分析岩石含油性特徵方法

㈠ 岩性油氣藏含油性特徵

（一）充滿度特徵

張厚福（1999）等應用充滿系數，即含油高度與圈閉的閉合高度的比值來評價油氣藏的含油量大小。武守誠（1994）將油氣充滿度定義為含油麵積占圈閉面積的百分數。曾濺輝（2002）利用油氣充滿度來評價砂體的含油量，將砂體油氣充滿度定義為砂體含油體積與砂體體積之比。

需要注意的是，砂岩透鏡體的體積就是砂岩圈閉的體積。針對透鏡體岩性油氣藏類型，計算其充滿度時主要考慮透鏡體的特殊幾何形態，各參數計算採用算術平均值；上傾尖滅型岩性圈閉由於其砂體形態的特殊性及東營凹陷實際砂體的具體特徵，單砂體沿構造上傾方向岩性尖滅，計算充滿度時以砂體尖滅線為准；斷層－岩性型油氣藏計算充滿度時以砂體尖滅線和側向封閉的斷層邊界線為准，分別計算參數值。

1.充滿度總體分布

如圖1-6所示，統計結果表明，東營凹陷岩性圈閉充滿度分布范圍較廣，差別大，在0～91%之間，平均值為37.6%；圖1-6中對應圈閉編號無數值的為充滿度值缺失的圈閉。充滿度最大的油氣藏坨143砂體，其充滿度達到91%，充滿度為0的砂體是指無油氣顯示或者純水層等不含油砂體；充滿度主要分布在25%～55%區間范圍內，充滿度＞80%的圈閉僅有2.3%（圖1-7）。

2.不同類型油氣藏充滿度特徵

從砂體類型看，構造－岩性油氣藏的平均充滿度為42.4%；砂岩透鏡體油氣藏的充滿度集中在30%～80%之間，平均值為48.6%（圖1-8）。

圖1-6 東營凹陷岩性圈閉充滿度分布柱狀圖

圖1-7 東營凹陷岩性油氣藏圈閉充滿度分布頻率圖

3.不同埋深及層位圈閉充滿度變化特徵

在不同埋深條件下圈閉充滿度的大小變化有一定的規律，埋深2000～3700m之間的圈閉，砂體的分布頻率及充滿度隨埋深的增加，先增大，後減小。充滿度最大范圍分布在2600～3400m埋深，超過3400m以後，充滿度逐漸減小。岩性砂體的個數在3000～3200m 埋深之間最多（圖1-9）。

從岩性油氣藏分布的層位來看，東營凹陷沙二段下亞段、沙三段上亞段、沙三段中亞段、沙三段下亞段以及沙四段上亞段均有分布，但主要分布在古近系沙三段中亞段、沙三段下亞段以及沙四段上亞段，佔90%以上，其中沙三段中亞段圈閉平均充滿度為30.1%，油氣藏的平均充滿度為45.6%，沙三段下亞段油氣藏充滿度為43%，沙四段上亞段油氣藏充滿度為46%（圖1-10）。無論是圈閉充滿度還是油氣藏充滿度，沙四段上亞段的數值都是最高，其次為沙三段下亞段，再次為沙三段中亞段，這種分布特徵與烴源岩的分布有直接影響關系。

圖1-8 東營凹陷不同圈閉類型岩性油氣藏圈閉充滿度分布直方圖

圖1-9 東營凹陷岩性圈閉充滿度隨埋深變化關系

圖1-10 東營凹陷岩性圈閉平均充滿度及油氣藏個數與層位分布之間的關系

（二）含油飽和度特徵

儲層原始含油飽和度是岩性油氣藏含油氣性評價的重要指標。對濟陽坳陷典型岩性圈閉進行統計時，依據勝利油田對油氣儲層的物性、岩性及測井曲線等特徵，川建立的油氣儲層的導電模型來確定儲層含油飽和度，並借用油田進行儲量計算時的平均含油飽和度對濟陽坳陷岩性油氣藏進行評價。就整個東營凹陷來看，圈閉含油飽和度平均值為36.2%，最大為79%，最小為1.5%。岩性油氣藏含油飽和度分布不像充滿度那樣差異性大，大體分布比較均勻，主要集中在50%～70%之間，均小於80%（圖1-11，圖1-12）。

圖1-11 東營凹陷岩性油氣藏含油飽和度分布柱狀圖

圖1-12 東營凹陷岩性油氣藏含油飽和度分布直方圖

構造-岩性油氣藏含油飽和度平均值為54.7%，一般為50%～60%。透鏡體油氣藏含油飽和度平均值為54.0%，一般為60%～70%（圖1-13）。上傾尖滅油氣藏的含油飽和度平均值為60%，比其他兩種類型砂體高。不同層位及深度，含油飽和度變化不是很大。

圖1-13 構造－岩性油氣藏與透鏡體油氣藏圈閉含油飽和度分布直方圖

㈡ 陡坡帶砂礫岩扇體有效儲層與含油性評價

（一）復雜扇體儲層有效性評價

對復雜扇體儲層有效性評價思路是在沉積特徵、成岩特徵、儲集特徵研究的基礎上，通過計算孔隙結構和試油試采結果約束下的有效儲層物性下限，然後分析有效儲層發育的控制因素，最後按各控制因素的重要程度，分別對其賦予權值，通過權重系數法對有效儲層進行分類評價（操應長，2010）。

1.有效儲層物性下限計算

1）孔隙結構特徵及其與物性關系

儲層宏觀孔隙度、滲透率是由微觀孔隙結構決定的。在收集整理勝利油田已有的幾千塊壓汞、孔隙度、滲透率資料的基礎上，對東營凹陷北部陡坡帶沙三中-沙四上亞段砂礫岩體分別進行孔隙度、滲透率測試和壓汞測試分析。排驅壓力P_d是汞開始進入岩樣最大連通孔隙而形成連續流所需的啟動壓力，它決定了儲層能否成為有效儲層，或者是否具有封堵油氣能力。因此，重點考慮碎屑岩儲層壓汞資料中排替壓力的特徵，結合毛管壓力曲線特徵、常規物性、R50，平均孔隙半徑、均方差等特徵，將東營凹陷沙河街組中深層碎屑岩儲層孔隙結構分為3大類6小類，各類孔隙結構特徵如圖5-23。在此基礎上，建立了不同孔隙結構類型控制下的滲透率/孔隙度與滲透率的定量函數關系（圖5-24）。

圖5-21 鹽222井砂礫岩體期次綜合分析圖

圖5-22 沉積期次精細劃分（近南北向地震剖面）圖

圖5-23 東營凹陷沙河街組碎屑岩儲層孔隙結構類型及特徵

圖5-24 不同孔隙結構類型儲層滲透率/孔隙度與滲透率關系

2）經濟產能和孔隙結構約束下的采出下限計算

有效儲層采出下限是指在現有的工藝技術條件下，能夠采出具有經濟產能（油氣水）的儲層所對應的最小孔隙度、滲透率值。有效儲層采出下限除受工藝技術水平和經濟條件限制外，主要受原油性質、油層厚度、采出壓差和儲層的滲流能力控制，對於中深層來說，原油性質基本一致，而采出壓差可人為控制，所以，儲層有效性主要受儲層的滲透率控制。而儲層孔隙度、滲透率又受儲層微觀孔隙結構控制，由於儲層孔隙結構不同，同一滲透率下限可對應有多個孔隙度下限（周德志等，2005；李幸運等，2008；王艷忠等，2009）。因此，在現有工藝技術水平條件下，有效儲層采出下限主要受經濟產能和儲層孔隙結構控制，且同一滲透率下限對應多個孔隙度下限。

在東營凹陷沙儲層孔隙結構分類及其控制下滲透率/孔隙度與滲透率關系研究的基礎上，充分利用北部陡坡帶沙三中亞段-沙四上亞段砂礫岩儲層孔滲、壓汞、試油試采資料，運用分布函數曲線法、試油法、測試法、最小有效孔隙半徑法、束縛水飽和度法等多種方法，首先求取了不同深度范圍滲透率下限，建立了滲透率下限與深度的函數關系，然後根據孔隙結構控制下滲透率/孔隙度與滲透率函數關系，分別計算了不同孔隙結構儲層對應的孔隙度下限（圖5-25）。

圖5-25 東營凹陷北帶砂礫岩有效儲層采出下限

2.有效儲層發育的控制因素分析

1）沉積作用對有效儲層發育的控製作用

東營凹陷北部陡坡帶古近系深層共發育礫岩、礫狀砂岩、含礫砂岩、砂岩、泥質砂岩五類儲層。由各類岩性有效儲層百分含量直方圖可知，含礫砂岩、礫狀砂岩、砂岩、泥質砂岩、礫岩有效儲層百分含量依次遞減（分別為55.6%、55.1%、52.3%、35.2%、25.7%），說明各岩性發育有效儲層的幾率依次遞減（圖5-26）。

