高 藝，陳德照，趙振興，張曉明，趙曉紅，陳貞萬

（1.中國石油長慶油田分公司第八采油廠，陜西西安 710018；2.北京凱博瑞石油科技有限公司，北京 100083）

20 世紀(jì)末開始測井解釋主要用于發(fā)現(xiàn)油氣藏及后期評(píng)價(jià)技術(shù)，測井通過勘測儲(chǔ)層的地球物理性質(zhì)完成流體識(shí)別[1]。近年來通過測井與地質(zhì)相結(jié)合，識(shí)別地層裂縫、評(píng)價(jià)巖石的力學(xué)性質(zhì)及剩余油測試等，是目前國內(nèi)外油氣藏勘探開發(fā)中必不可少的關(guān)鍵技術(shù)[2-4]。國內(nèi)隨著油氣勘探開發(fā)一體化技術(shù)不斷提升，各種測井解釋新技術(shù)新工藝也在不斷更新提高。本次論文通過分析低對(duì)比度油層成因，采用視電阻增大率及陣列感應(yīng)電阻率徑向梯度因子識(shí)別方法綜合解釋油水層，為下步老井措施挖潛提供了依據(jù)。

1 侏羅系低對(duì)比度油層特征

鐵邊城侏羅系油藏延8 延9 儲(chǔ)層為三角洲平原沉積環(huán)境，有利砂體主要發(fā)育在分流河道微相中；延10儲(chǔ)層為辮狀河沉積環(huán)境，有利砂體主要發(fā)育在辮狀河道微相中。儲(chǔ)層巖石結(jié)構(gòu)成熟度中等，膠結(jié)類型以孔隙-線接觸和線接觸為主，填隙物含量為8.93%。根據(jù)本區(qū)的薄片資料，砂巖儲(chǔ)層中的石英含量平均為49.65%，長石含量平均為22.48%，巖屑含量平均為27.87%。根據(jù)前人砂巖成熟度分類標(biāo)準(zhǔn)，可以看出Y 區(qū)侏羅系砂巖儲(chǔ)層成分成熟度表現(xiàn)為成分成熟度低的特征。其中：延8 砂巖儲(chǔ)層中石英含量平均為49.75%，長石含量平均為28.66%，巖屑含量為21.59%，可以看出延8 儲(chǔ)層成分成熟度表現(xiàn)為中等偏低的特征；延9 砂巖儲(chǔ)層中石英含量平均為41.73%，長石含量平均為22.10%，巖屑含量為36.17%，可以看出延9 儲(chǔ)層成分成熟度表現(xiàn)為成分成熟度低的特征；延10 砂巖儲(chǔ)層中石英含量平均為52.76%，長石含量平均為19.92%，巖屑含量為27.32%，可以看出延10 儲(chǔ)層成分成熟度表現(xiàn)為成分成熟度中等的特征。

工區(qū)內(nèi)孔隙類型以粒間孔為主，其次為長石溶孔。粒間孔是顆粒堆積時(shí)，由顆粒相互支撐構(gòu)成的孔隙空間。粒間孔的發(fā)育程度與顆粒的含量、粒度、分選性、排列方式和充填物的含量等因素密切相關(guān)，是最好的儲(chǔ)集空間。長石溶孔是長石顆粒內(nèi)部所含的可溶礦物被溶解，或沿顆粒解理等易溶部位發(fā)生溶解而成的孔隙，是一種重要的儲(chǔ)集空間。

儲(chǔ)層孔隙度平均值為17.3%，主要分布范圍在16.5%～21%，其中孔隙度小于16%的井?dāng)?shù)占鉆遇井?dāng)?shù)的25%，平面上呈現(xiàn)條帶狀分布，主要分布在天然堤和辮狀河道邊部?？紫抖仍?6%～18%的井?dāng)?shù)較多，占鉆遇井?dāng)?shù)的37.9%，大范圍的分布于辮狀河道中，孔隙度在18%～20%的井占鉆遇井?dāng)?shù)的28.23%，分布范圍較廣，主要分布在辮狀河道的主河道中，孔隙度大于20%的占鉆遇井?dāng)?shù)的8.87%，所占比例較少，零星分布于河道交匯的地方（見圖1）。

儲(chǔ)層滲透率平均值為18.8 mD，主要分布范圍在8～30 mD，其中滲透率小于15 mD 的井?dāng)?shù)較多占鉆遇井?dāng)?shù)的51.88%，平面分布范圍較廣，呈現(xiàn)條帶狀連片分布，主要分布在天然堤和辮狀河道邊部。滲透率在15～30 mD 的井?dāng)?shù)占鉆遇井?dāng)?shù)的32.53%，大范圍的分布于辮狀河道中，滲透率在30～45 mD 和大于45 mD 的井?dāng)?shù)較少各占8.87%和6.72%，所占比例較少，零星分布于河道交匯的地方（見圖2）。

