王小剛 中國石油集團測井有限公司

自從使用電子計算機對測井資料進行定量解釋以來，地層評價已經成為地質勘探過程中的主要任務，以理論和模擬井為基礎的測井解釋模型經常與實際生產情況相差很大。目前國內常規(guī)測井解釋技術發(fā)展迅速而且日漸精進，在利用測井和巖性分析資料之間的關系方面，進行計算機處理和定量解釋。但是在有些方面，比如超稠油儲層的測井綜合解釋方法等方面的研究比較少以及相關具體技術上只能停留在定性，或忽略了一些地質上的復雜巖性，裂縫等因素的影響，因此模型比較粗糙[7]。但同時也存在很多問題，比如在標準段的選取，標準段必須是一段在測井曲線響應上穩(wěn)定的一段泥巖或者標志層，但如果在構造發(fā)育，地層橫向變化大等地質條件下，很難找到一層全區(qū)可以追索到的巖層。測井解釋是老井復查的主要方法，對一次解釋失誤之處進行重新認識。通過對儲層的測井解釋和儲層評價工作，為油田油藏地質研究、油藏數值模擬和油藏工程提供可靠的依據，為油田開發(fā)方案調整，尋找剩余油富集區(qū)。

一、油層類型及測井相應特征

為了準確地判識油水層，本文將延長組地層油層按發(fā)育特點、地層電阻率數值高低等進行系統分類，主要分為中高阻油層、低對比度油層兩大類。

（一）中高阻油層

此類油層多分布在延4+5、延6 地層，存在兩種砂體形態(tài)，一種是電性階梯型砂體，對比性很強，油水判別很容易；另一種是獨立砂體，電阻率數值中高，受地層水礦化度影響較大，既可以形成油層，也可以導致高阻水層的存在，油水判識難度比較大。中高阻油層在電測曲線上油層的測井響應特征通常表現為自然伽馬低于75.0API，泥質含量少，巖性較純；自然電位負異常幅度大，儲層滲透性好，自然伽馬和自然電位以箱型為主。中高聲波時差，變化范圍為（230.0～265.0）s/m；密度數值中低，變化范圍在（2.30～2.48）g/cm3，平均2.4g/cm3，儲層電阻率一般高于鄰近標準水層電阻率3.0～5.0 倍以上，有全烴顯示或取心、錄井等資料指示含油性。

（二）低對比度油層

低對比度油層主要分布在延9、延10地層和長32 等地層，按照砂體存在形式，可將其分為：砂體疊加式，電性階梯狀不明顯式，獨立砂體式；其儲層特點：電阻率通常低于10.0 歐姆米，電性上油水分異較小。時差大于225.0s/m，密度小于2.48g/cm3，厚度2.0 米以上，全烴異常有時不明顯，錄井或取芯油跡-油斑，儲層巖性較均勻，局部物性相對較好處，對應的電性沒有下降或者略有增大的變化。此種類型的油藏，如果沒有巖性、物性相近的水層對比，解釋難度最大。砂體疊加式低對比油層，砂體間的泥質夾層一般較?。?～2 米），沉積情況是兩次水進中間間隔時間較短時間，往往形成上部砂體較下部砂體純，上部砂體常形成低阻油層，下部砂體若含油，電性上呈中高阻；電性階梯狀不明顯式和獨立砂體式低對度油層形成的原因多是地層水礦化度非常高，水型多為CaCL2型，電性也往往呈現高侵的特征，油水判別很困難，解釋往往偏低，甚至造成漏失油層。

二、油水層識別

在相同水型、相同礦化度條件下，油層電阻率基本高于水層電阻率；但儲層電阻率也受到巖性、物性的影響，在相同水型、相同礦化度時，巖性、物性較差的水層電阻值可能也會高于油層的電阻。在同一個油水系統內，將目的層電阻率值與鄰近標準水層電阻率值進行增大倍數的比較。當目的層電阻率大于鄰近水層電阻率2 倍以上時可判別為油層；大于1.4 倍小于2 倍時可判別為油水同層，其他解釋為含油水層、水層。將縱向對比法半定量化的一種解釋方法；該方法適合孔滲條件較好且目的層上下有明顯水層的儲層。

延4+5 儲層，巖性較均質，頂部儲層的電阻率值約12.9Ω.m，中部和下部電阻率值約6.7Ω.m，電阻率增大倍數為1.9 倍，從定量角度判別為油水同層，試油日產油7.91t、水50.4m3。

延7 地層第8 層（原層號）1730.3～1737.3 m，自然伽馬值為36.8API，自然電位相對幅度中等為43.06mV，聲波時差為241.77s/m，密度為2.32g/cm3，電阻率值10.60Ω.m，錄井為油跡、油斑；

延8 地層第11 層（原層號）1769.7～1773.1 m，自然伽馬為38.2API，自然電位相對幅度為43.64mV，聲波時差為237.34s/m，密度為2.35g/cm3，電阻率約為5.57Ω.m，錄井為油跡。

三、結語

在實際應用上，氣體鉆井技術并沒有理想中大大縮短鉆井作業(yè)時間，究其原因在于氣體鉆井配套設施不完善，井下事故多發(fā)，氣體鉆井高速度破巖節(jié)省的時間又被浪費掉。