對於近岸水下扇而言，辮狀水道、外扇、水道間、主水道儲層物性依次變差，辮狀水道有效儲層百分含量最高，為54.7%，外扇、水道間分別為18.7%和10.6%，而主水道不發育有效儲層（圖5-26）。

2）超壓對有效儲層發育的控製作用

東營凹陷北部陡坡帶古近系儲層超壓與有效儲層發育有著良好的對應關系，隨著地層壓力升高，儲層物性變好，有效儲層百分含量增大，如常壓、弱超壓、中超壓、強超壓環境下有效儲層百分含量分別為41.6%、41.8%、56%、57.5%（圖5-26）。

3）成岩作用對有效儲層發育的控製作用

成岩作用對儲層改造主要表現為：壓實作用和膠結作用使儲層孔隙度降低，溶解作用使儲層形成次生孔隙，裂縫的形成能夠大大提高儲層的滲透率，粘土礦物的轉化脫水形成異常高壓抑制壓實作用等。總體來說，對儲層物性影響程度最大的是壓實作用、膠結作用和溶解作用，因此，採用視壓實率、視膠結率、視溶解率來表現成岩作用對儲層的改造程度。視壓實率、視膠結率越高，儲層孔隙度越低；視溶解率越高，儲層物性越好（圖5-27）。

圖5-26 陡坡砂礫岩不同岩性、不同亞相、不同地層壓力有效儲層百分含量直方圖

圖5-27 東營凹陷北部陡坡帶古近系成岩作用影響下有效儲層百分含量直方圖

3.有效儲層分類評價

1）權重系數確定

通過東營凹陷北部陡坡帶砂礫岩有效儲層控制因素間關系分析可知，沉積作用是控制有效儲層發育的基礎，在超壓發育的情況下，超壓對成岩作用起到明顯的控製作用，說明超壓對有效儲層發育的影響強於成岩作用。因此，根據各控制因素對有效儲層發育控製作用的主次關系，分別賦予其權重系數，為下一步儲層評價奠定基礎。在超壓發育的情況下，有效儲層發育受沉積作用、超壓、成岩作用三個因素控制，分別賦予其權重系數為0.5，0.2，0.3。在正常壓力情況下，有效儲層發育程度受沉積作用和成岩作用兩個因素控制，且沉積作用控製成岩作用，即沉積作用強於成岩作用，因此，分別賦予其權重系數0.6，0.4。此外，沉積作用中沉積相和岩性分別賦值0.5，其中含礫砂岩1，礫狀砂岩0.8，砂岩0.6，泥質砂岩0.4，礫岩0.2；辮狀水道1，外扇0.4，水道間0.2，主水道0.1。溶解作用增加孔隙，壓實和膠結都降低孔隙，可以把壓實和膠結看做一體，和溶解作用分別賦值0.5。強超壓賦值1，中超壓0.6，弱超壓0.4。

2）有效儲層分類評價

對東營凹陷北部陡坡帶沙三中-沙四上亞段砂礫岩體101塊樣品各控制因素進行賦值，根據上述確定的權重系數，首先計算沉積作用、超壓、成岩作用控制因素的單項得分Sm（式5-5），然後計算綜合得分REI（式5-6）。

Sm=a₁*U₁+a₂*U₂+······+a_n*U_n（5-5）

U₁、U₂+······U_n：單項控制因素中次一級控制因素；

a₁、a₂……a_n：單項控制因素內不同次一級因素的權重系數，其中a₁+a₂+……+a_n=1

REI=β₁*Sm₁+β₂*Sm₂+β₃*Sm₃（5-6）

Sm₁、Sm₂、Sm₃分別為沉積作用、超壓、成岩作用三個控制因素的單項得分；

β₁、β₂、β₃分別為沉積作用、超壓、成岩作用三個控制因素的權重系數，在超壓情況下分別為0.5、0.3、0.2；常壓情況下分別為0.6、0、0.4。

在儲層綜合分類的基礎上，結合各類儲層類別與產能的關系統計，將東營凹陷北部陡坡帶砂礫岩儲層劃分為優質有效儲層、中等有效儲層、差有效儲層、非有效儲層四個級別。優質有效儲層（得分≥0.7），日產油（或水）可達10t/d以上；中等有效儲層（得分0.5～0.6），日產油（或水）為5～10t/d，壓裂後部分井產能可大於10t/d；低等有效儲層（得分0.2～0.5），日產油（或水）5t以下；非有效儲層（得分＜0.2），無產能（圖5-28；表5-6）。

圖5-28 東營凹陷北部陡坡帶物性-沉積-壓力綜合剖面

（二）深層砂礫岩扇體含油性評價

1.油藏類型

由於蓋層條件、斷裂作用、岩性變化、地層不整合及水動力等對圈閉的形成均有一定影響，加之不同成因類型扇體與周圍生油岩及扇體間的接觸方式各異，決定了它們在成藏控制因素上的差異，從而可形成不同類型的油氣藏：包括構造、岩性-構造、地層及岩性油氣藏。

表5-6 東營凹陷北部陡坡帶砂礫岩儲層類別與產能關系

2.油氣縱向聚集分布特點

陡坡帶在主控斷裂及次級同生斷層的控制下，主要發育一系列退積式的不同類型砂礫岩體，由湖盆至凸起，沿主控斷裂由古近系至新近系形成有規律的油氣聚集。在湖盆深水部位，主要發育與扇體有關的岩性油氣藏，在湖盆斷階位置則主要發育與扇體有關的構造－岩性油藏，至湖盆邊緣則主要發育地層超覆和不整合油藏，至凸起部位，不整合面以下及其附近，可形成基岩潛山、不整合等油藏，至新近系可形成稠油油藏和氣藏，從而形成了在縱向上分帶明顯，平面上呈環帶分布的稀油－稠油－氣環復式油氣聚集區。

東營凹陷陡坡帶古近系砂礫岩體各層段均探明儲量，或發現油氣，但各層段發現儲量百分比差異很大，表現極不均衡，儲層演化的差異性控制了含油的差異性。近岸水下扇的扇根亞相砂礫岩物性較差，形成側向封堵；洪水型近岸水下扇扇中和扇端的多重成岩改造作用控制優質儲層的形成。通過典型解剖和大量統計，建立了「扇根遮擋、扇中富集、含油分帶」的砂礫岩油藏相帶控藏模式。在油藏模式指導下，形成了「四性模版定油層，三元疊合圈范圍，優化方案報儲量」的砂礫岩體油藏含油性評價技術（圖5-29）。

圖5-29 深層砂礫岩扇體含油性評價技術流程圖

3.流體性質判識

在儲層孔隙度解釋模型重建基礎上，結合地層水礦化度分析，可以確定不同地區油水層的測井解釋標准，使用該標准使砂礫岩扇體油層識別的成功率由原來的70%提高到97%。「四性模板定油層」的砂礫岩體油層測井解釋標準的主要評價參數的選取過程如下：

1）儲層孔隙度解釋模型

由於砂礫岩扇體的岩性、物性變化大，岩石骨架參數難以確定，以及孔隙度較小等因素，孔隙度的解釋精度很低。鹽家地區鹽22、永920區塊沙四上段取得了大量的岩心分析化驗資料，都進行了三孔隙度測井，部分井還進行了核磁等新方法的測井，為孔隙度解釋模型的建立提供了可靠的基礎資料。

