高 藝，陳德照，趙振興，張曉明，趙曉紅，陳貞萬(wàn)

（1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第八采油廠，陜西西安 710018；2.北京凱博瑞石油科技有限公司，北京 100083）

20 世紀(jì)末開始測(cè)井解釋主要用于發(fā)現(xiàn)油氣藏及后期評(píng)價(jià)技術(shù)，測(cè)井通過(guò)勘測(cè)儲(chǔ)層的地球物理性質(zhì)完成流體識(shí)別[1]。近年來(lái)通過(guò)測(cè)井與地質(zhì)相結(jié)合，識(shí)別地層裂縫、評(píng)價(jià)巖石的力學(xué)性質(zhì)及剩余油測(cè)試等，是目前國(guó)內(nèi)外油氣藏勘探開發(fā)中必不可少的關(guān)鍵技術(shù)[2-4]。國(guó)內(nèi)隨著油氣勘探開發(fā)一體化技術(shù)不斷提升，各種測(cè)井解釋新技術(shù)新工藝也在不斷更新提高。本次論文通過(guò)分析低對(duì)比度油層成因，采用視電阻增大率及陣列感應(yīng)電阻率徑向梯度因子識(shí)別方法綜合解釋油水層，為下步老井措施挖潛提供了依據(jù)。

1 侏羅系低對(duì)比度油層特征

鐵邊城侏羅系油藏延8 延9 儲(chǔ)層為三角洲平原沉積環(huán)境，有利砂體主要發(fā)育在分流河道微相中；延10儲(chǔ)層為辮狀河沉積環(huán)境，有利砂體主要發(fā)育在辮狀河道微相中。儲(chǔ)層巖石結(jié)構(gòu)成熟度中等，膠結(jié)類型以孔隙-線接觸和線接觸為主，填隙物含量為8.93%。根據(jù)本區(qū)的薄片資料，砂巖儲(chǔ)層中的石英含量平均為49.65%，長(zhǎng)石含量平均為22.48%，巖屑含量平均為27.87%。根據(jù)前人砂巖成熟度分類標(biāo)準(zhǔn)，可以看出Y 區(qū)侏羅系砂巖儲(chǔ)層成分成熟度表現(xiàn)為成分成熟度低的特征。其中：延8 砂巖儲(chǔ)層中石英含量平均為49.75%，長(zhǎng)石含量平均為28.66%，巖屑含量為21.59%，可以看出延8 儲(chǔ)層成分成熟度表現(xiàn)為中等偏低的特征；延9 砂巖儲(chǔ)層中石英含量平均為41.73%，長(zhǎng)石含量平均為22.10%，巖屑含量為36.17%，可以看出延9 儲(chǔ)層成分成熟度表現(xiàn)為成分成熟度低的特征；延10 砂巖儲(chǔ)層中石英含量平均為52.76%，長(zhǎng)石含量平均為19.92%，巖屑含量為27.32%，可以看出延10 儲(chǔ)層成分成熟度表現(xiàn)為成分成熟度中等的特征。

工區(qū)內(nèi)孔隙類型以粒間孔為主，其次為長(zhǎng)石溶孔。粒間孔是顆粒堆積時(shí)，由顆粒相互支撐構(gòu)成的孔隙空間。粒間孔的發(fā)育程度與顆粒的含量、粒度、分選性、排列方式和充填物的含量等因素密切相關(guān)，是最好的儲(chǔ)集空間。長(zhǎng)石溶孔是長(zhǎng)石顆粒內(nèi)部所含的可溶礦物被溶解，或沿顆粒解理等易溶部位發(fā)生溶解而成的孔隙，是一種重要的儲(chǔ)集空間。

儲(chǔ)層孔隙度平均值為17.3%，主要分布范圍在16.5%～21%，其中孔隙度小于16%的井?dāng)?shù)占鉆遇井?dāng)?shù)的25%，平面上呈現(xiàn)條帶狀分布，主要分布在天然堤和辮狀河道邊部?？紫抖仍?6%～18%的井?dāng)?shù)較多，占鉆遇井?dāng)?shù)的37.9%，大范圍的分布于辮狀河道中，孔隙度在18%～20%的井占鉆遇井?dāng)?shù)的28.23%，分布范圍較廣，主要分布在辮狀河道的主河道中，孔隙度大于20%的占鉆遇井?dāng)?shù)的8.87%，所占比例較少，零星分布于河道交匯的地方（見圖1）。

儲(chǔ)層滲透率平均值為18.8 mD，主要分布范圍在8～30 mD，其中滲透率小于15 mD 的井?dāng)?shù)較多占鉆遇井?dāng)?shù)的51.88%，平面分布范圍較廣，呈現(xiàn)條帶狀連片分布，主要分布在天然堤和辮狀河道邊部。滲透率在15～30 mD 的井?dāng)?shù)占鉆遇井?dāng)?shù)的32.53%，大范圍的分布于辮狀河道中，滲透率在30～45 mD 和大于45 mD 的井?dāng)?shù)較少各占8.87%和6.72%，所占比例較少，零星分布于河道交匯的地方（見圖2）。

