陳 靜,郭 濤,朱龍權(quán)

(1.中國(guó)石油新疆油田分公司 石西油田作業(yè)區(qū)，新疆 克拉瑪依 834000；2.四川海盾石油新技術(shù)開發(fā)有限公司，成都 610041)

低阻油層是指油層電阻率和相鄰水層的電阻率差別不大的油層，其主要特征是油層的電阻率與鄰近水層的電阻率之比<2[1-3]。在實(shí)際生產(chǎn)中，油井不含水或低含水，試油解釋結(jié)論一般為“油層”。

大量勘探開發(fā)實(shí)踐證明，低阻油層廣泛存在于復(fù)雜砂巖油藏中。大慶、冀東、大港、華北、遼河和新疆油田等都發(fā)現(xiàn)有低阻油藏[4]。低阻油藏的成因，概括起來主要有[4]：高不動(dòng)水含量的影響[5-6]；儲(chǔ)層潤(rùn)濕性的影響[6]；裂縫型中低孔油藏受泥漿濾液侵入的影響[7]；高泥質(zhì)含量(黏土含量)油層因陽(yáng)離子交換引起的附加導(dǎo)電性的影響[8]；油層束縛水與水層礦化度差異的影響[8]；砂泥巖薄互層中，油層受圍巖的影響[9]。

自1997年以來，中國(guó)石油天然氣公司組織專家對(duì)低阻油藏測(cè)井解釋評(píng)價(jià)進(jìn)行研究，總結(jié)了一套低阻油層識(shí)別和評(píng)價(jià)技術(shù)。該技術(shù)主要在理念和方法上給出了思路，但在實(shí)際應(yīng)用中對(duì)技術(shù)人員要求高，現(xiàn)場(chǎng)可操作性受到限制，難以推廣應(yīng)用。針對(duì)老油田現(xiàn)有資料，建立一套有針對(duì)性的、應(yīng)用常規(guī)測(cè)井技術(shù)的、操作性強(qiáng)的測(cè)井解釋評(píng)價(jià)方法，對(duì)老油田低阻油藏評(píng)價(jià)具有重要意義。

石南31井區(qū)白堊系清水河組油藏是一個(gè)巖性控制的邊水油藏，投入開發(fā)后，油井實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)與測(cè)井解釋結(jié)論存在矛盾：①部分油層電阻率較低，與鄰近水層電阻率接近，常規(guī)測(cè)井解釋無油層，但射孔投產(chǎn)后能較長(zhǎng)時(shí)間保持無水生產(chǎn)，常規(guī)解釋容易漏掉一些油層。②常規(guī)飽和度解釋模型解釋的含油飽和度普遍偏低，特別是油藏砂體邊界和砂體沉積相變帶的油井，測(cè)井解釋含油飽和度50%左右，但油井長(zhǎng)期保持無水生產(chǎn)，與本區(qū)相滲規(guī)律存在矛盾。③邊水油藏的油水過渡帶油水關(guān)系復(fù)雜，應(yīng)用常規(guī)飽和度解釋模型，導(dǎo)致部分水層解釋含油飽和度高于油層，還有部分水層電阻率高于油層電阻率，常規(guī)測(cè)井解釋難以有效區(qū)分這部分油水層(圖1)。

因常規(guī)測(cè)井解釋對(duì)這類油層解釋的局限性，導(dǎo)致油藏開發(fā)中容易誤射、漏射，影響油藏開發(fā)效果；并且儲(chǔ)量計(jì)算不準(zhǔn)確，影響開發(fā)決策。

1 石南31井區(qū)低阻油層成因

1.1 微孔隙發(fā)育的影響

石南31井區(qū)儲(chǔ)層孔喉統(tǒng)計(jì)直方圖存在雙峰特征， 孔喉半徑主要在0.1～2.5 μm， >4 μm的喉道所占比例<20%，儲(chǔ)層孔喉分選性較差，存在較強(qiáng)非均質(zhì)性(圖2)。儲(chǔ)層中微孔隙發(fā)育，<0.16 μm的孔隙所占比例達(dá)到20%；巖心分析束縛水飽和度為47.3%～73%，平均為60%；油層電阻率為10 Ω·m，鄰近水層電阻率與油層接近：屬于典型的微孔隙型高束縛水低阻油層。

