SYT5717-95单井碎屑岩储层评价

SY 中华人民共和国石油天然气行业标准

SY/T 5717—95

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单井碎屑岩储层评价1995—07—13发布1995—12─20实施───────────────────────────

中国石油天然气总公司发布

目录

1 主题内容与适用范围 (1)

2 引用标准 (1)

3 岩性评价内容和要求 (1)

4 沉积相评价内容和要求 (3)

5 成岩作用评价内容和要求 (4)

6 储层温度压力评价和要求 (6)

7 储层孔渗性能评价和要求 (8)

8 地震储层预测和参数提取 (9)

9 储层敏感性评价和要求 (10)

10 储层含油（气）性评价 (17)

11 储层综合评价 (18)

中华人民共和国石油天然气行业标准

SY/T 5717—95

单井碎屑岩储层评价

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1 主题内容与适用范围

本标准规定了碎屑岩单井油气储层评价的内容、方法和要求。

本标准适用于碎屑岩单井油气储层的评价和分类。

2 引用标准

SY/T 5153.1—87 油藏岩石润湿性测定自吸方法

SY/T 5153.2—87 油藏岩石润湿性测定离心机方法

SY/T 5162—87 岩石样品扫描电子显微镜分析方法

SY 5364—89 岩石含油级别的划分

SY/T 5368.1—89 岩石薄片鉴定方法变质岩

SY/T 5368.2—1995 岩石薄片鉴定方法砂岩

SY/T 5368.3—89 岩石薄片鉴定方法岩浆岩

SY/T 5368.4—89 岩石薄片鉴定方法火山碎屑岩

SY/T 5368.5—1995 岩石薄片鉴定方法碳酸盐岩

SY/T 5477—92 碎屑岩成岩阶段划分规范

3 岩性评价内容和要求

以岩心研究为基础，辅之以岩屑和井壁取心，并按SY/T 5368.1～5368.5对地层剖面进行连续描述，用岩心资料刻度或标定测井资料以提高解释精度。按照储层评价目的选择分析化验内容（见图1）。

3.1 颜色

取新鲜面进行描述和命名；并区分自生色和继承色。

3.2 成分

碎屑岩的成分研究需要宏观观察、微观观察及测试鉴定相结合。

3.3 结构

观察描述颗粒大小、形状、球度、圆度、颗粒表面特征，以及胶结物特征、杂基特征、胶结类型和支撑结构等方面内容。各项内容还应作出定性和定量的描述和分析。

3.4 沉积构造

观察描述层理类型、层面构造、同生变形、生物扰动和以化学成因为主的沉积构造等，其中层理是主要研究内容。不同类型层理要进行层理类型、显现方式、纹层厚、层厚和层系厚度变化，以及层理规模大小、产状要素等描述和统计。

3.5 岩石类型

主要由陆源物质组成的碎屑岩，按照颗粒大小将碎屑岩划分为砾岩、砂岩、粉砂岩和

粘土岩。主要由火山碎屑物质组成的称火山碎屑岩。

3.5.1 砾岩（粗碎屑岩）

重点描述砾岩储层中的砾石（角砾）大小、圆度、分布方式、排列倾向、填隙物类型及其支撑结构等方面内容，及其对储层物理性质的影响。

3.5.2 砂岩（中碎屑岩）

砂岩是碎屑岩储层中最主要的类型，要全面描述颜色、岩石类型、成分、结构、构造、韵律性及其含油气性质。

3.5.3 粉砂岩（细碎屑岩）

粘土基质含量较多，常向粘土岩过渡形成粉砂质粘土岩。要注意描述层理类型及微细构造。

3.5.4 粘土岩

视有无页理分为页岩和泥岩。按其中粘土矿物成分分为高岭石粘土岩、蒙皂石粘土岩、伊利石粘土岩和混层粘土岩。要重点研究粘土岩的化学成分、晶体结构和有机质丰度及作为生油层、盖层或隔层的有效性。

3.5.5 火山碎屑岩

定义见SY 5368.4—89表2。重点描述火山碎屑类型、含量及其变化。气孔和裂缝可作为储集空间。

3.6 取样和分析化验

要系统取样和重点取样相结合，岩石实验室分析化验见图1。

3.7 资料及成果

a. 岩心描述记录及典型岩心素描图；

b. 岩屑和井壁取心分析资料；

c. 岩心宏观特征照相册；

d. 储层微观特征照相册；

e. 岩矿鉴定原始记录；

f. 粒度分析原始数据、参数和表格；

g. 其他各项测试鉴定资料及数据统计表；

h. 单井岩性柱状图；

i.单井岩性评价报告。

4 沉积相评价内容和要求

4.1 相标志

4.1.1 岩性标志

利用各种岩性标志，特别是结构特征和构造特征分析古沉积环境和水动力条件。

4.1.2 化学成因标志

利用粘土岩和化学及生物化学岩的颜色、自生矿物、有机质、微量元素（如锶、钡、镁、铁、锰、氯等），以及碳、氧同位素等，分析古沉积环境的水介质物理化学条件。

4.1.3 生物成因标志

利用生物化石的类型、形态、大小、成分、分布、丰度、保存完好程度，遗迹化石的类型、产状、丰度、组合关系及植物根痕迹等，分析古沉积环境。

4.1.4 电性标志

利用自然电位、自然伽马、电阻率、密度测井及含氢指数等恢复古沉积环境，划分沉积相。利用高分辨率地层倾角测井判断沉积构造及恢复古水流流向。编制矢量图和电阻率相关曲线图。

4.1.5 地震标志

利用地震反射特征、形态和内部结构特征，划分地震相。要注意地震相与地质相的差异。

4.2 相层序

根据成因上有联系的沉积相在纵向上或剖面上的组合划分为向上变厚变粗（通称反旋回）和向上变薄变细（通称正旋回）两类相层序，作为分析岩相古地理变迁、生储盖形成和分布的依据。

4.3 相模式

根据研究程度划分地区性相模式、一般性相模式和标准相模式，标准相模式必须起到下述四种作用：

a. 对于进行比较的目的来说，它必须起一个标准的作用；

b. 对于进一步观察来说，它必须起提纲和指南的作用；

c. 在新的地区，它必须起预测作用；

d. 对于它表述的古沉积环境变化和水动力条件来说，它必须起一个理论基础作用。

4.4 剖面相分析

4.4.1 相分析要求

a. 确定沉积间断、冲刷面和各种接触关系，韵律变化；

b. 确定动物群的存在和缺失；

c. 确定生储盖层及其特征；

d. 根据不同勘探程度划分沉积相。

4.4.2 相分析要求

a. 确定和建立相层序；

b. 进行层序地层学分析；

c. 作观察特征的分析和对比；

d. 收集测井、录井、分析化验等有关资料；

e. 单井相分析剖面图；

f. 综合相分析剖面图。

4.5 剖面对比相分析

a. 确定正常沉积作用的岩体和事件性沉积作用的岩体；

b. 确定等时界面和对比标志；

c. 研究穿时问题；

d. 运用相序递变原理，分析同期异相或同相异期。

4.6 资料及成果

a. 相标志图册；

b. 相标志统计表；

c. 相层序图；

d. 地区性相模式图；

e. 单井相分析图；

f. 生储盖组合和储层分类；

g. 单井沉积相研究报告。

5 成岩作用评价内容和要求

5.1储层实验室研究

储层实验室研究见图1。

5.1.1利用岩石薄片研究成岩标志，确定成岩事件，建立成岩序列；描述孔隙类型，并估计面孔率；分析孔隙演化史。

5.1.2利用阴极发光显微分析确定颗粒成分硅质和钙质胶结作用、次生孔隙；恢复原来岩石的结构构造；研究晶体生长环带、胶结物世代、矿物的交代与转化及微裂缝。

5.1.3 按SY/T 5162，利用扫描电镜分析确定胶结物的类型及胶结方式，描述孔隙类型、孔隙大小、连通喉道以及成岩作用对储集层的改造。

5.1.4 利用X—射线衍射分析粘土矿物进行定性和定量描述，并按SY/T 5477规定计算混层比，估算古地温，划分成岩阶段。进行全岩X—射线衍射分析，并对沸石等非粘土矿物进行测定，以确定成岩环境及古地温。

