文昌13 1油田低阻油層測井巖性識別方法研究

李偉才，姚光慶 （中國地質大學 （武漢）資源學院）

黃銀濤，居字龍 （ 中國地質大學 （武漢）構造與油氣資源教育部重點實驗室，湖北 武漢430074）

近年來，隨著油氣勘探開發(fā)的不斷深入，無論在勘探程度較高或是新發(fā)現(xiàn)區(qū)塊都普遍存在低阻油層，增加儲量潛力較大[1～3]。低阻油層內由于電測顯示電阻率偏低，導致測井曲線對巖性的敏感程度較弱，巖性識別難度較大。目前較常用的測井巖性識別方法有測井相序分析法[4]、灰色聚類法[5，6]、神經(jīng)網(wǎng)絡法[7～10]等，但這些方法在低阻油層中應用效果較差。

文昌13－1油田屬新近系海相低阻油田，位于南海珠江口盆地西部，處于珠三坳陷瓊海凸起東緣的基底披覆構造帶上[11，12]。該油田自下至上可劃分9個油層組和16個亞油層組，其中7個亞油層組為低阻層段。油田取心井只有3口，總取心層段長度僅有46.93m，導致油田測井巖性識別難度較大，有必要研究一種適合文昌13－1油田低阻層段的測井巖性識別方法。為此，筆者在充分考慮油田低阻層段與高阻層段之間的差異的基礎上，采用測井曲線交會圖版法，對文昌13－1油田的低阻層段和高阻層段巖性分別進行了識別，識別結果可靠。

1 巖性識別思路

在對測井巖性識別的過程中，主要是依據(jù)測井曲線與取心井巖性的統(tǒng)計關系，利用各種巖性測井曲線特征，篩選出最能反映巖性特征的測井曲線系列，建立巖性的識別標準。在制定識別標準的基礎上，筆者利用編程工具編寫巖性識別程序，實現(xiàn)對文昌油田群取心井的巖性識別。根據(jù)文昌13－1油田實際地質特征，在該次巖性識別過程中將高阻層段與低阻層段分開，分別繪制測井曲線交會圖版，采用不同的識別標準，以降低巖性識別的誤差。

2 測井曲線標準化

由于測井儀器及人為操作原因，不同井相同測井系列之間會存在偏差。因此，在統(tǒng)計測井曲線與取心井巖性關系之前，首先必須對測井曲線進行統(tǒng)一的標準化預處理，以提高巖性識別精度。在對眾多測井系列進行反復篩選后，優(yōu)選了對巖性識別相對敏感的4條曲線：自然伽馬 （qAPI）、中子孔隙度（n）、聲波時差 （Δt）和深感應電阻率 （ρild）。測井曲線標準化方法為：選取 WC13－1－1井為標準井，選取ZJ2－1亞油層組底部穩(wěn)定泥巖段為標準層，其余井與標準井在標準層段內測井曲線平均值的差值為校正值，在全井段逐點減去校正值便可得到校正后的曲線值。表1中列舉了文昌13－1油田3口取心井4條測井曲線校正值的計算結果，WC13－1－1井為標準井，其校正值均為0。取心井校正后，利用相同方法可對其余未取心井不同測井曲線進行逐一校正。

表1 取心井測井曲線標準化校正值

3 測井曲線交會圖

交會圖法是一種測井資料的解釋技術。這種方法將兩種測井曲線數(shù)據(jù)在平面圖上進行交會，根據(jù)交會點坐標界定出所求參數(shù)的數(shù)值和范圍[13]。交會圖法在確定巖性、孔隙度和含油氣飽和度時是一種被廣泛采用的方法，有助于對測井曲線數(shù)值和趨勢的識別，還能把大量的數(shù)據(jù)用圖示的方法反映出來，使問題更加明朗化。在標繪有評價相關數(shù)據(jù)的可識別的圖形或圖版稱為交會圖[14]。

對油田3口取心井的巖心樣品進行了分類，對高阻層段和低阻層段分別繪制了不同測井曲線的交會圖版，見圖1～4。

從圖1～4中可以看出，利用深感應電阻率－聲波時差交會圖版可較好地將鈣質砂巖與其他巖性區(qū)分開來，利用中子孔隙度－自然伽馬交會圖版可將泥巖、砂質泥巖、泥質砂巖和砂巖區(qū)分開來。由于高阻層段與低阻層段之間的差異，導致不同巖性在不同層段的交會圖版中分布有所差異。