根據鹽22塊和永920塊13口取心井47個層取心資料，經岩心歸位後，採用岩心收獲率≥80%，岩性均勻、測井曲線能讀準的層建立了孔隙度解釋模型：

公式1，聲波時差孔隙度解釋模型（圖5-30）：

Φ=0.7404×Δt－39.12

式中，Φ為孔隙度，%；Δt為聲波時差測井值，μs/ft。

該圖版根據47個層誤差統計，平均絕對誤差0.70%，平均相對誤差8.56%，相關系數0.9628（圖5-31）。

圖5-30 鹽家地區沙四上段聲波時差與孔隙度關系圖

圖5-31 鹽家地區沙四上段孔隙度解釋精度圖（式1）

公式2，為提高解釋精度，引入密度和中子測井曲線，進行多元回歸建立孔隙度解釋模型：

Φ=0.7515×Δt－3.5×DEN+0.036×CNL－31.3

式中，Φ為孔隙度，%；Δt為聲波時差測井值，μs/ft；DEN為密度測井值，g/cm³；CNL為中子測井值，%。

該圖版根據47個層誤差統計，平均絕對誤差0.70%，平均相對誤差7.97%，相關系數0.9609。相對誤差小於8%（圖5-32）。

公式3，為提高解釋精度，引入反映岩性的參數N，進行多元回歸建立孔隙度解釋模型：

Φ=0.7231×Δt－17.7656×N－27.2887

N=(100－CNL)/(DEN－1)/100

式中，Φ為孔隙度，%；Δt為聲波時差測井值，μs/ft；DEN為密度測井值，g/cm³；CNL為中子測井值，%。

圖5-32 鹽家地區沙四上段孔隙度解釋精度圖（式2）

圖5-33 鹽家地區沙四上段孔隙度解釋精度圖（式3）

該圖版根據47個層誤差統計，平均絕對誤差0.65%，平均相對誤差7.56%，相關系數0.9666。相對誤差小於8%，符合儲量規范要求（圖5-33）。

公式3的解釋精度較公式1、公式2的相關系數高，解釋精度較高（表5-7）。

表5-7 孔隙度解釋公式對比表

2）儲層含油性測井判識標准

根據鹽家地區多口井的試油、試采資料，結合測井資料，建立聲波時差與深電阻率關系圖（圖5-34，圖5-35）、密度與深電阻率關系圖（圖5-36，圖5-37）。從圖中可以得出出油層的聲波時差、密度、深電阻率值，從而建立儲層含油性測井判識標准（圖5-38）。

4.扇根封堵性定量評價

扇體成藏不僅要有較為穩定的蓋層，還要特別注意儲層物性變化造成的側向封堵條件。扇根成分混雜，物性差，能否做為扇中亞相的有效封堵層，取決於扇根、扇中的相勢條件。

圖5-34 鹽22井區聲波時差與深電阻率關系圖

圖5-35 鹽22井區密度與深電阻率關系圖

圖5-36 永920井區聲波時差與深電阻率關系圖

圖5-37 永920井區密度與深電阻率關系圖

圖5-38 永920井四性關系定油層圖版

從沙四上亞段的扇根、扇中微觀特徵上可以看出（典型井有永920、永928、鹽22、鹽22-2井等）：扇根亞相以砂礫岩為主，粒度粗、分選差、顆粒堆積緻密、強壓實、填隙物含量高，成岩相包括高黃鐵礦緻密膠結成岩相、砂泥質緻密膠結成岩相、鐵白雲石緻密膠結成岩相，孔隙不發育，基本未見可見孔；扇中亞相以粗、中砂為主，分選中-差，相對扇根而言，粒度細、分選好、壓實弱、填隙物含量低，成岩相包括泥質弱膠結成岩相、方解石弱膠結成岩相、鐵白雲石弱膠結成岩相、酸性流體溶蝕成岩相局部粒間溶孔發育，少部分長石及岩屑溶孔，偶見長石溶縫。

實踐表明並不是任何深度扇根都能封堵。沙四上亞段近岸水下扇扇根為塊狀礫岩見稜角狀礫石，扇根分選差，隨著深度的加大，扇根壓實程度比扇中更加強烈，形成封堵，分析發現，存在著兩個明顯的界限值3200m和2200m（圖5-39，5-40）。3200m以下，扇根成岩作用強，岩性緻密，毛管壓力大，封閉性強，扇體油藏充滿度高，扇中部位油層集中發育，有非油即乾的特徵，且以岩性油藏為主。3280m至2200m，扇根成岩作用減弱，毛管壓力降低，封閉能力變差，剖面上表現為下干-中油-上水的含油性結構，油藏充滿度較低，具有底水，部分扇根具有儲集性，形成油層。2200m以上扇根不能封堵，成藏主要受構造控制。上述成藏門限值在不同的地區有所不同，如勝坨地區三個深度分別變為3700m、3000m和2200m，而利津地區的三個深度為3600m、2900m和2500m（圖5-41）。

扇根封堵性一般用突破壓力方法進行評價，需要實驗測定，如果缺乏相關數據，可以用排驅壓力近似替代。根據實際資料統計，鹽家地區沙四段砂礫岩體扇的排替壓力與孔隙度之間存在一定的定量關系（圖5-42）。因此，扇根亞相的成岩程度及孔滲性能可以反映扇根亞相的側向封堵能力。扇根能否形成封堵取決於扇根的成岩程度及孔滲性能，而扇根封閉能力最終取決於同一深度條件下扇根的最小孔隙度，由扇根封堵最小排替壓力與孔隙度的對應關系可知，孔隙度＜5.3%是形成封堵的臨界條件。

扇根孔滲性能與埋藏深度之間呈正相關關系，為了確定有利扇根封堵油藏形成的埋藏深度上限，統計了鹽家地區不同層位、不同埋深扇體孔隙度與埋深的關系，剔除了構造控制的數據，結果表明埋藏大於3280m，扇根亞相的孔隙度絕大部分低於5.3%。

扇根封堵油藏的含油高度有所差異。扇根封閉油藏高度、扇體坡度角與油藏寬度之間存在一定的關系（圖5-43）。根據實際資料統計，鹽家地區砂礫岩扇根封閉性與油藏高度及油藏寬度之間均存在相關性（圖5-44，圖5-45）。將大量鑽井資料統計結果進行擬合，得出的關系式可以計算不同深度砂體扇根相帶的寬度。如按照地層坡度3°、扇根孔隙度1.5%計算，鹽22塊所能封堵的含油寬度為3860m，從鹽22塊E2S412控制含油麵積圖測量出的寬度為3329m基本吻合。

圖5-39 扇根孔隙度與埋深散點圖

圖5-40 鹽家地區孔隙度-埋深-含油性散點圖

圖5-41 東營北帶利津—勝坨—鹽家地區深度與物性關系示意圖

5-42 扇根排驅壓力與孔隙度關系圖

圖5-43 扇根封閉油藏高度、扇體坡度角與油藏寬度關系示意圖

圖5-44 扇根封堵性與油藏高度關系圖

圖5-45 扇根封堵與油藏寬度關系圖

5.砂礫岩體扇根封堵油氣成藏模式

鹽家地區沙四上亞段可作為一個獨立的含油氣系統，沙四上亞段烴源岩生成的油氣在超壓作用下沿泥岩超壓裂縫和扇緣裂縫型砂體側向運移至扇中辮狀水道含礫砂岩、砂岩儲層中，由於側向扇根礫岩封堵和頂部泥岩或礫岩層封蓋，在沙四上亞段扇中砂礫岩有效儲層中富集形成油氣藏，具有「多油藏相控分布」的油氣成藏模式（圖5-46）。

圖5-46 過鹽22塊—鹽162—鹽19-1井近南北向油藏剖面

砂礫岩扇體的「多油藏相控分帶」油氣成藏模式可以分為兩個層次來理解：其一，針對同一期砂礫岩扇體而已，可以概括為「相帶分異控藏」模式，即扇根側向封堵、扇緣裂縫輸導、扇中油氣富集成藏。其二，對於多套疊置的砂礫岩扇體而言，又可根據油藏的含油分帶性，把砂礫岩扇體成藏模式細分為三類（圖5-47，表5-8）。

圖5-47 東營凹陷北部東段近岸水下扇砂礫岩體成藏模式

表5-8 鹽家地區油氣成藏要素表

1）低充滿帶構造油藏模式

埋深介於1700～2300m，成岩作用處於早成岩A階段，因此扇根的封堵能力較差，油藏類型多為靠斷層封堵的構造油藏，油氣的充滿度較低，水多油少，含油高度一般在10～70m，油藏的寬度一般介於200～1000m之間。

2）過渡帶構造-岩性油藏模式

埋深介於2300～3280m之間，成岩作用處於早成岩B階段，扇根的封堵能力中等，油藏類型為構造-岩性或岩性油藏，油氣充滿度中等，油水間互，含油高度在20～90m之間，油藏的寬度一般介於300～1500m之間。

3）高充滿度扇根封堵岩性油藏模式

埋深介於3280～4300m之間，成岩作用處於中成岩A階段，扇根的封堵能力強，油藏類型為扇根封堵的岩性油藏，油氣充滿度高，油藏非油即干，含油高度在80～190m之間，油藏的寬度一般介於600～2500m之間。