5.1.5 利用电子探针波谱及能谱分析鉴定造岩矿物及各类自生矿物。

5.1.6 利用稳定同位素研究碳酸盐胶结物，确定其形成阶段，了解油气产出性质。

5.1.7 利用包裹体分析研究盆地的地温演化史，确定油田水及其成岩作用的流体性质，以及包裹体同位素研究。研究有机包裹体，确定其成分、油气运移的方向和时间、油气的演化和阶段。

5.1.8 利用镜质体反射率，确定有机质成熟度，划分成岩阶段。

5.1.9 利用液相色谱离子交换柱和等速电泳方法测定有机酸，确定有机酸对次生孔隙形成的作用，预测次生孔隙发育带。

5.1.10 进行其他有机和无机指标分析。

5.1.11 岩石粒度分析见3.7条f。

5.2 储层成岩作用研究

5.2.1 压实作用

通过压实作用研究：

a. 确定颗粒（长石、石英、岩屑）及其他组分的变化；

b. 确定颗粒粒度、圆度和接触关系的变化；

c. 确定压实作用与埋深的关系；

d. 分析压实作用控制因素及其与孔隙演化的关系。

5.2.2 胶结作用

通过胶结作用研究：

a. 确定二氧化硅类型及其演化系列；

b. 确定碳酸盐矿物类型及其演化系列；

c. 确定粘土矿物类型及其演化系列；

d. 确定沸石矿物类型及其演化系列；

e. 建立胶结作用的综合演化系列；

f. 分析胶结作用控制因素及其与孔隙演化的关系。

5.2.3 溶解作用

通过溶解作用研究：

a. 确定溶解作用类型，识别溶解、溶蚀、淋滤或岩溶作用；

b. 确定各种溶解作用发生的阶段及其分布规律；

c. 分析溶解作用及其与孔隙演化的关系。

5.2.4 重结晶作用

通过重结晶作用研究：

a. 确定重结晶作用发生的阶段；

b. 确定重结晶的程度；

c. 分析重结晶作用对孔隙度的影响。

5.2.5 交代作用

通过交代作用研究：

a. 确定交代矿物与被交代矿物；

b. 确定交代作用的期次与顺序；

c. 分析孔隙水的性质；

d. 分析交代作用与次生孔隙形成的关系。

5.3 储层孔隙类型研究

a. 确定孔隙成因类型及分布；

b. 研究次生孔隙及其识别标志；

c. 研究孔隙类型、孔隙结构及其控制因素；

d. 确定有利孔隙发育带及其分布规律。

5.4 成岩作用阶段研究

5.4.1 汇集成岩作用阶段划分标志

a. 镜质体反射率（Ro）；

b. 孢粉颜色指数；

c. 粘土矿物及其演化系列；

d. 伊利石/蒙皂石混层粘土矿物的演变；

e. 高岭石含量变化及其富集带；

f. 石英次生加大及其级别；

g. 沸石类矿物及其变化。

5.4.2 成岩作用阶段划分

按SY/T 5477规定划分成岩阶段。

5.5 资料及成果

a. 汇总成岩作用鉴定资料；

b. 绘制成岩相和成岩演化模式图；

c. 绘制单井成岩作用、成岩演化和储层评价综合图；

d. 绘制有利孔隙发育带预测图；

e. 进行成岩作用和物性变化综合评价；

f. 提交单井成岩作用研究报告。

6 储层温度压力评价和要求

6.1 评价内容及制图

6.1.1 确定压力性质，作深度—压力关系曲线。

6.1.2 确定总体压力梯度。

6.1.3 确定异常高压层位并分析其成因。

6.1.4 确定地温及地温梯度，作深度—温度关系曲线。

6.1.5 确定储层产液性质与温度─压力的关系。

6.2 地层压力评价方法及要求

6.2.1 地质录井

6.2.1.1 利用dc录井法检测地层压力

地层可钻性指数的表达式为：

lg(20.614B 2/N)H

dcs = ─────────────……………………………(1) lg(0.676×10-6WM W /B S )

式中：dcs ──地层可钻性指数； B S ──钻头直径，mm ； W ──钻压，N ； N ──转速，r/min ； H ──静水压力梯度，Pa/m ； M W ──钻井液等效循环密度，kg/L ； B ──钻头磨损校正系数。 地层压力梯度的计算公式为：

P f = S —（S —H ）dcs/dcn ……………………………………(2) 式中：P f ──地层压力梯度，Pa/m ； S ──地层静止压力梯度，Pa/m ； H ──静水压力梯度，Pa/m ； dcn ──建立的dcs 趋势值。 6.2.1.2 Sigma 指数法

式中：δo ──Sigma 指数法中的地层可钻性指数；

W ──钻压，N ； N ──转速，r/min ； ROP ──机械钻速，m/h ； dh ──井径，mm ；

F ──与深度钻井液相对密度和孔隙压力有关的系数。 6.2.1.3 泥、页岩岩屑观察与密度测定法

观察岩屑形状、正常情况下岩屑小而圆滑，一般呈扁平状，超压层的岩屑常出现大块、棱角尖锐的现象。

泥、页岩岩屑密度测定法包括密度计法、密度比较法、浮力法等，对岩屑密度进行测量，作出密度与深度关系图，结合岩性特征确定欠压实层。 6.2.2 地球物理测井法 6.2.2.1 电阻率法

电阻率法研究：

)

