廣利純化鎮(zhèn)灘壩砂巖油層測井評價方法

袁小云，陸巧煥，潘 敏

（中國石化勝利石油工程有限公司 測井公司，山東 東營257096）

廣利地區(qū)位于東營凹陷東北部，主體為廣利斷裂鼻狀構造帶。廣利主體斷裂鼻狀構造帶勘探一直以1～3砂組為主，對5～6及純下砂組認識程度較低。2009年部署的萊斜112井，在5砂組3 004.8～3 020m井段，電阻率為0.7～0.9Ω·m，常規(guī)試油日產(chǎn)油4.47t，投產(chǎn)后日產(chǎn)液12m3，日產(chǎn)油8.6t，從而發(fā)現(xiàn)該區(qū)存在低電阻率油藏。萊113井在5砂組2 777.2～2 782.3m 井段，電阻率在10Ω·m以上，常規(guī)試油日產(chǎn)油13t，不含水，這些井的試油成功揭示了該區(qū)沙四段深層系勘探有巨大潛力，但該區(qū)高、低電阻率油層并存的復雜地質(zhì)條件也給測井評價帶來很大困難。

1 儲層“四性”關系分析

1.1 儲層巖性、物性特征

純化鎮(zhèn)油藏為中低孔、低滲透復雜灘壩砂巖儲層。純上亞段的5、6砂組為濱淺湖相，屬于半深湖與淺水灘壩的過渡階段，主要巖性為細砂巖、粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖及灰質(zhì)砂巖，儲層巖性復雜，非均質(zhì)性強，孔隙度為10%～26%，滲透率為（1～200）×10-3μm2，為主力產(chǎn)油層段。

純下亞段為淺水灘壩砂體沉積，主要巖性為泥灰?guī)r、油頁巖及白云質(zhì)泥巖夾薄層砂巖、灰質(zhì)砂巖，孔隙性與滲透性差，孔隙度為6%～18%，滲透率為（0.1～20）×10-3μm2。

1.2 含油性及油水性質(zhì)

油層錄井多見油氣顯示，含油級別一般在油斑級別以上，且多為油浸級別。含油飽和度一般為40%～55%，原油密度為0.857～0.938g／cm3，黏度為7.01～1 600mPa·s，地層水礦化度高且變化較大，一般為（8～13）×104mg／L，最低2.6×104mg／L，最高20×104mg／L。

1.3 巖性與物性的關系

圖1是巖心數(shù)據(jù)分析不同巖性與物性之間關系圖。圖1表明：純化鎮(zhèn)組儲層巖性復雜，其中，粉砂巖、細砂巖、含礫砂巖等巖性油層物性好，含油飽和度高，是主力產(chǎn)層；泥質(zhì)砂巖、鈣質(zhì)砂巖組成的儲層微孔隙居多，孔隙性、滲透性較差，孔隙度多小于15%、滲透率小于10×10-3μm2，油層含油飽和度低，試油測試產(chǎn)液量一般較低，多為差油層、干層。

1.4 巖性、電性、含油性的關系

研究表明，細砂巖油層物性最好，含油飽和度高，油層電阻率數(shù)值較高，孔隙度與電阻率等測井信息間具有很好的對應性。粉砂巖，巖性變細，物性相對細砂巖儲層變差，層內(nèi)束縛水飽和度增高，易形成低電阻率油層，電阻率值最低，該類油層評價難度大，往往造成解釋結論偏低。泥質(zhì)砂巖、灰質(zhì)砂巖油層物性最差，含油飽和度低，部分泥質(zhì)砂巖油層與粉砂巖油層電阻率存在交叉。

圖1 不同巖性與物性之間的關系

2 低電阻率油層成因分析

2.1 地層水礦化度高

該區(qū)低電阻率油層分布區(qū)域內(nèi)地層水礦化度普遍較高。LX112井，純上5砂組3 004.8～3 020.0m井段，地層水礦化度為（13～18）×104mg／L，電阻率為0.7～0.9Ω·m，試油日產(chǎn)油8.6t，日產(chǎn)水3.4m3。而L110井，純上5砂組2 822.0～2 827.0m井段，地層水礦化度為8×104mg／L左右，電阻率為0.9Ω·m，試油日產(chǎn)水6.48m3，油花。兩口井純上5砂組巖性、物性、電阻率基本相同，但地層水礦化度相差較大，造成兩口井試油結果完全不同。

