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测井多井评价技术在苏仁诺尔地区储层表征中的应用

文政  文武  
【摘要】:测井多井评价技术是将测井技术与储层地质相结合,用于储层表征和油藏描述的一项技术,具有多信息、全面表征储集体特征及空间分布的特点。测井多井评价内容包括:岩心刻度测井,精细解释储层参数,测井相分析,多井解释与对比,储层参数空间分布预测。应用该项技术对海拉尔盆地苏仁诺尔地区开展储层表征。首先进行测井数据环境校正及标准化,然后利用岩心分析资料,建立测井计算孔隙度、渗透率、含水饱和度等参数模型,参数计算的精度达到了储量规范要求;利用薄片等分析资料,确定岩石骨架模型,应用测井相分析技术,得到井剖面连续的岩性组合,利用岩性组合进行沉积微相划分。研究得出,研究区沉积相类型主要为浊积扇和近岸水下扇,岩性包括浅灰色粗砂岩、中砂岩、细砂岩、粉砂岩及浅灰色、灰白色砂砾岩,夹深灰色、灰黑色泥岩、粉砂质泥岩。砂岩颗粒粗细与离物源远近有密切关系。在以上工作基础上,进行多井精细处理,得到研究区各井的连续储层参数和油水分布特征。基于多井处理解释成果,开展多井对比。通过对比可看出,南二段储层以细砂、粉砂岩为主,砂岩厚度从西到东,厚度变小。储层物性在苏131井区较好。该区油水分布为上油下水,各断块无统一油水界面,油水分布受构造位置和储层物性控制。采用测井约束地震反演技术,在建立的地质模型基础上,根据测井资料和地震属性,得出一个由地震、测井和地质资料综合,反映储层横向和垂向非均质性变化的地质模型,对苏仁诺尔地区储层参数平面分布进行预测。从有效厚度平面分布可看出,南部苏131井区有效厚度较大,为16-22m。北部次之,苏301井区有效厚度在14m左右,东部苏21井区有效厚度较小,在2m左右。从孔隙度平面预测可以看出:在苏131井区和苏21井区孔隙度较高,为16%-22%,苏301井区孔隙度为14%左右。该区储层以中等孔隙度为主,有3个发育区,即苏131、苏21、苏301井区;该区有效厚度分布不均匀,苏131井区厚度较大,苏21井区有效厚度较小,苏301介于两者之间,储层参数在空间变化的预测为准确计算储量提供了依据。

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