基于岩相的密度中子交会总孔隙度校正技术——在尼日利亚深海OPL209区块尔哈油田高孔隙度浊积砂岩油藏中的应用

目前，在尼日利亚深海OPL209区块尔哈油田的高孔隙度封闭斜坡的复杂砂岩油藏正在进行着包括24口井的开发计划。在该油田进行了三次常规的钻井取心，但是没有一次是在含气层段取的，由常规测井资料计算的地层孔隙度只能刻度到油水层段的常规岩心。在尔哈油田的含气层段，人们从开始就假定标准的密度-中子交会孔隙度近似等于其地层孔隙度。然而，有确凿的证据表明，尔哈油田含气层段的孔隙度用标准的密度一中子交会技术计算是不准确的，气层的地层孔隙度通常远大于油层和水层的孔隙度。 已经证明，一种基于测井和岩心资料而建立的统计岩相预测模型是很有用的，它能显现出含气、油和水的地层孔隙度存在的巨大差异。这项预测方法完全依赖于用密度和中子测井通过交会技术而计算的总孔隙度。预测模型中使用的这些资料常常会导致这样的预测结果，即在高品质储层预测的值明显高于低品质储层。 建立中子-密度交会孔隙度与泥质体积交会图，来研究含气地层孔隙度与含油和含水层段计算的孔隙度之间的关系。在尔哈油田的所有井中，含气地层孔隙度在孔隙度～泥质体积关系上表现出截然不同的变化趋势，与油和水层段的变化趋势不一样，所有孔隙度都收敛于泥质体积等于100％的泥岩点附近。从这些交会图上我们计算出了校正因子，它随泥质体积而变化。这些校正可以消除由标准密度一中子交会技术所不能完全补偿的所有不符合实际的气效应。接下来在岩相预测模型中使用校正后的孔隙度，得出了更准确和地质上合理的计算结果。 从统计模型中得到的岩相预测结果直接输入到该油田最终的地质和油藏模拟模型中。低品质岩相预测结果输入到模型中，通常导致计算的平均地层渗透率和油气体积偏低。因此，为了获得更准确的岩相预测结果，当务之急是准确地计算总孔隙度。如果这样做了，油田的储量潜能和动态就可以准确的描述，从而减少不确定性。