低滲儲層測井二次解釋研究及應用

趙 輝，楊 健，劉玉峰

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

M7區(qū)位于某油田西北部，為三角洲沉積體系控制下的典型巖性低滲透油藏，以前緣分流河道砂為主要儲集體，C8砂體發(fā)育好，非均質性強。M7區(qū)產(chǎn)建時間為2012-2013年，油藏面積13.83 km2，平均孔隙度12%，滲透率僅為1.87 mD。初期強化注水，快速建產(chǎn)開發(fā)，到2015年9月開始含水上升，2016年3月起單井產(chǎn)量減小，弱化注水開發(fā)，含水持續(xù)上升，開發(fā)形勢變差。開發(fā)效果與解釋結果矛盾沖突，初次解釋存在誤差，因此有必要結合目前的生產(chǎn)動態(tài)情況，精細測井二次解釋，查找低產(chǎn)及注采對應差的原因，為研究區(qū)下一步開發(fā)生產(chǎn)提供依據(jù)[1-4]。

1 測井數(shù)據(jù)處理

測井曲線標準化消除了由非地質因素引起的測井曲線刻度差異。標準化主要有直方圖和頻率交會圖法。本次研究主要采用頻率直方圖法，經(jīng)過多井對比分析，選取較新的開發(fā)井CC100作為標準井，該井目的層聲波時差主要分布在270 μs/m～320 μs/m，主頻290 μs/m左右，曲線無異常且規(guī)律性強，復合區(qū)域統(tǒng)計規(guī)律；自然伽馬值主要分布在120 API～180 API，主頻160 API左右，以此為標準對其他井進行了曲線標準化。

2 測井解釋模型建立

2.1 四性關系分析

儲層巖性、物性、含油性、電性之間既存在內(nèi)在聯(lián)系又相互制約，儲層的“四性關系”研究是測井評價解釋的基礎。其中巖性起到主導作用，巖石顆粒的粗細、分選性及填隙物含量、膠結類型等直接影響孔隙的發(fā)育程度，進而影響儲層物性。含油性評價是結果和核心，如何建立適合研究區(qū)的電性與巖性、物性、含油性的相關關系是研究工作開展的重點。

2.1.1 巖性與電性特征 研究區(qū)C8儲層巖性主要為細粒長石巖屑（巖屑長石）砂巖及細-中粒長石巖屑（巖屑長石）砂巖，顆粒磨圓度主要為次棱狀，分選中等；填隙物含量平均為14%，主要為綠泥石，呈薄膜狀，以薄膜-孔隙膠結和孔隙-薄膜膠結為主。巖石填隙物含量高、顆粒細是儲層物性差的根本原因。壓實作用使儲層孔隙度、滲透率急劇減小，硅質、碳酸鹽膠結進一步使儲層物性變差，形成了研究區(qū)低滲-特低滲儲層。

提取取心及巖屑資料對應的電性特征值劃分出砂、泥巖，然后利用薄片分析資料將砂巖細分為細-中砂巖與中-細砂巖兩類并確定巖性界限，優(yōu)選電阻率與聲波時差曲線建立巖性識別圖版。砂泥巖的界限為GR＞100 API，中細砂巖和細中砂巖的界限為RT=1 508.4exp-0.019AC。

以C57井為例，1號層取心巖性為中-細砂巖，提取電性特征值ILD=18.03 Ω·m、AC=238.09 μs/m，測井巖性識別為中-細砂巖。2號層取心巖性為細-中砂巖，提取電性特征值 ILD=25.05 Ω·m、AC=236.18 μs/m，測井巖性識別為細-中砂巖。1號和2號層相比，可以明顯看出中-細砂巖物性相對較差，對滲透率的影響尤為突出，因此對砂巖進行分類研究是十分必要的。研究區(qū)儲層SP與CAL曲線對滲透層反映較為明顯，且細-中砂巖往往指示滲透率相對較好，因此對巖性也具一定的指示作用（見表1）。

2.1.2 巖性與物性特征 取心分析化驗資料表明研究區(qū)C8儲層孔隙度平均為12%，儲層滲透率平均為0.306 mD，總體屬于低孔特低滲儲層；C8段油層的孔隙度分布區(qū)間主要位于12%～15%，油層滲透率的分布區(qū)間主要位于0.32 mD～1.28 mD（見圖1）。

