測井新技術在陸相致密油“七性”評價中的應用
——以松遼盆地北部高臺子油層為例

尹成芳，柯式鎮*，姜明，康正明，王偉東，孫旭，鄭樹桐

1 中國石油大學(北京)油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249

2 中國石油大學(北京)地球物理與信息工程學院，北京 102249

測井新技術在陸相致密油“七性”評價中的應用
——以松遼盆地北部高臺子油層為例

尹成芳1,2，柯式鎮1,2*，姜明1,2，康正明1,2，王偉東1,2，孫旭1,2，鄭樹桐1,2

1 中國石油大學(北京)油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249

2 中國石油大學(北京)地球物理與信息工程學院，北京 102249

中國陸相致密油儲層具有巖性復雜、孔隙結構復雜、非均質性強等特點，常規測井難以準確評價巖性、物性、電性、含油性、烴源巖特性、脆性和水平地應力各向異性，本文綜合應用“無源三組合”測井(巖性掃描測井、致密儲層核磁共振測井和介電掃描測井)、聲波掃描測井、微電阻率成像測井等測井新技術，結合傳統“三組合”測井技術，總結出了陸相致密油測井評價思路，目的是解決烴源巖品質、儲層品質和工程品質“三類品質”評價問題。運用該思路，對松遼盆地北部Q地區高臺子油層測井新技術資料相對齊全的J2井和Q1井，進行精細測井評價，同時，結合常規測井資料，建立了相應的“七性”評價模型，并將模型用于研究工區內20口老井資料的解釋，取得了良好效果。最終，在測井精細評價基礎上初步建立儲層分類標準，形成了一套陸相致密油評價體系。相比常規測井，測井新技術將以其獨特優勢支持我國陸相致密油勘探開發的深入進行。

測井新技術；陸相致密油；七性評價；三類品質；測井評價

0 引言

致密油繼頁巖氣突破后，已成為全球非常規石油勘探開發的又一亮點領域，被石油工業界譽為“黑金”[1]。對中國而言，致密油是目前最為現實的待開發的非常規油氣資源之一[2]。國內關于致密油的研究和勘探已初見成效[3]，但目前針對中國陸相致密油的測井評價技術主要采用常規儲層的評價方法和思路，其中，烴源巖品質評價主要指烴源巖生油能力評價，以評價有機質豐度為主，評價參數為總有機碳(TOC)含量，同時兼顧判斷干酪根類型，采用的方法如：基于密度測井、聲波測井和電阻率測井的Schmoker法[4-5]和ΔlogR法[6-10]，均屬于間接評價方法，且需要有足夠多的巖心分析資料進行刻度，否則不確定性較大。儲層品質評價主要指“巖性”、“物性”、“電性”和“含油性”評價，主要基于傳統“三組合”測井，但由于致密油儲層巖性復雜、非均質性強，常規測井曲線對巖性的響應和識別的靈敏度受孔隙度小、孔隙結構復雜的影響，同時有機質的存在降低了常規曲線對孔隙度的靈敏度，常規曲線對含油性的響應則受到高束縛水飽和度、有機質和黃鐵礦等因素的影響，進而削弱了常規測井響應與地層組分和孔隙流體之間的線性關系。采用傳統測井技術基本不能有效識別儲層，定量評價儲層的巖石物理參數更是難上加難。工程品質評價主要指“脆性”和“地應力和各向異性”的評價，之所以是致密油氣評價的重點內容之一，首先基于致密油儲層的開發方式，必須采用水平井和大型體積壓裂，另外，脆性指數大小、地應力方位、大小及各向異性等參數也是水平井井眼軌跡優化和壓裂方案設計中的重要參數，但目前主要依賴于常規聲波測井和密度測井資料，對于地應力方位和各向異性等參數則必須依賴聲波成像資料。因此，針對松遼盆地北部青山口組青二、三段烴源巖與儲層相互共存、儲層獨立、與烴源巖相鄰的特點，本文借助“無源三組合”測井(巖性掃描測井、致密儲層核磁共振測井和介電掃描測井)、聲波掃描測井、微電阻率成像測井等測井新技術，結合傳統“三組合”測井技術，總結出了陸相致密油測井評價思路(圖1)。利用該評價思路，首先，通過對J2井新技術測井資料的處理解釋和Q1井測井資料巖心刻度，建立相應的巖性、物性、電性和含油性的解釋參數的模型，并應用于研究工區內20口老井資料，同時，綜合應用微電阻率成像測井的高分辨率信息對J2和Q1井進行精細薄層分析和儲層內部結構剖析，并建立定量評價致密油地層的薄互層砂地比和薄層識別的方法和模型。再者，結合巖心數據精細評價Q1井的烴源巖品質(TOC、成熟度和生烴能力)，并建立相應的解釋參數和模型，處理評價工區內20口井的資料。最后，綜合各種資料，在儲層參數精細評價基礎上初步建立儲層分類標準。

