对称的，且允许多连续项存在，使用了泥质砂岩渗滤指数和渗滤速率几何参数描述各种成份的连通性、表面的粗糙度、形
39、状、润湿性等。应用这一理论可以建立能够同时描述粘土导电及水导电规律的电阻率模型。3流体性质识别方法研究与进展2005年，文政74等人在对薄片、扫描电镜、压汞资料分析基础上，采用核磁共振、岩电实验和数值模拟等手段，分析研究了复杂油水层的主要成因。在储层参数模型研究基础上，建立并形成了侵入特征法、可动水分析法、电阻率交会法等解释方法，有效提高了油水层解释符合率，为勘探生产和储量评价提供了技术支持。2005年，侯雨庭75等人利用深浅探测电阻率计算视自然电位，利用视自然电位与测井自然电位交会识别油水层的方法，通过实际应用，效果较好。2005年，孙志文76等人针对当前复杂岩性裂缝型油气藏的流体性质判别的
40、局限性，利用正态分布法在青西油田较为准确地判断出了相应储层段的流体性质，较好地识别出油水层，在油田应用中取得了较好的应用效果。2006年，马宏宇77等人针对大庆油田某区块地质条件复杂，储层非均质性强、物性差、油水层识别困难的特点。在缺少岩电分析资料的情况下，优选能反映含油性、储层物性的电阻率、声波测井曲线和泥质参数，引入多元判别分析方法，建立二维油水判别图版，并与常规测井参数交会图版进行对比。应用新方法建立的油水识别图版在太30区块的应用经试油验证，符合率为85.7%，效果良好。2007年，张审琴78等人针对常规测井无法准确评价尕斯地区E23地层复杂岩性储层这一难题，通过微电阻率扫描成像技术识
41、别断层、裂缝，并初步确定储层岩性，区分藻灰岩；应用元素俘获谱测井技术，测量矿物元素确定矿物类型及含量，并结合多矿物最优化方法确定基质孔隙度、渗透率；利用核磁共振测井确定流体性质。并取得了好的应用成效。2007年，王宁79等人根据孤岛油田馆6砂组油藏属岩性构造层状油藏，储层非均质性强，油水关系复杂的实际情况，制定了利用测井参数交会图法、测井多信息多元统计法和灰色理论判别分析等方法进行油水层判别标准，在孤岛油田馆6 砂组得到了很好地应用，解释结论与实际资料相一致。2008年，邹涛峰80等人提出过程支持向量机模型PSVM，给出了过程支持向量机的一般模型和求解算法，应用大庆油田南部地区的4口取心井的3
42、5个小层样本组成油水层训练集，对17个测井集样本进行油水层判别，判别符合率为82.23%，结果验证了模型和算法的有效性。利用常规测井资料进行油水层识别，主要采用交会图法、非线性判别法判断油水层。四、取得成果及认识1.古龙南地区葡萄花油层的岩性、含油性与物性之间具有一定的相关性，含油级别越高、岩性越粗，孔隙度和渗透率越大。对于含钙储层，含钙程度越高，含油级别越低，孔隙度和渗透率越小；对于含泥地层，含泥程度越高，含油级别越低，孔隙度和渗透率越小。2.古龙南地区葡萄花油层的测井响应基本反映了储层物性、含油性的变化。取心岩性越粗、分选越好、物性越好、含油级别（含油饱和度）越高的储层，电性上自然伽马越小
43、、声波时差越大、密度值越小、中子孔隙度越大。当储层为油气层时电阻率曲线值相对较高，而当储层为水层时，电阻率曲线值相对较低；当储层含钙或有钙质条带时，储层物性变差，电性上自然伽马小、密度值大、中子孔隙度小、声波时差小、电阻率曲线值高。3.古龙南地区葡萄花低阻油层油层主要成因为岩性细、泥质重、附加导电性强和微孔隙发育、束缚水饱和度高。高阻水层主要成因为储层中含残余油及钙质。4.古龙南地区葡萄花油层的m值随孔隙度、渗透率、孔渗综合指数的增大而增大。当孔隙度小于0.126时，常规油层，油水同层和高阻水层的m值与孔隙度之间存在较好的关系，而当孔隙度大于0.126时，常规油层，油水同层和高阻水层m值的均值