3(25

.025.05

.00 F ROP

dh N

W

???=

δ

a. 投绘泥岩电阻率值（Rsh），建立正常的压实趋势线；

b. 确定开始偏离正常趋势的压力顶面深度；

c. 确定观测电阻率（R sh(ob))与正常趋势值（E sh(n)）的比值；

d. 从已建立的区域压力梯度与电阻率比值图版上找出流体压力梯度（FPG）；

e. 流体压力梯度FPG值乘以所研究的深度即得到地层压力。

6.2.2.2 声速测井法

声波测井研究：

a. 绘制泥岩传播时间△t的曲线,并建立正常压实趋势线；

b. 将压力顶面定在所测数据点偏离正常趋势曲线的深度上；

c. 确定实测值△tob与正常趋势值△tn的偏离值；

d. 根据区域泥岩声波参数差（△tob—△tn）与储层流体压力梯度关系图，求出流体压力梯度（FPG）；

e. FPG值乘以研究深度可得地层压力。

6.2.2.3电缆重复测试（RFT）法

通过电缆重复测试取得地层压力。

6.2.3试油测试法

6.2.3.1直接求取初关井压力恢复值作为地层最高压力。

6.2.3.2根据压力恢复曲线求得地层压力。

6.3 地温评价方法及要求

6.3.1 根据储层有机—无机指标求取古地温。

a. 磷灰石变径迹法；

b. 以镜质体反射率（Ro）为地温计的方法；

c. 粘土矿物及其他自生矿物地温计法；

d. 利用包裹体分析测定古地温。

6.3.2利用测井仪器测量地温

将最大温度计随测井仪下入井底，测出一个由下至上的温度剖面，从而得到井剖面的温度变化。

6.3.3利用地层测试器地温

将最大温度计随地层测试器下到井底，记录开井时流体的最高温度。

6.4 资料及成果

a. 钻井记录；

b. 录井法、测井法及试油测试法所取得的地层压力、温度异常段数据表；

c. 深度──压力关系曲线；

d. 异常压力、温度分布层位与油气分布关系；

e. 温度变化与裂缝发育带对应关系；

f. 储层温度和压力研究报告。

7 储层孔渗性能评价和要求

7.1评价方法

7.1.1系统观察和描述岩心和岩屑的孔、缝宏观特征。

7.1.2利用测井资料判断地层的孔渗性，确定裂缝性储层，并计算孔隙度和渗透率。

7.1.3利用试油试采所测的压力恢复曲线类型确定储层类型，计算有效渗透率。

7.1.4实验室内测定岩石样品的有效孔隙度和绝对渗透率。

7.1.5实验室内对普通薄片（含染色）、铸体薄片、阴极发光薄片进行观察，用图像分析法确定孔隙类型，求取面孔率、孔喉比、孔喉配位数等。

7.1.6利用压汞资料确定岩石孔隙结构特征，孔隙分布的峰态和峰位及有关孔隙参数，并按SY/T 5153测定储层润湿性。

7.1.7用数学地质方法确定孔隙度与渗透率的关系，计算储层非均质性。

7.2 孔渗评价内容和要求

7.2.1确定有效孔隙度及其分布规律。

7.2.2确定绝对渗透率及其分布规律。

7.2.3利用产油、产气量和压力恢复曲线等，确定有效渗透率。

7.2.4作二元回归分析，确定孔隙度与渗透率的关系。

7.2.5综合分析孔隙度和渗透率变化的影响因素。

7.2.6研究不同岩性孔渗变化及对比。

7.2.7储层非均质性评价：

a. 求取渗透率非均质系数（K K）；

b. 渗透率变化系数（V）；

c. 结构非均质系数。

7.2.8进行储层润湿性评价。

7.3 资料及成果

a. 岩心、岩屑孔隙特征和裂隙特征肉眼观察和描述记录、素描图和照片；

b. 钻时、钻井液变化层位及情况的文字记录；

c. 测井曲线所求得的孔隙度和渗透率值的明细表或实际处理图；

d. 储层储集及渗滤特征统计表；

e. 孔隙度概率直方图和累积曲线图；

f. 渗透率概率直方图和累积概率曲线图；

g. 孔隙度和渗透率纵向演化图；

h. 非均质性分析结果统计表；

i. 相应的数据库；

j. 储集物性的分析化验测度鉴定原始报告及照片；

k. 压汞曲线及有关参数，孔隙分布直方图等；

l. 储层润湿性分析结果统计表；

m. 储层孔渗性能研究报告。

8 地震储层预测和参数提取

8.1利用地质和测井数据研究储层参数

a. 求取取心井储层物性参数；

b. 求取储层电性特征值；

c. 求取储层有效厚度；

d. 求取储层物性下限。

8.2储层参数的岩电归位及刻度

a. 作测井曲线的相对深度匹配；

b. 进行岩心与测井曲线的绝对深度校正及刻度。

8.3地震资料的处理和解释

a. 对二维和三维地震资料进行高分辨率处理；

b. 储层反射层的地震标定；

c. 应用工作站的优势进行储层精细地震解释与成图；

d. 用单井或多井及地震层位进行地震信息剖面或数据体的处理。

8.4储层测井特征值与地震属性关系研究

a. 对测井特征值，在储层垂向范围内进行平均；

b. 在过井的地震属性道一定范围内进行面积平均；

c. 利用数理统计、模式识别、人工神经网络等方法建立储层测井特征值与地震属性的关系。

8.5用地震属性进行储层测井特征值的空间分布预测

a. 孔隙度预测；

b. 含水饱和度预测；

c泥质体积预测；

d. 成岩相带预测；

e. 渗透率的预测。

8.6物性参数预测、剩余误差校正及可信度估计

a. 孔隙度预测；

b. 渗透率预测；

c. 剩余误差校正；

d. 可信度估计。

8.7单井或多井石油地质储量的计算

a. 单井石油地质储量计算；

b. 多井石油地质储量计算。

8.8资料及成果

8.8.1资料

a. 取心井储层物性参数，岩性岩相，孔隙结构等资料；

b. 储层的高质量测井系列曲线，VSP测井等资料；

c. 二维、三维地震数据资料及由地震资料和测井控制的地震属性资料。

8.8.2成果

a. 取心井储层物性参考图及交汇图；

b. 储层电性特征值地层组合成果图及交汇图；

c. 储层物性下限确定直方图；

d. 测井曲线的相对深度匹配和环境校正图；

e. 岩心刻度测井曲线绝对深度校正图；

f. 二维和三维地震资料高分辨率处理流程及特殊处理流程图；

g. 储层反射层的地震标定图，储层顶面、内部、底面构造图、厚度图；

h. 用单井或多井及地震约束处理的地震信息剖面；

i. 储层测井特征值与地震属性关系研究方法及特征值与地震属性关系式；

j. 孔隙度平面图、含油饱和度图、泥质体积图、渗透率平面图、成岩相带预测图、孔隙体积图、剩余误差校正图及可信度图；

k. 单井储量计算参考表；

l. 地震储层预测和参数提取报告。

9 储层敏感性评价和要求

9.1 评价内容

9.1.1 通过岩石学和岩石物性及流体分析了解储层岩石的基本性质和微观孔隙结构，包括胶结物和碎屑的矿物成分及含量，分析地层流体的离子组成，对储层结垢的可能性和成垢趋势进行预测。同时，结合膨胀率、阳离子交换量等基本性质的测定结果，对储层可能的敏感性进行初步预测。

9.1.2 通过岩心流动实验及离心法毛管压力测定，观察岩石与流体相遇时产生的渗透能力的变化，评价储层的敏感性程度。根据化学实验结果，分析敏感性产生的原因。在储层敏感

性综合评价的基础上，对钻井、完井、注水等过程提出保护油气储层的推荐措施（见表1）。

9.1.3 储层敏感性评价研究程度（见图2）。

9.2 评价指标及要求

9.2.1 岩石学分析

利用岩石薄片鉴定、X—射线衍射分析、扫描电镜及红外光谱等进行岩石学分析，可得出储层主要矿物的类型及含量，并可预知储层主要的敏感性矿物及可能产生的敏感性。

9.2.2 岩石物性分析

岩石物性分析包括渗透率和孔隙度测定、压汞法毛管压力测定及粒度分析。主要的物性参数为渗透率和孔隙度，其评定指标（见表2）。

9.2.3 流体分析

根据化学沉淀─溶解平衡规律，预测各种流体之间形成化学结垢的可能性。这些流体主要是地层水、注入水、泥浆滤液、射孔液和水泥浆滤液等。

表

9.2.4 速敏性评价

由速敏性引起的渗透率伤害率定义为： LP

LA

LP K K K k D -=

(4)

I V =D K / V C ……………………………………………………… (5) 式中：D K ──临界值前后的渗透率伤害率，%； K LP ──原始渗透率，10-3μm 2；

K LA ──由速敏性引起的渗透率，10-3μm 2； I V ──速敏指数； V C ──临界流速，cm/s 。

现场常见的注水速度为1～3m/d ，结合渗透率损害率的评价指标，速敏性强度与速敏指数的关系如下：

强速敏 I V ≥0.70 中等偏强速敏 0.70> I V ≥0.25 中等偏弱速敏 0.25> I V >0.10 弱速敏 I V ≤0.10 无速敏 D K ≤0.05 9.2.5 体积流量评价

采用体积敏感指数评价岩样对体积流量的敏感性程度.体积敏感指灵敏定义如下: LP

LP

L K K K q I -=

(6)

式中：I q ──体积敏感指数；

K L ──原始渗透率，10-3μm 2；

K LP ──在一定压力下驱替50个单位体积的液体时的渗透率，10-3μm 2。 体积敏感指数与损害程度的关系如下： 弱 I q ≤0.30 中等偏弱 0.30< I q <0.50

中等偏强 0.50≤I q <0.70 强 I q ≥0.70 9.2.6 水敏性评价

水敏性评价主要是研究水敏性矿物的水敏特性，及最终使储层渗透率下降的程度。 9.2.6.1 水敏性分析

水敏性分析是了解储层中的粘土矿物经液体浸泡后引起体积膨胀而导致的水敏性。根据膨胀率和阳离子交换量测定结果，并结合岩石学分析结果评价水敏性的指标（见表3）。 9.2.6.2 水敏指数

采用水敏指数评价岩样的水敏性。水敏指数定义如下：

11

11K K K w w

I -=

(7)

