李 義，周 全，張 偉

（中海油田服務(wù)股份有限公司，河北 三河 065201）

南海東部地區(qū)作為今后油氣勘探的重點(diǎn)方向之一，深層低滲儲(chǔ)層越來越受到關(guān)注，其中以陸豐凹陷為代表的文昌組，其烴源巖成熟時(shí)間早，生烴規(guī)模大，具有良好的石油地質(zhì)條件[1-2]。但隨著開發(fā)程度的不斷加大，隨之而來的難點(diǎn)也日益凸現(xiàn)，其中之一就是儲(chǔ)層電性與含油性關(guān)系復(fù)雜，導(dǎo)致流體性質(zhì)判別困難，雖然憑借常規(guī)曲線特征及區(qū)域經(jīng)驗(yàn)在識(shí)別儲(chǔ)層流體性質(zhì)方面有一定效果，但對(duì)于復(fù)雜儲(chǔ)層仍存在一定的局限性，特別是對(duì)于一些低對(duì)比度儲(chǔ)層更是如此。圍繞以上難點(diǎn)本文有針對(duì)性地挖掘了測井及地質(zhì)資料對(duì)儲(chǔ)層較敏感的信息，本著高效實(shí)用的原則，放大敏感參數(shù)的特征，結(jié)合圖版法有效提高了儲(chǔ)層流體的識(shí)別精度。

1 文昌組儲(chǔ)層特征

研究區(qū)塊內(nèi)文昌組以濱淺湖、中深湖和辮狀河三角洲前緣沉積相帶為主[3]。結(jié)合6口井近一百顆井壁取心樣品的鏡下鑒定來看，儲(chǔ)層內(nèi)廣泛發(fā)育中-細(xì)粒巖屑石英砂巖，其次為粗粒及含礫巖屑石英砂巖，巖屑含量普遍在5% ～ 20%之間，局部可達(dá)30%（圖1）。沉積環(huán)境作為影響儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能的基本因素[4]，其與后期成巖作用的共同影響使得儲(chǔ)層流體電性特征變得復(fù)雜。從測試及取樣驗(yàn)證的結(jié)果對(duì)比分析來看，本區(qū)低對(duì)比度儲(chǔ)層也較為發(fā)育，這進(jìn)一步增加了現(xiàn)場快速定性識(shí)別流體的難度。其中低對(duì)比度儲(chǔ)層是指油層與水層、干層的孔隙度和電阻率測井之間的差異小、含烴特征不明顯的儲(chǔ)集層[5]。

以本區(qū)兩口井為例，圖2左為陸豐X井文昌組儲(chǔ)層段常規(guī)曲線組合圖，本井為水基泥漿測井，圖中顯示X944.8 ～ X022.6 m段電阻率在27 ～ 50 Ω ·m之間，巖性密度為 2.42 g/cm3左右，GR普遍較低，顯示物性較好，為油層特征，經(jīng)測試，本段日產(chǎn)油210.9 m3，日產(chǎn)氣7 919 m3。圖2右為本井側(cè)鉆井陸豐Y井同層位常規(guī)曲線組合圖，圖中顯示X127 ～ X240 m井段儲(chǔ)層電阻率在25 ～ 50 Ω ·m之間，巖性密度為 2.44 g/cm3左右，GR曲線同樣為低值，整體各曲線特征與X井相似，但在X152.5 m、X165.4 m及X221.5 m處取樣均為地層水，相似的電性及物性特征，卻是兩種截然不同的流體性質(zhì)。因此，為解決文昌組儲(chǔ)層流體識(shí)別的難題，現(xiàn)場迫切需要找到合適的判別方法。

圖1 文昌組儲(chǔ)層巖性交會(huì)圖版（其中Y、Z、M、N、P、Q代表6口井井號(hào)）

圖2 陸豐X井及Y井常規(guī)曲線圖

2 儲(chǔ)層流體識(shí)別方法建立及應(yīng)用

圖3為解釋工作中進(jìn)行儲(chǔ)層流體識(shí)別采用的常規(guī)經(jīng)驗(yàn)圖版，從圖中可看出，運(yùn)用該類圖版進(jìn)行流體性質(zhì)識(shí)別時(shí)均存在一定程度的混沌區(qū)。特別是對(duì)于部分低阻油層及高阻水層，該方法已達(dá)不到區(qū)分流體性質(zhì)的目的。對(duì)此，結(jié)合測井及地質(zhì)錄井等資料，甄選相對(duì)敏感的測錄井信息，以此為基礎(chǔ)建立了更適合本區(qū)的流體識(shí)別方法，效果較好的有自然伽馬相對(duì)值-氣測圖版法和電阻率差異指數(shù)法等。