1.1.1 微孔隙發(fā)育成因

準(zhǔn)噶爾盆地各油田儲(chǔ)層沉積以沖積扇、扇三角洲為主，儲(chǔ)層巖性主要為砂礫巖和礫巖，粒度分布范圍大，導(dǎo)致儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，微孔隙發(fā)育。

儲(chǔ)層微孔隙發(fā)育程度受巖性顆粒大小、粉砂質(zhì)含量影響。針對(duì)石南31井區(qū)，當(dāng)儲(chǔ)層粉砂質(zhì)(粒度0.003 9～0.063 mm)體積分?jǐn)?shù)>10%時(shí)，儲(chǔ)層中值孔喉半徑為0.66 μm；當(dāng)粉砂質(zhì)的體積分?jǐn)?shù)>15%時(shí)，儲(chǔ)層中值孔喉半徑為0.09 μm?？缀碇形⒓?xì)孔所占比例增高，儲(chǔ)層滲透率明顯降低：粒徑>0.063 mm的顆粒體積分?jǐn)?shù)≥90%時(shí)，滲透率平均值為117.54×10-3μm2；>0.063 mm的顆粒體積分?jǐn)?shù)<90%時(shí)，67%的樣品滲透率只有(0～5)×10-3μm2，平均為19.3×10-3μm2(圖3)。

1.1.2 微孔隙對(duì)電阻率的影響

從機(jī)理上講，微孔隙發(fā)育對(duì)油氣層電阻率的影響主要表現(xiàn)在2個(gè)方面。

a.受微孔隙強(qiáng)大的毛管力影響，束縛水飽和度增加，油層電阻率偏低[6]。統(tǒng)計(jì)準(zhǔn)噶爾盆地6個(gè)微孔隙較發(fā)育區(qū)塊的巖心束縛水飽和度，平均為33%～60%， 表明并不是所有微孔隙發(fā)育儲(chǔ)層均有較高的束縛水飽和度，還有其他因素影響微孔隙發(fā)育油層的電阻率。

b.微孔隙引起的儲(chǔ)層膠結(jié)指數(shù)變化。假設(shè)有2塊巖心樣品(圖4)，地層水礦化度、孔隙彎曲度、電流傳導(dǎo)路徑均一致，A樣品孔隙度為q1，B樣品的孔隙直徑是A樣品的x倍，樣品A的膠結(jié)指數(shù)為m1，樣品B的膠結(jié)指數(shù)為m2，巖石電導(dǎo)率分別為σ1和σ2，根據(jù)導(dǎo)電機(jī)理有

(1)

式中：σ1和σ2為樣品電導(dǎo)率;q1為樣品總孔隙度；m1和m2為巖石膠結(jié)指數(shù)；x為樣品B相對(duì)于樣品A的孔隙度倍數(shù)。

圖1 新疆油田某區(qū)塊W02井試油結(jié)論與綜合解釋成果Fig.1 Formation testing and comprehensive interpretation for drilling well W02 in a block of Xinjiang Oilfield

圖2 某區(qū)塊孔隙半徑分布直方圖Fig.2 Histogram showing the distribution of porosity diameter in certain blocks

分析表明，當(dāng)儲(chǔ)層中微孔隙較發(fā)育時(shí)，儲(chǔ)層巖石膠結(jié)指數(shù)會(huì)減小。

又假設(shè)儲(chǔ)層由純凈砂巖組成，泥質(zhì)含量為0，用阿爾奇公式計(jì)算，不同的膠結(jié)指數(shù)對(duì)含油飽和度計(jì)算結(jié)果影響大，膠結(jié)指數(shù)從1.5增大到1.8，含油飽和度降低約10%(表1)。