圖1 測井新技術評價陸相致密油思路Fig. 1 The fl ow diagram of continental tight oil evaluation with new well logging technology

1 工區地質概況

研究區塊位于松遼盆地北部中央坳陷區，主體部分位于齊家—古龍凹陷，勘探面積約1 000 km2。Q地區中新生界自下而上沉積了白堊系、古近系、新近系和第四系，縱向上以中、下部含油氣組合為主要目的層，包括薩爾圖、葡萄花、高臺子、扶余和楊大城子5個含油層系[11]。主力油層主要分布在高臺子油層高三、高四油層組，位于青山口組優質源巖上部，區域沉積環境為三角洲前緣亞相和前三角洲亞相，沉積砂體分別為河口壩、遠砂壩、席狀砂為主，砂巖層數多，單砂體薄，平面上呈席狀和透鏡狀大面積錯迭連片分布[12-13]。整體巖性較細，主要為細砂巖、粉砂巖、泥質粉砂巖，部分儲層砂巖中含有碳酸鹽礦物與泥質膠結物成分，儲層物性較差，根據樣品分析，高四組油層的含油樣品分析孔隙度主要分布在8.0%～15.0%，平均孔隙度為12.2%，空氣滲透率主要分布在0.1～10.0 mD，平均滲透率為0.5 mD，屬于典型的致密油層。按照體積計算法計算，高三、高四油層組致密油資源量為3.0億 t[11]，資源潛力較大，是未來提交儲量的重要接替區。

2 “七性”評價

2.1 薄層識別

大套的連續鉆井取心資料表明，高三、高四組的薄層平均厚度在0.5 m以下，對于這種薄互層儲層，常規測井曲線受限于垂向分辨率的大小，很難滿足儲層準確識別的要求。微電阻率成像測井空間分辨率為0.51 cm，當目標體尺寸大于0.51 cm時，圖像的尺寸接近其實際大小[14]，因此本次研究以其高分辨率電阻率曲線分析為基礎，綜合利用其提供的巖石構造信息，巖性掃描測井提供的巖石礦物組分信息及取心提供的巖石礦物和結構特征，建立成像測井與巖心觀察和描述之間的解釋模板，進行薄層識別和巖性分類，如圖2所示，圖中第一道藍實線為自然伽馬，刻度范圍0～150 gAPI，第五道紅綠實線分別為深淺電阻率曲線，刻度范圍0.1～1 000 Ω·m，不同陰影代表氣測值的高低。上段為泥質粉砂巖，其中碳酸鹽礦物含量較低，小于10%，泥質含量偏高，30%左右，石英和長石含量較高，50%左右；中段為含泥粉砂巖，其中泥質含量略微降低到20%左右，碳酸鹽礦物含量與上段相當，石英和長石含量較高為60%左右；下段介形蟲層，碳酸鹽礦物含量較高70%左右，泥質含量較低20%，石英和長石含量較低僅10%左右。在巖性準確識別的基礎上，可以計算出每米井段含泥粉砂巖、泥質粉砂巖和介形蟲層3種類型的巖石的厚度，即研究區有利的3類薄層所占地層的比例，稱之為砂地比(NTG)，從而實現對薄層的定量評價。此外，三軸感應電阻率測井和聲波掃描測井，利用水平方向和垂直方向上的電阻率和橫波時差差異，也具有識別薄層的能力。

