古城油田泌125區(qū)塊核三段Ⅴ油組邊際儲層界限識別方法

黃金山

（中國石化股份公司油田事業(yè)部，北京 100728）

具有儲油能力的巖石稱為有效儲層，不具備儲油能力的巖石稱為無效儲層。略高于儲油界限的儲層稱為邊際儲層[1-2]。普通原油、稠油均存在儲層邊際界限。目前，多數(shù)研究者一般給出某油田的有效儲層下限。試油、試采資料證明確定性下限不能完全反映油田實(shí)際，常可見低于聲波時差界限的干層試油后出油，自然伽馬幅度異常小的巖石儲油，實(shí)踐證明儲層有效性識別非常復(fù)雜。砂巖尤其是泥質(zhì)含量高的砂巖儲層，其有效性難以準(zhǔn)確判斷，成為當(dāng)前儲層研究難點(diǎn)。古城油田泌125區(qū)塊核三段（H3）Ⅴ油組油藏埋深為650 m，總礦化度為9320 mg/L，地面原油粘度為700～6868 mPa·s。受沉積環(huán)境和原油性質(zhì)雙重因素影響，自然伽馬和自然電位巖性識別曲線失效或部分失效，有效儲層難以識別，生產(chǎn)上只能依靠取心、錄井資料劃分確定有效儲層。鑒于此，筆者根據(jù)研究區(qū)油藏的沉積環(huán)境、巖性特征、原油性質(zhì)、油氣聚集規(guī)律和巖電響應(yīng)特征，提出了應(yīng)用測井學(xué)理論識別該區(qū)邊際儲層的方法。

1 沉積特征

古城油田泌125區(qū)塊位于泌陽凹陷北部斜坡帶西段，北部為社旗凸起，東南部為桐柏山區(qū)。南部栗園大斷裂的發(fā)育使泌陽形成南深北淺的箕狀凹陷。晚始新世核三段沉積時期是凹陷主要沉積期，湖盆范圍最廣，水體最深，沉積中心位于東南部安棚一帶。該區(qū)為扇三角洲沉積，物源來自西北方向。

泌125區(qū)核三段巖石的顏色多為淺灰色、灰色、灰白色、灰褐色、棕色、褐色。這表明研究區(qū)目的層段形成于氣候干燥的淺水沉積環(huán)境。粒度概率累積曲線有2種類型：①三段式，由滾動、跳躍和懸移組分組成，粒徑范圍變化大，粗粒組分含量高，為強(qiáng)牽引流河道沉積[3]；②兩段式，由跳躍和懸浮總體組成，水流強(qiáng)度相對弱。沉積環(huán)境決定了沉積物的巖性特征，近源快速沉積的必然結(jié)果是顆粒相對粗、砂巖中泥質(zhì)含量較高。

研究區(qū)核三段Ⅴ油組可劃分為5個層，其中Ⅴ-2—Ⅴ-5層為油層，Ⅴ-2和Ⅴ-3層均可進(jìn)一步劃分為3個小層。

2 巖石成分與含油性

2.1 巖石成分

礦物組分中石英含量為33%～73%，長石含量為17%～29%，巖屑含量為6.2%～42.8%。碎屑顆粒中值多為0.1～0.35 mm，主要為細(xì)砂巖和中粗砂巖（表1）。按照骨架顆粒和填隙物組分比例可將砂泥巖剖面中具有儲集性能的巖石分為2類，即骨架顆粒含量高、填隙物含量低的純砂巖，以及骨架顆粒含量相對低、填隙物含量相對高的泥質(zhì)砂巖[4-5]。

表1 古城油田泌125區(qū)塊儲集巖礦物成分統(tǒng)計

2.2 含油性特征

巖心觀察表明，純砂巖儲集性能好，含油性通常能達(dá)到飽含油和油浸級別。泥質(zhì)砂巖的含油性則變化較大，中粗顆粒、分選性好的砂巖，即使泥質(zhì)含量相對高，也仍然具有良好的儲集性能。細(xì)砂、粉砂巖在泥質(zhì)含量高時便失去儲油能力，甚至失去儲集性能。