式中：I w ──水敏指数；

K 11──等效液体渗透率，10-3μm 2； K w ──蒸馏水渗透率，10-3μm 2；

将水敏性程度与水敏指数的对应关系定义如下： 无水敏 L w ≤0.05 弱水敏 0.050.90 也可将此评价指标绘在双对数坐标图上(见图3)。

图3

9.2.7 盐敏性评价

盐敏性评价指标适用于絮凝法盐敏性实验及岩心驱替法盐敏性实验。

9.2.7.1 用标准盐水（复合盐）评价盐敏性

以I w代表水敏指数，以S c代表临界盐度（mg/L）：

无盐敏I w≤0.05

弱盐敏S c≤1000

中等偏弱盐敏1000

中等盐敏2500≤S c≤5000

中等偏强盐敏5000

强盐敏10000≤S c<30000

极强盐敏S c≥30000

9.2.7.2 用NaCl盐水(单盐)评价盐敏性

无盐敏I w≤0.05

弱盐敏S c≤5000

中等偏弱盐敏5000

中等盐敏10000

中等偏强盐敏20000

强盐敏40000

极强盐敏S c>100000

9.2.8 酸敏性评价

9.2.8.1 通过测定1.5g岩样在10ml 15%HCl中的溶解度(R w)来选择酸化用酸。

普通盐酸（15%HCl）R w≥20%

浓盐酸(大于28%HCl)或土酸R w<20%

9.2.8.2 当选定用土酸酸化时,通过测定不同土酸配方的溶失率(R wa)，选择R wa在20%～30%之间的土酸配方。

9.2.8.3 测定所选酸溶失率、酸敏性离子随时间的变化，时间为0～10h，确定酸溶效果好且沉淀趋势较小的时间作为流动酸敏实验的最佳关井时间。

9.2.8.4 分别用30ml 15%盐酸、12%盐酸+3%氢氟酸、2%氯化钾和蒸馏水，在60℃的恒温水浴中浸泡直径2.5cm，厚度0.5cm的岩样片1h，观察岩片浸泡后的变化，或进行显微照

相，观察浸泡前后岩片表面的显微变化。浸泡时间通常为24h 。

其定性级别为： a. 无细粒脱落； b. 极少量细粒脱落； c. 少量细粒脱落； d. 中等量细粒脱落； e. 大量细粒脱落； f. 部分分裂解体； g. 完全分裂解体； h. 凝胶残渣的形成； i. 部分被溶解； j. 完全被溶解。

9.2.8.5 选择长度等于或大于5cm ，直径2.5cm 的岩样，注入—倍孔隙体积15%HCl 或0.5倍孔隙体积15%HCl+0.5倍孔隙体积12%HCl+3%HF ，反应时间为1～2h ，定义酸敏指数如下：

w

wa

w a K K K I -= ……………………………………………………………………

(8)

式中：I a ──酸敏指数；

K w ──地层水渗透率，10-3μm 2;

K wa ──酸化后地层水渗透率，10-3μm 2。 酸敏指数与酸敏强度的关系如下： 无酸敏 I a ≤0.05 弱酸敏 0.050.70 9.2.9 系列流体评价

系列流体评价实验是用长短两岩样进行的，短岩样先接触外来流体，其伤害包括颗粒侵入和粘土膨胀，经过短岩样的过滤作用，对长岩样的伤害以粘土膨胀为主。因此，要用长短两岩样的系列敏感指数评价岩样对系列流体的敏感性程度。

短岩样系列敏感指数定义为： 2

2

21

1

11O OA O O OA O S K K K K K K I --

-=

(9)

式中：I s1──短岩样的系列敏感指数；

K 01──短岩样含束缚水情况下的油相渗透率，10-3μm 2； K 0A1──短岩样注入系列流体后的油相渗透率，10-3μm 2； K 02──长岩样含束缚水情况下的油相渗透率，10-3μm 2； K 0A2──长岩样注入系列流体后的油相渗透率，10-3μm 2。

短岩样系列敏感指数与敏感性程度的关系如下： 配伍性好 I S1>0.80 配伍性较好 0.50< I S1<0.80 配伍性较差 0.20< I S1≤0.50 配伍性差 I S1≤0.20 长岩样系列敏感指数定义为： 2

2

22O OA O s K K K I -=

(10)

长岩样系列敏感指数与敏感性程度的关系如下： 配伍性好 I S2≤0.30 配伍性较好 0.30

用超速离心机测定水─气或油─水的驱替毛管压力对地层损害进行评价。 9.2.11 微粒运移的判断

用运移敏感指数评价微粒的活动性： i

m K K K I m i n

m a x -=

(11)

式中：I m ──运移敏感指数；

K max ──换向后渗透率的最大值，10-3μm 2； K min ──换向后渗透率的最小值，10-3μm 2； K i ──反向流动的最终平衡渗透率，10-3μm 2。 运移敏感指数与微粒活动性的关系如下： 无微粒运移 I m ≤0.05 有微粒运移 0.05< I m <0.25 中等程度微粒运移 0.25 ≤I m ≤0.50 严重的微粒运移 I m >0.50 9.3 资料及成果

a. 各单项敏感性分析评价结果及相应的图表；

储层微观特征及分类评价

4.储层微观特征及分类评价 4.1孔隙类型 本次孔隙分类采用以孔隙产状为主，并考虑溶蚀作用，结合本区实际，将孔隙分类如下： 1. 粒间孔隙 粒间孔隙是指位于碎屑颗粒之间的孔隙。它可以是原生粒间孔隙或残余原生粒间孔隙，即原生粒间孔隙在遭受机械压实作用、胶结作用等一系列成岩作用破坏后而保留下来的那一部分孔隙。多呈三角形，无溶蚀标志。另一方面它也可以是粒间溶蚀孔隙，即原生粒间孔隙经溶蚀作用强烈改造而成，或者是颗粒间由于强烈溶蚀作用的结果。粒间空隙一般个体较大，连通性较好。粒间孔隙是本区主要的孔隙类型。 2. 粒内（晶内）孔隙 这类孔隙主要是砂岩中的长石、岩屑等非稳定组分的深部溶蚀形成的，在研究区深层砂岩中普遍存在。长石等非稳定组分的溶蚀空隙可以进一步分为粒内溶孔和晶溶孔。晶内溶孔是指长石颗粒内的溶孔，而粒内溶孔是指岩屑等碎屑内部的易溶组分在深部酸性流体作用下形成。常常沿长石的解理缝、双晶纹和岩屑内矿物之间的接触部位等薄弱带进行溶蚀并逐渐扩展，因而常见沿解理缝和双晶结合面溶蚀形成的栅状溶孔。长石、岩屑等非稳定组分的溶蚀孔的发育常常使彼此孤立的、或很少有喉管项链的次生加大晶间孔的连通性大为改进，而且，这类孔隙的孔径相对较大，从而优化了深部储层的储集性能。 3. 填隙物孔隙 填隙物孔隙包括杂基内孔隙、自生矿物晶间孔和晶内溶孔。 杂基内孔隙多发育与杂基含量较高的（＞10%）砂岩中，孔隙数量多，个体细小，连通性差。自生矿物晶间孔隙发育在深埋条件下自生矿物，如石英、方解石、沸石、碳酸岩小晶体以及石盐晶体之间，个体小，数量多随埋深有增加之趋势。但由于常生长于粒间孔隙中，连通性较好，又由于其晶体小，比表面积大，孔隙结构复杂，影响流体渗流。因此在埋深3500米以下，孔隙度降低较慢，而渗透率降低很快。这类晶间孔隙在徐东-唐庄地区相对发育。另外，杜桥白地区深层还可见到丰富的碳酸盐晶内溶孔和石盐晶内溶孔。 4. 裂隙 裂缝在黄河南地区较不发育，在桥24井沙三段3547.5米砂岩中见一构造裂缝，此外多见泥质粉砂岩或细砂岩中泥质细条带收缩缝。一般绕裂缝在构造活动强烈部位发育，对储层物性改善很有作用。 4.2孔隙结构特征 1.孔隙结构分析 岩石的储集空间不是由单一的孔隙类型组成，而是由多种孔隙类型构成的变化多样的复杂的孔喉系统。