圖2 J2井微電阻率成像測井薄層識別與巖性分類Fig. 2 The thin bed and lithology classi fi cation from FMI and LS of well J2

2.2 巖性成分評價

研究區塊在平面上，由北至南巖性逐漸變化，北部泥質含量低，南部含量高，趨勢是逐漸遞增；在縱向上，高三組砂巖含量高，高四組砂巖含量低；碳酸鹽礦物含量隨機性較大，在縱向和橫向上分布不規則，從巖心觀察碳酸鹽巖包括介形蟲和鈣質碳酸鹽膠結。因此有必要通過元素俘獲譜測井、巖性掃描測井方法和巖心分析評價儲層巖性。

元素俘獲譜測井和巖性掃描測井均是通過譜采集、剝譜、氧閉合、解釋4步完成從采集到礦物含量、骨架性質及總有機碳含量的計算[15]。與元素俘獲譜測井相比，巖性掃描測井除了確定Si、Ca、Fe、S、Ti、Gd等元素的含量，同時還可定量測定Al、Ba、Cl、H、K、Mg、Mn、Na、Cu和Ni等元素的含量。該儀器主要使用非彈性散射數據來定量測定C和Mg元素的含量，對Mg元素的精確測量使得區分方解石和白云石更加明晰，C元素的精確測量則對確定總有機碳含量水平至關重要。Al元素的直接測量，使得黏土含量的計算更加精確，從而避免了因高伽馬值而遺漏評價儲層[16]。圖3所示為研究地區J2井的巖性掃描測井成果圖，由圖揭示了該地區礦物成分復雜，既有黏土、石英、鈉長石、鉀長石，還有方解石、重礦物黃鐵礦、含錳的鐵白云石和有機碳。此種復雜巖性條件下，常規測井曲線基本上不能有效識別特殊礦物、劃分儲層和識別甜點。因此，需要通過特殊測井方法與常規測井聯系起來，由于南北差異大，建立不同區塊的巖性模型，依據現有資料的客觀性，把現有的多種礦物簡化為3種礦物：多種黏土簡化為黏土；石英、鈉長石和鉀長石簡化為砂巖；方解石和白云石簡化為碳酸鹽巖；由于黃鐵礦含量很低，可以省略掉。這樣通過聲波、中子、密度和電阻率等曲線回歸出礦物模型，從而進行參數計算、多井對比及地震反演等。

圖3 J2井的巖性掃描測井成果圖Fig. 3 The Litho Scanner spectroscopy result of well J2

北部模型(依據J2井)：

南部模型(依據Q1井)：

砂巖體積含量：

式中，Vclay、Vcalc、Vqtz分別為黏土含量(v/v)、碳酸鹽巖含量(v/v)和砂巖含量(v/v)；ρb、ΦN、Δt、Rt、GR分別為密度測井值(g/cm3)、中子值(v/v)、縱波時差值(μs/ft)、深探測電阻率值(Ω·m)和自然伽馬值(gAPI)。