研究認為，基質儲層物性主要受巖石顆粒大小、方解石膠結物及綠泥石填隙物含量的控制。巖石顆粒粗、方解石含量低、綠泥石填隙物高，則物性好，反之物性則差。通過研究區(qū)取心巖性-分析孔隙度-分析滲透率關系圖可以看出，其中細-中砂巖的孔滲性明顯高于中-細砂巖的孔滲性，細分的巖性一定程度上指示了孔滲分布的區(qū)間。其中樣品1為CC96井2 572.06 m巖心分析的孔滲值，樣品2為CC28井2 614.49 m巖心分析的孔滲值，從分析表中可以看出，樣品2的巖石顆粒粗、方解石含量低、綠泥石填隙物高，物性明顯好于樣品 1（見圖 2，表 2）。

2.1.3 物性與含油性特征 研究區(qū)儲層含油性受物性控制，尤其是對儲層滲透率的影響最為顯著。脫氣后巖心分析的含油飽和度與滲透率相關性較好?？紫抖却笥?0%，滲透率大于0.1 mD，含油飽和度大于11%以上為油斑，含油性好。

表1 C57井典型層位電性特征值統(tǒng)計表

圖1 研究區(qū)C8儲層孔隙度、滲透率分布直方圖

圖2 研究區(qū)C8取心巖性-分析孔隙度-分析滲透率關系圖

表2 CC28井與CC96井儲層微觀特征對比表

2.1.4 含油性與電性特征 研究區(qū)電阻率、聲波時差、自然電位、井徑等曲線對儲層含油性具有一定指示作用。其中聲波曲線反映儲層孔隙發(fā)育情況，自然電位與井徑反映儲層滲透性，電阻率反映儲層含油程度。聲波時差、自然電位幅度及電阻率越大、井徑縮徑儲層含油顯示越好（見圖3，圖4）。

2.2 油藏儲層參數(shù)確定

2.2.1 孔隙度與滲透率解釋模型 研究區(qū)密度曲線多井缺失，因此選用聲波時差曲線分巖性建立孔隙度模型。巖性對滲透率影響較大，孔滲總體呈冪指數(shù)關系的特點，并分巖性建立滲透率模型。分析與計算孔隙度吻合度較好，相關性達到0.82；分析滲透率與計算滲透率相關性達到0.71，總體上，分巖性后提高了孔滲交匯分析的相關性，能較大提高解釋成果的精度。

圖3 C8含油性-聲波-電阻率關系圖版

測井二次解釋的統(tǒng)計結果表明，研究區(qū)C82層物性整體好于C81小層，C82平均孔隙度均在8%以上，平均滲透率在0.3 mD左右，為該區(qū)主要含油層位。其中C822小層的平均孔隙度最大，達到10.2%，C812的平均孔隙度最小，為6.8%?？傮w上C81的儲層物性相對較差，其中C811小層的儲層物性好于C812小層的儲層物性。

2.2.2 含油飽和度模型 研究區(qū)自然伽馬對泥質含量反映較好，選用相對自然伽馬計算泥質含量。

圖4 C8含油性-聲波-自然電位關系圖版

通過實際生產(chǎn)井分析，認為本區(qū)巖性、壓實程度相近的情況下，電阻率反映含油性變化，因此研究區(qū)可以應用阿爾奇公式計算含油飽和度：

其中：a=1，b=1，m=2，n=2，Rw=0.04。

研究區(qū)儲層的含油性受物性控制，尤其是對儲層滲透率的影響最為顯著。脫氣后巖心分析的含油飽和度與滲透率相關性較好。

研究區(qū)電阻率、聲波時差、自然電位、井徑等曲線對儲層含油性具有一定指示作用。聲波曲線反映儲層孔隙發(fā)育情況，自然電位與井徑反映儲層滲透性，電阻率反映儲層含油程度。聲波時差、自然電位幅度及電阻率越大、井徑縮徑儲層含油顯示越好。

2.3 二次解釋結論與油層下限

鄰井同層位對比能夠有效識別儲層：水層表現(xiàn)為自然電位低幅度差（相比長9層）或電阻率與鄰井偏低；油層則表現(xiàn)為自然電位幅度差較大（相比長9層）且電阻率相對高值。

根據(jù)試油、取心分析、生產(chǎn)等相關資料，確定本區(qū)C8儲層有效厚度下限標準（見圖5）。

孔隙度＞9.5%，滲透率＞0.1 mD，GR＞88 API，ILD＞11.5 Ω·m，AC＞221 μs/m，含油飽和度＞43%，含油性為油跡級別，巖性以中砂巖為主，含少量細砂巖。

