DB61∕T 1178-2018 勘探区块石油地质综合评价规范(陕西省).pdf

ICS 75.020E 11DB61陕西省地方标准DB 61/T 11782018勘探区块石油地质综合评价规范Specification for comprehensive evaluation on petroleum geology of explorationblocks2018 - 10 - 11 发布2018 - 11 - 11 实施陕西省质量技术监督局发 布DB61/T 11782018I目次前言.II1 范围.12 规范性引用文件.13 术语和定义.14 评价流程.15 评价的内容和方法.26 评价成果.8附录A （资料性附录） 储层分类评价标准. 10附录B （资料性附录） 主要成果数据表格式. 11DB61/T 11782018II前言本标准按照GB/T 1.12009给出的规则起草。本标准由陕西延长石油（集团）有限责任公司提出。本标准由陕西省能源局归口。本标准起草单位：陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院。本标准主要起草人：贺永红、杜彦军、马芳侠、许璟、王变阳、方晓君、董丽红、时晓章、葛云锦。本标准由陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院负责解释。本标准首次发布。联系信息如下：单位：陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院电话：[phone]地址：陕西省西安市雁塔区科技二路75号邮编：710075DB61/T 117820181勘探区块石油地质综合评价规范1范围本标准规定了油田的勘探区块石油地质综合评价的术语及定义、 评价流程、 评价的内容和方法以及评价成果。本标准适用于陕西省境内油田的勘探区块中生界碎屑岩储层的石油地质综合评价。2规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。 凡是注日期的引用文件， 仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。SY/T 5368 岩石薄片鉴定SY/T 5477 碎屑岩成岩阶段划分SY/T 56152004 石油天然气地质编图规范及图式SY/T 5735 陆相烃源岩地球化学评价方法SY/T 5938 地震反射层地质层位标定SY/T 6169 油藏分类3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1勘探区块 exploration blocks具有油气勘探前景，尚需进一步落实成藏主控因素和有利目标的勘探程度较低的特定区域或区带。3.2石油地质综合评价 comprehensive evaluation on petroleum geology对勘探区块进行综合地质研究，优选有利钻探目标，指导勘探部署的评价过程。4评价流程评价工作流程见图1。DB61/T 117820182图 1评价工作流程图5评价的内容和方法5.1资料勘探区块评价应收集但不限于钻井资料、录井资料、测井资料、试油试采资料、化验分析资料、非地震物化探资料、地震资料、已有研究成果及其他资料。5.2地层划分与对比5.2.1基本原则5.2.1.1以地层学、测井地质学、沉积学等理论为指导，利用“区域标志层”法，结合沉积旋回法、地层厚度法进行地层对比，建立标准井和骨架剖面。5.2.1.2应遵循以下几个原则：a)旋回对比，分级控制；DB61/T 117820183b)区域标志层的约束；c)参考地层厚度和海拔；d)剖面上进行纵、横对比，保证全区闭合。5.2.2层位标定层位标定应按SY/T 5938的规定执行。5.2.3选取标志层选取在地层剖面中，岩性及电性特征明显、在一定范围内能追踪的岩层或岩层组。5.2.4选取标准井选取对比标准井应遵循以下原则：a)地层发育齐全，无断层或少断层；b)曲线齐全、电性特征明显，排除盐水泥浆井；c)储层发育，代表全区储层特点，优先取心井；d)位于区块的关键部位，以利于周围井的对比；e)选择直井，避免定向斜井；f)根据区块的大小，可选择多口标准井，多口标准井的标志及层位要统一；g)在对比过程中应遵循近井对比的原则，但要经常用标准井进行规范。