2.3 物性分析

核磁共振測井計算的孔隙度與巖性無關且精度好，是確定致密油儲層孔隙度和滲透率的一種十分有效的方法。但由于致密油儲層孔隙空間小，孔隙結構以小孔細喉為主，通常，核磁共振測井儀的信噪比較低。因此，為了提高致密儲層核磁共振測井的信噪比，應采用高精度測井儀，采用適當的測量模式和合理的采集參數。致密儲層核磁共振測井測量采用了改進的增強精度模式(EPM)，長等待模式相同，但短等待模式做了調整，即等待時間(WT)由0.08 s改為0.02 s，回波個數由原來的100個改為30個，目的使更小的孔喉都能測到[17]。當然，核磁共振測井采集時，鉆井液中應不含順磁的含鐵物質[18]。孔隙結構控制著儲層物性特征，不同類型孔隙結構的儲層具有不同的物性特征。研究表明，研究地區致密油儲層儲集空間主要以粒間孔、粒間溶孔、微裂縫等為主，孔隙范圍5 ～100 μm。孔隙結構以小孔細喉為主，喉道細小，孔喉半徑普遍小于0.1 μm[11]。由于常規測井評價儲層孔隙結構的能力較弱、取心分析成本過高[19]、儲層孔隙結構評價不能連續定量化等問題，利用核磁共振測井T2譜轉換成毛管壓力曲線，進而提取出孔喉半徑、孔喉分選系數等反映儲層孔隙結構的參數，進而實現致密砂巖儲集層孔隙結構的連續定量評價。當然，應用的前提是準確確定儲層巖石的橫向表面弛豫率[20]。如圖4，反映了儲層的巖石顆粒大小和孔喉大小的分布，右邊為顆粒與喉道分布的直方圖，中間核磁反映了不同時間域的孔隙大小，其中黑色實線為自然伽馬曲線，刻度范圍0～300 gAPI，孔隙度刻度范圍0.4～0 m3/m3。對于含鈣泥質粉砂巖儲層，巖石顆粒和孔隙非常小，T2主要小于10 ms，微電阻率成像圖像上為亮色條帶；對于介形蟲儲層，孔隙大小和巖石顆粒分布不均勻，J2井的2 151～2 156 m儲層物性相對較差；粉砂巖儲層是相對最好的儲層，顆粒和孔隙分布均勻，以相對“較大”的孔隙和顆粒為主。

圖4 J2井典型儲層的巖石粒度和孔喉大小分布圖Fig. 4 The pore structure characteristics and porosity from CMR of well J2

利用核磁共振測井孔隙度和巖心孔隙度雙重驗證，不考慮骨架參數，直接利用測井曲線回歸北部和南部井區孔隙度。經多次擬合試驗，利用密度、聲波和泥質含量回歸模型計算精度最高，孔隙度模型見式(6)、式(7)：

式中，φ為孔隙度，ρb、Δt、VCL分別為密度，聲波時差，泥質含量。

2.4 含油性評價

致密油儲層儲集空間小，油氣對電阻率值的貢獻小，測井所能探測到的油氣信息相應較弱。另外，黃鐵礦、有機質成熟度等因素也會影響電阻率值。針對研究地區，陣列感應/陣列側向測井電阻率值還具有以下特點：電阻率值的變化與鈣質含量密切相關、電阻率各向異性與泥質含量和鈣質含量相關、低含鈣粉砂巖電阻率值與烴源巖電阻率值對比度低、電阻率響應與泥質含量相關性不強等。因此，往往適合于常規儲層的基于電阻率模型的各種飽和度方法不能用于致密儲層的飽和度計算。

介電掃描測井通過在4個不連續頻率下進行每個測量周期內包括72個振幅測量和72個相位測量，反演得到介電常數和電導率，利用巖石骨架和水的介電常數差別大，而油和巖石骨架的介電常數相近，結合高精度密度測井等孔隙度測井技術，可確定出致密油儲層的含水孔隙度[21]。對于致密油儲層，由于侵入較淺或基本未發生，沖洗帶特征可認為與原狀地層特征相同。因此，含水孔隙度與總孔隙度比值即為含水飽和度。介電掃描測井評價準則是：如果計算含水孔隙度小于總孔隙度值，則為含油氣段；如果兩者基本相等，則為水層或干層。

巖性掃描測井得到的TOC，另一個重要應用就是用來評價致密油的含油性[22]，見式(8)：

式中，TOC為巖性掃描測井得到的總有機碳含量；ρhc為致密油密度，根據研究地區致密油密度取值0.80 ～0.85 g/cm3;Xhc為指定參數，0.85。如圖5，整體上，TOC計算含水飽和度Sw與常規方法計算含水飽和度SUWI相吻合，其中J2井兩種方法計算結果對應性較好，J1井部分Sw值相對較高，分析認為可能由于TOC較低，碳酸鹽膠結導致的高阻儲層。

