王錦程，付東立，尹玲玲，胡瑨男，任世超，楊 鈺

（1.中國(guó)石油大港油田公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，天津 300280；2.渤海鉆探第一錄井公司，天津 300280）

0 前言

儲(chǔ)層流體性質(zhì)判斷的準(zhǔn)確性是新井試油、老井

重新挖潛、從而達(dá)到增儲(chǔ)增產(chǎn)的先決條件。電阻率是反映儲(chǔ)層含油性最直觀的資料，利用電阻率值與聲波時(shí)差、密度、補(bǔ)償中子所計(jì)算的儲(chǔ)層孔隙度值相交匯，建立油層電性下限的圖版是目前常用的一種方法，但對(duì)于巖性復(fù)雜，常規(guī)儲(chǔ)層與高阻水層并存的復(fù)雜儲(chǔ)層，容易造成流體性質(zhì)的誤判。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

板橋斜坡夾持于滄東斷層、海河斷層及濱海斷層之間。在板橋構(gòu)造帶部署實(shí)施A37井的于濱I油組獲得百噸高產(chǎn)，實(shí)現(xiàn)了該區(qū)巖性油氣藏勘探的重大突破。在A37井區(qū)主體獲得成功的基礎(chǔ)上為了繼續(xù)擴(kuò)大規(guī)模，在低部位部署了A37-31，A37-32等井，濱I中油組試油出水，說(shuō)明了A37井區(qū)油水關(guān)系復(fù)雜，其“四性”關(guān)系也呈現(xiàn)出錯(cuò)綜復(fù)雜、相互聯(lián)系相互制約的特征，造成測(cè)井解釋的誤判。因此，儲(chǔ)層電性下限作為儲(chǔ)層流體性質(zhì)識(shí)別的重要參數(shù)需要進(jìn)行調(diào)整（吳倉(cāng)倉(cāng)等，2014；徐靜等，2012）。

2 高阻水層的成因及油層下限研究

2.1 常規(guī)油水層識(shí)別

以A37井區(qū)已鉆井試油資料以及測(cè)井響應(yīng)資料為基礎(chǔ)，分析儲(chǔ)層“四性”（巖性、物性、電性和含油性）之間的內(nèi)在關(guān)系，建立儲(chǔ)層流體識(shí)別圖版（王潤(rùn)好等，2006；鄭銳等，2011；陶佳麗等，2013）?，F(xiàn)將新鉆井A37-31試油段測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)投入圖版中，發(fā)現(xiàn)其落入油層區(qū)（圖1），但試油結(jié)果顯示：日產(chǎn)氣44m3，日產(chǎn)水14.56m3，說(shuō)明常規(guī)的電阻率-孔隙度圖版對(duì)于這種高電阻水層無(wú)法識(shí)別。

圖1 電阻率與孔隙度交會(huì)圖Fig.1 Crossplot of resistivity and porosity

2.2 電阻率的影響因素

由于電阻率與含油性有密切的關(guān)系，而本區(qū)油層電阻率下限無(wú)法確定，影響電阻率的主要因素有巖性、孔隙發(fā)育情況、孔隙連通性、碎屑巖的粒度、泥質(zhì)含量、地層水礦化度等，對(duì)于不同的區(qū)塊上述各因素對(duì)電阻率的影響強(qiáng)度存在明顯的差別（孫建孟等，2006；張宇曉等，1995），而上述各因素都受沉積環(huán)境的影響，最終在測(cè)井曲線上體現(xiàn)出來(lái)。

研究表明小站物源和葛沽物源口對(duì)應(yīng)的扇體分布范圍廣，是板橋低斜坡的主要沉積體。小站物源與葛沽物源在不同時(shí)期和波及范圍存在較大變化。板橋斜坡區(qū)沙一下在沙二段的基礎(chǔ)上發(fā)生大面積湖擴(kuò)，濱Ⅰ油組為湖壙早期沉積，繼承沙二段沉積格局，發(fā)育多個(gè)扇三角洲沉積體，以前緣亞相為主。小站扇三角洲分布局限，僅在小站物源口附近，葛沽扇體波及范圍大，向南波及至白水頭一帶，向東波及至驢駒河一帶（陳長(zhǎng)偉等，2016；趙賢正等，2016；周立宏等，2011）。因此A37井區(qū)主要受葛沽物源影響，從北向南發(fā)育兩支水下分支河道，單層厚度沿主相帶向物源方向砂體增厚，巖性漸純，自然伽馬值逐漸變?。▓D2）。在北東-西南向：自然伽馬值在50API左右，物性大致相同，電阻率在20Ω·m以上，儲(chǔ)層試油以油層為主；在北西-南東向：自然伽馬值往北西向逐漸小，范圍在35～50API，物性大致相同，電阻率在20Ω·m以上，但儲(chǔ)層試油油層、水層都有，流體性質(zhì)不一（孫志華等，2013）。

