深層低阻油層測井特征及識別范文

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《海洋地質前沿》2016年第12期

摘要：

渤海油田近些年來在中深層儲層的勘探開發中發現了一定數量的低阻油層，不少此類油層經試油證實有較高的產能，一些油田低阻油層所占儲量比重達到了60％以上，為提高低阻層的識別效果，迫切需要對低阻油層的成因和識別方法進行總結。在總結其他油田類似儲層評價經驗的基礎上，以測井、錄井、巖心實驗分析及DST測試等資料為依據，分析了渤海地區常見低阻油層的測井響應特征及對應的識別方法。研究結果表明：孔隙結構復雜、高礦化度泥漿侵入、地層水礦化度變化等是形成渤海地區中深層低阻油層的主要原因，采用常規測井技術、錄井技術和核磁共振、陣列聲波等技術組合可以較好地進行低阻油層的識別。

關鍵詞：

渤海油田；中深層；低阻油層；成因；識別

渤海油田自2001年以來在新近系陸續開展了一系列低阻油層識別和評價方法的研究［1－3］，研究表明，孔隙結構復雜、泥漿侵入、黏土礦物附加導電等是造成油層電阻率低的主要原因。近些年來，隨著勘探開發逐漸向中深層深入，在古近系的東營組和沙河街組陸續發現了一定數量的低阻油層，渤海油田的古近系沉積體系以三角洲為主［4］，沉積能量低、水體平穩容易形成粉砂巖和泥質粉砂巖，同時由于埋藏深，低阻往往與低孔滲共存，巖性和孔隙結構比淺層更為復雜，這些都給測井評價帶來了較大困難。國內多位學者對低阻油層的識別和評價方法進行了系統的研究，從沉積、成藏等角度分析了低阻油層的形成機理，并對不同類型的低阻油層提出了有針對性的識別評價方法，通常將低阻成因歸納為：高地層水礦化度、高束縛水飽和度、圈閉幅度低、油水密度差小和孔隙結構復雜等幾個方面［5－10］；在識別方面，主要是結合試油等資料，根據油、水層在常規測井曲線特征上的不同指示，選取對應的敏感參數通過交會圖法、重疊法和臨近水層法等進行識別，這些方法通過放大測井參數在低阻油層和水層間的響應差異來達到區分油、水層的目的。近年來核磁共振、陣列聲波等新技術也逐漸開始應用于低阻油層的識別，但由于受到應用效果及操作成本等多方面的限制，目前在渤海油田尚未得到廣泛應用。低阻油層的形成受到多種因素的影響，對具體的油田和儲層難以找到普遍性適用的方法進行識別和評價，筆者結合渤海區域低阻油層的測井特征，簡要分析了造成中深層油層低阻的主要因素，利用測井、錄井及測井新技術的組合來達到識別的目的，取得了較好的應用效果，可以為其他區域的低阻油層評價提供借鑒。

1中深層低阻油層的成因分析

對渤海區域十余個油田低阻油層的鉆井取心、井壁取心、地層水等資料進行系統分析后認為，主要由于以下幾種因素造成了油層電阻率降低：（1）巖石顆粒細、分選不好，形成大小孔隙并存的復雜孔隙結構，導致微孔隙發育，吸附大量的束縛水，使束縛水含量增加，多數油田束縛水飽和度可達30％～50％，對降低油層電阻率的作用明顯，同時中深層黏土礦物中伊利石和伊／蒙混層所占比例較高，使地層出現附加導電性，進一步增加了孔隙的比表面積，降低了地層電阻率；（2）海上油田鉆井液用海水配制，為保證鉆井安全往往加入大量的氯化鉀以提高泥漿比重，泥漿礦化度可達30g／L或者更高，而渤海海域的地層水礦化度一般在3000～7000mg／L范圍內，兩者差異較大，油層在鉆開后易受到高礦化度泥漿侵入的影響造成電阻率降低，如果井況復雜需要多次通井使油層受浸泡時間達到一周以上，電阻率將可能隨之降低一半以上；（3）油藏運移成藏過程中，構造作用導致外來淡水侵入，對原生地層水進行驅替，造成地層水礦化度降低，水層電阻率增高，形成相對低阻油層，或叫天然水淹類低阻油層；（4）其他如砂泥巖薄互層發育、油柱高度低、地層中含有導電礦物等因素也將造成油層電阻率降低。

2中深層低阻油層的識別方法

低阻油層的成因復雜，而且往往是多種因素綜合作用的結果，在對渤海多個油田的低阻油層成因和對應的測井曲線特征進行分析的基礎上，將低阻層形成原因及對應的測井曲線特征歸納為表1，并據此開展了低阻層的識別方法研究。