圖5 利用TOC計算Sw與常規方法計算SUWI對比Fig. 5 The comparison ofSwcalculated fromTOCand SUWI from conventional logging

2.5 烴源巖特性評價

致密油的形成與烴源巖密切相關，成熟、優質、具有一定厚度和分布范圍的烴源巖是致密油形成的物質基礎。烴源巖特性評價即烴源巖生油能力評價，以評價有機質豐度為主，評價參數為TOC，同時兼顧判斷干酪根類型。由于烴源巖(有機質)的存在對致密油氣儲層巖石物理參數和巖石機械特性參數計算至關重要，因此綜合特殊測井和常規測井數據進行烴源巖識別和TOC計算是致密油氣儲層評價的重要任務。本研究目的層段是高四組和高三組的含油儲層，油氣來源主要是青一段的烴源巖地層，雖然青一段地層不是研究內容，但致密油的評價離不開烴源巖的研究，因此有必要對青一段烴源巖的參數進行分析。

巖性掃描測井計算出的總碳含量包括礦物含有的無機碳和有機碳兩部分。通過對碳酸鹽巖等含碳礦物進行校正，剩余的碳可認為是自然有機物，相當于有機碳，包括：孔隙中的干酪根、瀝青和其他固態烴、油以及天然氣等烴類中含有的碳。相比各種間接測量技術，利用巖性掃描直接得到的TOC精度高，無需巖心數據刻度[23]。如圖3所示J2井的巖性掃描測井成果圖，第13道為巖性掃描測井計算得到的TOC，均高于2%，與巖心分析結果一致性較好。

對于無巖性掃描的井，采用電阻率和聲波曲線直接與測量的TOC建立關系式，因為電阻率和聲波是必測項目，并且與TOC的相關性較好，另外這兩條曲線受環境影響較小，不必做校正，能譜測量的鈾曲線與TOC也有一定的相關性，但由于統計起伏現象需要做環境校正，并且有些井不測量該曲線。因此，通過對J2井的電阻率和聲波曲線進行線性回歸，見式(9)：

目前，利用測井資料研究干酪根類型的方法并不多[18]。地球化學研究表明，不同類型的干酪根中，O/ C比和H/C比存在差異，而且這種差異與干酪根的成熟度有關[24]。元素俘獲測井/巖性掃描測井能夠準確地測量地層中H、O和C等元素的含量，據此可判斷烴源巖和儲層中干酪根的類型，進而豐富測井技術在烴源巖特性評價中的應用。

2.6 脆性評價

巖石脆性是指其中破裂前未覺察到的塑性變形的性質[25]，亦即巖石受到的外力(如壓裂)達到一定極限時發生破裂的性質。致密油評價中，以脆性指數刻畫巖石的脆性特征。脆性指數越高，越有利于致密油儲層壓裂和后期開采。目前計算脆性指數常用方法主要是巖石礦物組分計算法和巖石彈性參數計算法。

致密儲層巖石中脆性礦物(如：石英、方解石、白云石等)的含量決定了后期壓裂改造的效果，并直接影響油氣產量。石英含量和碳酸鹽礦物含量越高、泥質含量越低，巖石的脆性越高，因此，采用巖石的礦物組分進行研究地區儲層脆性評價，計算公式見式(10)[13]：

式中，BI為脆性指數，無量綱；Vqtz、Vcalc、Vdolo、Vclay分別為元素俘獲測井/巖性掃描測井提供的石英、方解石、白云石和黏土礦物的含量，v/v。

盡管彈性參數楊氏模量和泊松比并非是直接反映巖石脆性的參數，但在巖石力學范疇內，楊氏模量越大，泊松比越小，巖石脆性越好[26]，故而也可基于楊氏模量和泊松比進行巖石脆性評價，計算公式見式(11)-式(13)[27]：