圖2 濱Ⅰ中部主力油層沉積微相圖Fig.2 Sedimentary microfacies of main reservoir in the middle BinⅠ

從表1可以看出A37井以巖屑長(zhǎng)石粉砂—細(xì)砂巖為主（姚婷婷等，2016），粒級(jí)主要集中在0.025～0.20mm，自然伽馬值在45 API左右；A1505井以巖屑長(zhǎng)石中砂—細(xì)砂巖為主，粒級(jí)主要集中在0.063～0.45mm，自然伽馬值在40API左右。由此也說(shuō)明了離物源較遠(yuǎn)的A37井比離物源較近的A1505井巖性細(xì)，泥質(zhì)含量高。

以上分析表明受沉積微相的影響巖性變化是造成A37井區(qū)水層和油層的電性十分接近，甚至好于油層的主要原因。

表1 A37井區(qū)濱Ⅰ油組碎屑巖巖石薄片鑒定表Tab.1 Identification of clastic rock thin section in the A37 wellblock BinⅠ oil group

2.3 流體性質(zhì)識(shí)別

通過(guò)巖性分析可知影響A37井區(qū)含油性的主要因素是巖性的差異，因此利用視地層水電阻率和自然伽馬相對(duì)值交會(huì)圖版來(lái)區(qū)分油水層（圖3），從圖3可以看出視地層水電阻率和自然伽馬相對(duì)值交會(huì)圖版雖然比電阻率和孔隙度交會(huì)圖版區(qū)分油水層好一些，但還是存在界限不清的問(wèn)題。

儲(chǔ)層的含水飽和度可以直接反應(yīng)儲(chǔ)層的流體性質(zhì)，含水飽和度與儲(chǔ)層電性之間的關(guān)系可以由Archie和Simandoux描述（李志華等，2002），因此，分別選用Archie和Simandoux計(jì)算的含油飽和度與自然伽馬相對(duì)值交會(huì)（圖4、圖5），并以自然伽馬值0.17為界，當(dāng)△GR＞0.17時(shí),將其定義為常規(guī)儲(chǔ)層；當(dāng)△GR≤0.17時(shí)則存在高阻水層，將油水層區(qū)分開(kāi)。Archie（高嚴(yán)等，2011；孫建孟等2006；鄒良志，2013）公式的適用性受諸多因素影響，計(jì)算的油層含油飽和度在63%～80%之間與實(shí)際生產(chǎn)不符，最終選用Simandoux（王迪等，2016；胡永靜等，2013）計(jì)算的含油飽和度與自然伽馬交會(huì)來(lái)識(shí)別流體性質(zhì)，從Simandoux公式可以看出由于引入了泥質(zhì)含量（孫建孟等，2008），含油飽和度計(jì)算范圍在45%～68%之間與實(shí)際生產(chǎn)相符。在電性、物性相同的情況下，泥質(zhì)含量越高計(jì)算的含油飽和度越高，相反泥質(zhì)含量越低所計(jì)算的含油飽和度越低，也說(shuō)明了A37-31井電阻率高達(dá)30Ω·m卻試油出水，是由于自然伽馬值低，巖性純泥質(zhì)含量低，儲(chǔ)層若是出油所需的含油飽和度就要更高。在圖版上則體現(xiàn)為當(dāng)自然伽馬相對(duì)值大于0.17時(shí)，含油飽和度大于45%為油層；當(dāng)自然伽馬相對(duì)值小于0.17時(shí)，達(dá)到油層所需的含油飽和度隨著自然伽馬相對(duì)值的減少而增加；在電性、物性相同的情況下，Archie計(jì)算的含油飽和度為定值，而Simandoux計(jì)算的含油飽和度隨著泥質(zhì)含量的減少而減少，從圖版上也可以看出相對(duì)于Archie計(jì)算的含油飽和度Simandoux計(jì)算的含油飽和度范圍更大，更有利于流體性質(zhì)的識(shí)別。