2.2 儲層巖性細

粒度分析資料表明，低電阻率油層巖性多為粉細砂巖、粉砂巖，粒度中值小，一般為0.11～0.16mm，孔隙喉道普遍偏小，滲透率較低。從X衍射全礦物分析資料及掃描電鏡分析資料看，儲層石英含量為45%～60%，長石含量為20%～25%，石英有次生加大特征，粒間孔隙充填假六邊形片狀高嶺石、片狀伊蒙石混層，它們的作用均導致儲層微孔隙發(fā)育。由于巖性細、微孔隙發(fā)育，束縛水含量普遍較高，造成此類油層的電阻率有時比泥巖電阻率還低［1］。

2.3 儲層薄、非均質(zhì)性強

儲層多為粉砂、細砂、泥巖薄互層，非均質(zhì)性強，使采集的測井信息受到影響。不同方法的電阻率測井，目的層厚度等于或小于其縱向分辨率時，測井值受鄰近圍巖影響較大，特別在鄰近圍巖為高阻層條件下，其影響就更大，極易形成低電阻率油層。

2.4 泥質(zhì)含量高

黏土的作用比較復雜，它表現(xiàn)在以下4個方面：陽離子交換量高產(chǎn)生附加導電性使電阻率降低［2］；伊利石和蒙脫石本身具有很強的吸水性，使束縛水飽和度增加，電阻率降低；黏土的填隙式和襯膜式分布造成微孔隙發(fā)育使束縛水飽和度增大，電阻率降低［3］；泥質(zhì)含量增加也可導致電阻率降低。

3 油層識別模式

對區(qū)域內(nèi)274口井進行分析，結合試油、測試資料及測井信息，綜合分析對比，將純化鎮(zhèn)組油層判別模式劃分為以下6種類型。

3.1 高電阻率油層

3.1.1 厚度大于3m的高電阻率油層

該類油層為典型油層，巖性為較純的砂巖，具有厚度大、含油豐度高的特點，錄井顯示含油級別高，一般為油浸級別以上。測井響應特征表現(xiàn)為：自然電位負異常大，自然伽馬相對低值，微電極中等值正差異，三孔隙度曲線在標準刻度下重合性好，聲波時差為270～300μs／m，電阻率一般大于4Ω·m，孔隙度大于17.5%，含油飽和度大于55%。含油性越好，其電阻率越高、孔隙度越大。該類油層一般產(chǎn)能較高，主要分布在純上52砂組。

3.1.2 厚度小于2m的灰質(zhì)砂巖油層

該類油層為油斑灰質(zhì)粉砂巖。測井響應特征表現(xiàn)為：自然電位負異常小，自然伽馬低值，微電極中高值正差異或無差異，受巖性影響明顯，三孔隙度曲線顯示儲層含有灰質(zhì)成分，在標準刻度下重合性相對較差，隨砂質(zhì)含量增加三孔隙度重合性逐漸變好，聲波時差為250～270μs／m，電阻率相對較高，一般大于3Ω·m，測井曲線間相關性較好。該類油層多分布在純下亞段砂組中。

3.2 低電阻率油層

3.2.1 厚度大于3m的低電阻率油層

（1）巖性較純的低電阻率油層。該類油層巖性多為粉砂巖。測井響應特征表現(xiàn)為：自然電位負異常較大，自然伽馬中低值，微電極中等值正差異，電阻率在巖性較純處明顯降低，其電阻率為0.8～1.5 Ω·m，聲波時差為290～305μs／m，含油飽和度為35%～45%，含油豐度一般較低，試油初期多為油水同出，且以出油為主，開采末期含水量普遍較高，以出水為主。該類油層主要分布在純上54、6砂組。