储层

储层：凡是能够储集和渗滤流体的地层的岩石构成的地层叫储层。 储层地质学：是一门从地质学角度对油气储层的主要特征进行描述、评价及预测的综合性学科。 研究内容：储层层位、成因类型、岩石学特征、沉积环境、构造作用、物性、孔隙结构特征、含油性、储集岩性几何特征储集体分布规律、对有利储层分布区的预测。有效孔隙度：指那些互相连通的，且在一定压差下（大于常压）允许流体在其中流动的孔隙总体积与岩石总体积的比值。 绝对渗透率：如果岩石孔隙中只有一种流体存在，而且这种流体不与岩石起任何物理、化学反应，在这种条件下所测得的渗透率为岩石的绝对渗透率。 剩余油饱和度：地层岩石孔隙中剩余油的体积与孔隙体积的比值 残余油饱和度：地层岩石孔隙中残余油的体积与孔隙体积的比值 储层发育的控制因素：沉积作用、成岩作用、构造作用低渗透储层的基本地质特征：孔隙度和渗透率低、毛细管压力高、束缚水饱和度高 低渗透储层的成因：沉积作用、成岩作用 论述碎屑岩储层对比的方法和步骤： 1、依据 2、对比单元划分 3、划分的步骤 1、依据：①岩性特征：指岩石的颜色、成分、结构、构造、地层变化、规律及特殊标志层等。在地层的岩性、厚度横向变化不大的较小区域，依据单一岩性标准层法，特殊标志层进行对比；在地层横向变化较大情况下依据岩性组合②沉积旋回：地壳的升降运动不均衡，表现在升降的规模大小不同。在总体上升或下降的背景上存在次一级规模的升降运动，地层剖面上，旋回表现出次一旋回对比分级控制③地球物理特征：主要取决于岩性特征及所含流体性质，电测曲线可清楚反映岩性及岩性组合特征，有自己的特征对比标志可用于储层对比；测井曲线给出了全井的连续记录，且深度比较准确，常用的对比曲线：视电阻率曲线、自然电位曲线、感应测井曲线 2、对比单元划分：储层层组划分与沉积旋回相对应，由大到小划分为四级：含油层系、油层、砂层组和单油层。储层单元级次越小，储层特性取性越高，垂向连通性较好 3、划分的步骤：沉积相的研究方法主要包括岩心沉积相标志研究、单井剖面相分析、连续剖面相对比和平面相分析四种方法 岩心沉积相标志的研究方法是以岩石学研究为基础，可分为三类：岩性标志，古生物标志和地球化学标；单井剖面分析是根据所研究地层的露头和岩化剖面，以单井为对象，利用相模式与分析剖面的垂向层序进行对比分析，确是沉积相类型，最后绘出单井剖面相分析图；连井剖面相对比分析主要表示同一时期不同井之间沉积相的变化，平面相分析是综合应用剖面相分析结果进行区域岩相古地理研究的方法。 碳酸盐岩与碎屑岩储层相比，具有哪些特征？ ①岩石为生物、化学、机械综合成因，其中化学成因起主导作用。岩石化学成分、矿物成分比较简单，但结构构造复杂，岩石性质活泼，脆性大②以海相沉积为主，沉积微相控制储层发育③成岩作用和成岩后生作用严格控制储集空间发育和储集类型形成。 扇三角洲储层特征？ ①碎屑流沉积。由于沉积物和水混合在一起的一种高 密度、高粘度流体，由于物质的密度很大，沿着物质聚集体内的剪切面而运动。②片汜沉积。是一种从冲积扇河流末端漫出河床而形成的宽阔浅水中沉积下来的产物，沉积物为呈板片状的砂、粉砂和砾石质。 。③河道沉积。指暂时切入冲积扇内的河道充填沉积物。④筛积物。当洪水携带的沉积物缺少细粒物质时，便形成由砾石组成的沉积体。 碎屑岩才沉积作用：垂向加积、前积、侧向加积、漫积、筛积、选积、填积、浊积 喉道：在扩大孔隙容积中所起作用不大，但在沟通孔隙形成通道中起着关键作用的相对狭窄部分，称为喉道。孔隙结构：岩石所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布、相互连通情况以及孔隙与喉道间的配置关系。 碎屑岩的喉道类型：孔隙缩小型喉道、缩颈型喉道、片状喉道、弯片状喉道、官束状喉道 孔隙类型：原生孔隙、次生孔隙、混合孔隙 排驱压力：非润湿相开始进入岩样所需要的最低压力，它是泵开始进入岩样最大连通孔喉而形成连续流所需的启动压力，也称阀压。 成岩作用：指碎屑沉积物在沉积之后到变质之前所发生的各种物理、化学及生物的变化。 同生成岩作用：沉积物沉积后尚未完全脱离上覆水体时发生的变化与作用的时期。 表成岩作用：指处于某一成岩阶段弱固结或固结的碎屑岩，因构造抬升而暴露或接近地表，受到大气淡水的溶蚀，发生变化与作用的阶段。 成岩作用的基本要素：岩石、流体、温度、压力 孔隙水的流动方式和动力：压实驱动流、重力驱动流、滞流 碎屑岩主要的成岩作用有哪些？分别对孔隙有什么影响？ 根据成岩作用对储层孔隙演化的影响，可将碎屑岩的残岩作用分为两大类：一是降低储层孔渗性的成岩作用，主要有机械压实作用和胶结作用，其次压溶作用和重结晶作用；其中机械压实作用是沉积物在上覆重力及静水压力作用下，发生水分排出，碎屑颗粒紧密排列而使孔隙体积缩小，孔隙度降低，渗透性变差的成岩作用；胶结作用是指孔隙溶液中过饱和成分发生沉淀，将松散的

原油物性、碎屑岩储层分类简表

气藏采收率大致范围表单位：f 注：来源于《天然气储量规范》 气藏采收率大致范围表单位：f 注：来源于加拿大学者G.J狄索尔斯(Desorcy)归纳的世界不同类型气藏的采收率

1. 石油 (1) 按产能大小划分单井工业油流高产—特低产标准 千米井深的稳定日产量[t/(km.d)] 高产中产低产特低产 >15 >5-15 1-5 <1 (2)按地质储量丰度划分作为油田评价的标准： 地质储量丰度(1x104t/km2) 高丰度中丰度低丰度特低丰度 >300 >100-300 50-100 <50 (3)按油田地质储量大小划分等级标准： 石油地质储量(1x108t) 特大油田大型油田中型油田小型油田 >10 >1-10 0.1-1 <0.1 (4)按油气藏埋藏深度划分标准： 油气藏埋藏深度(m) 浅层油气世故(田) 中深层深层超深层<2000 2000-3000 >3200-4000 4000 此外，还有几种特殊石油储层的划分标准： 稠油储量指地下粘度大于50mPa·S的石油储量。 高凝油储量指原油凝固点在40℃以上的石油储量。

低经济储量指达到工业油流标准，但在目前技术条件下，开发难度大，经济效益低的石油储量。又有称为边界经济储量。 超深层储量指井深大于4 000m，开采工艺要求高的石油储量。 2.天然气 (1)按千米井深的单井稳定天然气产量划分标准： 千米井深稳定产量［104m3/(km·d)］高产中产低产 >10 3-10 <3 (2)天然气田储量丰度划分标准： 天然气储量丰度(108 m3/km2) 高丰度中丰度低丰度 >10 2-10 <2 (3)天然气田总储量划分大小标准： 田天然气田总储量(108m3) 大气田中气田小气田 >300 50-300 <50 (4)按气藏埋藏深度划分标准： 天然气藏埋深(m) 浅层气藏(田) 中深层深层超深层

原油物性碎屑岩储层分类简表

原油物性分类简表 碎屑岩储层分类表(石油天然气储量计算规范， DZ/T 0217-2005 ) f 1.石油

(1)按产能大小划分单井工业油流高产一特低产标准 千米井深的稳定日产量[t/(km.d)] 高产中产低产特低产 >15 >5-15 1-5 <1 (2)按地质储量丰度划分作为油田评价的标准： 地质储量丰度(1x104t/km2) 高丰度中丰度低丰度特低丰度 >300 >100-300 50-100 <50 (3)按油田地质储量大小划分等级标准： 石油地质储量(1x108t) 特大油田大型油田中型油田小型油田 >10 >1-10 0.1-1 <0.1 (4)按油气藏埋藏深度划分标准： 油气藏埋藏深度(m) 浅层油气世故(田) 中深层深层超深层<2000 2000-3000 >3200-4000 4000 此外，还有几种特殊石油储层的划分标准： 稠油储量指地下粘度大于50mPa ? S的石油储量。 高凝油储量指原油凝固点在 40E以上的石油储量。