圖3 視地層水電阻率與自然伽馬相對(duì)值交會(huì)圖Fig.3 Crossplot of apparent formation water resistivity and relative GR value

圖4 Archie計(jì)算含油飽和度Fig.4 Oil saturation calculated by Archie formula

圖5 Simandoux計(jì)算含油飽和度Fig.5 Oil saturation calculated by Simandoux formula

在運(yùn)用含油飽和度與自然伽馬交會(huì)的圖版時(shí)需要先計(jì)算含油飽和度，在實(shí)際應(yīng)用時(shí)不夠簡(jiǎn)便，因此以0.17為界，利用圖版反推出兩條計(jì)算電阻率的公式：

當(dāng)ΔGR≤0.17時(shí)，

當(dāng)ΔGR＞0.17時(shí)，

式中：Rtj為計(jì)算電阻率，Ω·m；Rw為層水電阻率，Ω·m；Rsh為泥巖電阻率，Ω·m；ΔGR為自然伽馬相對(duì)值；Vsh為泥質(zhì)含量，%；?為—巖石有效孔隙度，%。

將計(jì)算的電阻率曲線與實(shí)測(cè)的電阻率曲線重疊，當(dāng)計(jì)算的電阻率值小于實(shí)測(cè)的電阻率值則為油層，計(jì)算的電阻率值大于實(shí)測(cè)的電阻率值則為水層。

2.4 效果分析

利用試油、試采資料作為圖版流體性質(zhì)識(shí)別的檢驗(yàn)標(biāo)準(zhǔn)（陳洪斌，2003）。圖6為A37-32井測(cè)井綜合解釋成果圖，第119、122號(hào)層，巖屑顯示為熒光、油跡，按原始的電性圖版在油氣層區(qū)，初步解釋為油層。119號(hào)層阻率為61.6Ω·m，122號(hào)層電阻率為29.6Ω·m，兩層的電阻率都比較高，再利用新計(jì)算的電阻率與實(shí)測(cè)的電阻率比較發(fā)現(xiàn)：計(jì)算電阻率大于實(shí)測(cè)的電阻率，說(shuō)明119、122兩層均含水，重新評(píng)價(jià)為含油水層，經(jīng)試采119、122兩層合采日產(chǎn)油0.71t，日產(chǎn)氣129m3，日產(chǎn)水31.52 m3，驗(yàn)證了利用計(jì)算電阻率曲線與實(shí)測(cè)電阻率曲線重疊的方法來(lái)識(shí)別油水層的可行性。

圖6 A37-32測(cè)井綜合解釋成果圖Fig.6 Comprehensive interpretation results of well log in A37-32

3 結(jié)論

（1）A37井區(qū)油水關(guān)系復(fù)雜，影響儲(chǔ)層流體性質(zhì)的因素多種多樣，綜合考慮各個(gè)影響因素，優(yōu)選出對(duì)本區(qū)巖性特征反應(yīng)敏感的自然伽馬曲線進(jìn)行分析、處理，最終得出自然伽馬值越低，巖性顆粒越粗，泥質(zhì)含量越低，其達(dá)到油層所需的含油飽和度就越高，電性就越高。

（2）儲(chǔ)層流體識(shí)別的方法較多，在應(yīng)用時(shí)應(yīng)針對(duì)不同地區(qū)的地質(zhì)特征及流體性質(zhì)的差異而選用不同的識(shí)別方法。經(jīng)過(guò)多次比較、分析最終選用能體現(xiàn)本區(qū)巖性特征的Simandoux計(jì)算的含油飽和度與自然伽馬相對(duì)值交會(huì)來(lái)識(shí)別流體性質(zhì)，并反推出計(jì)算電阻率的公式，利用計(jì)算電阻率與實(shí)測(cè)電阻率重疊進(jìn)而簡(jiǎn)便、直觀的識(shí)別油水層。通過(guò)已經(jīng)試采的井證實(shí)了該方法的可行性，提高了區(qū)塊井的解釋符合率。