1.2 泥質(zhì)含量的影響

a.黏土礦物的附加導(dǎo)電作用引起油氣層電阻率偏低。

關(guān)于黏土礦物的陽(yáng)離子交換能力及其對(duì)電阻率的影響，雍世和等[10]做了系統(tǒng)的討論；M.H.Waxman等提出了著名的泥質(zhì)砂巖電導(dǎo)率模型，一般被稱為Waxman-Smits模型[11]，該模型認(rèn)為泥質(zhì)砂巖中，由于黏土的吸附作用引起黏土礦物附近大量聚集陽(yáng)離子，又由于陽(yáng)離子交換作用，產(chǎn)生明顯的附加導(dǎo)電性， 致使泥質(zhì)砂巖油氣層電阻率顯著降低。 之后， 更多的人做了相關(guān)的實(shí)驗(yàn)研究，發(fā)現(xiàn)儲(chǔ)層中伊利石質(zhì)量分?jǐn)?shù)>4%，就能將油層電阻率降至10 Ω·m以下，形成低阻油層。

圖3 粉砂質(zhì)粒徑的顆粒含量對(duì)儲(chǔ)層滲透率的影響Fig.3 Influence of grain content of silty particle size on reservoir permeability (A)粒徑>0.063 mm的砂質(zhì)體積分?jǐn)?shù)≥90%; (B)粒徑>0.063 mm的砂質(zhì)體積分?jǐn)?shù)<90%

圖4 樣品A和樣品B剖面示意圖Fig.4 Profile illustrating sample A and sample B

表1 理論計(jì)算膠結(jié)指數(shù)與含油飽和度的關(guān)系Table 1 Correlation of theoretical cementation exponent and oil saturation

b.黏土礦物的陽(yáng)離子吸附作用，會(huì)導(dǎo)致黏土孔隙空間中的黏土水礦化度與自由水的礦化度有一定差異。黏土附近雙電層吸附陽(yáng)離子，容易造成這部分水膜中具有較高的離子濃度，而自由水中的離子濃度低于原生自由水離子濃度，最終導(dǎo)致自由水的礦化度比黏土水更低。

需要注意的是，盡管泥質(zhì)含量會(huì)對(duì)儲(chǔ)層電阻率有重要影響，但并非所有泥質(zhì)砂巖都具有較高的陽(yáng)離子交換能力，這與黏土礦物的成分有較大的關(guān)系。表2統(tǒng)計(jì)了常見黏土礦物的陽(yáng)離子交換能力，可以看到，高嶺石的陽(yáng)離子交換能力相對(duì)較低，因此，以高嶺石為主的黏土礦物，若油氣層電阻率偏低，其原因更大的可能是由于微孔隙發(fā)育或砂泥薄互層等因素影響。

表2 不同黏土礦物的陽(yáng)離子交換容量Table 2 Cation exchange capacity of different clay minerals

2 石南31井區(qū)低阻油層的系統(tǒng)解決方案

根據(jù)因素分析表明，石南31井區(qū)低阻的成因主要是泥質(zhì)含量高、微孔隙發(fā)育，針對(duì)這種地質(zhì)特征，在反復(fù)試驗(yàn)的基礎(chǔ)上，認(rèn)為采用雙水模型是一個(gè)較好的解決方案。

2.1 雙水模型

根據(jù)C.Clavier等的研究結(jié)果[12]，雙水模型表示為

(2)

其中

(3)

(4)

(5)

(6)

(7)