44、为2.00；低阻油层的m值偏小，m的均值为1.83。5.常规油层、油水同层的n值为1.53，高阻水层的n值为1.33；低阻油层的n值偏小，为1.28。6.利用古龙南地区岩心分析数据和测井资料，建立了古龙南地区复杂储层的泥质含量、孔隙度、渗透率、束缚水饱和度、阳离子交换容量、钙质含量等参数解释模型，且求取的参数精度很高。7.建立了适合于高泥储层的印度尼西亚方程和改进的DOLL方程。 8.基于岩电实验结果和有效介质对称导电理论，建立了考虑泥质附加导电、钙质导电、微孔隙水导电、可动水导电的古龙南地区泥质砂岩有效介质电阻率模型，该模型考虑粘土连续性及形状对导电规律的影响。9.建立了古龙南地区葡萄花油层
45、的油水层识别图版，图版精度高于89%。（热河台油层、大凌河油层油水层图版各一张）需要做10.提出了一种利用纯产油层的岩样电阻率和测井电阻率数据进行岩心电阻率测井刻度的方法，从而确定出实用的电阻率模型参数。经过4口密闭取心井的饱和度对比，有效介质电阻率模型计算的含水饱和度平均相对误差为7.9%，达到合同规定的含水饱和度平均相对误差为8%技术指标要求。 第一章 研究区地质概况古龙南地区位于松辽盆地北部中央坳陷区齐家-古龙凹陷古龙南地区，地理位置位于黑龙江省大庆市杜尔伯特蒙古族自治县和肇源县境内，南起肇源农场，北到古龙镇，东起新站镇，西到嫩江流域。北邻葡西油田，西南以嫩江和新站油田为界，东与新肇、敖
46、南油田相接。古龙-茂兴区块区域构造位置位于松辽盆地中央坳陷区齐家-古龙凹陷南部，西邻龙虎泡大安阶地。区内有嫩江自西北向东南流过，地表低洼，有水泡、沟渠、堤坝分布，地面海拔在132.8160.7m之间，勘探面积约4000km2。2002年在英台36区块提交石油预测地质储量5305104t，含油面积271.7Km2，其中黑帝庙油层提交石油预测地质储量4599104t，含油面积264.5Km2，萨尔图油层提交石油预测地质储量287104t，含油面积19.2Km2，而葡萄花油层仅在英86、英89井两口井提交了石油预测地质储量419104t，含油面积19.3km2。2007年古龙油田英852区块葡萄花油
47、层提交石油预测地质储量10039104t，含油面积790.2km2，油藏中部埋深1595.3m，平均日产油4.6t，千米井深日产油量2.9t，平均储量丰度为3.29104m3/km2。目前古龙油田英852区块葡萄花油层已有44口井获得工业油流，日产油在1.040.26t，平均单井日产油4.6t。通过评价井的进一步钻探，深化对油藏的认识，有望提交规模探明储量。 1.1构造、断裂特征1.1.1构造特征古龙南评价区主体位于松辽盆地中央坳陷区的齐家古龙凹陷的南端，由英台、新肇、新站和葡西等四个鼻状构造把该区分割成古龙、茂兴和他拉哈三个向斜。西部是英台鼻状构造向古龙向斜延伸，东部是葡萄花构造，北部是他拉哈向斜和葡西鼻状构造，东南是敖包塔构造。断层主要以近南北向和北北西向为主，断距一般在1050m。古龙向斜构造高部位海拔深度约1460m，构造低部位海拔深度约1840m，构造高差380m；茂兴向斜构造高部位海拔深度约1400m，构造低部位海拔深度约1680m，构造高差280m。从各反射层构造图上可以看出，古龙南地区各层构造整体趋势基本一