低经济储量指达到工业油流标准，但在目前技术条件下，开发难度大，经济效益低的石油储量。又有称为边界经济储量。 超深层储量指井深大于4 000m,开采工艺要求高的石油储量。 2?天然气 (1)按千米井深的单井稳定天然气产量划分标准： 千米井深稳定产量]104m3/(km ? d)] 高产中产低产 >10 3-10 <3 (2)天然气田储量丰度划分标准： 天然气储量丰度(108 m3/km2) 高丰度中丰度低丰度 >10 2-10 <2 (3)天然气田总储量划分大小标准： 田天然气田总储量(108m3) 大气田中气田小气田 >300 50-300 <50 (4)按气藏埋藏深度划分标准： 天然气藏埋深(m)

第六章 储层解析

第六章油气储层 储层是油气赋存的场所，也是油气勘探开发的直接目的层。储层研究是制定油田勘探、开发方案的基础，是油藏评价及提高油气采收率的重要依据。本章从储集岩类型入手，系统介绍储层非均质性、裂缝性储层、储层建模及综合分类评价等内容。 第一节储集岩类型 在自然界中，把具有一定储集空间并能使储存在其中的流体在一定压差下可流动的岩石称为储集岩。由储集岩所构成的地层称为储集层，简称储层。按照不同的分类依据，可进行不同的储层分类。 一、按岩石类型的储层分类 根据岩石类型，可将储层分为碎屑岩储层、碳酸盐岩储层和其它岩类储层。其中，前二者亦可称为常规储层，后者可称为特殊储层，意为在特殊情况下才能形成真正意义上的储层。《石油地质学》[56]已系统阐述了各种岩类储层的基本特征和控制因素，在此仅简要介绍。 1.碎屑岩储层 主要包括砂岩、粉砂岩、砾岩、砂砾岩等碎屑沉积岩。储集空间以孔隙为主，在部分较细的碎屑岩中可发育裂缝。储层的分布主要受沉积环境的控制，储集空间的发育则受控于岩石结构和成岩作用，部分受构造作用的影响。 2.碳酸盐岩储层 主要为石灰岩和白云岩。储集空间包括孔隙、裂缝和溶洞。与碎屑岩储层相比，碳酸盐岩储层储集空间类型多，具有更大的复杂性和多样性。储层的形成和发育受到沉积环境、成岩作用和构造作用的综合控制。 3.其它岩类储层 包括泥岩、火山碎屑岩、火山岩、侵入岩、变质岩等。 泥岩的孔隙很小，属微毛细管孔隙，流体在地层压力下不能流动，因此，一般不能成为储集层。但是，在泥岩中发育裂缝，或者泥岩中含有的膏盐发生溶解而形成晶洞时，泥岩中具有连通的储集空间，可成为储集岩。 火山碎屑岩包括各种成分的集块岩、火山角砾岩、凝灰岩。其特征与碎屑岩相似，但胶结物主要为火山灰和熔岩。储集空间主要为孔隙，其次为裂缝。 火山岩储集岩主要指岩浆喷出地表而形成的喷出岩，包括玄武岩、安山岩、粗面岩、流纹岩等。储集空间主要为气孔、收缩缝及构造裂缝。 岩浆侵入岩和变质岩都有不同程度的结晶，故亦称结晶岩。往往构成含油气盆地沉积盖层的基底。当结晶岩受到长期风化作用和构造作用时，其内可形成风化孔隙、风化裂缝及构造裂缝等储集空间，从而形成储集岩。这类储集岩一般发育于不整合带。 二、按储集空间的储层分类 储层的储集空间包括三种基本类型，即孔隙、裂缝和溶洞。在自然界中，这三种储集空间可有不同的组合，因而可形成不同的储层类型，如孔隙型、孔隙－裂缝型、裂缝型、裂缝 179

中国深层优质碎屑岩储层特征与形成机理分析_钟大康

中国科学D辑:地球科学 2008年 第38卷 增刊Ⅰ: 11~18 www. scichina. com earth. scichina. com 《中国科学》杂志社SCIENCE IN CHINA PRESS 中国深层优质碎屑岩储层特征与形成机理分析 钟大康①*, 朱筱敏①, 王红军② ①中国石油大学(北京)资源与信息学院, 北京 102249; ②中国石油勘探开发科学研究院, 北京 100083 * E-mail:zhongdakang@https://www.wendangku.net/doc/b9251126.html, 收稿日期: 2007-04-20; 接受日期: 2008-03-21 国家重点基础研究发展计划项目(编号: 2001CB209100;2006CB202203)及国家自然科学基金项目(批准号: 40672094)资助 摘要系统研究中国不同地区不同盆地类型不同时代深层优质碎屑岩储层表明: 中国深层优质碎屑岩储层分布于3000~6000 m深度, 时代跨越古生代、中生代到新生代, 形成于三角洲(包括辫状河三角洲、扇三角洲和正常三角洲)以及河流、滨浅湖、深-半深湖重力流水道和浊积扇以及部分滨岸环境, 古生界滨岸环境形成的储层岩石类型主要为石英砂岩, 中新生界三角洲、河流、滨浅湖及重力流环境形成的储层岩石类型主要为岩屑砂岩、长石岩屑砂岩. 孔隙度大多超过10%, 渗透率一般大于10×10?3μm2. 深层优质碎屑岩储层的形成主要与深部的溶蚀作用、埋藏方式、异常高压、早期烃类注入、热循环对流、膏盐效应、砂泥岩互层状况等因素有关. 其中深部溶蚀作用、早期长期浅埋晚期短期快速深埋、异常高压以及烃类的早期充注是形成中国深层优质碎屑岩储层的主要因素. 深层优质碎屑岩储层的形成受其所处盆地的大地构造背景和古地温、沉积条件、溶蚀作用、埋藏方式、异常高压、早期烃类注入等多种因素控制. 其中大地构造背景和古地温从宏观上控制了储层的演化, 沉积条件是形成优质储层的前提和基础, 溶蚀作用是形成优质储层的直接原因, 埋藏方式、异常高压、早期烃类注入、砂泥岩互层状况等是形成优质储层的次要因素. 关键词 深层 优质碎屑岩储层特征 形成机理 控制因素 随着中国浅层勘探开发的难度日益加大以及油气勘探的不断深入, 在全球石油供应日趋紧张的形势下, 将勘探开发的目标由浅层转向深层已经是一种必然的趋势, 深层(埋深>3000 m)碎屑岩油气藏的勘探是中国油气储量新的增长点[1~4]. 因此, 加强深层碎屑岩储层的研究具有十分重要的意义. 国外对深埋优质储层的成因作过一些研究, 提出绿泥石包壳、超压泄压、热循环对流和深部酸性流体的溶蚀等在深埋藏优质储层形成过程中的作用[5~11], 而国内在这方面所作的工作相对薄弱一些[12~17]. 1 深层优质碎屑岩储层基本特征 纵观中国不同地区深层优质碎屑岩储层发育与分布状况认为, 中国深层优质碎屑岩储层具有如下基本特征: 1.1分布的深度范围广 中国深层优质碎屑岩储层的深度分布范围较广, 从3000~6000 m均有发育, 但大部分分布于3500~ 4000 m的深度[5~16]. 东部断陷盆地深层优质储层分布较浅, 多为3000~3500 m, 尤其是松辽盆地, 仅

SYT5717-95单井碎屑岩储层评价

SY 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T 5717—95 ──────────────────────────── 单井碎屑岩储层评价1995—07—13发布1995—12─20实施─────────────────────────── 中国石油天然气总公司发布

目录 1 主题内容与适用范围 (1) 2 引用标准 (1) 3 岩性评价内容和要求 (1) 4 沉积相评价内容和要求 (3) 5 成岩作用评价内容和要求 (4) 6 储层温度压力评价和要求 (6) 7 储层孔渗性能评价和要求 (8) 8 地震储层预测和参数提取 (9) 9 储层敏感性评价和要求 (10) 10 储层含油（气）性评价 (17) 11 储层综合评价 (18)