公式中各參數(shù)的含義如下：σt為地層真電導(dǎo)率；σw為地層孔隙中自由水的電導(dǎo)率；σbw為黏土束縛水電導(dǎo)率；σNa為黏土水中補(bǔ)償離子Na+的等效電導(dǎo)率；a為孔隙迂曲度指數(shù)；qt為總孔隙度(體積比)；m*為經(jīng)過校正的巖石膠結(jié)指數(shù)；n為飽和度指數(shù)；Swt為總含水飽和度(體積比)；Swb為黏土束縛水飽和度(體積比)；α為Na+離子擴(kuò)散層擴(kuò)展因子；Pw為地層水礦化度；Pwc為常數(shù)(=0.35 mol/L)；Vq表示Qv=1 mol/L時(shí)，黏土水占據(jù)的孔隙體積；φbw為孔隙中黏土束縛水的體積分?jǐn)?shù)；Qv為陽(yáng)離子交換容量，表示單位孔隙體積中的可交換陽(yáng)離子摩爾數(shù)；φci為第i種黏土礦物的體積分?jǐn)?shù)；ρci為第i種黏土礦物的骨架密度；t為地層溫度；Cci為第i種黏土礦物的陽(yáng)離子交換容量；nc為黏土礦物種類總數(shù)。

上述公式中，α根據(jù)礦化度求取，Vq和β通過地層溫度求取。

從形式上看，雙水模型等同于將自由水電導(dǎo)率和黏土束縛水電導(dǎo)率按照各自所占百分比加權(quán)求取了一個(gè)綜合電導(dǎo)率，然后，按照阿爾奇公式計(jì)算含水飽和度。

盡管雙水模型在以往的應(yīng)用中有不少成功的經(jīng)驗(yàn)，使之成為目前廣泛認(rèn)可的泥質(zhì)砂巖飽和度電導(dǎo)(阻)率模型；但也有學(xué)者研究認(rèn)為，雙水模型仍然存在一些不足之處。曾文沖等指出，在低礦化度地層水的儲(chǔ)層中，比起阿爾奇公式，泥質(zhì)砂巖電導(dǎo)率模型能更好地評(píng)價(jià)儲(chǔ)層含油飽和度[6-7]；而黃布宙等通過實(shí)驗(yàn)分析發(fā)現(xiàn)，在低礦化度地層水儲(chǔ)層中，若泥質(zhì)含量較高，使用雙水模型計(jì)算的儲(chǔ)層含油飽和度仍然偏低[13]：因此，需要對(duì)其進(jìn)行參數(shù)校正。

從雙水模型的參數(shù)和前文分析低阻油氣層的成因看，使用雙水模型評(píng)價(jià)儲(chǔ)層飽和度，還有3個(gè)重要問題需要分析：泥質(zhì)含量、粉砂質(zhì)含量和模型參數(shù)的適應(yīng)性。

2.2 泥質(zhì)和粉砂質(zhì)含量的求取

石南31井區(qū)白堊系清水河組(K1q)儲(chǔ)層主要以砂礫巖和礫巖為主，巖石薄片鑒定表明，在沉積碎屑物中，火山巖碎屑含量高，對(duì)GR測(cè)井值影響較大，部分泥質(zhì)含量低的儲(chǔ)層段，GR值卻較高。其中泥質(zhì)含量低的K1q11-2層GR值比泥質(zhì)含量高的K1q11-3層高，因此本區(qū)不能用GR曲線計(jì)算泥質(zhì)含量；電阻率曲線因受含油性影響，求取泥質(zhì)含量準(zhǔn)確性相對(duì)較低；SP曲線通常存在泥巖基線漂移的問題。使用SP曲線計(jì)算泥質(zhì)含量，在準(zhǔn)確性要求不高的情況下，可以采納；但對(duì)于需要使用泥質(zhì)含量對(duì)飽和度進(jìn)行精確校正的情況下，這種方法的處理結(jié)果往往不盡人意，存在很大誤差。

經(jīng)過大量實(shí)踐，筆者認(rèn)為，采用巖性體積含量反演的方法求取泥質(zhì)含量，能極大地提高泥質(zhì)含量的準(zhǔn)確性，進(jìn)而更加精確地評(píng)價(jià)含油飽和度。