㈢ 錄井解釋方法的第一節 油水層解釋方法

油水層解釋流程：
採集資料處理——應用技術及有效參數優選——單項資料解釋——解釋圖版建立——綜合分析判斷——油層產能預測 1.主要應用技術
①岩心等實物觀察判斷技術
②氣測資料解釋技術
③地化分析評價技術
④熒光顯微圖像分析評價技術
⑤井噴、井涌、井漏、油氣水侵及鑽井液油氣顯示解釋技術
⑥測井解釋技術
2.有效參數優選
①反映有效厚度的參數：岩心含油產狀及厚度，測井解釋井段及對應的曲線特徵，井壁取心含油砂岩井深位置，岩屑含油顯示井段，氣測異常顯示井段。
②反映孔隙性的參數：岩心分析孔隙度及孔隙類型，測井解釋孔隙度、聲波時差、岩性密度、中子密度曲線特徵，地化熱失重分析孔隙度，核磁共振分析孔隙度，岩心、岩屑、井壁取心岩性、粒度、分選性、磨圓度等，熒光圖像分析面孔率。
③反映滲透性的參數：岩心分析滲透率，岩心、岩屑、井壁取心岩性、粒度、分選性、磨圓度、膠結物、充填物、裂縫及層理構造發育程度等，熒光圖像分析孔隙清晰度、連通性，測井自然電位、自然伽瑪、聲波時差、微電極幅度差、井徑等。
④反映含油性的參數：岩心、岩屑、井壁取心一次觀察含油特徵，地化分析岩石含烴量，氣測分析全烴含量及異常顯示曲線形態，井噴、井涌等異常現象及鑽井液槽池面顯示特徵，測井電阻率及其曲線特徵。
⑤反映原油物性（滲流性）的參數：岩心、岩屑、井壁取心二次觀察含油特徵，地化分析岩石烴類組分含量、相對含量及其譜圖形態特徵，熒光圖像孔隙含油顏色及分布特徵，氣測分析組分相對含量，井噴、井涌等異常現象及鑽井液槽池面顯示特徵。
⑥反映含水性的參數：岩心、井壁取心含水特徵，地化分析烴類組分相對含量及其譜圖形態特徵，氣測分析H2、CO2、CH4含量，氣測異常顯示曲線形態及組分相對含量，熒光圖像含水特徵，測井解釋含水飽和度。
⑦反映地層壓力的參數：鑽井液密度與井噴、井涌等異常現象，綜合錄井d指數、σ指數及鑽井液體積等參數。
由於地下地質現象的復雜性，真實的地層很難直接得到，測、錄井井筒採集資料中的感官現象、曲線特徵、圖形特徵、圖像特徵、宏觀的井口異常現象等，都可以作為獲得儲層參數的重要信息。 1. 氣測及綜合錄井儀資料解釋技術
氣測是井筒檢測天然氣的主要手段，綜合錄井儀是氣井鑽井的配套技術。
1）氣測顯示的影響因素分析
①儲集層及油氣自身特性的影響
儲層含油氣量、氣油比、原油性質、滲流性、地層壓力等儲集層及油氣自身特性是氣測顯示的主要影響因素。
②鑽井條件的影響
A、鑽頭直徑的影響
當其它條件一定時，鑽頭直徑越大，破碎岩石體積越多，進入鑽井液中的油氣含量越多。
B、鑽井速度的影響
在相同的地質條件下，鑽速越大，單位時間破碎岩石體積越大，進入鑽井液中的油氣含量越多。
C、鑽井液排量的影響
排量越大，鑽井液在井底停留時間越短，通過擴散和滲濾方式進入鑽井液中的氣相對減少。
D、鑽井液密度的影響
一般情況下，為了保證鑽井施工正常進行，總要使鑽井液柱壓力略大於地層壓力。以壓力平衡點為分界點，鑽井液密度對含氣顯示影響差別是較大的，在欠平衡狀態，壓差氣將遠遠超過破碎氣。
E、鑽井液粘度的影響
鑽井液粘度大，降低了氣測錄井的脫氣效率，使氣測錄井異常顯示值較低，氣測基值會有不同程度地增加，油氣的上竄現象不明顯。
F、接單根及後效氣的影響
不利的方面：一是加大了氣測真假顯示的識別難度，二是影響了氣測顯示的真實值。有利的方面：可以作為判斷油氣層以及含油氣程度的輔助手段，同時也是實時檢測漏失氣顯示時的重要參考資料。
G、鑽井液處理劑的影響
在目前的鑽井過程中，鑽井液中要根據不同的鑽井施工需求，加入一定數量的鑽井液處理劑。一般情況下，鑽井液處理劑對氣測錄井均會產生不同程度的影響。
2）氣測資料校正及參數處理方法
氣測資料校正是對錄井時環境影響因素的校正，主要是對不同鑽井條件影響的校正。
①鑽頭直徑的影響因素校正
這種影響主要是破碎岩石體積的差異造成的，校正的方法就是按照鑽碎岩石體積的比例關系進行恢復，一般以φ215mm3A鑽頭為標准，目前還只能做到井眼體積的校正，還不能排除不同鑽頭類型（A-B-PDC）對岩石破碎程度的影響。取心鑽頭的影響是校正的重點，岩石破碎體積的校正系數為：
K=V1/V2=D12/（D2-d2）
沖淡系數為:
K=D12×Q2×t2/[Q1×t1×(D2－d2)]
式中：D1——正常鑽進鑽頭直徑；D——取心鑽頭直徑；d——取心內筒直徑；
t1、t2——正常鑽進和取心時的鑽時； Q1、Q2——正常鑽進和取心時的鑽井液排量。
②鑽井速度的影響因素校正
在目前的以時間記錄的氣測資料中，鑽速差異對氣顯示值的影響是較大的，校正的關鍵是要建立標准鑽速（或鑽時），將實時資料回歸到標准鑽速狀態，提高氣測參數的可比性。另一方面通過積分的方法，也可以減少鑽速對資料的影響。
③鑽井液密度的影響因素校正
統計分析壓差與油氣層產能相關性，建立鑽井液密度變化對氣測顯示影響的關系曲線方程。
鑽井液密度校正公式為：
Qt 0= a×（1－eb ×(p-d)）+Qt
式中：Qt——實測全烴值； Qt 0 ——壓力平衡條件下的全烴值；p——地壓系數；
d——鑽井液密度； a ，b——系數。
④鑽井液粘度的影響因素校正
通過模擬試驗方法，建立不同鑽井液體系粘度變化的校正系數。校正公式為：
Qjz = (1 + a) × Qt
式中：Qjz——氣體校正含量值； a—— 校正系數(按下表取值)； Qt—— 實測氣體測量值。
⑤井口逸散氣的影響因素校正
通過現場取樣試驗，進行井口鑽井液全脫分析、泥漿槽鑽井液全脫分析、氣測全烴分析及組分分析，建立隨鑽檢測全烴的井口逸散氣校正方法。
⑥接單根及後效氣的影響因素校正
研製氣測實時採集數據提取軟體，將以時間記錄的參數轉換成以深度記錄的參數，提取鑽進狀態的採集數據，濾掉循環時的數據，對每次開泵時管路延時影響進行處理，得到類似測井曲線的氣測連續數據曲線，也稱為「時——深轉換」。
⑦氣測參數處理方法
A、資料處理流程：
不同儀器採集數據格式轉換——管路延時數據處理——異常數據處理——鑽頭直徑影響校正——取心井段校正——重復數據、空數據刪除——等間距數據提取——面積積分校正——全烴基值回歸處理——顯示層的劃分——產氣層、產油層的鑽井液密度（壓差）校正——井口逸散氣校正——數據處理及輸出。
B、評價參數求取
烴灌滿系數：
WD=HS/He
式中：WD ——烴灌滿系數； Hs ——氣測顯示厚度； He ——儲層有效厚度。
視含氣飽和度：
SG=100×C/φ
式中：SG ——地層視含氣飽和度；φ ——總孔隙度。
3）應用綜合錄井參數評價儲層物性的方法
①應用鑽速法評價儲層物性
鑽時參數反映岩石的可鑽性，鑽遇不同的岩層，其鑽時是不同的。在鑽壓、轉速穩定的情況下，鑽時越低，反映岩石的可鑽性越好，即岩石物性越好，岩石裂縫、孔隙越發育；鑽時越高，反映岩石的可鑽性越差，即岩石物性越差，岩石裂縫、孔隙越不發育。鑽時與轉盤轉數、鑽壓成反比。
由於不同的井工程上實施的轉盤轉數、鑽壓系統各不相同，同一口井在不同井段,其轉盤轉數、鑽壓等參數也有所變化，所以在不同情況下鑽遇相同岩石時所需的鑽時是有所差異的。為准確判斷岩石物性，應盡量消除這些參數給鑽時所帶來的影響，便於遵照統一的基準進行對比分析。為此，需要將綜合錄井原始鑽時數據校正到同一基準面上,同時,為方便對比分析,對校正後的鑽時進行了處理,得到鑽速參數。
②應用dc指數法評價儲層物性
dc指數是反映岩石可鑽性好壞的一個綜合評價參數，它是根據鑽時參數，並對鑽頭直徑、鑽壓、鑽盤轉速、鑽井液密度校正處理後計算得來。
③應用功指數比值法識別裂縫發育段
在鑽井參數相同的條件下，利用鑽時相對大小可以識別裂縫發育段。然而實際鑽井中，鑽井參數隨時在變化，鑽時受地層岩性、岩石強度、鑽頭類型、鑽壓、轉數等諸多因素影響，很多情況下並不能真實反映地層的可鑽性，為探索識別裂縫的有效參數，建立了功指數模型。
④應用岩石可鑽性評價參數評價儲層物性方法
按照優化鑽井設計，某一地區某一層位的岩性應有一個優化的鑽井條件，在此條件下，將獲得安全且最佳的鑽速，即標准鑽時，在岩性相同的情況下，假設鑽井條件不變，鑽時的大小就可以反映儲層物性，當實際鑽時>標准鑽時，則鑽遇的岩石孔滲性差，實際鑽時<標准鑽時，則鑽遇的岩石孔滲性好。
目前，通過實驗手段獲得不同岩性的標准鑽時還難以實現，因此，通過數理統計擬和回歸的方法是實際可行的。首先對樣品進行篩選，選擇有代表性的樣本數據進行鑽時屬性分析，確定了泥頁岩、砂岩、礫岩、安山岩、角礫岩、流紋岩等八大岩類為研究對象，然後根據鑽時與工程參數、地質因素相關性分析，提取反映岩石不可鑽性的特徵參數—「工程因素」，根據地質因素與工程參數相關性分析，提取反映岩石可鑽性及其物性的特徵參數—「地質因素」 。方法的實現考慮到鑽壓、轉速、扭矩、立壓參數量綱不同的影響，以及工程參數、地質因素對岩性、鑽頭類型的依賴關系，首先對這些工程參數進行標准化處理，消除由於量綱的不同帶來的各參數在統計模型中貢獻權的差異。

