測井技術(shù)在馬北八區(qū)油氣層評價中的應(yīng)用

楊正茂

(1.長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，湖北武漢430100；2.中國石化華東油氣分公司油氣開發(fā)管理部)

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測井技術(shù)在馬北八區(qū)油氣層評價中的應(yīng)用

楊正茂1，2

(1.長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，湖北武漢430100；2.中國石化華東油氣分公司油氣開發(fā)管理部)

分析了四種評價油氣層測井技術(shù)的優(yōu)點、缺點和適應(yīng)性，證明了利用電阻率與孔隙度交會圖技術(shù)不適用于研究馬北區(qū)塊。對馬北區(qū)塊油、氣、水的評價，首先采用K參數(shù)與中子交會圖技術(shù)把氣層識別出來，然后利用高分辨率感應(yīng)測井的侵入校正因子法、Rt/ΔSP-孔隙度交會技術(shù)再把油層和水層區(qū)分開來，這三種方法的結(jié)合使用，使測井解釋符合率達到了87.5%，比原來解釋符合率75.4%提高了12.1%，滿足了油田勘探開發(fā)的需求。

馬北8區(qū)塊；測井評價；儲層識別

馬北8區(qū)塊E31儲層巖性混雜，儲層巖性粒度較粗，主要為礫狀中～粗砂巖、不等粒砂巖、砂礫巖、細砂巖，碎屑顆粒直徑主要區(qū)間為粗砂～細粉砂；地層水礦化度差異較大，有高礦化度水層和低礦化度水層，水層中有溶解氣；油氣密度較低，為揮發(fā)性油氣。勘探開發(fā)初期，利用常規(guī)測井評價油氣層技術(shù)(標準水層比較法、電阻率-孔隙度交會法、曲線重疊法等測井常用的方法)開展識別評價氣層、油層和水層。但從試采的14口井情況來看，與測井解釋差別較大，這些方法評價的油層射開后產(chǎn)氣、產(chǎn)水，測井解釋符合率偏低(僅為75.4%)，直接影響該區(qū)域油氣層的開發(fā)。針對馬北8區(qū)塊E31儲層巖性、地層水和油氣的特點，通過高分辨率感應(yīng)測井的侵入校正因子法，Rt/ΔSP-孔隙度交會技術(shù)和K參數(shù)與中子交會技術(shù)的測井評價方法[1]的結(jié)合使用，達到了正確區(qū)分評價氣層、油層和水層的目的，實現(xiàn)了對該區(qū)塊油氣層的高效、合理開發(fā)。

1 油藏概況

馬北8區(qū)塊整體表現(xiàn)為一自北西向南東傾沒的斜坡，北為多條斷裂聯(lián)合控制下的鼻狀構(gòu)造背景。該區(qū)塊經(jīng)歷多次油氣充注，油氣沿不整合-斷裂-高滲砂體形成的復(fù)合疏導(dǎo)體系多次運移，形成了多層系、多類型的油氣藏，具大面積含油氣特征。儲層主要含油氣層系為Ⅱ、Ⅲ兩個油組。

儲層巖石主要以中、粗砂巖為主，其次為粗粉砂巖和細粉砂巖。陸源碎屑礦物以巖屑、石英為主，石英含量為7.4%～69.6%，平均含量38.4%；巖屑含量為3.8%～87%，平均含量33.2%。

儲層物性主要以中高孔、中滲為主?？紫抖葏^(qū)間為3.37%～35.40%，平均值18.9%，滲透率區(qū)間為(5～3 263.94)×10-3μm2，平均值274.11×10-3μm2。

儲層油氣密度較低，為揮發(fā)性油氣，天然氣相對密度平均值為0.751 5，原油密度平均值為0.785 7 g/cm3。黏度平均值為1.53 mPa·s。

地層水水型為CaCl2。儲層屬于次生改造的油藏，層間地層水礦化度變化范圍為2 663～75 113 mg/L。

2 測井評價方法

2.1 電阻率與孔隙度交會圖評價技術(shù)

由圖1(14口井的試油、試采資料)可看出：干層可以利用孔隙度來識別(孔隙度小于8%)；在孔隙度8%～22%范圍之內(nèi)，油、氣、水層的數(shù)據(jù)點交叉在一起，很難識別和評價。評價油、氣、水層[2]困難的主要原因可能是油層巖性、油組的差別。因此，本研究分巖性(中粗砂巖、細砂巖)和分油組(Ⅱ油組、Ⅲ油組)進行分析。

分巖性(中粗砂巖、細砂巖)感應(yīng)電阻率與孔隙度進行交會，干層可以區(qū)分開來，孔隙度≤8%。當孔隙度大于8%時，氣層、油層數(shù)據(jù)點交叉在一起無法評價和區(qū)分，整體劃分氣層、油層、水層符合率為20.2%。