3 巖石復(fù)雜測井響應(yīng)特征

正常三角洲中砂巖的泥質(zhì)含量低，巖電響應(yīng)特征符合一般規(guī)律，如砂巖的自然伽馬、自然電位幅度異常大，孔隙度高時聲波時差大，孔隙度低時聲波時差小，油層電阻率高[6-8]，水層電阻率低，各種曲線匹配程度高，砂巖容易識別。泥巖無自然伽馬和自然電位幅度異常、聲波時差大、電阻率低，電性特征明顯。

研究區(qū)受沉積環(huán)境、巖石成分、地層水、原油性質(zhì)等因素影響，巖石測井響應(yīng)特征復(fù)雜。其中復(fù)雜的巖石學(xué)特征是電測響應(yīng)特征復(fù)雜的根本原因。

3.1 泥巖或砂質(zhì)泥巖自然伽馬幅度異常大

泥巖自然伽馬幅度異常小為一般規(guī)律，但研究區(qū)存在泥巖或砂質(zhì)泥巖自然伽馬幅度異常大的現(xiàn)象。如古4304井H3Ⅴ-3-1小層（圖1），自然伽馬幅度異常值為-57%，但無自然電位幅度異常，電阻率低，判斷為無效儲層。臨近的H3Ⅴ-3-2小層自然伽馬幅度異常值只有-47.5%，然而，自然電位幅度異常大，電阻率高，判斷為有效儲層（圖1）。H3Ⅴ-3-1小層除自然伽馬幅度異常較大外，其他電測響應(yīng)特征接近砂質(zhì)泥巖。究其原因：初步認(rèn)為研究區(qū)屬于近源快速沉積環(huán)境，沉積過程中砂泥機(jī)械分異不充分，常見為砂泥混合的巖石[8-10]。當(dāng)泥質(zhì)物快速沉積時，來不及吸附放射性元素，從而表現(xiàn)為自然伽馬幅度異常大的特征。

圖1 古4304井H3Ⅴ-3層測井響應(yīng)特征

3.2 有效儲層自然伽馬幅度異常小

有效儲層自然伽馬幅度異常通常較大，但研究區(qū)已投產(chǎn)井證實(shí)部分油層自然伽馬幅度異常小[9]。如古4508井H3Ⅴ-2-1小層，自然伽馬幅度異常值僅為-41.2%，自然電位幅度異常值為-36.1%，電阻率為26.4 Ω·m（圖2）。該小層除自然伽馬幅度異常較小之外，其他電性特征指示為油層。

圖2 古4508井H3Ⅴ-2層測井響應(yīng)特征

自然伽馬幅度異常小的砂巖能夠儲油是研究區(qū)又一特殊現(xiàn)象，推測為粒度較粗、孔滲性好的砂巖，在快速沉積過程中伴隨有一定泥質(zhì)物，導(dǎo)致自然伽馬幅度異常小，但這些泥質(zhì)物不足以使儲層的滲透性完全喪失，因而，儲集原油后又表現(xiàn)為高電阻特征。

3.3 自然伽馬、自然電位幅度異常大的無效儲層

自然伽馬和自然電位幅度異常大、聲波時差大，通常認(rèn)為是好儲層，而研究區(qū)存在自然伽馬和自然電位幅度異常大卻為無效儲層的現(xiàn)象，表現(xiàn)為低電阻特征。如古4310井H3Ⅴ-3-3小層，下部層段的自然伽馬幅度異常值為-59.2%，自然電位幅度異常值為-45.6%，電阻率為25.3 Ω·m；上部層段自然伽馬幅度異常值為-54%，自然電位幅度異常值為-49.6%，電阻率僅為11.9 Ω·m（圖3）。根據(jù)電阻率變化，下部高電阻部分判斷為有效儲層，上部低電阻部分判斷為不能儲集原油的無效儲層。該小層為正韻律砂體，初步判斷上部低電阻部分碎屑顆粒細(xì)、物性差，粘度較高的原油不能進(jìn)入，且自然伽馬幅度異常不夠準(zhǔn)確，砂巖中泥質(zhì)含量較高。

圖3 古4709和古4310井H3Ⅴ-3-3小層低聲波時差油層

3.4 有效儲層聲波時差低于下限標(biāo)準(zhǔn)