2．1基于常規測井曲線的定性識別

渤海油田地層水礦化度遠低于泥漿濾液的礦化度。巖層厚度、巖性和地層水礦化度等條件均相同的水層與油層相比，油層的自然電位異常幅度往往要比典型水層的自然電位異常幅度低，根據這一特性可以用自然電位幅度的差異定性劃分油、水層。微側向電阻率測量的是沖洗帶的電阻率，在水層測量的是地層水和泥漿濾液的電阻率，油層段由于存在部分泥漿濾液未驅替的殘余油，測量值包含了部分油的信息，數值一般明顯比水層高。由于深淺側向電阻率探測深度的差異，侵入對淺電阻率的影響明顯大于對深電阻率的影響，通常在油層段顯示為深、淺電阻率間的分開程度較為明顯，而在水層或者物性較差的油層段，深、淺電阻率基本重合，這在一定程度上可以作為區分油、水層的一個標準。由于自然電位曲線分辨率較低，易受層厚的影響，一般4m以下的儲層，自然電位數值隨厚度的減小而減小，單從自然電位曲線來識別砂泥巖互層和物性差造成的薄層存在多解性；微側向電阻率具有較高的分辨率，但受井眼垮塌的影響較大。因此，在渤海油田通常綜合考慮自然電位、微側向電阻率和深、淺側向電阻率曲線的特征，引入自然電位相對值與深、淺側向電阻率差值的比值［ΔSP／（Rd－Rs）］［11］，或者自然電位相對值與微側向電阻率相對值比值ΔSP／ΔRxo，來進行低阻油層的識別。圖1左圖是J油田5井沙二段測井曲線特征圖，取樣證實的油層和水層間電阻率值差異不大，在微側向電阻率和自然電位曲線特征上有明顯差異，右圖壓力資料分析油水界面在2365m左右，由于距離油水界面較近，油柱高度低造成了低阻，通過SP與Rxo組合可以進行識別。表2為渤海部分油田中深層低阻油層的定量判別標準，其中自然電位相對值ΔSP與微側向電阻率相對值ΔRxo的定義如下：ΔSP＝SP測量－SP泥巖SP水層－SP泥巖ΔRxo＝Rxo測量Rxo水層式中：SP測量為目的層的自然電位測井值；SP泥巖為純泥巖的自然電位測井值；SP水層為純水層的自然電位測井值；Rxo測量為目的層的微側向電阻率測井值；Rxo水層為純水層的微側向電阻率測井值。

2．2基于錄井技術的油層識別

氣測錄井資料是在鉆井過程中實時獲取的資料，具有實時錄取、不受儲層巖性、電性和物性影響及應用方便的特點，能夠直接反映地層的含油氣飽和程度。通過氣測全烴曲線形態及各烴組分相對含量的高低可以作為油、水層識別的重要參考。由“烴組分三角形圖解法”得到的內三角形的形狀、大小及對應的油氣分類可以進一步對油、水層進行識別［12］。熱解氣相色譜技術通過巖石地化熱解分析及氣相色譜分析技術對巖屑和璧心進行分析，油層、油水同層和水層在熱解氣相色譜的圖譜上有不同的組合特征，根據譜圖的形態特征、碳數范圍、未分辨化合物含量等可以定性評價儲層的烴類性質，其顯示結果僅與儲層的含油性和物性有關，與電阻率高低無關，受儲層的巖性、地層水性質等影響較小，在渤海灣地區輕質油氣藏識別中具有較好的應用效果，是目前評價井中低阻等疑難層實時評價和下步錄取資料的重要參考。圖2是B2井測井曲線特征，2號層氣測全烴含量高，錄井為C級熒光粉砂巖。由于臨近無典型水層可供對比，與典型油層1號層進行對比，2號層電阻率明顯較低，自然電位高，中子密度顯示物性較差，有含水的可能性。用該層的烴組分數據制作了烴組分三角形，均為邊長＜25％的小三角形，對應為油層；對該層錄取的璧心進行氣相色譜分析，碳數分布范圍寬，正構烷烴組分齊全，色譜曲線呈規則的梳狀，基線平直，不可辨別烴含量少，為典型的油層特征。隨后DST測試證實該層日產油46．5m3，不含水，通過該層申報了160余萬m3的探明儲量。錄取的壁心分析結果顯示巖性細、束縛水含量高是造成該層電阻率低的主要原因。