分油組(Ⅱ油組、Ⅲ油組)感應(yīng)電阻率與孔隙度進行交會，Ⅱ油組的氣層、油層和水層同樣混雜在一起，很難區(qū)分開來。Ⅲ油組當Rt≥49.08×e-0.14POR時，水層勉強可以和油氣層區(qū)分開來，油層和氣層還是無法分開，符合率僅為30.0%。

圖1 常規(guī)測井感應(yīng)電阻率與孔隙度交會圖

綜上分析，電阻率與孔隙度交會圖技術(shù)不適應(yīng)研究區(qū)塊。

2.2 含氣指數(shù)與中子交會圖技術(shù)評價氣層

由于儲層巖性復(fù)雜、揮發(fā)性油氣和泥漿侵入的影響，聲波孔隙度、密度孔隙度和中子孔隙度測井的氣層特征受到削弱，造成三孔隙度的差值和重疊，識別氣層不明顯。為了放大氣層的特征顯示，引入含氣指數(shù)K參數(shù)識別評價氣層，其原理是利用三孔隙度乘積的比值，進一步放大氣層信號的測井響應(yīng)特征。這種乘積的比值法，在一定程度上消除了儲層巖性、揮發(fā)性油氣和泥漿侵入的影響。

K=φAφD/φn2

(1)

式中：φA——聲波孔隙度，%；φD——密度孔隙度，g/cm3；φn——中子孔隙度，%。

圖2顯示，氣層中子值較小(中子孔隙度小于15%)，油層和水層中子值較大，K值在氣層大于1.2，K參數(shù)指示氣層非常明顯；油層、水層、干層K參數(shù)基本上為0.8～1.2，這3種儲層在該交會圖中很難區(qū)分開來。

圖2 中子孔隙度與K參數(shù)交會識別氣層圖

因此，利用K參數(shù)與中子交會可以很好地識別氣層，但油層、水層和干層不能識別。

2.3 Rt/ΔSP-孔隙度交會圖技術(shù)

E31油氣藏儲層屬于次生改造油藏，由于后期地表水的侵入，層間地層水礦化度變化范圍大，出現(xiàn)了低礦化度水層和高礦化度油層和水層，水性的差別削弱了含油性對電性質(zhì)的影響，測井解釋符合率較低，造成部分油層錯判或漏判[3]。

E31油氣藏儲層上部油層的自然電位幅度相對較小，電阻率值相對較高；下部水層自然電位幅度相對較大，這給利用自然電位相對幅度與電阻率的比值和孔隙度交會評價油水層帶來可能，同時比值消除了地層水礦化度、巖性對電阻率的影響，突出了含油性對電阻率的影響。

圖3中，油層、水層共有44個，有2個水層進入了油層分布的區(qū)域內(nèi)，有2個油層進入了水層分布的區(qū)域內(nèi)。因此，圖版精度為90.90%。其評價標準：油層：φ≥8%，Rt/ΔSP≥2.161EXP(-0.09POR)；水層：POR≥8%，Rt/ΔSP<2.161EXP(-0.09POR)；干層：φ<8%。

這種方法對于油層存在低阻環(huán)帶時，由于測量的電阻率較低，容易解釋為水層，從而可能漏掉油層。因此，該方法不適應(yīng)存在低阻環(huán)帶的油層、水層評價。

圖3 Rt/ΔSP-孔隙度交會圖

2.4 高分辨率感應(yīng)侵入校正因子交會圖法

理論上儲層油水層的侵入特征如下：水層侵入特征主要是增阻侵入特征，沒有低阻環(huán)帶的油層主要是減阻侵入特征，低阻環(huán)帶主要是∨型特征，其中低阻環(huán)帶出現(xiàn)在30 、60 in兩個探測深度區(qū)間。基于以上特征，利用了高分辨率感應(yīng)電阻率測井徑向分布特征，并采取了不同徑向電阻率乘積的比值法，引入了D1、D2兩個侵入校正因子參數(shù)，從而對這兩個參數(shù)進行交會評價油、水層。其計算公式為：

(2)

(3)

式中：T2R2——2 ft分辨率下，20 in探測深度的電阻率；T2R3——2 ft分辨率下，30 in探測深度的電阻率；T2R1——2 ft分辨率下，10 in探測深度的電阻率；T2R6——2 ft分辨率下，60 in探測深度的電阻率；T2R9——2 ft分辨率下，90 in探測深度的電阻率。