㈣ 岩心含油與不含油特徵差別

味道、含油性。岩心出筒時沿裂縫處可見棕褐色油珠外溢，具濃油味，含油較飽滿，而岩心不含油味道和含油性都是沒有的。岩心，根據地質勘查工作或工程的需要，使用環狀岩心鑽頭及其他取心工具，從孔內取出的圓柱狀岩石樣品。

㈤ 岩石描述方法及典型岩性描述實例有哪些

岩石類型的不同，其描述的方法、內容也不相同，下面分別敘述。
（一）碎屑岩描述方法及典型描述實例（圖版1～43）
1.碎屑岩描述方法碎屑岩的描述按照順序包括顏色、成分（碎屑、膠結物）、結構、構造、化石、含有物、含油等方面。
（1）顏色顏色的描述不僅要描述其岩石的本體顏色，還要描述主要顏色和次要顏色，並進行復合色定名。
（2）成分碎屑岩石成分描述包括兩個方面：一方面要描述碎屑的成分，另一方面要描述膠結物的成分。
1）碎屑成分。碎屑成分要先描述礫石，後描述砂。礫石的描述內容包括礫石的組成：岩屑組成（沉積岩屑、火山岩屑、岩漿岩屑、變質岩屑）及單礦物組成（石英、長石等）；砂主要描述其礦物組成（石英、長石、雲母等）。
2）膠結物成分。膠結物主要包括：粘土質、灰質、鐵質、硅質等。
（3）結構主要包括顆粒的大小、分選、磨圓、膠結物組成及膠結類型等。
（4）構造主要描述碎屑岩的層理、層面構造。
（5）化石及含有物主要描述碎屑岩中所含的植物化石、動物化石的種類、名稱、完整性等：如植物葉片化石、魚類化石、貝殼類化石，結核、鮞粒等。
（6）含油性主要描述碎屑岩的油味、含油飽滿程度、產狀、滴水情況、含油級別、熒光特徵（直照熒光、點滴試驗、系列對比等）。
2.碎屑岩典型描述實例（1）碎屑岩岩性典型描述實例1）雜色角礫岩。岩石呈雜色，由礫石組成，含量90%，礫石最大40mm×80mm，一般10～20mm，礫石表面具溶蝕的麻點，礫石成分為灰質白雲岩、混合花崗岩塊，磨圓差、呈稜角狀，孔隙式泥質膠結，較緻密，角礫狀結構，塊狀構造。
2）淺灰色砂礫岩。岩石呈淺灰色，礫石含量65%，礫石直徑最大5mm×6mm，一般2～3mm，礫石成分以石英為主，長石次之，少量火山岩岩塊、混合花崗岩岩塊，次稜角—次圓狀；砂的含量30%，以粗砂為主，中細砂少量，成分以石英為主，長石次之，次圓狀，泥質膠結，疏鬆，砂質礫狀結構，塊狀層理構造。
3）灰白色礫狀（質）砂岩。岩石呈灰白色，礫石含量35%，礫石直徑最大5～8mm，一般2～3mm，礫石成分以石英為主，火山岩岩塊、混合花崗岩岩塊次之，含少量長石，次稜角—次圓狀；砂的含量60%，以粗、中砂為主，成分以石英為主，長石次之，次圓狀，泥質孔隙式膠結，疏鬆，礫質砂狀結構，塊狀層理構造。
4）灰褐色細砂岩。岩石呈灰褐色，由細砂組成，主要成分以石英為主，長石次之，含少量雲母片，顆粒呈次圓狀，分選好，泥質孔隙式膠結，疏鬆，塊狀層理構造。局部含有泥質條帶。
5）淺灰色粉砂岩。岩石的顏色呈淺灰色，放大鏡下觀察岩石的成分主要為石英，分選好，泥質膠結，疏鬆，局部含泥質條帶。
6）深灰色粉砂質泥岩。顏色為深灰色，粉砂質分布不均，局部相對富集。岩石成岩性好，吸水性差，無滑感，泥質純的部位較脆，斷口平坦，具有平行層理，肉眼未見化石。
7）黑色碳質泥岩。顏色為黑色，成岩性較好，質純、性脆，污手，參差狀斷口，不見化石。
8）黑褐色油頁岩。顏色為黑褐色，質純，頁理發育，有撓曲性和油質感，指甲能刻動，斷口平坦，可燃，燃燒時有瀝青燃燒的味道。
（2）碎屑岩含油典型描述實例1）飽含油。油味濃，染手，滴水珠狀；含油均勻，全面，含油麵積約佔95%，直照熒光顏色為褐黃色，熒光面積100%，熒光產狀均勻，熒光強度強；點滴試驗熒光為褐黃色，放射狀浸染，外圈有暈，溶劑浸泡溶液顏色為褐色，溶液熒光顏色為乳黃色，系列對比15級。
2）富含油。油味濃，污手，滴水珠狀；含油均勻，全面，含油麵積約佔80%，直照熒光顏色為褐黃色，熒光面積95%，熒光產狀均勻，熒光強度強；點滴試驗熒光為褐黃色，放射狀浸染，溶劑浸泡溶液顏色為褐色，溶液熒光顏色為乳黃色，系列對比13級。
3）油浸。油味較濃，染手，滴水半珠狀；含油塊狀，較均勻，含油麵積約佔60%，直照熒光顏色為淺黃色，熒光面積75%，熒光產狀較均勻，熒光強度較強；點滴試驗熒光為亮黃色，放射狀浸染，溶劑浸泡溶液顏色黃褐色，溶液熒光顏色亮黃色，系列對比12級。
4）油斑。有油味，滴水半珠狀—緩滲；含油半塊狀，含油麵積約佔20%，直照熒光顏色為淺黃色，熒光面積35%，熒光產狀斑塊狀，熒光強度較弱；點滴試驗熒光為淺黃色，有較弱的放射狀浸染，溶劑浸泡溶液顏色為淺黃色，溶液熒光顏色為黃色，系列對比9級。
5）油跡。油味極弱，滴水緩滲—速滲；含油星點狀，含油麵積約佔12%，直照熒光顏色為淺黃色，熒光面積20%，熒光產狀斑狀，熒光強度弱；點滴試驗熒光為淺黃色，溶劑浸泡溶液顏色為淺黃色，溶液熒光顏色為淺黃色，系列對比8級。
6）熒光。無油味，滴水速滲，肉眼見不到原油，直照熒光顏色為淺黃色，熒光面積約10%，熒光產狀呈星點狀，熒光強度弱，溶劑浸泡溶液顏色淺無色，溶液熒光顏色淺白色，系列對比6級。