2．3電纜與隨鉆測井聯合識別低阻油層

李長喜等［13］、馮尚坤等［14］開展了泥漿侵入對電阻率影響的定量研究，電阻率較高的油層，鉆井液浸泡時間達到10天或侵入深度達到0．3m左右時，電阻率將降低到原來的一半左右。隨鉆測井是在進行鉆井施工的同時實時錄取各種錄井和測井資料的測井方法。與常規的電纜測井相比，隨鉆測井在剛打開地層時就進行測井，可以得到未受鉆井液和井眼影響的真實的地層參數，獲得的電阻率更能代表地層的真實電阻率。但同時由于隨鉆隨測，無法形成侵入剖面，在避免泥漿侵入的同時，無法獲得在渤海應用效果較好的自然電位和經侵入后的微側向電阻率曲線，如果再隨后進行電纜測井，則相當于進行了時間推移測井，既可以有效評價泥漿侵入特征，又可以獲得更為豐富的信息以對儲層的流體性質做出更準確的判斷。

3測井新技術用于中深層低阻油層的識別

3．1核磁共振測井低阻油層識別技術

常規的測井方法不僅難以有效區分束縛水與自由水，而且受骨架和井眼的影響也較大。核磁共振測井技術利用氫原子核自旋形成的磁矩與外加磁場共同作用的特性來測量巖石內部的含氫量，不受巖石骨架的影響，直接對巖石孔隙中的流體進行測量［15］，可以準確區分不同的孔隙成分，評價地層孔隙結構特征，對低阻成因進行輔助判斷。由于油和水的縱向弛豫時間T1和橫向弛豫時間T2的差異較大，在核磁T2譜上呈現出形態不同的特征，采用不同的等待時間進行測量，在短等待時間內，水信號能完全恢復，油氣的信號不能完全恢復；長等待時間內，水和油氣的信號都能全部恢復，將兩次測量的T2譜相減，可以消除水的信號，留下油氣的信號，這就是差譜法。根據水的擴散系數比輕質油小得多的特點，采用長、短不同的回波間隔進行測井，使得油和水在T2譜分布的位置上存在差異，由此識別出油和水，這就是移譜法的原理。在低孔滲的條件下，利用標準T2譜結合差譜或移譜法可以較好地識別輕質油層和水層，而在大孔隙中或者儲層非均質性較強時，利用核磁共振測井資料識別油、水層的效果受到影響［16］，同時因為核磁共振測井儀器的探測深度淺，容易受到泥漿深侵入的影響，在應用時需重點結合常規測井資料進行判斷。

3．2巖石力學參數在識別低阻油層的應用

用電阻率評價孔隙流體性質往往容易受到地層流體礦化度的影響，巖石聲波傳播速度是巖石總體特征的反映，包含了孔隙流體部分的貢獻，受到地層水礦化度的影響很小。理論和實驗研究表明［17］，地層含不同流體時其縱波速度存在差異，但橫波主要沿巖石骨架傳播，與孔隙流體性質關系很小。在其他地層條件相同的情況下，當地層中的油品較好時，由于油與水的密度存在一定的差異，與水層相比，油層將呈現縱橫波速度比低、泊松比低、體積壓縮系數高的特征，利用這些特征可以由陣列聲波測井資料區分油、水層。渤海南部K油田館陶組為中孔中滲儲層，地層原油黏度約為0．7g／cm3，2138m以上段和以下段的電阻率比較接近（圖3），且中子、密度測井反映兩段物性差異不大，僅自然電位正異常幅度和氣測錄井顯示上有差別，單從常規測井曲線特征上無法判別流體性質。對陣列聲波測井數據進行處理發現，兩套儲層的巖石力學參數存在明顯差異，2138m以下層段體積壓縮系數CMPR與泊松比POIS間有明顯的“鏡像特征”，縱橫波速比VPVS較低，說明儲層中有含油的可能性，而上部層段顯示則相反。隨后分別進行了DST測試，2126～2137m產出9．3m3水，無油產出，2150～2168m測試日產油20．7m3，含水7％，表明這套油層離油水界面較近，油柱高度低，油水趨替力差異小造成了油層的電阻率低。

4結論

（1）物性差、孔隙結構復雜造成束縛水含量高，高礦化度鉆井液侵入，油氣運移過程中造成油水層礦化度差異等是形成渤海區域中深層低阻油層的主要因素；

（2）自然電位和微側向電阻率是渤海區域低阻油層識別最有效的測井方法，同時加強氣測錄井、地層對比及適時應用核磁共振、陣列聲波測井等新技術，可以提高低阻油層識別的準確率；

（3）由于不同地質條件下低阻油層的成因不同，通常是多種因素疊加作用的結果，在進行低阻油層識別時，需要首先分清成因，充分挖掘基礎資料，選用對應的測井方法或者技術，形成適合區域實際情況的低阻油層識別評價方法。

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作者:汪瑞宏 崔云江 陸云龍 時新磊 齊奕 單位:中海石油（中國）有限公司天津分公司