有效儲層存在聲波時差下限，通常給出確定性下限[10-12]。研究區(qū)為埋藏淺的高滲透稠油油藏，一般認(rèn)為聲波時差的確定性下限為325 μs/m，但也存在低于聲波時差下限的油層。如古4709井H3Ⅴ-3-3小層底部油層的聲波時差為312 μs/m，古4310井H3Ⅴ-3-3小層底部油層的聲波時差為316 μs/m。

聲波時差下限常被作為有效儲層判別的重要依據(jù)，低于聲波時差下限的儲層被判斷為無效儲層。生產(chǎn)中時常見到具有較大自然伽馬和自然電位幅度、高電阻特征的砂巖，聲波時差低于有效儲層下限。將這類儲層歸于干層不合理，歸于油層聲波時差下限又不夠，但投產(chǎn)后出油證明這類層屬于油層。因此，推測其聲波時差小的原因可能是巖石的巖性純、相對致密、孔隙度相對小，但喉道半徑大、孔隙連通程度高、滲透率高。

3.5 油層電阻率差異大

油層電阻率差異大是研究區(qū)又一重要特征，電阻率最高值為745 Ω·m，最低值為10 Ω·m。根據(jù)油氣聚集規(guī)律分析以及試采結(jié)果證實(shí)，電阻率超過10 Ω·m的儲層多為油層。如古4709井H3Ⅴ-3-3小層電阻率為11.8 Ω·m（圖3a）。

電阻率是研究區(qū)相對穩(wěn)定的測井曲線，油層電阻率高、水層電阻率低的特征明顯。但油層內(nèi)部也存在大于10 Ω·m的無效儲層。如古4310井H3Ⅴ-3-3小層上部無效儲層的電阻率達(dá)到11.9 Ω·m（圖3b）。

油層下限為10 Ω·m，但油層內(nèi)部無效儲層的電阻率又大于10 Ω·m，無效儲層和有效儲層電阻率界限存在交叉現(xiàn)象。

4 邊際儲層界限

根據(jù)巖心觀察、試油、試采、投產(chǎn)資料統(tǒng)計，有效儲層自然伽馬幅度異常值多小于-50%，平均值為-62.5%；有效儲層自然伽馬幅度異常小的上限值為-36.7%；無效儲層自然伽馬幅度異常較大，最大值為-100%。自然電位幅度異常值上限一般為-10%，平均幅度異常值為-31.3%；部分有效儲層自然電位幅度異常值上限為-2%。該區(qū)自然電位幅度異常值為-10%～-2%的油層有74層，占總油層數(shù)的比例為7.77%。聲波時差下限一般大于325 μs/m，油層聲波時差平均值為367 μs/m，但也存在低于聲波時差下限的油層，該區(qū)25個油層的聲波時差為306～325 μs/m。電阻率下限一般大于10 Ω·m，油層電阻率平均值為23.84 Ω·m，電阻率為10～15 Ω·m的相對低電阻油層數(shù)為365個，占總油層數(shù)的比例為38.3%。

鑒于有效儲層各種電測界限的巨大差異，以及無效、有效儲層的相關(guān)電測指標(biāo)交叉重疊，測井解釋標(biāo)準(zhǔn)難以確定，有效儲層識別成為該區(qū)的研究難題。以前以取心井、巖屑錄井、試油、試采井資料為基礎(chǔ)識別有效儲層，但對于資料豐度較低的井有效儲層識別不夠準(zhǔn)確，部分無效儲層被誤解為油層，部分油層又作為無效儲層漏解。如古4304井的H3Ⅴ-3-3小層，原來解釋1層油層，此次解釋3層油層（圖1）。

測井曲線從不同側(cè)面反映出巖石的巖性、物性和含油性特征，大量實(shí)踐證明了測井學(xué)基本原理的科學(xué)性和實(shí)用性。純巖性巖石測井響應(yīng)特征清楚，依據(jù)各類測井曲線就能正確劃分出有效儲層?？焖俪练e環(huán)境下混合巖性巖石，某種或幾種測井信息不夠準(zhǔn)確，而依據(jù)系列不全的測井信息又不能準(zhǔn)確劃分出有效儲層。于是，探索性開展了混合巖性邊際儲層的測井識別方法研究，思路是綜合應(yīng)用多種測井系列，從中提取有效信息，經(jīng)過去偽存真處理，建立有效儲層識別模型。