5.2.5建立骨架地层剖面应符合以下要求：a)应通过标准井向外延伸，沿平行和垂直物源方向，选择地层发育齐全、且能反映评价区块地层特征及变化情况的井建立骨架地层剖面；b)在构造发育区，沿构造轴线和垂直构造轴线建立骨架剖面。5.3构造特征在精细地层划分与对比的前提下，利用校直后的地层顶（底）面深度及对应井的补心海拔，计算得到地层的顶（底）面高程值，编制构造图，并描述构造的类型、形态特征。编制构造图时宜遵循以下原则：a)作图界面选择油层组顶（底）、小层顶、单砂层顶；b)等高线要求：等高线间距5m（可根据不同勘探开发阶段需求及油藏类型加密）；c)构造平面图的图元代码及图式应符合 SY/T 56152004 中附录 E 的规定。5.4烃源岩特征5.4.1烃源岩评价5.4.1.1烃源岩分布特征根据测井、录井及取心资料，并结合基础地质资料单井识别、划分烃源岩，统计烃源岩的厚度，编制烃源岩厚度平面等值线图，对其平面展布特征进行研究，指出主要的烃源岩发育区。5.4.1.2烃源岩地球化学特征对烃源岩的有机质丰度、 有机质类型和有机质成熟度等地球化学特征进行评价， 对烃源岩品质和生烃潜力进行评价，应按照SY/T 5735的规定执行。DB61/T 1178201845.4.2油源对比对勘探区块不同储集层产出的原油类型进行对比分析， 划分出该区的原油类型。 通过对比原油与烃源岩的生物标志化合物特征，确定油气来源。5.5沉积相与砂体展布特征5.5.1区域沉积背景了解区域地层分布特征、区域构造演化史，沉积演化史，明确目的层沉积体系和沉积环境。5.5.2物源分析根据古水流方向测定、重矿物分析、碎屑成分及其组合分析、地层厚度、砂岩/泥岩比值、稀土元素与微量元素地球化学物源示踪、单颗粒碎屑矿物同位素测年等方法对古流向和物源进行分析研究。5.5.3沉积微相划分5.5.3.1微相标志识别包括以下内容：a)岩性标志：通过野外露头踏勘和取心井岩心资料的系统观察描述，对岩石的颜色、矿物成分、岩石类型、岩石结构、沉积构造、地层厚度、岩体形态和地层接触关系等方面进行分析，并结合区域沉积相背景，确定各类沉积微相的岩性标志；b)古生物标志：利用生物生长、活动在沉积物表面或内部遗留下来的各种痕迹（包括生物遗迹、生物生长构造、生物扰动构造及植物根痕迹等）确定沉积微相的古生物标志；c)地球化学标志： 通过岩石或古生物中能指示不同沉积环境的微量元素、 同位素以及有机地球化学特征分析，确定沉积微相的地球化学标志；d)测井相标志：将测井曲线与岩心分析的沉积微相进行对比分析，建立测井响应模式，确定各类沉积微相的测井相标志；e)地震相标志：利用地震资料中的地层厚度变化、展布形态、接触关系的反射特征，结合测井、钻井等资料确定沉积微相的地震相标志。5.5.3.2单井沉积微相划分在确定各类沉积微相标志的基础上，综合利用各类单井资料，对单井进行沉积微相划分。5.5.4沉积微相分布规律5.5.4.1沉积微相剖面分布特征在单井沉积微相综合分析的基础上， 建立沉积微相剖面， 分析沉积微相在剖面上的组合及演化规律。5.5.4.2沉积微相平面展布特征在物源分析、单井相、连井剖面相分析的基础上，结合砂地比分布特征，编制沉积微相的平面展布图，刻画不同时期沉积微相的空间分布规律，图元代码及图式应符合SY/T 5615-2004中附录K的规定。5.5.4.3砂体展布特征利用测井、录井资料进行砂体识别，编制砂体厚度平面展布图，确定不同沉积时期砂体的空间分布规律。5.6储层特征及评价DB61/T 1178201855.6.1岩石学特征5.6.1.1岩矿组分确定储层岩石中碎屑颗粒、胶结物及杂基的矿物成分及相对含量，应按SY/T 5368的规定执行。5.6.1.2岩石结构应按照下列要求进行：a)描述储层岩石中碎屑颗粒的粒径分布范围、平均粒径、磨圆度、分选性和颗粒接触关系；b)描述储层岩石中的胶结物类型及胶结物结构特征。5.6.1.3岩石分类及命名应按照下列要求进行：a)以石英、长石、岩屑三者相对比例为分类依据，应按照图 2 及表 1 所示进行砂岩分类；b)岩石粒度、填充物应参加命名。图 2砂岩分类三角图DB61/T 117820186表 1砂岩分类表分类图位置岩类石英+燧石(Q)%长石/岩屑比(F/R)石英砂岩Q90/长石石英砂岩75Q90F/R1岩屑石英砂岩75Q90F/R1长石砂岩Q75F/R3岩屑长石砂岩1F/R3长石岩屑砂岩1/3F/R1岩屑砂岩F/R1/35.6.2成岩作用5.6.2.1成岩及成岩后生作用依据岩心的分析化验结果， 确定碎屑岩储层所经历的主要成岩和成岩后生作用， 描述各成岩事件对孔隙结构的改造作用,并判别成岩序列。