式中，E、Emax、Emin分別為巖石的楊氏模量、目的層楊氏模量最大值和最小值，GPa；μ、μmax、μmin分別為巖石的泊松比、目的層泊松比最大值和最小值，無量綱。利用彈性參數評價脆性指數，關鍵是利用高精度密度測井以及偶極橫波測井/聲波掃描測井獲取高精度楊氏模量和泊松比等巖石彈性參數。同時，注意動靜態彈性參數轉換。

2.7 水平地應力和各向異性評價

水平地應力和各向異性評價之所以是致密油氣評價的重點內容之一，首先基于致密油儲層的開發方式，必須采用水平井和大型體積壓裂，另外，水平地應力方位、大小及各向異性等參數也是水平井井眼軌跡優化和壓裂方案設計中的重要參數。通過微電阻率成像測井圖像上拾取的鉆井誘導縫和井壁崩落參數，確定出最大水平主應力σH和最小水平主應力σh的大小和方位[28]。在應力誘發的聲波各向異性地層中，快慢橫波頻散曲線交叉[29]，此時，利用聲波掃描測井得到的快橫波的傳播方向與σH方向一致，但需要指出的是，當存在多種引起聲學各向異性機理存在時，快橫波傳播方向將不能作為判斷σH方向的充分依據。

利用僅有的兩口井的聲波掃描測井資料，基于巖石力學巖心實驗結果確定的相關關系確定靜態楊氏模量、單軸抗壓強度等參數，采用考慮各向異性的孔隙彈性公式計算最小水平主應力及最大水平主應力[30]，見式(14)、式(15)：

式中，E為巖石的楊氏模量，GPa；μ為巖石的泊松比，無量綱；σV為上覆巖層壓力，GPa；Pp為孔隙壓力，GPa；α為比奧彈性系數；βx和βy分別為最小水平主應力及最大水平主應力方向上的應變，主要用來刻畫由于構造應力產生的額外的水平地應力。與基于一維巖石力學模型所預測的井壁崩落和井徑曲線確定的最大水平主應力對比，驗證了巖石力學模型的準確性。

研究表明，J1井和J2井的巖石剛度明顯高于Q1井，表明研究區域北部和南部有明顯不同的力學特征；聲波掃描測井結果表明，地層在青一段有明顯各向異性，但在儲層段的各向異性并不明顯；J1井和J2井σH明顯高于σV，有明顯走滑斷層應力區的特征，而Q1井表現為正斷層應力特征，見表1。因此，在水力壓裂設計施工中采用不同的工藝：Q1井σH和σh差別小，楊氏模量低，有天然裂縫發育，考慮加大支撐劑粒徑、濃度，并加大滑溜水用量，提供復雜縫網的形成規模；J1和J2井σH和σh差較大，楊氏模量較高，加之裂縫不發育，不容易形成復雜縫網，但脆性較高，裂縫延伸相對容易，需要考慮采用更高強度及粒徑稍小的支撐劑，壓裂則以交聯液為主，提高攜砂能力及近井裂縫寬度。

3 綜合實例分析

對于高臺子致密油含油性評價，首先識別儲層，然后計算和分析儲層品質參數和烴源巖參數，結合巖心、試油和測井綜合解釋，劃分儲層級別：I、II、III類致密油儲層，見表2。致密油的評價還要把儲層類別與TOC在縱向上的分布關系聯系起來，分析表明：儲層越是與高TOC值相鄰或內嵌于高TOC地層中，儲層含油性越好，這也體現致密油特征之一。應用南北兩個解釋模型，精細處理解釋研究區域內20口井。總體上，從北至南，見圖6，儲層變薄，黏土含量增加，非均質性增強，儲層變差。縱向上發育兩套高有機碳含量地層，分別位于高三、高四組底部。高三組地層，南部地層有機碳含量明顯高于北部，北部為區域內有利儲層，高四組地層有機碳含量變化較小，主要是在底部尋找砂巖發育帶。