3 模型應用效果分析

3.1 修正原解釋結論

圖5 研究區(qū)C8試油-孔隙度-電阻率關系圖版

基于取心、錄井、試油、生產(chǎn)、鄰井對比等資料，完成了130口井的二次解釋，對原解釋結論進行了相應調(diào)整。對比解釋結果，早期油層解釋厚度偏大，油藏含油飽和度偏高，二次解釋后解釋上升共2層/17米，下降共81層/632米。二次解釋的結果基本上達到了預期效果，與生產(chǎn)動態(tài)相匹配（見表3）。

表3 研究區(qū)C8二次解釋與原解釋前后對比表

以典型井CC109井為例，原解釋為油層，現(xiàn)解釋為油水同層。CC109井射孔段（2 590 m～2 596 m）。原解釋油層，2012年6月開始投產(chǎn)，初期日產(chǎn)油5.87 t，日產(chǎn)水5.58 t，含水率為48.73%（投產(chǎn)早，水來自束縛水），試油段巖性為細-中砂巖，物性好，孔隙度12.5%，含油飽和度62.8%，感應電阻率19.57 Ω·m。自然電位負異常，自然伽馬低值，聲波時差中高值，滿足下限標準，現(xiàn)解釋為油水同層。同類型解釋井占比達到45.5%。

還有 CC104井，射孔段（2 594 m～2 598 m），原解釋油水同層，初期日產(chǎn)油0.05 t，日產(chǎn)水0.49 t，含水率為90.91%，試油段巖性為中-細砂巖，物性較差，孔隙度9.4%，含油飽和度41.8%，感應電阻率13.41 Ω·m。自然電位負異常，自然伽馬低值，聲波時差中低值，未滿足有效厚度下限標準，現(xiàn)解釋為含油水層。這類井占比達到33.3%。

表4 M7區(qū)儲量計算參數(shù)表

3.2 儲量復算

本次儲量復算采用容積法：

其中：N-石油地質儲量，104t；Ao-含油面積，km2；h-有效厚度，m；φ-有效孔隙度，%；Soi-含油飽和度，%；ρoa-地面原油密度，g/cm3；Boi-體積系數(shù)。

3.2.1 儲量參數(shù)確定 含油面積：以二次解釋為基礎，結合實際生產(chǎn)情況，分M7-1和M7-2兩個小區(qū)，以油井按井距之半外推，油水同層井按井距的1/3外推為原則，圈定各層含油面積。有效厚度：以測井二次解釋為基礎，按有效厚度等于油層厚度及0.8×油水同層厚度的原則，在含油邊界的控制下，編制各小層有效厚度圖，再取每個含油面積內(nèi)的碾平厚度的平均值作為有效厚度。有效孔隙度：根據(jù)測井二次解釋結果，分M7-1和M7-2小區(qū)、4個小層取不同的孔隙度值。含油飽和度：根據(jù)測井二次解釋結果，含油飽和度取0.46。平均地面原油密度：根據(jù)油田實驗數(shù)據(jù)，平均地面原油密度取0.85 g/cm3。體積系數(shù)：根據(jù)油田實驗數(shù)據(jù)，體積系數(shù)取1.297。

3.2.2 儲量計算結果 根據(jù)儲量參數(shù)，本次研究利用容積法計算C8儲量共計468.7×104（ tM7-1區(qū)為187.0×104t，M7-2 區(qū)為 281.7×104t），與上報儲量相差 6.9×104t。總體上，受沉積相和砂體連續(xù)性影響，主力油層C822油層厚度大，連片分布，非主力油層 C821、C811、C812零星分布（見表 4）。

儲量復算后，相應的開發(fā)指標都進行了更新，開發(fā)效果更為準確。

4 結論

（1）在“四性關系”研究的基礎上，并充分考慮其影響因素建立的測井解釋模型會更加符合地區(qū)地質特征，本次研究細分巖性解釋并建立的測井解釋模板較大提高了解釋精度，對于特低滲儲層精細測井解釋提供一種思路。

（2）綜合分析測井曲線響應特征，在一次解釋的基礎上，二次解釋更多參考并結合后期生產(chǎn)動態(tài)情況，動靜結合法進行的測井二次解釋具有可行性及有效性。

（3）儲量復算更為精確，對下步開發(fā)指標修正提供了依據(jù)。