傳統(tǒng)的多礦物聯(lián)合最優(yōu)化解釋方法，是以組成巖石的礦物成分為基礎(chǔ)，以礦物成分的固有物理性質(zhì)作為骨架參數(shù)，其側(cè)重點(diǎn)在于準(zhǔn)確評(píng)價(jià)孔隙度和含油飽和度，但并不強(qiáng)調(diào)計(jì)算結(jié)果中泥質(zhì)含量的準(zhǔn)確性。這是因?yàn)?，“泥質(zhì)”是一個(gè)綜合概念，它并不代表某一種單一的黏土礦物，而是由多種礦物共同組成。通常，“泥質(zhì)”中不僅有高嶺石，也有綠泥石、伊利石、蒙脫石等各種黏土礦物，因此，使用雙礦物模型或多礦物模型，并不能有效地解決泥質(zhì)含量計(jì)算準(zhǔn)確性的問題。

研究發(fā)現(xiàn)，對(duì)于同樣的沉積環(huán)境，“泥質(zhì)”的組成成分，往往具有較高的一致性，即同一油藏中“泥質(zhì)”的主要成分保持穩(wěn)定。以石南31井區(qū)為例，其主要組成礦物為伊蒙混層(約67%)，且在不同的樣品中，這個(gè)比例基本保持穩(wěn)定。這就為巖性體積含量反演提供了基本依據(jù)。

本文提出“巖性體積含量反演方法”，不同于以往研究中的雙礦物或多礦物最優(yōu)化解釋方法。它以巖心粒度分析和巖石薄片分析為依據(jù)，以“依靠沉積粒度分類”、并且具有相似礦物組成的巖石(巖性)為基礎(chǔ)，通過研究不同巖性的骨架參數(shù)，利用最優(yōu)化測(cè)井反演方法，求取不同巖性的體積分?jǐn)?shù)。其優(yōu)勢(shì)在于：①可以準(zhǔn)確地求取泥質(zhì)含量，而不是單一的某一種黏土礦物含量；②可以準(zhǔn)確地求取粉砂質(zhì)成分的含量，為含油飽和度評(píng)價(jià)提供依據(jù)。

巖性體積含量反演的基本公式如下

(8)

其中：φi為第i種成分的體積分?jǐn)?shù)；φw為水(包括所有束縛水、可動(dòng)水等所有類型的地層水)的體積分?jǐn)?shù)；φo為烴類的體積分?jǐn)?shù)；Pi為第i種成分的巖石骨架參數(shù)；ci為第i條測(cè)井曲線；Constraints表示其他約束條件。

φi即為需要求取的某種成分的體積分?jǐn)?shù)。根據(jù)公式(8)，使用密度(DEN或RHOB)、中子(CNL或NPHI)、聲波(AC或DT)、伽馬(GR)、地層真電阻率(RT)和沖洗帶電阻率(RXO)共6條互相獨(dú)立的測(cè)井曲線，可以求取7種不同成分的體積分?jǐn)?shù)。

依據(jù)沉積和儲(chǔ)層特征，將石南31井區(qū)儲(chǔ)層分解為泥質(zhì)、粉砂質(zhì)、細(xì)砂質(zhì)、中砂質(zhì)、粗砂質(zhì)、礫質(zhì)和鈣質(zhì)7種成分。在研究組成巖石的礦物成分的穩(wěn)定性基礎(chǔ)上，通過反復(fù)試驗(yàn)，取粒度分析中每種粒度成分最純凈(單一粒度成分的占比超過80%)的樣本深度段，讀出它們?cè)跍y(cè)井曲線上的典型測(cè)井響應(yīng)特征，聯(lián)合巖心分析的孔隙度和含油飽和度值，計(jì)算其骨架參數(shù)Pi，然后建立起公式(8)所示的方程組，求解各種成分的相對(duì)體積分?jǐn)?shù)。

為使反演結(jié)果更加準(zhǔn)確可靠，統(tǒng)計(jì)巖心粒度分析數(shù)據(jù)，建立以下約束方程

φ礫=-1.0098×φ砂+泥+0.8709，R2=0.9853

(9)

φ中砂=-0.8619×φ細(xì)砂+粗砂+泥+0.7836，R2=0.9395

(10)