㈥ (三)油氣檢測方法

找到了砂體並不意味著找到了油氣，勘探的目的在於尋找油氣而不在於尋找砂體，如何判斷砂體是否含有油氣是提高鑽探成功率的關鍵。在對飛雁灘地區上百口探井及開發井進行統計分析的基礎上，通過儲層的精細標定，發現不同類型的河道沉積微相，其含油氣性也存在較大的差別。通常主河道及牛軛湖微相，在沉積時，由於物源豐富，水動力條件較強，砂岩粒度適中，儲滲條件相對較好，含油級別高，其地震特徵為 「強波谷、低頻，有下拉現象」，平面上呈彎曲的長條形展布，如鑽遇的埕 130 「S」形河道上的井均獲工業油流。而堤岸、決口扇及河漫灘沉積，其儲層物性稍差，因而含油性較差，如埕 131 井。以上現象說明了砂體成藏的復雜性及進行含油氣預測的必要性。

圖 8-27 飛雁灘地區館陶組 1^{4 + 5}孔隙度、滲透率預測圖 (紅色為高值區)

1.正演模擬砂岩振幅與厚度、含油性及沉積相的關系

從統計的飛雁灘油田砂層厚度與振幅的散點圖來看，表面上看雜亂無章，不具備理論上的調諧厚度范圍內振幅與厚度的理想線性關系，但總體趨勢表現為振幅隨地層厚度增加而增加。仔細分析後發現，這些散點呈油水相間的 4 個條帶。每一條帶內振幅隨厚度線性增大的趨勢十分清楚。形成上述現象的原因我們分析認為，主要是不同沉積相帶、不同含油屬性的砂體存在速度差異所致。因為從速度與振幅、速度與頻率的關系來看，速度與振幅具有明顯的正相關，而速度與頻率則呈現負相關的特性。

為進一步探討砂岩振幅與厚度、含油性及沉積相的關系，通過理想模型進行了分析。設計了一個菱形地質模型，選取 2450、2500、2550、2600 m/s 分別作為非河道油砂、非河道水砂、河道油砂、河道水砂的速度，以 2200 m/s 作為泥岩的速度，分別進行正演褶積，提取相應的振幅參數進行對比研究。發現當泥岩圍岩速度不變的情況下，河道含水砂岩、河道含油砂岩、非河道水砂和非河道油砂，在調諧厚度變化范圍內，各自厚度與振幅具有典型的線性變化關系，呈現明顯的 4 個條帶 (圖 8-28)。厚度與振幅的線性變化關系，可以表示為:

H = K₁* Am + K₂

式中: K₁、K₂為常數; H 為厚度; Am 為振幅。

從對比來看，同一沉積亞相同種屬性的砂岩厚度每增加 5 m 振幅提高 200 ～240。同一厚度同一沉積亞相的砂岩水層比油層振幅高100 ～120，相當於同種屬性砂岩厚度增加1.5 ～2.5m。同種屬性、同樣砂層厚度，河道砂岩比非河道砂岩振幅高 220 ～240。由此來看，館上段河道砂體油藏砂岩儲層的振幅與砂層的厚度、沉積相及含油性等有密切的關系，三者都不同程度地控制了振幅的變化，但以沉積亞相和砂層厚度對振幅的貢獻最大。

2.氣藏的預測

氣藏以亮點為特徵，但不同沉積亞相其亮點的強度不同，通過對工區亮點進行分類，對亮點邊界和氣水邊界正演分析，可以較好地落實氣藏的分布范圍。

(1)亮點的分類及沉積亞相劃分

通過對本區 20 多口井的氣層厚度、深度、速度、自然電位特徵形態及地震相的氣層振幅的資料統計，擬合了本區亮點河道亞相與非河道亞相氣層厚度與振幅的不同關系曲線，確定了Ⅰ、Ⅱ類亮點相對振幅分區門檻值為 7000，確定了河道亞相和非河道亞相亮點含氣的相對振幅門檻值為 3000、2000 (圖 8-29)。

通過對本區已知井振幅與速度的統計可以看出，非河道亞相具有相對較高的層速度和相對較低的振幅值，而河道亞相正好相反，具有相對較低的層速度和相對較高的振幅值，從實際統計的資料出發，我們設計了河道亞相和非河道亞相氣砂體正演模型，通過提取其地震響應的振幅參數，並與相應的氣層厚度擬合關系曲線，可以看出，其振幅與厚度的變化規律與根據實際井資料反演的儲層厚度的變化規律相吻合，從而證明了用井資料所反演儲層厚度的方法是正確的。

從河道亞相與非河道亞相振幅與厚度的擬合曲線圖上還可以看出，Ⅱ類亮點區包括有兩種沉積亞相: 河道亞相、非河道亞相。對比要區分開來，才能確保反演氣層厚度和儲量計算的准確性。為此，我們主要依據亮點的形態進行劃分: 河道沉積的條帶狀亮點、廢棄河道形成的牛軛狀亮點歸為河道亞相; 漫灘沉積的土豆狀亮點、決口扇形成的燒瓶狀亮點歸為非河道亞相。

綜上所述，對每個亮點不僅進行Ⅰ、Ⅱ類的劃分，還要進行沉積亞相的劃分，這樣就為下一步不同沉積亞相亮點氣層厚度反演的准確性和亮點儲量計算的可靠性打下了必要的基礎。

(2)亮點邊界與氣水邊界劃分

1)亮點邊界的確定。從模型分析和實際井的統計規律看出，河道亞相和非河道亞相振幅和厚度曲線分區明顯，所以在確定亮點邊界時，河道亞相和非河道亞相的亮點邊界的門檻值不同，所以根據實際井的統計規律把河道亞相的亮點振幅值大於 3000 和非河道亞相亮點振幅值大於 2000 的范圍確定為亮點含氣的范圍。

圖 8-28 河道砂體的振幅與厚度、沉積相及含油性關系圖

圖 8-29 飛雁灘地區氣層厚度與振幅關系圖

2)亮點氣水邊界的模型分析。飛雁灘氣田的儲層主要有純氣和氣水砂岩兩種，能否利用地震資料確定氣水邊界呢? 為此，我們根據本區實際的地質資料設計了氣水砂岩的透鏡體模型，從其地震響應提取振幅值，製作厚度與振幅變化曲線，可以看出，當透鏡體厚度大於 36 m (即 λ/2)時，氣水邊界才表現出來 (圖 8-30)，由於本區砂岩為曲流河的沉積，厚度一般小於 36 m，所以在本區確定氣水砂岩的氣水邊界是十分困難的。

圖 8-30 亮點氣水邊界的模型分析

3.油藏的檢測

(1)瞬時子波吸收分析技術

地震波在地下傳播過程中，除整體能量衰減外，頻率成分也隨介質不同而有不同程度的衰減。由於介質的黏滯效應，地震波高頻成分將在傳播過程中衰減，特別是在疏鬆介質或孔隙內充滿氣體的介質中，地震波高頻能量將會很快衰減。因此地震波在傳播過程中其高頻能量衰減規律可用於岩石類型、孔隙度、流體類型等分析。吸收分析就是利用這一原理來分析儲層的含油、氣特徵 (圖 8-31)。在實際應用時可使用 Metalink 系統來分析儲層的含油氣性，Metalink 系統是一種瞬時子波吸收分析軟體系統，該系統利用地震振幅信息預測油氣藏，保幅處理和油氣檢測是其兩項關鍵技術。傳統的地震資料處理方法由於受到資料品質和計算能力的限制而過多的使用數字假設和約束，使地震資料的頻譜和振幅縱橫向相對關系受到很大程度的改造，這樣就不可能得到理想的保幅成果。為了確保提取的地震信息的准確性，Metalink 系統首先對地震資料進行高解析度、高信噪比和高保真方法處理，使地震信息保持相對振幅、保持頻率、保持波形。在此基礎上進行基於子波的能量吸收分析，即在復賽譜上分離地震子波和反射系數序列，求取能時變、空變的地震子波，再求取瞬時子波能量衰減的垂向分布規律，消除強反射的干擾，在疊後資料中准確分析出含油、氣儲層的吸收異常 (王宏語，2007)。

圖 8-31 瞬時子波吸收分析原理(據王宏語，2007)

瞬時子波吸收分析技術應用的主要模塊包括以下幾方面:

1)PID 相位反演反褶積。地震記錄頻譜上，子波相當於平滑的成分，而反射系數及雜訊表現為頻譜的 「毛刺」。地震記錄可以表示為子波與反射系數的褶積，地震記錄的頻譜是子波頻譜與反射系數頻譜的乘積，即 S(f)= W(f)·Rc(f)，取對數後 S'(f)= W'(f)+Rc'(f)，再經逆傅立葉變換到時間域 (復賽譜)。子波和反射系數分別位於復賽譜的近、遠時端，這樣就可設計一個時域濾波器分離出時變、空變子波。子波內包含地震波傳播過程中的各種振幅和相位信息，反褶積後可消除多次波及非地表一致性影響，對疊後資料還可達到譜平衡的效果 (王宏語，2007)。