中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T 5717—95 单井碎屑岩储层评价 ───────────────────────────── 1 主题内容与适用范围 本标准规定了碎屑岩单井油气储层评价的内容、方法和要求。 本标准适用于碎屑岩单井油气储层的评价和分类。 2 引用标准 SY/T 5153.1—87 油藏岩石润湿性测定自吸方法 SY/T 5153.2—87 油藏岩石润湿性测定离心机方法 SY/T 5162—87 岩石样品扫描电子显微镜分析方法 SY 5364—89 岩石含油级别的划分 SY/T 5368.1—89 岩石薄片鉴定方法变质岩 SY/T 5368.2—1995 岩石薄片鉴定方法砂岩 SY/T 5368.3—89 岩石薄片鉴定方法岩浆岩 SY/T 5368.4—89 岩石薄片鉴定方法火山碎屑岩 SY/T 5368.5—1995 岩石薄片鉴定方法碳酸盐岩 SY/T 5477—92 碎屑岩成岩阶段划分规范 3 岩性评价内容和要求 以岩心研究为基础，辅之以岩屑和井壁取心，并按SY/T 5368.1～5368.5对地层剖面进行连续描述，用岩心资料刻度或标定测井资料以提高解释精度。按照储层评价目的选择分析化验内容（见图1）。 3.1 颜色 取新鲜面进行描述和命名；并区分自生色和继承色。 3.2 成分 碎屑岩的成分研究需要宏观观察、微观观察及测试鉴定相结合。 3.3 结构 观察描述颗粒大小、形状、球度、圆度、颗粒表面特征，以及胶结物特征、杂基特征、胶结类型和支撑结构等方面内容。各项内容还应作出定性和定量的描述和分析。 3.4 沉积构造 观察描述层理类型、层面构造、同生变形、生物扰动和以化学成因为主的沉积构造等，其中层理是主要研究内容。不同类型层理要进行层理类型、显现方式、纹层厚、层厚和层系厚度变化，以及层理规模大小、产状要素等描述和统计。 3.5 岩石类型 主要由陆源物质组成的碎屑岩，按照颗粒大小将碎屑岩划分为砾岩、砂岩、粉砂岩和

毛管压力曲线分类标准

1.根据毛管压力曲线形态对储层定性分类 （1）大孔粗喉型储层 特点：孔隙个体大，喉道粗，分选连通好，歪度偏大，孔隙度、渗透率均好。 （2）小孔粗喉型储层 特点：喉道粗，孔隙个体小，分选连通较好，孔隙度低--中，渗透率中等--低。 （3）大孔细喉型储层 特点：孔隙个体大，喉道偏细，孔隙度中等，渗透率偏低。 （4）小孔细喉型储层 特点：孔隙个体小，喉道偏细，细歪度，孔隙度低，渗透率低。 粗喉、中喉、细喉、微喉的分级： 级别主要流动喉道直径um 特粗喉>30um 粗喉20~30 中喉10~20 细喉1~10 微喉<1 美国岩心实验室(Core Laboratories)根据孔喉半径大小将孔喉分为三种类型: 1.大孔喉(Macropores)—孔喉半径大于1.5μm; 2粗微孔喉(Coarse micropores)—孔喉半径在0.5～1.5μm; 3.细微孔喉(Fine micropores)—孔喉半径小于0.5μm。 于是该实验室在压汞毛管压力资料分析时计算这三类孔喉在岩石中所连通的孔隙体积百分数, 即: 1.大孔喉(>1.5μm)的孔隙体积百分数; 2.粗微孔喉(0.5～1.5μm)的孔隙体积百分数; 3.细微孔喉(<0.5μm)的孔隙体积百分数。 根据 E.S.米赛尔和W.V.安琪哈尔特的研究，吸附水膜的厚度一般可达0.1μm(有时可以变厚)。这就意味着, 在自然条件下, 水膜可以把半径≤0.1μm的管道全部堵死, 使石油无法进入。马丁·雷克曼也曾明确宣称:应当把半径<0.1μm 的孔隙当成岩石固体部分看待, 祝总祺等建议扬弃了半径<0.1μm的孔隙之后, 其余的半径大于0.1μm的孔隙空间代表石油能够进入的孔隙空间, 并将这部分空间体积称为“有用孔隙体积”。笔者认为, 可将半径小于0.1μm的孔喉称作极细微孔喉, 可从压汞毛管压力曲线上计算出极细微孔喉连通的孔隙体积百分数, 把

储层精细划分

油田进入开发后期，进一步提高采收率、挖掘剩余油潜力的难度越来越大，必须 进行精细的地层划分、对比工作。建立在地震地层学、层序地层学基础之上的高分辨 率层序地层学1995 年引入我国油气勘探领域后，其地层划分与对比方法在油田开发 中得以应用并取得了很好的效果；20 世纪60 年代，我国的石油地质工作者依据陆相 盆地多级次震荡运动学说和湖平面变化原理，在大庆油田会战中创造出了适用于湖相 沉积储层精细描述的“旋回对比、分级控制、组为基础”的小层对比技术，80 年代 中期，在小层沉积相研究的基础上，又将这一方法进一步发展为“旋回对比、分级控 制、不同相带区别对待”的相控旋回等时对比技术[56-58]，使之更加适用于湖盆中的河 流-三角洲沉积，这项技术以其精细性和实用性，成为我国陆相油田精细油藏描述的 技术基础，得到了广泛应用。高分辨率层序地层对比与大庆油田的相控旋回等时对比 技术，一种理论性强，一种实用性强，均属于地层学中的精细地层划分、对比技术， 有许多相似之处，也各有其优缺点。本章首先简要介绍了高分辨率层序地层学的基本 原理和大庆油田的相控旋回等时对比技术，然后对这两种方法的作了比较，最后综合 应用两种方法，对商河油田南部沙二段地层进行了划分与对比，建立了研究区沙二段 的精细等时地层格架。 3.1 高分辨率层序地层学基本原理 层序地层学作为地层划分与对比的方法广泛应用于油气勘探的各个阶段。层序地 层学已发展成三个不同的学派，即Exxon 沉积层序、Galloway 成因层序及Cross 高分辨率层序地层学，它们已成为层序研究的三种基本方法。其共性是都与事件地层学相 关联，并且都是基于岩石地层旋回性以及相对地层格架的测定。主要差别在于旋回之 间界面的确定。Galloway 成因地层学使用了最大海（湖）泛面，Exxon 沉积层序使用 了不整合面，而Cross 的高分辨率测序地层则采用地层基准面原理。Cross 的高分辨 率层序地层与Galloway 成因地层和Exxon 沉积层序之间的差别在于前者采用二分时 间单元（地层基准面旋回），而后者采用的是三分时间单元。这三种方法各有其优缺 点，只要弄清楚用的是哪一种方法，或是在同一研究中使用几种方法都是可以的[59] 。由美国科罗拉多区矿业学院Cross 教授提出的高分辨率层序地层学理论，是近年 来新掘起的层序地层学新学派[33]。该理论经邓宏文、徐怀大等传入我国后，在我国 第三章地层的精细划分与对比 24 陆相盆地储层预测研究中发挥着重要的作用[22，60]，极大地提高了陆相盆地的储层预 测精度。高分辨率层序地层学是在现代层序地层学的基础上发展起来的，它所依据的 仍然是层序地层学的基本原理。它与盆地或区域规模的层序分析不同在于，它以露头、 岩心、测井和高分辨率地震反射剖面资料为基础，运用精细层序划分和对比技术，建 立油田乃至油藏级储层的成因地层对比骨架。这里所谓的“高分辨率”是指“对不同 级次地层基准面旋回进行划分和等时对比的高精度时间分辨率，也即高分辨率的时间 -地层单元既可应用于油气田勘探阶段长时间尺度的层序单元划分和等时对比，也适 合开发阶段短时间尺度的砂层组、砂层和单砂体层序单元划分和等时对比”[24]。 以郑荣才、邓宏文两位教授为代表的高分辨率层序地层专家将高分辨层序地层的 理论运用于我国含油气盆地储层预测的实践中，极大地丰富和发展了高分辨率层序地 层学理论。高分辨层序地层应用于陆相盆地层序分析中的关键技术之一是识别和划分 不同成因的界面与不同级次的基准面旋回[20-26]。郑荣才教授根据他在辽河、胜利、长庆、大庆及滇黔桂等油田的实践，将不同构造性质的湖盆在盆地构造-沉积演化序列 中的控制因素进行分类，根据界面成因特征提出了“巨旋回，超长周期旋回、长周期 旋回、中期旋回、短期旋回、超短期旋回”的划分方案，建立了各级次旋回的划分标