其中：φ礫為礫質(zhì)(粒徑>2 mm)成分的體積分?jǐn)?shù)；φ砂+泥為粒徑<2 mm的所有成分的體積分?jǐn)?shù)總和；φ中砂為中砂質(zhì)(0.25 mm<粒徑≤0.5 mm)成分的體積分?jǐn)?shù)；φ細(xì)砂+粗砂+泥為粗砂質(zhì)(0.5 mm<粒徑≤2 mm)和粒徑<0.25mm的成分的體積分?jǐn)?shù)總和。

應(yīng)用巖性體積含量反演方法可以較好地求出儲(chǔ)層泥質(zhì)和粉砂質(zhì)(粒徑<0.063 mm)含量，求解結(jié)果與巖心分析結(jié)果的對(duì)比如圖5(最后一道)所示。

2.3 雙水模型的參數(shù)求取

2.3.1 膠結(jié)指數(shù)的泥質(zhì)校正

對(duì)于高泥質(zhì)、火山碎屑為主的砂礫巖儲(chǔ)層，傳統(tǒng)的雙水模型并不能很好地求取含油飽和度，因此，雙水模型的參數(shù)需要進(jìn)行校正。

朱學(xué)娟等[14]通過實(shí)驗(yàn)分析，指出Waxman-Smits模型中難以得到真實(shí)地層因素(F*=1/qm*)；而雙水模型在高泥質(zhì)地層中，通過Qv值校正可以得到真實(shí)的地層因素，因而應(yīng)用效果更好。

在Elan程序中，通過大量實(shí)驗(yàn)對(duì)雙水模型的巖石膠結(jié)指數(shù)也進(jìn)行了泥質(zhì)校正，其基本公式是

m*=m+k[0.258Cy+0.22(1-e-16.4 Cy)]

(11)

(12)

式中：m為純凈砂巖的巖石膠結(jié)指數(shù)；Cy為單位干巖樣中的陽(yáng)離子交換容量；k為經(jīng)驗(yàn)系數(shù)，取值為1。

實(shí)際計(jì)算中，Cy值與泥質(zhì)含量直接相關(guān)，每一種泥質(zhì)(黏土)的Qv值均不一致，需要以其相對(duì)含量做權(quán)衡，求取Cy值的平均值。

2.3.2σNa值的改進(jìn)方法

雙水模型中，定義σNa為陽(yáng)離子等效電導(dǎo)率。σNa與Waxman-Smits模型中的B值具有相同的物理意義，Waxman-Smits模型中給出了求取B值的經(jīng)驗(yàn)公式的基本數(shù)學(xué)形式[11]； Juhasz等人在大量實(shí)驗(yàn)分析的基礎(chǔ)上，得到B值的計(jì)算模型[15]。不論哪種模型都表明，σNa本身并不僅僅只與溫度相關(guān)，還與地層水礦化度有一定關(guān)系。

黃布宙等[13]分析發(fā)現(xiàn)，雙水模型在高泥質(zhì)含量和低地層水礦化度的地層中適應(yīng)性相對(duì)較差，計(jì)算含油飽和度比真實(shí)含油飽和度仍然偏低。在實(shí)驗(yàn)和理論分析的基礎(chǔ)上，黃布宙等提出了改進(jìn)方法,其中σNa值與地層水礦化度的關(guān)系模型[13]為

圖5 W305井巖心分析粉砂質(zhì)含量與測(cè)井解釋結(jié)果對(duì)比Fig.5 Comparison of silty volume by core analysis and well logging interpretation

σNa=(0.0857t-0.143)(1-0.6 e-1.3σw)

(13)

其中：σNa為地層水電導(dǎo)率;t為攝氏溫度。

改進(jìn)后的方法，一定程度上能更好地適應(yīng)不同的地層水礦化度，尤其是地層水礦化度較低時(shí)，符合率更高。

2.3.3 膠結(jié)指數(shù)的分類求取

從前面的分析中可知，儲(chǔ)層微孔隙發(fā)育程度影響巖石膠結(jié)指數(shù)，應(yīng)對(duì)微孔隙較發(fā)育的儲(chǔ)層進(jìn)行巖石膠結(jié)指數(shù)校正。