由于不同測井儀器的測量精度和刻度存在差異，建立有效儲層識別模型之前，需要對研究區(qū)測井曲線進(jìn)行標(biāo)準(zhǔn)化處理。對自然電位曲線進(jìn)行基線偏移校正后，全部轉(zhuǎn)化為-100%～0的刻度范圍，即-100%時曲線的幅度異常最大，0為泥巖基線位置。自然伽馬曲線在消除個別異常測量值后，將自然伽馬計數(shù)率和標(biāo)準(zhǔn)的API刻度測井?dāng)?shù)據(jù)全部轉(zhuǎn)化為-100%～0的刻度范圍，即-100%為自然伽馬的最大幅度異常，0為泥巖基線位置。經(jīng)過以上處理，將巖石的自然電位和自然伽馬幅度異?？潭冗M(jìn)行統(tǒng)一，為建立邊際儲層測井識別模型奠定了基礎(chǔ)。聲波時差和電阻率曲線的測井差異，通過讀取目的層段純泥巖的電阻率和聲波時差值，平面上經(jīng)過趨勢面校正，消除不同時期、不同測井系列的測量誤差。

4.1 自然伽馬幅度異常邊際界限

研究區(qū)有效儲層自然伽馬幅度異常的范圍為-100%～-36.7%。據(jù)實(shí)際資料統(tǒng)計，部分砂體自然伽馬幅度異常值大于-65%即為無效儲層，部分砂體自然伽馬幅度異常值僅為-36.7%卻具有儲油能力，因此，單純按照自然伽馬幅度異常大小判斷有效儲層無效。

高電阻層多為油層，因此，將電阻率因素納入到有效儲層自然伽馬幅度異常值上限的判別式中，勢必將提高有效儲層判斷的準(zhǔn)確率；另一方面，致密砂巖也具有高電阻特征，高阻層必須具有滲透性才可能是有效儲層，為此，將自然電位幅度異常也納入到有效儲層自然伽馬幅度異常值上限的判別式中。若儲層具有滲透性且電阻率高，判斷為油層正確性概率將進(jìn)一步提高。

電阻率和自然電位幅度異常在自然伽馬下限中所占的比例，是此次建立模型的一個難點(diǎn)，其中，模型的數(shù)學(xué)形式、參數(shù)的取值合理性是建立的模型能否適應(yīng)研究區(qū)情況的關(guān)鍵。

根據(jù)油層判別的原則，電阻率越高，判斷為油層的可能性越大，則允許自然伽馬幅度異常值上限值越大，即自然伽馬幅度異常上限值與電阻率成反比。但油層電阻率差異很大，采用線性比例不能滿足對有效儲層的判斷，故將電阻率因素設(shè)置為對數(shù)形式。自然電位幅度異常表征了儲層滲透性差異，與自然伽馬幅度異常也成反比關(guān)系，同樣為了滿足有效儲層判斷，將其設(shè)置為指數(shù)形式。模型中參數(shù)a，b，c，m和n的數(shù)值根據(jù)實(shí)際資料反復(fù)驗(yàn)證后確定，模型表達(dá)式為

式中：GR界限為自然伽馬幅度異常上限值，其值為負(fù)，%；a，b，c為系數(shù)，其值分別為-95，3.5，5；SP為自然電位幅度異常值，其值為負(fù)，%；m和n為指數(shù)，其值分別為0.5和1.2；R為電阻率，Ω·m。

依據(jù)建立的模型計算，自然伽馬幅度異常上限值不再是固定值，而是隨著儲層電阻率和自然電位幅度異常值的變化而變化。

4.2 自然電位幅度異常邊際界限

研究區(qū)的有效儲層自然電位幅度異常值為-92.3%～-2%。據(jù)實(shí)際資料統(tǒng)計，部分砂體自然電位幅度異常值大于-10%即為無效儲層，部分砂體自然電位幅度異常值僅為-2%卻具有儲油能力，因此，單純按照自然電位幅度異常大小判斷有效儲層無效。