5.6.2.2成岩阶段划分成岩阶段划分按 SY/T 5477 的规定执行。5.6.2.3成岩相通过对储层沉积微相、各种成岩事件的相对强度、成岩产物、储层孔隙类型的空间分布规律进行综合研究，划分成岩相类型。5.6.3物性特征利用孔隙度与渗透率数据分析储层物性特征及平面展布规律，分析孔、渗之间的关系，明确影响储层物性的主要因素。5.6.4孔隙结构特征5.6.4.1孔隙类型通过对铸体薄片、扫描电镜图像的观察与描述，确定储层岩石的总面孔率，并进一步分析各类型孔隙的相对含量及其发育、分布特征。5.6.4.2孔隙结构特征通过对铸体薄片、图像孔隙、扫描电镜及压汞资料等特征的描述，评价储层的孔喉大小及分布、孔隙结构类型及特征。a)根据储层砂岩的孔隙直径、喉道直径大小，按表 2 对储层的孔喉类型及分布特征进行分析；b)对储层压汞毛管压力曲线特征进行分析，确定其孔隙结构特征参数，描述孔隙结构特征。孔隙结构参数主要包括：排驱压力、中值压力、中值半径、歪度、分选系数、变异系数、最大进汞饱和度、退汞效率。DB61/T 117820187表 2砂岩孔隙、喉道分级标准孔隙级别平均孔径m喉道级别平均喉道直径m大孔隙100粗喉道3.0中孔隙50100中细喉道1.03.0小孔隙1050细喉道0.51.0细孔隙0.510微细喉道0.20.5微孔隙0.5微喉道0.25.6.5储层宏观非均质性对储层的平面非均质性、层内非均质性、层间非均质性特征进行研究，明确储层砂体连通性。5.6.6储层分类及评价根据评价区块储层发育特征，鄂尔多斯盆地中生界碎屑岩储层参见附录A进行分类评价，并指出优质储层与沉积微相、成岩相、局部构造之间的分布规律。5.7油藏控制因素及分布规律研究5.7.1油层、水层判别应按照下列要求进行：a)以试油试采资料为依据， 以岩心资料为佐证， 以测井资料为手段， 确定油层电性下限， 建立油、水层判别图版；b)各油层组油、水层判别的图版精度90%，解释符合率85%。5.7.2已知油藏解剖及主控因素分析解剖已知油藏，明确不同层位石油分布的赋存形式、成藏地质条件和控藏要素，并按SY/T 6169进行油藏分类。5.7.3石油分布特征及富集规律在成藏条件研究的基础上，综合利用录井、岩心、测井解释、试油试采等资料确定油藏空间展布特征，结合控藏要素总结其分布规律。5.7.4流体性质对地面和地下原油、地层水进行测试，确定流体性质及其变化规律。5.8有利目标预测及勘探部署建议5.8.1有利目标预测在综合分析油藏富集规律的基础上，确定有利目标划分标准，完成各油层有利目标预测，编制有利目标预测图，图元代码及图式应符合SY/T 5615-2004中附录F的规定。有利目标划分宜采用以下标准：a)类有利区：位于评价区块生储盖最好配置区，录井可见到油斑及以上级别的油气显示，测井综合解释有油水同层及以上级别，试油至少有 1 口井获工业油流；DB61/T 117820188b)类有利区：位于评价区块生储盖较好配置区，录井可见到油迹及以上级别的油气显示，测井综合解释有差油层及以上级别，试油至少有 1 口井获低产油流；c)类有利区：位于评价区块生储盖较差配置区，录井可见到荧光及以上级别的油气显示。5.8.2资源量估算采用岩性圈闭面积法， 需要根据油藏具体情况进行权重修正。 资源量计算方法采用岩性圈闭面积法计算公式：FQAN0.(1)式中：N资源量，104t；0A油藏面积，km2；F储量丰度，104t/km2；Q区域储量权重系数。5.8.3计算参数5.8.3.1油藏面积计算参数要求如下：a)在砂体主体带两侧，单个油层亚组有效储层厚度为 5m 的砂体线作为有利区油藏面积边界；b)在砂体延伸方向上未探到油藏边界时，以低产油流井或见油迹以上级别显示井外推 1.01.5个井距作为油藏面积边界。5.8.3.2储量丰度计算参数要求如下：a)借鉴邻区相似已探明油藏，确定有利区储量丰度；b)储量丰度为探明石油地质储量与探明面积的比值。5.8.3.3区域储量权重系数估算时，各类有利区采用不同的权重系数:a)I 类有利区权重：0.70；b)II 类有利区权重：0.40；c)III 类有利区权重：0.20。5.8.4勘探部署建议根据区块评价结果，指出勘探方向，提出勘探部署建议。6评价成果6.1文字报告文字报告主要包括以下章节：a)前言；b)区域地质概况；c)地层划分与对比；d)构造特征；e)烃源岩特征；DB61/T 117820189f)沉积相与砂体展布特征；g)储层特征及评价；h)油藏控制因素及分布规律研究；i)综合评价及有利目标预测；j)勘探部署建议。