正常情況下(淡水泥漿)油層、水層在D1和D2的反映如下：對于水層，則有D1<1，D2<1；對于無低阻環(huán)帶油層，電阻率逐步增大，則有D1>1，D2>1；對于低阻環(huán)帶油層，電阻率呈∨型特征，30 in、60 in探測深度的電阻率最低，則有D1<1，D2>1。

D1和D2交會圖版識別評價油層、水層標準(見圖4)：

油層：D1>0.4，D2>1.0；水層：D1<0.8,D2<1.0；干層：D1≈1.0,D2≈1.0。

圖4 油、水層識別D1-D2交會圖

實用性分析表明，高分辨率感應(yīng)測井，縱向上探測了不同深度的5條電阻率曲線，很好地解決了油層低阻環(huán)帶常規(guī)感應(yīng)無法識別的難題。因此，該方法對于有低阻環(huán)帶的油氣層識別具有優(yōu)勢。

3 典型實例分析

以馬八×井測井解釋為例，該井是一口新鉆的開發(fā)井，其中電法測井主要是雙感應(yīng)-八側(cè)向和高分辨率感應(yīng)測井，按照常規(guī)測井解釋Ⅰ-3，Ⅰ-5，Ⅰ-6三個小層，解釋了兩個油水同層，一個油氣同層(見表1、表2)；新方法解釋結(jié)論為一個水層，一個氣層和一個油層。為了驗證新方法測井解釋標準的可靠性[4]，對常規(guī)解釋與新方法解釋相互矛盾的三個層中的兩個層(油層和氣層)進行了投產(chǎn)和試油驗證。

Ⅰ-6小層：常規(guī)測井解釋為同層。利用高分辨率感應(yīng)電阻率徑向分布指示存在低阻環(huán)帶，利用D1-D2交會技術(shù)解釋為油層，Rt/△SP-POR交會技術(shù)評價也為油層。該層位進行了投產(chǎn)驗證，射開1 333.4～1 336.0 m井段，穩(wěn)產(chǎn)后日產(chǎn)油8.2 m3/d。

表1 馬八×井常規(guī)測井解釋成果

表2 馬八×井新方法測井解釋成果

Ⅰ-5小層：中子孔隙度較小，有“挖掘效應(yīng)”指示，常規(guī)測井解釋為油氣層，利用K參數(shù)-中子交會解釋為氣層。該層位也進行了投產(chǎn)驗證，射開1 325.5～1 327.0 m井段，穩(wěn)產(chǎn)后，日產(chǎn)氣3.3×103m3/d，不產(chǎn)油。

Ⅰ-3小層：常規(guī)解釋標準為同層，但利用新方法K參數(shù)-中子交會解釋，不是氣層；D1、D2兩個參數(shù)值均小于1，應(yīng)解釋為水層；Rt/△SP值為0.24，在Rt/△SP-POR交會解釋為水層，因此，用新方法綜合解釋為水層。

利用上述新方法對該油藏Ⅱ、Ⅲ油組進行解釋，過去解釋為氣層，現(xiàn)解釋為油層的4口井，9個小層，累計厚度31.3 m，提出投產(chǎn)建議，投產(chǎn)后平均每口井日產(chǎn)油3.5 m3。

4 結(jié)論

(1)對利用電阻率與孔隙度交會技術(shù)識別氣層、油層和水層的方法，不適于該地區(qū)。

(2)K參數(shù)與中子交會圖技術(shù)是該區(qū)域評價氣層最好的方法。

(3)Rt/△SP-孔隙度交會技術(shù)，解決了油水層礦化度差異引起的低阻油層和高阻水層同時存在的矛盾，但該方法不適應(yīng)低阻環(huán)帶的油層。

(4)利用高分辨率感應(yīng)測井的侵入校正因子法，進一步放大了低阻環(huán)帶油層的識別信息，很好地解決了油層存在低阻環(huán)帶造成常規(guī)感應(yīng)識別困難的難題。

[1] 歐陽健.渤海灣地區(qū)低電阻油氣層測井技術(shù)與解釋方法[M].北京：石油工業(yè)出版社，2000：1-5.

[2] 雍世和，張超謨.測井數(shù)據(jù)處理與綜合解釋[M].東營：石油大學(xué)出版社，2002：135-136.

[3] 曾文沖.油氣藏儲集層測井評價技術(shù)[M].北京：石油工業(yè)出版社，1991：67-70.

[4] 歐陽健.油藏中飽和度-電阻率分布規(guī)律研究[J].石油勘探與開發(fā)，2002，29(3):44-47.

編輯：王金旗

1673-8217(2016)06-0104-04

2016-05-05

楊正茂，工程師，在職研究生，1983年生，現(xiàn)主要從事油氣田開發(fā)研究、管理工作。

P631.8

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