中国国家标准《石油天然气资源储量分类》

附件3 中国国家标准《石油天然气资源/储量分类》 （GB/T 19492-2004）与《联合国化石 能源和矿产储量与资源分类 框架》（2009）对接文件 2018年1月

目录 I.前言 (1) II.级别和亚级的直接对应 (13) III.GB/T 19492-2004级别细分为多个UNFC-2009亚级 (17) IV.GB/T 19492-2004勘探开发阶段划分与UNFC-2009项目划分对应的说明 (24) V.GB/T 19492-2004未界定和无分类数量的说明 (26)

I.前言 1.对接文件是说明在《联合国化石能源和矿产储量与资源分类框 架》（2009）（以下简称“UNFC-2009”）与资源分类专家组（EGRC）认可作为并行体系的另一分类体系之间关系的文件。文件提供了相应的说明和指南，指导用户利用UNFC-2009数字代码对并行体系产生的估算值进行分类。利用UNFC-2009数字代码报告估算值时，应明确相关的对接文件。 2.本文件对中国国家标准《石油天然气资源/储量分类》（GB/T 19492-2004）（以下简称“GB/T 19492-2004”）和UNFC-2009有关储量和资源量类别和级别进行了对比。 3.GB/T 19492-2004是指中华人民共和国国家质量监督检验检疫 总局中国国家标准化管理委员会于2004年4月30日发布，于2004年10月1日实施的《石油天然气资源/储量分类》（GB/T 19492 -2004）。该分类为中国的石油、天然气（游离气、气顶气和原油溶解气）和凝析油资源/储量的计算、评审和统计设立了统一的指导原则（图1）。

碎屑岩

碎屑岩 岩石机械风化后形成的岩石碎屑和矿物碎屑，经搬运、沉积、压实、胶结而成的岩石，称为碎屑岩。 基本简介 碎屑岩是由于机械破碎的岩石残余物，经过搬运、沉积、压实、胶结，最后形成的新岩石。又称陆源碎屑岩。碎屑岩中碎屑含量达50%以上，除此之外，还含有基质与胶结物。基质和胶结物胶结了碎屑，形成碎屑结构。按碎屑颗粒大小可分为砾岩、砂岩、粉砂岩等。 碎屑岩 按物质来源分类 按物质来源可分为陆源碎屑岩和火山碎屑岩两类。火山碎屑岩按碎屑粒径又分为集块岩（>64毫米）、火山角砾岩（ 64～2毫米）和凝灰岩（256毫米)、粗砾岩（256～64毫米）、中砾岩（64～4毫米）、细砾岩（4～2毫米）。砂岩按砂粒大小可细分为巨粒砂岩（2～1毫米），粗粒砂岩（1～0.5毫米）、中粒砂岩（0.5～0.25毫米）、细粒砂岩（0.25～0.1毫米）、微粒砂岩（ 0.1～0.0625毫米）。粉砂岩按粒度可分为粗粉砂岩（ 0.0625 ～0.0312毫米），细粉砂岩（ 0.0312～0.0039毫米）。碎屑岩主要由碎屑物质和胶结物质两部分组成。

碎屑物 碎屑岩 碎屑物质又可分为岩屑和矿物碎屑两类。岩屑成分复杂，各类岩石都有。矿物碎屑主要是石英、长石、云母和少量的重矿物。胶结物主要是化学沉积形成的矿物，它们充填在碎屑之间起胶结作用，主要有硅质矿物、硫酸盐矿物、碳酸盐矿物、磷酸盐矿物及硅酸盐矿物。碎屑岩的孔隙是储存地下水及油、气的对象，研究碎屑岩对寻找地下水及油气矿床有实际意义。 矿物成分 碎屑岩的矿物成分以石英和长石为主，它们对储层物性的影响不同。一般说来，石英砂岩比长石砂岩储集物性好。 碎屑岩成分 原因一

储层地质

1所谓砂（砾）岩体是指在某一沉积环境下，具有一定形态、岩性和分布特征，并以砂（砾）质岩为主的沉积岩石。 由于沉积条件差异，不同成因类型下形成的砂岩体，在形态规模、颗粒大小、矿物成分、分选、磨圆度和储集物性等方面都存在较大差异，并且碎屑岩储集主体是砂岩体，研究不同成因类型的砂岩体有助于我们对碎屑岩储层的认识。胡泊环境的砂体类型主要有浊流砂体、三角洲砂体、三三角洲砂体、水下散沙替及滩坝。特征如下： 1、浊流：沉积作用：浊流。暗色深湖泥岩中夹正递变层理砂砾岩，常见鲍马序列与泄水构造。层状叠置，沙泥互层朵状分布。 2、三角洲：牵引流、顺流加积。砂岩夹泥岩，常具三层结构，板状交错层理，和浪成砂交错层理及复合层理为主。长河流三角洲、短河流三角洲，以反韵律为主。 3、扇三角洲：牵引流与重力流共生。砂砾岩夹泥岩三层结构，大型交错层理和浪成砂纹层理及递变层理块状堆积，扇状展布砂包泥。水退型三角洲，正反韵律均可。 4、水下扇：重力流为主。砂砾岩夹泥岩，无三层结构混杂堆积，大型板状交错层理与递变层理。湖盆陡岸，以正韵律为主。 5、滩坝：暗流选积。砂岩和粉砂岩与泥岩频繁互层。层状延展，砂夹泥层。湖盆边缘；正反韵律均有。 2成岩作用狭义上是指是松散的沉积物固结形成沉积岩石的作用，广义上是沉积物沉积之后转变为沉积岩直至变质作用之前，或因构造运动重新抬升到地表受风化前所发生的物理化学及生物作用，以及这些作用所引起的沉积物或沉积岩的结构、构造和成分的变化。 基本测试技术包括： A岩石矿物分析法——常规岩石薄片研究、铸体薄片研究、荧光薄片研究、阴极发光薄片研究、扫描电镜分析、x射线衍射分析、电子探针及能谱分析和流体包裹体分析 B实验测试方法——毛细管压力法分析、有机质成熟度分析、有机酸分析和稳定

井震结合的稀疏井区相控储层分类与综合评价——以珠江口盆地WC-A油田珠江组为例

Journal of Oil and Gas Technology 石油天然气学报, 2020, 42(2), 17-26 Published Online June 2020 in Hans. https://www.wendangku.net/doc/b9251126.html,/journal/jogt https://https://www.wendangku.net/doc/b9251126.html,/10.12677/jogt.2020.422012 Facies-Controlled Reservoirs Classification and Comprehensive Evaluation in Sparse Well Areas Combined with Well-Seismic —Taking the Pearl River Formation of the WC-A Oilfield in the Pearl River Mouth Basin as an Example Feng Wei1, Guoqing Xue1, Cong Xiong2, Chengsheng Zhao2 1Zhanjiang Branch of CNOOC (China) Co. Ltd., Zhanjiang Guangdong 2Wuhan Times GeoSmart Science and Technology Co. Ltd., Wuhan Hubei Received: Mar. 4th, 2020; accepted: Apr. 7th, 2020; published: Jun. 15th, 2020 Abstract Reservoir classification and comprehensive evaluation is an important research content in the middle and late stage of oil and gas field development, especially for offshore oil and gas fields, the well pattern is sparse and the risk of well location deployment is high. Through reservoir classifi-cation and comprehensive evaluation, the development risk can be effectively reduced, which has an important guiding significance for the realization of fine adjustment and potential tapping of oil and gas fields. This paper takes the ZJ1-4 oilgroup of the Neogene in the WC-A oilfield in the Pearl River Mouth Basin as an example, and establishes three major categories and five subcategories through the optimization of sensitive geological parameters and the classification of facies-controlled logging reservoirs. In addition, the reservoir prediction thinking using analytic hierarchy has carved out the lithological and physical properties of the reservoir, and comprehensively eva-luated the plane distribution of different types of reservoirs. Using this research result, multiple adjustment wells were subsequently implemented, and the initial average production capacity reached 20 m3/d, which has achieved good development results, and provides a new research idea for the classification and development of sparse well pattern oil and gas field reservoirs. Keywords Grey System Theory, Reservoir Classification Controlled with Facies Controlled, Reservoir Prediction, Reservoir Comprehensive Evaluation