6.2图件主要图件成果包括：a)研究区块位置图；b)研究区勘探开发历程图；c)地层综合柱状图；d)地层对比剖面图；e)油层组、主力小层顶面构造图；f)烃源岩平面分布图；g)单井相综合柱状图；h)沉积相连井剖面图；i)沉积相平面展布图；j)砂体厚度平面展布图；k)四性关系图；l)油、水层判别图版；m)油藏剖面图；n)储层综合评价图；o)有利目标预测图；p)勘探部署图；q)其他相关图件视资料情况而定。6.3数据表主要成果数据表及格式参见附录B。6.4电子信息归档区块评价完成后，应建立区块评价项目数据库，进行电子信息归档。DB61/T 1178201810AA附录A（资料性附录）储层分类评价标准鄂尔多斯盆地中生界碎屑岩储层分类评价标准见表A.1。表 A.1鄂尔多斯盆地中生界碎屑岩储层分类评价标准分类参数中渗透层低渗透层特低渗透层超低渗透层致密层类类abab渗透率mD505001050510150.310.10.30.1孔隙度%1730151713151013810686排驱压力MPa0.040.040.110.110.160.160.370.370.720.721.311.31中值压力MPa0.270.270.680.681.001.002.492.494.904.909.109.10最大孔喉半径m16.967.0516.964.637.052.014.631.032.010.571.030.57中值半径m2.731.102.730.741.100.300.740.150.300.080.150.08喉道均值m4.181.774.181.221.770.521.220.270.520.150.270.15孔喉组合大孔粗喉中孔粗喉中孔中细喉小孔中细喉小孔细喉细孔微细喉细微孔微细喉微喉评价好好较好中等较差差非DB61/T 1178201811附录B（资料性附录）主要成果数据表格式B.1钻井基础数据表钻井基础数据表见表B.1。表 B.1油田区块钻井基础数据表序号井号井别井口坐标地面海拔m补心高度m完钻井深m完钻层位钻井时间套管程序油套固井情况最大井斜总水平位移m总方位钻井取心井壁取心颗(年月日)(内径 mm/下深 m)人工井底m水泥返高m固井质量井深m方位井斜角进尺m平均收获率%横(X) 纵(Y)(垂)(斜)开钻完钻 完井表套技套油套总数含油B.2地层划分数据表地层划分数据表见表B.2。表 B.2油田区块地层划分数据表（纵向单元顶部深度） （左部分）序号井号井别坐标补心海拔m完钻井深m完钻层位延 8m延 9m延 10m富县组m长 1m(X)(Y)井深垂深海拔厚度井深垂深海拔厚度井深垂深海拔厚度井深垂深海拔厚度井深垂深海拔厚度表 B.2油田区块地层划分数据表（纵向单元顶部深度） （右部分）长 2m长 3m长 4+5m长 6m长 7m长 8m长 9m长 10m井深 垂深 海拔 厚度 井深 垂深 海拔 厚度 井深 垂深 海拔 厚度 井深 垂深 海拔 厚度 井深 垂深 海拔 厚度 井深 垂深 海拔 厚度 井深 垂深 海拔 厚度 井深 垂深 海拔 厚度DB61/T 1178201812B.3试油成果数据表试油成果数据表见表B.3。表 B.3油田区块试油成果数据表井号层位射孔井段m厚度m试油或措施日期工作制度压力MPa日产量初周月产累计产量综合含水%气油比m3/m3温度原油性质地层水试油结论是否达到工业油流方式抽深或冲程油层中深m油压套压静压 流压液t油t水m3液t油t水m3液t油t水m3测点深度m静温流温密度g/cm3粘度mPa.s凝固点总矿化度mg/l水型B.4试采（投产）数据表试采（投产）数据表见表B.4。表 B.4油田区块试采（投产）数据表井号 层位试采井段m层数厚度m生产初期目前生产情况累计产量备注日期 措施工作制度压力MPa日产量含水率%日期工作制度压力MPa日产量含水率%方式 抽深 油压 套压 静压 流压油t水m3方式 抽深 油压 套压 静压 流压油t水m3油t水m3B.5有利区预测及资源潜力数据表有利区预测及资源潜力数据表见表B.5。DB61/T 1178201813表 B.5油田区块有利区预测及资源潜力数据表层位有利区类别有利区数量个油藏面积km2储量丰度104t/km2预测资源量104tB.6井位部署建议数据表井位部署建议数据表格式见表B.6。表 B.6油田区块井位部署建议数据表序号井号横坐标纵坐标完钻层位完钻井深m主探层位兼探层位部署区块备注_