圖3 常規(guī)經(jīng)驗(yàn)圖版

2.1 自然伽馬相對(duì)值-氣測圖版法

由于不同井的井下環(huán)境、測井時(shí)間、測井儀器等情況各不相同，造成了資料采集時(shí)存在不同程度的差異[6]。為了消除這種井間測量環(huán)境差異導(dǎo)致的測井曲線間的誤差，引入ΔGR（自然伽馬相對(duì)值）作為流體識(shí)別的主控參數(shù)，并結(jié)合ΔC1（儲(chǔ)層氣測錄井C1值與圍巖氣測錄井C1值之比）的綜合響應(yīng)，以此與含烴關(guān)系密切的氣測曲線做交會(huì)圖可得到較好的流體識(shí)別效果（圖4）。圖中以ΔGR×ΔC1為橫坐標(biāo)，ΔC1為縱坐標(biāo)，該圖版對(duì)于油、水層區(qū)分度能達(dá)到95%以上。利用后期所測A12井資料進(jìn)行投點(diǎn)驗(yàn)證可見：其油層（紫色方點(diǎn)）與水層（藍(lán)色方點(diǎn)）點(diǎn)子均落于圖版對(duì)應(yīng)的油區(qū)和水區(qū)，符合率達(dá)100%。

圖4 C1-ΔGR×ΔC1流體識(shí)別交會(huì)圖版

2.2 電阻率差異指數(shù)法

對(duì)于低對(duì)比度儲(chǔ)層，一般認(rèn)為受巖性的影響、地層水礦化度的影響、高束縛水飽和度的影響、黏土礦物的影響、導(dǎo)電礦物的影響以及鹽水泥漿侵入的影響等[7-8]。鑒于此，本文通過大量對(duì)比分析選取了針對(duì)本區(qū)較為敏感的特征參數(shù)，并以此為基礎(chǔ)建立了電阻率差異指數(shù)法。該方法綜合考慮了泥漿侵入深度、儲(chǔ)層巖性以及不同探測深度電阻率間的差異等對(duì)測井帶來的影響。

鑒于陸豐區(qū)塊文昌組儲(chǔ)層流體電阻率普遍低于100 Ω·m，井眼規(guī)則，高分辨率陣列感應(yīng)及陣列側(cè)向測井均表現(xiàn)出了較好的測井效果，因此本文以這類電阻率為基礎(chǔ)，將不同探測深度電阻率間的差異以DR[9]表示，計(jì)算公式為：

式中：M2R1～ M2RX為高分辨率陣列感應(yīng)測井在縱向分辨率為2 ft、徑向探測深度為10 ～ 120 in 的各電阻率，Ω·m； MLR1C ～ MLR4C為陣列側(cè)向不同探測深度的4條電阻率曲線，Ω·m。

由于DR作為描述侵入剖面電阻率變化的參數(shù)，當(dāng)儲(chǔ)層發(fā)生低侵或高侵時(shí)，會(huì)出現(xiàn)值大于1或小于1的結(jié)果，為了消除這種情況帶來的后續(xù)計(jì)算差異的影響，將電阻率差異參數(shù)定義為|DR-1|，而泥漿侵入深度（LI）可以通過反演得到。結(jié)合本區(qū)流體性質(zhì)以油、水為主的特征，將流體識(shí)別指數(shù)定義為：

式中：ZDEN為巖性密度，g/cm3，ΔGR為自然伽馬相對(duì)值。

以此與|DR-1|作交會(huì)圖，這樣就充分放大了油和水的特征差異，更便于儲(chǔ)層流體性質(zhì)的區(qū)分。此方法在實(shí)際應(yīng)用中也取得了較好的效果（圖5），B1、B2、B3三口井均為鹽水泥漿鉆井，并在文昌組進(jìn)行了高分辨率陣列感應(yīng)測井，將油層與水層分別投點(diǎn)于圖版上，可見當(dāng)IFluid＞0.8時(shí)，儲(chǔ)層為油層，反之則為水層。利用后期所測C-1井資料進(jìn)行投點(diǎn)驗(yàn)證可見：其油層（紅色方點(diǎn)）與水層（藍(lán)色圓點(diǎn)）點(diǎn)子均落于圖版對(duì)應(yīng)的油區(qū)和水區(qū)，并在后期對(duì)該油層進(jìn)行測試取樣共計(jì)420 mL，其中油71 mL，泥漿濾液349 mL，證實(shí)為油層，也體現(xiàn)了該方法具有較好的儲(chǔ)層流體識(shí)別能力。

圖5 電阻率差異指數(shù)法交會(huì)圖版

3 總結(jié)

南海東部中深層儲(chǔ)層流體性質(zhì)的準(zhǔn)確識(shí)別一直以來是解釋工作者較為關(guān)注的重點(diǎn)內(nèi)容，也是下一步勘探開發(fā)的基礎(chǔ)。結(jié)合測井及地質(zhì)信息，充分挖掘影響儲(chǔ)層的敏感參數(shù)，提出了兩種儲(chǔ)層流體性質(zhì)的識(shí)別方法。其中自然伽馬相對(duì)值-氣測圖版法相對(duì)更簡單易行，電阻率差異指數(shù)法需要考慮泥漿侵入深度的影響，因此對(duì)測井系列的選擇有一定要求，但流體識(shí)別效果顯著。運(yùn)用以上方法對(duì)提高古近系深部儲(chǔ)層評(píng)價(jià)的效率和準(zhǔn)確性提供了較大幫助，有利于今后現(xiàn)場解釋工作的開展。