圖1 低阻層段不同巖性深感應電阻率聲波時差交會圖

圖2 低阻層段不同巖性中子孔隙度-自然伽馬交會圖

圖3 高阻層段不同巖性深感應電阻率聲波時差交會圖

圖4 高阻層段不同巖性中子孔隙度-自然伽馬交會圖

另外，為提高巖性識別的正確率，還統(tǒng)計了不同巖性 （砂巖、泥質砂巖、砂質泥巖和泥巖）泥質體積分數(shù) （φ（sh））的差異，見表2?？梢钥闯?，不管是高阻油層還是低阻油層，泥質含量的大小都能較好地將4種巖性區(qū)分開；低阻油層不同巖性的泥質含量普遍要低于高阻油層。因此，在制定巖性識別標準時，要區(qū)分低阻油層與高阻油層。

表2 不同巖性泥質體積分數(shù)差異統(tǒng)計

4 識別方法

4.1 識別標準

在不同層段測井曲線交會圖版的基礎上，識別過程增加了φ（sh）曲線，可起到輔助修正作用，具體識別標準見表3。在識別過程中，首先利用Δt、n和ρild曲線數(shù)值將鈣質砂巖和其他4種巖性區(qū)分開，只有當Δt＜95μs/m、n＜24%、ρild＞2.5Ω·m等3個條件同時滿足時，才識別為鈣質砂巖；然后，利用φ（sh）和qAPI曲線的值，分低阻層段和高阻層段，分別對砂巖、泥質砂巖、砂質泥巖和泥巖進行識別。

表3 文昌13－1油田巖性識別標準

4.2 識別程序

依據(jù)上述識別標準，采用 Microsoft Visual Basic編程工具，利用Basic語言編制了識別巖性程序，選取了φ（sh）、qAPI、Δt、n和ρild測井系列，對文昌13－1油田所有井巖性進行了逐一識別，程序界面見圖5。在該程序中，設置了一個巖性粗化范圍，對巖性進行了一定的粗化處理，該次巖性識別過程中，設定的巖性粗化范圍為0.4m。在該程序界面中，輸入各類測井系列的界限值后，點擊 “巖性識別”按鍵，便可生成巖性識別結果。

圖5 文昌13－1油田測井巖性識別程序界面

5 識別結果檢驗

5.1 識別結果驗證

利用前面巖性識別程序的識別結果，可對比巖性識別結果與取心井巖性 （圖6）。從圖6中可以看出，整體上識別效果較好，砂巖和泥巖識別效果要好于泥質砂巖和砂質泥巖。由于測井曲線的復雜性，巖性識別的效果雖然較好，但還須待進一步提高。在低阻部分，測井曲線幅度較小的地方、巖性變化較頻繁的地方、砂質泥巖和泥質砂巖過渡巖性，識別效果都較差，針對這部分，采取人工修正，使識別結果更加準確、可信。

圖6 WC13－1－2井巖性識別巖性與取心井巖性對比圖

5.2 識別正確率

巖性識別結果是否可信、是否能用，一個關鍵的指標就是識別的正確率。Wen13－1－A7井經(jīng)識別程序識別，結果見表4。Wen13－1－A7井高阻油層共對比177個數(shù)據(jù)點，其中識別正確個數(shù)為143，總巖性識別正確率為80.79%。

表4 Wen13－1－A7井高阻油層不同巖性識別正確率統(tǒng)計

6 結 論

1）測井曲線的標準化，消除了井間測井曲線差異，避免了測井曲線泥巖基線不同造成的影響，為測井曲線交會圖版的繪制奠定了基礎。

2）在進行低阻油田測井巖石識別過程中，關鍵問題是找出低阻層段與高阻層段測井響應之間的差異，分別制定識別標準，可提高低阻油田巖性識別精度。

3）在低阻油田內，測井曲線幅度變化小、巖性變化較頻繁、過渡巖性 （砂質泥巖和泥質砂巖）的識別，可在程序識別的基礎上，局部層段采取人工修正，使識別結果更加準確、可信。

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