2)PMO 相位動校正。一種無需輸入速度的道集內相位拉平方法。首先考察地震資料的振幅譜 和相位譜 arccos

濟陽坳陷北部館陶組油氣地質與勘探技術

濟陽坳陷北部館陶組油氣地質與勘探技術

可見，只有相位譜才包含地震旅行時信息。這樣，道集內在保留每道振幅譜的同時，使用近偏移距道相位譜代替遠道，即可實現相位拉平。PMO 能相對保幅處理展平非雙曲線相位。

3)WEA 瞬時子波吸收分析。地震記錄是地震子波與反射系數的褶積，反射系數是地層格架序列的組合，並不代表地層吸收特性，由於反射系數干擾了地震頻譜，吸收分析的結果也勢必受反射系數的影響，造成 「假亮點」現象，即強反射就有強吸收，這大大制約了吸收分析的實際應用效果。反射系數的干擾致使吸收分析在很大程度上受到反射振幅強弱的影響，而地震子波是地震波在傳播過程中受大地濾波作用的綜合載體，穩健的吸收分析應在子波頻率衰減分析的基礎上進行。WEA 就是利用這一原理，在地震道記錄滑動時窗計算地震子波，利用全記錄道信息在頻率補零時域道內插以得到可靠的小時窗地震頻譜。再使用 PID 相位反演反褶積子波提取技術在復賽譜域提取子波的振幅譜，擬合譜上的高頻能量衰減曲率。由於計算過程是小時窗滑動計算，可以得到新的子波高頻能量衰減曲率值曲線。為消除大地濾波造成的衰減隨埋深增加的影響，還需使用趨勢分析方法分離出剩餘衰減曲率輸出形成新的吸收預測道。這樣去除自然吸收背景後的異常更能反映目標儲層的吸收衰減作用，而不受地層埋深的限制。

當然，任何地球物理分析手段都要受到信噪比的影響，WEA 也不例外，在低信噪比地區需謹慎分析。至於解析度，由於小時窗滑動分析，已擺脫了 λ/ 4 的限制，但仍然要受地震采樣率的制約。從實現過程可以看出，WEA 完全利用地震信息，不需要測井資料的約束。然而，WEA 計算的吸收系數是個相對值，無法利用數值去識別氣層，這個過程需要井信息的刻度。WEA 反映強弱關系，利用已知氣井位置拾取吸收系數 μ0，大於該值的區域可以認為是氣層或油層，再利用已知乾井位置拾取吸收系數 μ1，小於該值的區域可以認為不是氣層或油層 (王宏語，2007)。

實例: 飛雁灘館上 14 + 5砂組瞬時子波分析。在地震信息分析的基礎上，確定瞬時子波吸收分析參數，主要包括不同頻率、子波長度、滑動時窗大小和吸收分析種類等參數。在此基礎上首先對過油氣井的地震剖面進行參數試驗和效果實驗。Metalink 系統可以直接對三維地震數據進行瞬時子波吸收分析，但由於數據量太大，那樣將會花很長時間。所以，將 3D 地震數據按線方向和道方向隔 10 線和10 道抽成2D 地震數據，對它們用與前述過井剖面相同的處理參數進行瞬時子波吸收分析，然後將處理結果 (segy 格式文件)載入到別的地震屬性系統 (如 MDI)進行顯示，並進行沿層吸收屬性提取 (剖面本身是吸收分析結果，提取其總能量就是吸收強度)，形成吸收分析剖面圖及平面圖。通過與實際鑽井對比，該技術可以較好地預測油藏的平面分布 (圖 8-32，圖 8-33)，吻合率達到了 80%。

(2)瞬時頻率法

瞬時頻率法是通過提取砂體的瞬時頻率參數對其是否含油進行判斷。在飛雁灘地區，通過提取瞬時頻率參數及對多口井的統計表明: 瞬時頻率小於 34Hz 一般為含油區，瞬時頻率大於 40Hz 為含水區，瞬時頻率在 34 ～40Hz 之間為油水過渡帶。在飛雁灘地區依據瞬時頻率進行砂體的含油氣判別所部署的井位大都與鑽井情況相符合 (圖 8-34)。由此可得出這樣的推論，砂體含流體的不同造成對地震波頻率的選擇性吸收，在地震剖面上表現為砂體含油後以低頻成分為主，砂體含水後以高頻成分為主。從應用情況看，該方法適合於判別河道砂體是否含有油氣。

圖 8-32 瞬時子波吸收分析剖面圖

圖 8-33 館陶組 1^{4 + 5}砂組瞬時子波吸收分析圖

圖 8-34 飛雁灘地區瞬時頻率和砂體的關系

㈦ 如何判斷盆地的含油性

在一個盆地進行了大量的勘探與分析工作以後，既了解了盆地基底的概況，又認識了沉積蓋層的主要特點。這樣，盆地的秘密被初步揭開了。但是，在這個盆地里是不是能找到油氣田呢？這就要把已經得到的大量的材料進行去粗取精、去偽存真、由此及彼、由表及裡的分析和研究，這樣才能大體上肯定盆地里有沒有石油。

怎樣去推斷一個盆地有沒有石油呢？主要從以下三個方面去分析。

第一，有沒有生油層？

沉積岩層中有一種能夠生成石油的岩層，一般就叫生油層。找油實踐證明，黑色、灰綠色泥岩就是一種生油岩成層，它原來是在湖泊中沉積的淤泥。這種淤泥中埋藏了大量的生物遺骸，它們在淤泥變成泥岩過程中經歷了復雜的生物化學與地球化學作用，逐漸變成了石油和天然氣。通過對取出的生油岩層的岩心分析，可以看到這種生油的泥岩有機物質含量高；有的在其裂縫部分還保留有原始的一些石油。除了泥岩以外，暗色石灰岩等也可以構成生油層，這種灰岩主要是在淺海區形成的。

生油層有好有差。那些有機物質含量高、成油條件（有機物質轉化成石油的條件，如地溫高等等）好的，生油能力就強。這些可以通過對岩心中的有機碳、烴類含量等指標進行分析。

生油層還有厚薄、分布面積大小的差別。

無疑，生油層越好，厚度和面積越大，生油量也就越大。現在，就可以通過一個盆地的生油層體積大小來估算過去可能生出過多少油？

生油層是形成油氣田的物質基礎。對一個盆地的生油層有了初步認識就可以推斷盆地有沒有石油。一般來說，在一個盆地里發現有能夠生成足夠量石油的生油層就能夠在這個盆地里找到油氣田。

第二，有沒有儲油層？

能夠儲存石油與天然氣的岩層叫做儲油層，也叫做儲層。除了具孔隙的砂岩與礫岩等以外，含有孔洞的石灰岩和各種含有裂縫岩石都可以形成儲油層。

在一個盆地里找油，就要了解儲油層的分布情況怎樣，性質如何，厚度多大。特別要注意儲油層與生油層的關系，儲油層是在生油層附近，還是遠離生油層。那些在生油層附近的儲油層是主要的鑽探目的層。

由於儲存油氣的岩石類型很多，因此，在找尋砂岩儲油層的同時也要注意尋找石灰岩甚至火山岩等儲油岩層。

第三，有沒有儲油的「圈閉」？

勘探初期還不可能對盆地內部的構造情況搞得很清楚，但有盆地內部基本輪廓還是可以有一個基本認識的。無論是重力還是磁力勘探結果都會指出可能的構造帶，特別是地震勘探大剖面往往會發現一些構造（形態可能不夠清楚）。這些儲油圈閉就是我們鑽探的對象。對那些已經發現的圈閉和可能的圈閉，要認真進行分析，了解其構造發展史，研究它與生、儲油層的關系。

數據採集

在了解儲油圈閉的時候，不僅要注意構造圈閉，還要注意其他類型的圈閉。除背斜構造圈閉外，還有岩性圈閉、地層圈閉，但在自然界中儲油構造往往以復合圈閉形式出現。

雖然一個油氣田的形成還需要一些其他條件，比如油氣藏上部的緻密蓋層，但主要的是上面講到的三個方面的問題。

只要一個盆地具備了生油層、儲油層蓋層，又有圈閉存在，就可以認為，在這個盆地內可能找到油氣田。

㈧ 熒光分析系統基本操作

在石油勘探開發過程中，地質岩心的熒光發光現象是初步判斷油氣顯示層段的最簡便、最直觀實用的重要標准之一。岩心是可反復使用的寶貴實物資料，經過多次觀察和取樣分析後，其表面的油氣會逐漸逸出、揮發，或岩心本身逐漸被腐蝕、風化甚至破壞，無法再現取心時的熒光情形。因此，岩心剛出筒時的物性、含油性特徵原態永久性保存顯得尤為重要。目前大部分油田進行地質岩心的熒光圖像採集時，採用簡易的熒光照相技術，得到的熒光圖像所反映的岩心熒光特性的誤差較大。熒光錄井常用的常規熒光檢測儀也往往只能依靠肉眼觀察，根據個人經驗對岩心樣品的熒光效應進行描述、判斷和分析，分析結果帶有較大的主觀性。因此無論是岩心庫熒光照相或是常規的岩心熒光錄井，均存在主觀誤差較大、設備簡陋、紫外線傷害等缺點。