2 侏羅系低對(duì)比度油層成因及測(cè)井解釋難點(diǎn)

姬塬地區(qū)侏羅系油藏屬于低充注巖性-構(gòu)造油藏，儲(chǔ)層物性較好、油水分異差，低飽和度油藏控制因素復(fù)雜。油層連續(xù)性較差，油藏富集主要受構(gòu)造控制，油藏底部發(fā)育有一定量的底水，構(gòu)造高部位儲(chǔ)層含油性相對(duì)于構(gòu)造低部位較好，底部高水飽現(xiàn)象比較明顯。油藏規(guī)模小，油水關(guān)系復(fù)雜，需針對(duì)該類油藏，明確高低阻、低對(duì)比度油層發(fā)育控制因素，形成有效的識(shí)別方法。

2.1 低幅度微構(gòu)造特征造成侏羅系油藏飽和度較低

對(duì)于區(qū)域地質(zhì)特征的研究結(jié)論認(rèn)為，砂巖差異壓實(shí)小幅背斜成藏模式，差異壓實(shí)作用是形成本區(qū)油藏幅度低的主要原因。鄂爾多斯盆地侏羅系油藏統(tǒng)計(jì)資料顯示，部分區(qū)域?qū)儆诘湫偷牡头扔筒亍?yīng)用毛管壓力資料計(jì)算的侏羅系油藏自由水平面上高度與含油飽和度關(guān)系，隨著自由水面以上高度H 降低，I、II 類儲(chǔ)層對(duì)應(yīng)含油飽和度與油層電阻率明顯下降。

Y 地區(qū)侏羅系油藏油柱高度與油層電性質(zhì)存在一定關(guān)系，隨油柱高度的增加，電阻率增大，電阻增大率也增大，平均油柱高度6.7 m，構(gòu)造幅度較低。Y1 井延9 油柱高度H：8.4 m，電阻率Rt：60.7 Ω·m（見圖3）；Y2 井延9 油柱高度H：4.5 m，電阻率Rt：29.4 Ω·m，對(duì)比Y1 與Y2 井含油高度降低，則油層電阻率明顯減?。ㄒ妶D4）。因此，侏羅系油藏低幅度微構(gòu)造是形成目前油層出現(xiàn)低對(duì)比度的主要因素。

圖3 Y1 井延9 測(cè)井解釋成果圖

圖4 Y2 井延9 測(cè)井解釋成果圖

2.2 地層水礦化度變化大，局部高礦化度造成油層電阻率低

侏羅系延安組油藏地層水礦化度變化范圍大（7.3～75.8 g/L），油藏內(nèi)部地層水礦化度性質(zhì)變化會(huì)導(dǎo)致油層電阻率變化差異性較大，部分高礦化度地層水導(dǎo)致油層低電阻率（見圖5、圖6）。Y3 井延10 層水分析資料顯示地層水礦化度較高66.4 g/L，電阻率6.6 Ω·m，高地層水礦化度導(dǎo)致油層電阻率低值。

圖5 地層水礦化度性質(zhì)分布直方圖

圖6 地層水礦化度與地層電阻相關(guān)性圖

3 低對(duì)比度油層測(cè)井識(shí)別

3.1 測(cè)井曲線標(biāo)準(zhǔn)化

研究中采用直方圖平移法對(duì)聲波時(shí)差、密度、電阻率、伽馬等測(cè)井曲線進(jìn)行校正。選取本區(qū)穩(wěn)定分布的直羅組水層為標(biāo)準(zhǔn)層，對(duì)標(biāo)準(zhǔn)層段每口井做測(cè)井曲線直方圖，根據(jù)其主峰值的分布特征，確定標(biāo)準(zhǔn)層測(cè)井曲線主峰值（聲波時(shí)差平均主峰值265 μs/m、密度2.30 g/cm3、電阻率8 Ω·m、伽馬70 API），將其他各井直方圖峰值逐一與之對(duì)比，確定出其校正值，從而完成工區(qū)內(nèi)所有測(cè)井資料的標(biāo)準(zhǔn)化。通過(guò)多井直方圖分析，標(biāo)準(zhǔn)化后曲線較標(biāo)準(zhǔn)化前一致性有了大幅提升，從工區(qū)內(nèi)聲波時(shí)差測(cè)井標(biāo)準(zhǔn)化校正前與標(biāo)準(zhǔn)化校正后對(duì)比圖可以看出經(jīng)過(guò)標(biāo)準(zhǔn)化之后聲波時(shí)差曲線分布頻率更集中，峰值更明顯（見圖7、圖8）。