經(jīng)過大量的實(shí)驗(yàn)和試算，并與巖心分析結(jié)果對(duì)比，認(rèn)為依據(jù)粉砂質(zhì)含量對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行分類，在分類基礎(chǔ)上求取膠結(jié)指數(shù)，可提高飽和度解釋精度。不同粉砂質(zhì)含量巖石的m值如表3和圖6所示。

表3 不同粉砂質(zhì)含量的巖石膠結(jié)指數(shù)統(tǒng)計(jì)Table 3 Statistics of cementation exponent of different rocks with different silt volume

圖6 不同粉砂質(zhì)含量的巖石地層因素-孔隙度交匯圖Fig.6 F-q cross plot of different rocks with different silt volume

3 應(yīng)用效果

應(yīng)用改進(jìn)后的雙水模型計(jì)算石南31井區(qū)含油飽和度，統(tǒng)計(jì)計(jì)算含油飽和度與巖心分析飽和度之間的差異表明，雙水模型的計(jì)算結(jié)果與巖心分析結(jié)果更吻合，而阿爾奇公式計(jì)算結(jié)果誤差偏大(表4)。

阿爾奇計(jì)算結(jié)果比雙水模型平均低5.6%，在低泥質(zhì)含量井段K1q11-2層2種模型計(jì)算結(jié)果一致，在高泥質(zhì)含量井段K1q11-3層雙水模型計(jì)算結(jié)果更接近巖心分析結(jié)果(圖7)。

表4 雙水模型與阿爾奇公式應(yīng)用效果對(duì)比Table 4 Comparison of application effect of Dual-water Model with that of Archie’s Model

圖7 雙水模型解釋含油飽和度與阿爾奇公式解釋含油飽和度對(duì)比Fig.7 Comparison of oil saturation interpretation by Dual-water Model with that by Archie’s Model result

4 結(jié) 論

a.準(zhǔn)確評(píng)價(jià)高泥質(zhì)含量?jī)?chǔ)層的含油飽和度，需要認(rèn)真分析泥質(zhì)含量對(duì)含油飽和度的影響；對(duì)于高嶺石等附加導(dǎo)電性較弱的儲(chǔ)層，仍可以使用阿爾奇公式評(píng)價(jià)含油飽和度。

b.對(duì)于微孔隙較發(fā)育的儲(chǔ)層，不能簡(jiǎn)單地使用阿爾奇公式評(píng)價(jià)含油飽和度；在資料最不利的情況下，也應(yīng)當(dāng)考慮對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行分類評(píng)價(jià)。

c.石南31井區(qū)油層低電阻率的主要原因是微孔隙發(fā)育和泥質(zhì)含量高。

d.粉砂質(zhì)碎屑含量高，是儲(chǔ)層微孔隙發(fā)育的主要原因之一。

e.新疆油田大部分區(qū)塊沉積地層都以火山巖碎屑為主，由于火山巖碎屑具有較高的伽馬值，泥質(zhì)含量的計(jì)算方法不能簡(jiǎn)單地使用伽馬等單條測(cè)井曲線計(jì)算，應(yīng)認(rèn)真研究泥質(zhì)含量的計(jì)算方法。

f.本文提出使用粒度分析數(shù)據(jù)控制的巖性體積含量反演方法求取泥質(zhì)含量和粉砂質(zhì)含量，具有較高的準(zhǔn)確度。

g.雙水模型中的膠結(jié)指數(shù)m可以通過Qv值進(jìn)行泥質(zhì)校正，σNa值按照黃布宙等的研究成果進(jìn)行校正，校正后，使用雙水模型計(jì)算儲(chǔ)層含油飽和度，與巖心分析的含油飽和度符合率較高。

h.對(duì)微孔隙引起的膠結(jié)指數(shù)變化，可以通過粉砂質(zhì)含量對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行分類，然后再按照分類求取膠結(jié)指數(shù)，并逐類使用雙水模型計(jì)算含油飽和度。