表1 巖石力學參數對比Table 1 The comparison of geomechanical parameters

表2 儲層分類標準Table 2 The classi fi cation of tight oil reservoirs

圖6從北至南5口井致密油儲層綜合評價成果圖Fig. 6 The comprehen sive evaluation result charts of the tight oil reservoir of fi ve wells from northto south area

4 結論

在巖心分析、試油等資料基礎上，借助“無源三組合”測井、聲波掃描測井、微電阻率成像測井等特殊測井項目，結合傳統“三組合”測井技術，總結出了陸相致密油測井評價思路。

綜合應用微電阻率成像測井高空間分辨率特點，進行精細的薄層分析，并建立了薄互層識別的方法和模型，解決了常規測井薄層分辨率低的難題。

巖性掃描測井為復雜致密油地層提供了精確礦物成分、骨架參數，還直接提供有機碳含量，避免了常規測井計算的不確定性。同時，精確的礦物組分為脆性評價參數奠定了基礎。

聲波掃描測井不僅用以計算水平主應力大小，還可提供水平主應力方位和各向異性信息，為評價儲層可壓裂性提供了有利依據。

綜合各種資料，對20口關鍵井進行了儲層精細測井評價，建立了儲層分類標準。分析認為，較好的烴源巖發育在青一段、高四組和高三組底部，有效的致密油儲層位于高四組和高三組底部。

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Application of new well logging technology in the evaluation of “seven properties” of continental tight oil: A case study on the Gaotaizi oil layer in the Northern Songliao Basin

YIN Chengfang1,2, KE Shizhen1,2, JIANG Ming1,2, KANG Zhengming1,2, WANG Weidong1,2, SUN Xu1,2, ZHENG Shutong1,2
1 State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting, China University of Petroleum-Beijing, Beijing 102249, China 2 College of Geophysics and Information Engineering, China University of Petroleum-Beijing, Beijing 102249, China

The continental tight oil reservoirs in China have complex lithology, complicated pore structure and strong hetero-geneity, etc. It is dif fi cult to evaluate the “seven properties” i.e. lithology, reservoir quality, electrical properties, petroliferous properties, source rock properties, brittleness and in-situ stress anisotropy with conventional well logs. An evaluation idea takes the advantages of new well logging technology combined with the conventional well logs so that the evaluation of “three qualities”, i.e. the quality of the hydrocarbon source rocks, the quality of the reservoir and the quality of the engineering can be carried out. Based on the above-mentioned idea, well J2 and Q1 of Q region in Songliao Basin are evaluated with relatively complete new well logging data. The models of “seven properties” evaluation are built in order to evaluate the wells with the conventional well data. The data of 20 old wells are processed with the models in the same work area, achieving desirable results. In the end, the reservoir classi fi cation standard is preliminary established on the basis of fi ne logging evaluation and a continental tight oil evaluation system is formed accordingly. Comparing with the conventional well logs, new logging technology will provide great support for the further work of continental tight oil exploration and development.

new well logging technology; continental tight oil; seven properties evaluation; three qualities; logging evaluation

10.3969/j.issn.2096-1693.2017.01.004

(編輯 付娟娟)

*通信作者, wksz@cup.edu.cn

2016-09-05

尹成芳, 柯式鎮, 姜明, 康正明, 王偉東, 孫旭, 鄭樹桐. 測井新技術在陸相致密油“七性”評價中的應用——以松遼盆地北部高臺子油層為例. 石油科學通報, 2017, 01: 32-43

YIN Chengfang, KE Shizhen, JIANG Ming, KANG Zhengming, WANG Weidong, SUN Xu, ZHENG Shutong. Application of new well logging technology in the evaluation of“ seven properties” of continental tight oil: A case study on the Gaotaizi oil layer in the Northern Songliao Basin. Petroleum Science Bulletin, 2017, 01: 32-43. doi: 10.3969/j.issn.2096-1693.2017.01.004