圖7 聲波時(shí)差標(biāo)準(zhǔn)化之前分布直方圖

圖8 聲波時(shí)差標(biāo)準(zhǔn)化之后分布直方圖

3.2 油層測(cè)井識(shí)別方法

3.2.1 視電阻增大率（RI）法 實(shí)際礦場(chǎng)生產(chǎn)中定性識(shí)別油水層常采用相鄰油水層電阻率對(duì)比方法。如果地層電阻率大于等于水層電阻率3～5 倍，則說(shuō)明可能就是油氣層。但是這樣的標(biāo)準(zhǔn)水層不一定都存在，視電阻增大率法就是通過(guò)構(gòu)建一個(gè)100%含水的標(biāo)準(zhǔn)水層，利用地層電阻率與標(biāo)準(zhǔn)水層電阻率的比值RI 來(lái)定性判斷油水層的方法。

如圖解釋結(jié)果，對(duì)于Y4 井延9 純油層計(jì)算RI 為4.9，視電阻增大率RI 較大，一般大于3；油水同層，視電阻增大率RI 稍小，一般在1.5～3；水層，視電阻增大率RI 最小，一般小于1.5。該方法很好的解決了油層、水層測(cè)井對(duì)比度低，油層識(shí)別難的問(wèn)題，取得較好的效果（見圖9）。

圖9 Y4 井測(cè)井解釋成果圖

3.2.2 陣列感應(yīng)電阻率徑向梯度因子法 陣列感應(yīng)徑向電阻率梯度因子定義為最深探測(cè)深度電阻率與相鄰各探測(cè)深度之差，再與最深探測(cè)電阻率之比，反映受侵入影響陣列感應(yīng)各電阻率曲線間相對(duì)變化規(guī)律。對(duì)于油層：梯度值為正值；對(duì)于油水層：梯度值有正有負(fù)，絕對(duì)值小，形態(tài)上凸形；對(duì)于水層：梯度值為負(fù)值，絕對(duì)值大，形態(tài)上凹形。Y5 井延8 油層梯度因子為正值，中部油水層梯度因子有正有負(fù)，下部水層梯度因子為負(fù)值（見圖10、圖11）。

圖11 Y5 井陣列感應(yīng)徑向電阻率梯度因子法識(shí)別圖版

3.2.3 細(xì)分解釋單元圖版法 通過(guò)細(xì)分解釋單元建立測(cè)井識(shí)別圖版，細(xì)分延9、延10 層建立對(duì)應(yīng)識(shí)別圖版解決油層識(shí)別難題，并給出油層電性下限，延9：Δt≥237 μs/m 時(shí)，Rt≥8 Ω·m；延10：Δt≥243 μs/m 時(shí)，Rt≥6 Ω·m（見圖12、圖13）。

圖12 延9 層段電阻率-聲波時(shí)差交會(huì)圖

圖13 延10 層段電阻率-聲波時(shí)差交會(huì)圖

3.2.4 老井測(cè)井二次解釋成果 利用建立的油層識(shí)別方法和測(cè)井解釋標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行測(cè)井二次解釋，解釋提高27口井，解釋降低3 口井。其中延9 層解釋提高19 口井，延10 層解釋提高13 口井，解釋降低3 口井。最終通過(guò)測(cè)井精細(xì)二次解釋，采用容積法完成儲(chǔ)量復(fù)算。

研究區(qū)侏羅系油藏的分布在沉積相帶的控制下，受砂體發(fā)育的影響，主要受控于構(gòu)造和巖性雙重影響。含油面積的圈定主要根據(jù)各油藏單元的油水邊界和巖性邊界綜合考慮：受油水界面控制的以油水界面海拔圈定，未見油水界面的以油層底界海拔圈定，巖性遮擋帶，以砂巖尖滅線或者砂巖厚度4.0 m 線圈定。平均有效厚度取值以有效厚度取值下限標(biāo)準(zhǔn)計(jì)算各井油層有效厚度，再通過(guò)計(jì)算加權(quán)有效厚度求取平均有效厚度。平均有效孔隙度通過(guò)單井平均有效孔隙度采用厚度權(quán)衡值計(jì)算，計(jì)算單元平均有效孔隙度采用面積內(nèi)單井有效孔隙度算術(shù)平均值。原始含油飽和度以參加儲(chǔ)量計(jì)算含油飽和度以小層為單元，采用各井測(cè)井解釋含油飽和度內(nèi)數(shù)據(jù)進(jìn)行加權(quán)平均計(jì)算后獲得。最終采用容積法復(fù)算石油地質(zhì)儲(chǔ)量擬合率97.3%。

4 結(jié)論

（1）Y 地區(qū)侏羅系油藏油柱高度與油層電性質(zhì)存在一定關(guān)系，隨油柱高度的增加，電阻率增大，構(gòu)造幅度較低的微構(gòu)造特征，是形成油層低電阻率的背景條件。

（2）延安組油藏地層水礦化度變化范圍大，地層水性質(zhì)的變化大造成油層電阻率變化大，部分高礦化度地層水導(dǎo)致油層低電阻率。

（3）視電阻增大率法有效消除了巖性、物性及礦化度等對(duì)電阻率的影響，突出了地層原始含油性，油層RI 一般大于3；陣列感應(yīng)徑向電阻率梯度因子反映受侵入影響陣列感應(yīng)各電阻率曲線間相對(duì)變化規(guī)律，油層梯度值為正值，能夠有效識(shí)別流體性質(zhì)。