2 侏羅系低對(duì)比度油層成因及測井解釋難點(diǎn)

姬塬地區(qū)侏羅系油藏屬于低充注巖性-構(gòu)造油藏，儲(chǔ)層物性較好、油水分異差，低飽和度油藏控制因素復(fù)雜。油層連續(xù)性較差，油藏富集主要受構(gòu)造控制，油藏底部發(fā)育有一定量的底水，構(gòu)造高部位儲(chǔ)層含油性相對(duì)于構(gòu)造低部位較好，底部高水飽現(xiàn)象比較明顯。油藏規(guī)模小，油水關(guān)系復(fù)雜，需針對(duì)該類油藏，明確高低阻、低對(duì)比度油層發(fā)育控制因素，形成有效的識(shí)別方法。

2.1 低幅度微構(gòu)造特征造成侏羅系油藏飽和度較低

對(duì)于區(qū)域地質(zhì)特征的研究結(jié)論認(rèn)為，砂巖差異壓實(shí)小幅背斜成藏模式，差異壓實(shí)作用是形成本區(qū)油藏幅度低的主要原因。鄂爾多斯盆地侏羅系油藏統(tǒng)計(jì)資料顯示，部分區(qū)域?qū)儆诘湫偷牡头扔筒?。?yīng)用毛管壓力資料計(jì)算的侏羅系油藏自由水平面上高度與含油飽和度關(guān)系，隨著自由水面以上高度H 降低，I、II 類儲(chǔ)層對(duì)應(yīng)含油飽和度與油層電阻率明顯下降。

Y 地區(qū)侏羅系油藏油柱高度與油層電性質(zhì)存在一定關(guān)系，隨油柱高度的增加，電阻率增大，電阻增大率也增大，平均油柱高度6.7 m，構(gòu)造幅度較低。Y1 井延9 油柱高度H：8.4 m，電阻率Rt：60.7 Ω·m（見圖3）；Y2 井延9 油柱高度H：4.5 m，電阻率Rt：29.4 Ω·m，對(duì)比Y1 與Y2 井含油高度降低，則油層電阻率明顯減小（見圖4）。因此，侏羅系油藏低幅度微構(gòu)造是形成目前油層出現(xiàn)低對(duì)比度的主要因素。

圖3 Y1 井延9 測井解釋成果圖

圖4 Y2 井延9 測井解釋成果圖

2.2 地層水礦化度變化大，局部高礦化度造成油層電阻率低

侏羅系延安組油藏地層水礦化度變化范圍大（7.3～75.8 g/L），油藏內(nèi)部地層水礦化度性質(zhì)變化會(huì)導(dǎo)致油層電阻率變化差異性較大，部分高礦化度地層水導(dǎo)致油層低電阻率（見圖5、圖6）。Y3 井延10 層水分析資料顯示地層水礦化度較高66.4 g/L，電阻率6.6 Ω·m，高地層水礦化度導(dǎo)致油層電阻率低值。

圖5 地層水礦化度性質(zhì)分布直方圖

圖6 地層水礦化度與地層電阻相關(guān)性圖

3 低對(duì)比度油層測井識(shí)別

3.1 測井曲線標(biāo)準(zhǔn)化

研究中采用直方圖平移法對(duì)聲波時(shí)差、密度、電阻率、伽馬等測井曲線進(jìn)行校正。選取本區(qū)穩(wěn)定分布的直羅組水層為標(biāo)準(zhǔn)層，對(duì)標(biāo)準(zhǔn)層段每口井做測井曲線直方圖，根據(jù)其主峰值的分布特征，確定標(biāo)準(zhǔn)層測井曲線主峰值（聲波時(shí)差平均主峰值265 μs/m、密度2.30 g/cm3、電阻率8 Ω·m、伽馬70 API），將其他各井直方圖峰值逐一與之對(duì)比，確定出其校正值，從而完成工區(qū)內(nèi)所有測井資料的標(biāo)準(zhǔn)化。通過多井直方圖分析，標(biāo)準(zhǔn)化后曲線較標(biāo)準(zhǔn)化前一致性有了大幅提升，從工區(qū)內(nèi)聲波時(shí)差測井標(biāo)準(zhǔn)化校正前與標(biāo)準(zhǔn)化校正后對(duì)比圖可以看出經(jīng)過標(biāo)準(zhǔn)化之后聲波時(shí)差曲線分布頻率更集中，峰值更明顯（見圖7、圖8）。

