FMICMRMDT测井技术的应用.doc

FMI、CMR、MDT测井技术在油藏描述中的应用 FMI、CMR、MDT测井技术是斯伦贝谢公司20世纪90年代在岩性、孔隙度、径向电阻率等常规测井基础上发展起来的微观成像测井系列，其目的是快速、直观、形象、准确的识别油气层和储层流体性质，提供储层物性参数（孔隙度、渗透率和有效裂缝）。 1、FMI：微电阻率扫描成像测井，提供岩石颗粒的形状、大小、排列、胶结、分选、层理、裂缝等11种地质资料，可开展储层岩性识别、裂缝识别、倾角处理、地层构造等研究。 1.1 正确识别储层岩性 红山嘴油田红18井区块石炭系油藏岩性主要为安山岩、凝灰质岩屑砂岩，由于该区石炭系储层段未取岩心，储层岩性识别困难，给储层研究造成了一定困难。油藏描述存在的问题主要是储层岩性识别和储层裂缝识别。 首先，根据邻区车43井区和本区的石炭系岩石薄片资料，对FMI成像资料和常规测井资料进行岩性标定，然后在此基础上分别建立常规测井和FMI图象两种岩性图版，常规测井岩性图版主要根据常规测井信息（三孔隙度、自然伽玛、电阻率等）建立，FMI岩性图版则根据图象特征建立，不同的岩性有不同成像特征。根据建立的岩性图版，各种岩性特征明显，具有较好的岩性分辨能力。 在岩性识别过程中，首先根据常规测井岩性图版识别，然后用FMI测井图象岩性图版验证。分析表明，两种图版的分析结果基本一致，并且， FMI测井图像岩性图版符合率比常规测井岩性图版符合率高。经过岩性识别，认为红18井区块石炭系储层岩性主要为安山岩，由此为储层深入研究奠定了坚实的基础。 1.2有效识别储层裂缝 红山嘴油田红18井区块石炭系储层岩性为安山岩，储集类型为孔隙、裂缝的双重介质。根据FMI图像特征、地层倾角等资料，石炭系构造裂缝与断层同期形成，分为两套裂缝系统。一套为走向平行于断层走向的纵向系统，以剪切裂缝为主，是裂缝的主控系统；一套为共扼裂缝系统，为主裂缝系统的共扼裂缝。两套裂缝系统相互沟通，形成裂缝网络，这些裂缝是石炭系储层油气渗流的主要通道。该区块石炭系裂缝倾角较大，主要分布在50°-80°之间，裂缝孔隙度主要分布在0.1%-0.3%之间。 风城油田风501井区块二叠系风城组储层岩性为白云质泥岩，储集类型主要为裂缝，风501井由于实施欠平衡钻井，未在下盘风城组钻井取心，裂缝发育情况不能从常规测井信息中获得，给试油选层造成一定困难，通过FMI成像测井信息分析，认为风城组裂缝发育，并从裂缝发育较为密集的层段中优选出1层进行试油，获得日产油43m3的高产工业油流。 2、CMR：核磁共振成像测井，提供的回波串是孔隙流体纵向驰豫时间(T1)、横向驰豫时间(T2)、扩散系数、孔隙结构等综合因素的综合贡献，能定性、定量的把泥质束缚水、毛管束缚水、可动油、气、水等区分开，可进行现场快速储层评价，发现油气层，开展储层物性、孔隙结构、烃类检测等研究，提供各种岩性、不同结构储层的可动流体孔隙度和渗透率的大小及其纵向变化规律，为MDT作业优选最有效的井段和部位，提高MDT动态测试成功率。 2.1 精确岩心归位 岩心归位是测井储层评价的基础，归位的精度也直接影响着储层评价的精度。为此，采用CMR孔隙度测井曲线结合岩心分析进行岩心归位的方法，可使岩心归位误差小于0.1m，提高岩心分析数据的归位精度，为CMR测井储层评价奠定良好的基础。  2.2 孔喉半径计算 CMR测量采用了CPMG脉冲序列，它有效地消除了扩散驰豫信号。在岩石表面驰豫度一定的情况下，面体比越大，核子驰豫的速度越快，T2越小。虽然T2反映的是孔隙半径，而压汞资料获得的是孔喉半径，在岩性变化不大的情况下，二者之间存在着内在的相互联系。 根据石南油田侏罗系岩心的实验数据，利用CMR测井资料与压汞获得的平均孔喉半径可以建立很好的相互关系：  D=0.139(T2lm/100Swi)1.55  R=0.89 ? 式中：D　 —平均孔喉半径，单位mm； 　　　 ? T2lm　—T2对数平均值，单位ms； 　　　 ? Swi —CMR束缚水饱和度，小数； 　　　 ? R　 —相关系数。  应用上述表达式，我们可以根据CMR测井资料获得探井储层平均孔喉半径的参数曲线，这对于储层描述、储层物性下限的确定具有重要的指导意义。  2.3 计算孔隙度和渗透率 CMR测井可以直接获得高质量的有效孔隙度参数，同时用CMR测井资料获得的T2分布，还可计算岩石的孔隙半径和岩石的比面积。 岩石的有效孔隙度、孔喉半径与岩石的渗透率直接相关，CMR可以更为直接地确定这两个参数，这是其它常规测井所无法比拟的。利用斯伦贝谢推荐的经验公式可以根据CMR测井信息计算渗透率，以此方法对石南油田石南10井区块的探井进行了渗透率计算，通过对比