熒光檢測技術在近年內發展迅速，為彌補常規熒光檢測儀器的不足，國內外研製了各式各樣的定量熒光分析儀及應用熒光顯微技術，從微觀角度對含油熒光進行定量分析。四川大學研製的宏觀岩心熒光圖像信息系統則是從宏觀角度整體上檢測岩心熒光，及時獲取岩心出筒時的物性、含油性特徵原態，在儲集層含油評價中顯示了獨特的優勢，並在對熒光圖像資料進行含油級別和含油性質進行分析評價時，為熒光檢測及其定性與定量分析提供了一種新的技術手段，方便了對岩心熒光圖像和其他資料進行綜合管理和應用，可指導油氣田的進一步鑽探與開發。

含油岩石在紫外光的照射下會激發出熒光，根據熒光的面積、熒光強度來初步確定岩石的含油性，分析內容包括含油麵積、無油麵積、含油麵積率、無油麵積率、熒光強度和評級結果。常規熒光分析中將含油級別粗分為五級:油砂、含油、油浸、油斑、油跡。細分為7級:含油飽滿油砂、不飽滿油砂、含油砂岩、油浸砂岩、油斑砂岩、油跡砂岩、不含油砂岩。熒光分析系統能夠通過前面介紹的圖像處理演算法自動分析熒光掃描圖像中含油麵積、熒光強度等參數，並根據參數進行自動評價。

岩心熒光分析系統能及時採集清晰的岩心熒光圖像，真實直觀地反映了岩心含油的實際情況，以圖像文件的形式保存，建立了岩心熒光綜合圖文庫和管理應用系統，為永久性保存岩心的含油氣現象和特徵提供了有效的工具，為今後的勘探開發研究、分析和應用含油氣岩心資料提供了完整、清晰的數字化圖像。通過對熒光圖像參數特徵的研究，利用熒光圖像飽和度與豐度曲線，為熒光檢測提供了定性和定量分析;綜合應用岩心熒光圖像資料和其他資料進行含油氣評價，可直接提高地質錄井油氣綜合評價的信息化、定量化程度。

1.讀圖

用滑鼠單擊文件菜單後，先選擇讀圖方式，即「網路讀圖」或者「本地讀圖」。如果是「網路讀圖」，點擊「讀圖像」，圖文瀏覽庫中的岩心圖像和圖像信息進行動態導入，分析結果能上傳至伺服器;如果是「本地讀圖」，在點擊「讀圖像」命令後會彈出文件選擇框，在文件選擇框里選擇所要讀入的圖像，如圖5-68所示。

圖5-68 打開文件

2.圖像預處理

圖像預處理的作用是提高圖像質量，為提出准確圖像目標打下基礎。

3.設置處理框

圖像處理框是用來設置圖像分析區域的，如圖5-69所示。

圖5-69 設置處理框

4.熒光圖像目標提取

如圖5-70所示。

圖5-70 目標提取

5.圖像目標修改增強

可用特徵提取或者手工修改，使提取目標更加准確。

6.成分分析

在分割圖像後則可對分割出來的目標進行瀝青質分類操作。瀝青質分類有粗分和細分兩種。點擊菜單中的「粗分」則對圖像目標進行粗分，同樣點擊「細分」進行進一步細分。如果認為「粗分」和「細分」的效果還不夠理想，則可啟用人工交互分類，如圖5-71所示。

圖5-71 成分分析

圖5-72 數據瀏覽

7.參數計算

選中菜單中的參數計算，系統將自動統計出分析數據。

8.數據瀏覽

選中「查看」菜單中的「數據瀏覽」命令，彈出「數據瀏覽」對話框，從中便可瀏覽和修改分析數據。操作如圖5-72所示。

9.報表預覽和數據保存

選中菜單中的數據瀏覽項，彈出「數據瀏覽」對話框，便可瀏覽和修改分析數據。選擇報表預覽中「另存為」中的不同保存格式，即可將報表數據保存在分析員指定的位置，如圖5-73所示。

單塊岩心熒光圖像分析

圖5-73 熒光報表

㈨ 岩石鑒定的主要方法

岩石鑒定的方法
第一步，判斷岩石是岩漿岩、變質岩還是沉積岩；第二步，確定顆粒的大小，按照檢索，就能找到正確的分類位置，符號眼睛代表粗粒，放大鏡代表中粒，顯微鏡代表細粒；第三步，必須考慮岩石的其他特徵(顏色、構造、礦物組合)。 第四步，則是對沉積岩的鑒定檢索。

㈩ 綜合判斷油、氣、水層的一般方法

岩心、岩屑及井壁取心的含油級別、鑽時變化、鑽井中油氣顯示程度是反映地下油氣層的直接標志。表5-8中歸納了我國東部油區油、氣、淡水及鹽水層在各種地質錄井資料上的反映。

測井曲線不僅能給出滲透層的確切深度，而且能判斷滲透層中流體性質，也還可以定量計算出評價油氣層的各種地質參數 （如孔隙度、含油氣飽和度等） 以及估計生產能力的各種快速直觀顯示 （如可動烴量、相對滲透率等）。再結合單層試油結果，可以作為確定產油氣層參數的下限及選擇試油層位的重要依據。

表5-9 中列出油、氣、水層的地球物理定性特徵和快速直觀顯示。

表5-8 油、氣、淡水、鹽水層地質錄井特徵

續表

表5-9 油、氣、水層測井曲線的定性及快速直觀特徵

註：S_w.地層含水飽和度；S_w.束縛水飽和度；S_xo.侵入帶含水飽和度；R_xo.侵入帶電阻率；R_t.地層真電阻率；SP.自然電位。

人工綜合判斷油、氣、水層與初步判斷油、氣、水層的基本方法一樣，都是採用比較分析的方法。既然要比較，都只能在一定范圍內比較，即在一個地層水電阻率基本相同的井段內，對岩性相同的地層進行儲層物性 （孔隙度和滲透率）、含油性 （錄井顯示，定量計算，直觀顯示的含油飽和度以及S_w與S_wi的關系）、電性 （測井曲線的形態特徵，可動油氣和可動水顯示，識別油、氣、水層的圖形顯示等） 的比較。比較的主要標準是該井段岩性和物性基本相同的純水層，找出有把握的油氣層以後，配合相互比較，本著先易後難的原則，逐層作出解釋結淪。

在分析過程中，要注意抓住主要矛盾：在油氣富集的有利井段 （在油水或氣水過渡帶之上），要抓住滲透性變差的趨勢區分油氣層、低產油氣層及干層；在油水 （氣水） 過渡帶滲透性好的地層中，要抓住含油性變差的趨勢區分油氣層、油水 （氣水） 同層及水層，注意劃分滲透性差的干層；在確認的油氣層中，注意根據孔隙度測井的顯示，區分油層與氣層，注意對氣層降低孔隙性和滲透性標准；對特殊岩性儲層，要注意特殊岩性對物性、含油性、曲線形態及計算參數的影響，應更多注意非測井來源的資料和本地解釋經驗。

在分析過程中，還要注意各種測井方法的特點，它的主要作用和次要作用，它應用的有利條件和不利因素，注意各條曲線的對應性；注意將測井數字處理成果及直觀顯示成果與測井曲線的定性解釋結合起來；在搞清岩性的前提下，注意這些資料反映的岩性、物性、含油性、可動油氣及可動水的變化，注意測井數字處理成果可能出現的假象 （如含油性好而可動油沒有，煤層出現高孔隙度和高含油氣飽和度等）；注意第一性資料的來源及其代表性，注意與鄰井對比要把所有測井來源的資料與非測井來源的資料綜合起來，去粗取精，去偽存真，做出盡可能准確和統一的解釋。但測井解釋既是一門技術，也像一種藝術。作為技術，它有成套的定性和定量評價方法和標准；作為 「藝術」，它的這些標准又比較模糊，常常又不太統一，可以因地、因井甚至因層而異，特別是做出解釋結論是一種實踐基礎上的再創造，需要充分發揮地質與測井分析家的經驗、思維及判斷力。所以，一個成熟的地質與測井分析家是在長期實踐中產生的，我們這里只能用一些簡單的例子說明一些基本的方法和所要考慮的問題。