（2）泥質(zhì)、灰質(zhì)含量較重的低電阻率油層。測井響應特征表現(xiàn)為：自然電位負異常，異常幅度與純砂巖油層相比明顯減小。泥質(zhì)砂巖油層自然伽馬為中等值，微電極低值正差異或無差異；灰質(zhì)砂巖油層自然伽馬值小于純砂巖，微電極較高值鋸齒狀。三孔隙度曲線重合性較差，聲波時差變化范圍較大，為255～290μs／m，測井曲線間相關性相對較好，電阻率為1.1～3.0Ω·m。該類油層多分布在純上6砂組中，由于物性較差，多為產(chǎn)液量低的差油層。

3.2.2 厚度小于3m的相對低電阻率油層

該類油層上下圍巖一般為高電阻率的生油巖，層內(nèi)非均質(zhì)性較強，巖性較復雜，灰質(zhì)及白云質(zhì)含量相對較高，單層厚度小于3m。測井響應特征為：自然電位明顯負異常，自然伽馬低值，微電極中高值差異小或無差異，聲波時差255～290μs／m，電阻率一般大于4Ω·m，且含油性越好、電阻率越高。該類油層多分布在純上6砂組，由于物性偏差，產(chǎn)能一般相對較低，而對于儲層物性好、電性突出的油層，同樣也可獲得較高產(chǎn)能。

3.2.3 厚度小于2m的絕對低電阻率油層

該類油層為巖性較純的粉細砂巖、粉砂巖，層內(nèi)非均質(zhì)性較強，單層厚度較?。ㄐ∮?m）。測井響應特征表現(xiàn)為：自然電位負異常較大，自然伽馬中低值，微電極中等值正差異，電阻率為1.2～2.0Ω·m，聲波時差為270～300μs／m，含油性越好，電阻率越高。該類油層初期不含水或含水量較低，末期含水量較高。該類油層多分布在純上52、純上54砂組。

4 應用效果

根據(jù)研究成果，對區(qū)域內(nèi)274口井重新評價，提升油層40口井51層117.3m，有效厚度66.9m，提升差油層82口井160層331.3m，提升油水同層18口井20層47.2m；確立有利井位4個，且在新完鉆井中均獲得工業(yè)油流。

圖2是L36-X42井測井曲線圖，圖中10、11號層，井段 2 710.6～2 713.6m、2 766.1～2 769.4m，為純上52、63砂組儲層。根據(jù)測井響應特征分析，10號層自然電位負異常幅度較大，微電極中等值正差異且差異較大，在物性最好處，聲波時差增大，電阻率升高，其聲波時差為282μs／m（即86 μs／ft），電阻率為4～6Ω·m，解釋為油層。11號層與10號層相比，聲波時差基本相同，但電阻率明顯降低，為1.7～2.0Ω·m。自然電位負異常減小，自然伽馬數(shù)值增大，微電極數(shù)值降低且差異減小，儲層巖性變細，其電阻率降低主要為巖性影響所致，依據(jù)該區(qū)低電阻油層評價模式，將該層解釋為油層，但該層底部電阻率明顯降低，可能含水。

圖2 L36-X42井測井曲線圖

該井于2010年3月31日射開井段2 710.6～2 713.6m、2 766.1～2 769.4m 投產(chǎn)，初期日產(chǎn)液20.3t，日產(chǎn)油16.6t，含水率18.4%，試油結果與評價結論一致。

5 結論及認識

（1）純化鎮(zhèn)組主力油層主要分布在純上52、純上54、純上6砂組，高、低電阻率油層并存。其中，礦化度高、巖性細、束縛水含量高是造成純上52、純上54砂組形成低電阻率油層的主要原因。泥質(zhì)含量高、非均質(zhì)性強，厚度相對較薄是造成純上6砂組形成低電阻率油層的主要原因。

（2）純下亞段獲工業(yè)油流的井較少，多為液量低的差油層及干層，只有在儲層自然電位異常幅度相對較大，微電極有明顯正差異，且電阻率相對較高的儲層可獲得高產(chǎn)。

［1］曾文沖.油氣藏儲集層測井評價技術［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1991：107-111.

［2］中國石油勘探與生產(chǎn)公司.低阻油氣藏測井識別評價方法與技術［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2006：33-46.

［3］《測井學》編寫組.測井學［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1998：489-491.