圖7 聲波時(shí)差標(biāo)準(zhǔn)化之前分布直方圖

圖8 聲波時(shí)差標(biāo)準(zhǔn)化之后分布直方圖

3.2 油層測井識(shí)別方法

3.2.1 視電阻增大率（RI）法 實(shí)際礦場生產(chǎn)中定性識(shí)別油水層常采用相鄰油水層電阻率對(duì)比方法。如果地層電阻率大于等于水層電阻率3～5 倍，則說明可能就是油氣層。但是這樣的標(biāo)準(zhǔn)水層不一定都存在，視電阻增大率法就是通過構(gòu)建一個(gè)100%含水的標(biāo)準(zhǔn)水層，利用地層電阻率與標(biāo)準(zhǔn)水層電阻率的比值RI 來定性判斷油水層的方法。

如圖解釋結(jié)果，對(duì)于Y4 井延9 純油層計(jì)算RI 為4.9，視電阻增大率RI 較大，一般大于3；油水同層，視電阻增大率RI 稍小，一般在1.5～3；水層，視電阻增大率RI 最小，一般小于1.5。該方法很好的解決了油層、水層測井對(duì)比度低，油層識(shí)別難的問題，取得較好的效果（見圖9）。

圖9 Y4 井測井解釋成果圖

3.2.2 陣列感應(yīng)電阻率徑向梯度因子法 陣列感應(yīng)徑向電阻率梯度因子定義為最深探測深度電阻率與相鄰各探測深度之差，再與最深探測電阻率之比，反映受侵入影響陣列感應(yīng)各電阻率曲線間相對(duì)變化規(guī)律。對(duì)于油層：梯度值為正值；對(duì)于油水層：梯度值有正有負(fù)，絕對(duì)值小，形態(tài)上凸形；對(duì)于水層：梯度值為負(fù)值，絕對(duì)值大，形態(tài)上凹形。Y5 井延8 油層梯度因子為正值，中部油水層梯度因子有正有負(fù)，下部水層梯度因子為負(fù)值（見圖10、圖11）。

圖11 Y5 井陣列感應(yīng)徑向電阻率梯度因子法識(shí)別圖版

3.2.3 細(xì)分解釋單元圖版法 通過細(xì)分解釋單元建立測井識(shí)別圖版，細(xì)分延9、延10 層建立對(duì)應(yīng)識(shí)別圖版解決油層識(shí)別難題，并給出油層電性下限，延9：Δt≥237 μs/m 時(shí)，Rt≥8 Ω·m；延10：Δt≥243 μs/m 時(shí)，Rt≥6 Ω·m（見圖12、圖13）。

圖12 延9 層段電阻率-聲波時(shí)差交會(huì)圖

圖13 延10 層段電阻率-聲波時(shí)差交會(huì)圖

3.2.4 老井測井二次解釋成果 利用建立的油層識(shí)別方法和測井解釋標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行測井二次解釋，解釋提高27口井，解釋降低3 口井。其中延9 層解釋提高19 口井，延10 層解釋提高13 口井，解釋降低3 口井。最終通過測井精細(xì)二次解釋，采用容積法完成儲(chǔ)量復(fù)算。

研究區(qū)侏羅系油藏的分布在沉積相帶的控制下，受砂體發(fā)育的影響，主要受控于構(gòu)造和巖性雙重影響。含油面積的圈定主要根據(jù)各油藏單元的油水邊界和巖性邊界綜合考慮：受油水界面控制的以油水界面海拔圈定，未見油水界面的以油層底界海拔圈定，巖性遮擋帶，以砂巖尖滅線或者砂巖厚度4.0 m 線圈定。平均有效厚度取值以有效厚度取值下限標(biāo)準(zhǔn)計(jì)算各井油層有效厚度，再通過計(jì)算加權(quán)有效厚度求取平均有效厚度。平均有效孔隙度通過單井平均有效孔隙度采用厚度權(quán)衡值計(jì)算，計(jì)算單元平均有效孔隙度采用面積內(nèi)單井有效孔隙度算術(shù)平均值。原始含油飽和度以參加儲(chǔ)量計(jì)算含油飽和度以小層為單元，采用各井測井解釋含油飽和度內(nèi)數(shù)據(jù)進(jìn)行加權(quán)平均計(jì)算后獲得。最終采用容積法復(fù)算石油地質(zhì)儲(chǔ)量擬合率97.3%。

4 結(jié)論

（1）Y 地區(qū)侏羅系油藏油柱高度與油層電性質(zhì)存在一定關(guān)系，隨油柱高度的增加，電阻率增大，構(gòu)造幅度較低的微構(gòu)造特征，是形成油層低電阻率的背景條件。

（2）延安組油藏地層水礦化度變化范圍大，地層水性質(zhì)的變化大造成油層電阻率變化大，部分高礦化度地層水導(dǎo)致油層低電阻率。

（3）視電阻增大率法有效消除了巖性、物性及礦化度等對(duì)電阻率的影響，突出了地層原始含油性，油層RI 一般大于3；陣列感應(yīng)徑向電阻率梯度因子反映受侵入影響陣列感應(yīng)各電阻率曲線間相對(duì)變化規(guī)律，油層梯度值為正值，能夠有效識(shí)別流體性質(zhì)。