盡管研究區(qū)部分泥巖、砂質(zhì)泥巖具有自然伽馬幅度異常大的情況，但并不影響巖性較純的砂巖具有較大的自然伽馬幅度異常，換句話說，具有較大自然伽馬幅度異常的砂巖極有可能是有效儲層；而自然伽馬幅度異常小的砂巖仍然多屬于無效儲層。因此，模型設(shè)置自然電位幅度異常上限值與自然伽馬幅度異常值成反比，即自然伽馬幅度異常值越小，自然電位幅度異常值越大，才有可能是有效儲層，模型表達(dá)式為

式中：SP界限為自然電位幅度異常上限值，其值為負(fù)，%；GR為自然伽馬幅度異常值，其值為負(fù)，%；a，b，c的值分別為-7，-2，3.6；m和n的值均為1.2。

根據(jù)研究區(qū)有效儲層電性響應(yīng)特征，自然伽馬幅度異常和自然電位幅度異常上限值界限均比較寬泛，任何一種上限值模型都不能單獨(dú)判斷出有效儲層，2個上限值模型的交集部分才能判斷為有效儲層。

4.3 無效儲層剔除界限

油層內(nèi)部常存在電阻率差異，按照儲層物性與含油性關(guān)系判斷，高粘原油進(jìn)入高滲透層段呈現(xiàn)高電阻特征，原油未能進(jìn)入的低滲透層段則呈現(xiàn)低電阻特征。滲透性的差異常在測井信息中反映出來，如高滲透層段自然伽馬、自然電位幅度異常大、聲波時差較大，低滲透層段則相反。但研究區(qū)油層的電阻率信息與自然伽馬、自然電位幅度異常、聲波時差大小的關(guān)系不符合一般規(guī)律。自然電位、自然伽馬和聲波時差未能完全有效地反映出儲層的滲透性信息。如古4310井H3Ⅴ-3-3小層（圖3），下部儲層電阻率為30 Ω·m，聲波時差為330 μs/m，上部儲層電阻率為12 Ω·m，聲波時差為335 μs/m，而自然電位和自然伽馬幅度異常相差不大。

為了準(zhǔn)確識別出有效儲層、剔除無效儲層，以油層電阻率平均值的80%作為剔除無效儲層界限，層段電阻率低于油層電阻率平均值80%的儲層為無效儲層，剔除無效儲層的電阻率上限設(shè)置為15 Ω·m，以免錯誤地將無效儲層當(dāng)作有效儲層。

5 應(yīng)用效果

泌125區(qū)塊核三段Ⅴ油組已投入開發(fā)十幾年，積累了大量試油、試采、投產(chǎn)、補(bǔ)孔等資料，投產(chǎn)的油層相對落實(shí)，油層分布規(guī)律清楚。以油田實(shí)際資料為依據(jù)，建立了有效儲層邊際界限模型，經(jīng)現(xiàn)場資料反復(fù)檢驗(yàn)，證明邊際界限模型合理，基本解決了研究區(qū)儲層巖性復(fù)雜、有效儲層電性界限寬、有效與無效儲層界限相互交叉、難以給出確定性下限的難題。而且應(yīng)用儲層物性與含油性的基本原理，成功剔除了油層內(nèi)部的無效儲層，進(jìn)一步提高了有效儲層識別的準(zhǔn)確率。

應(yīng)用建立的儲層識別模型，重新解釋了研究區(qū)的108口井，新增解釋油層37層共26.4 m；剔除誤解油層共18層15.6 m。根據(jù)最新研究成果，2013年11月26日優(yōu)選了古4807井H3Ⅴ-4-1小層新增解釋油層補(bǔ)孔，增產(chǎn)油量為2 t/d，油井月產(chǎn)油量由35 t提高到2013年12月的90 t。

6 結(jié)束語

根據(jù)目的層段無法給出儲層確定性測井下限的現(xiàn)狀，研究中剖析了產(chǎn)生這種復(fù)雜現(xiàn)象的地質(zhì)因素，結(jié)合實(shí)際資料，綜合多種測井信息，經(jīng)過去偽存真處理，建立了適合研究區(qū)儲層特點(diǎn)、包含多種測井信息的自然伽馬、自然電位幅度異常邊際界限模型和無效儲層剔除界限。聯(lián)合使用這些模型，使研究區(qū)有效儲層測井解釋得以實(shí)現(xiàn)，扭轉(zhuǎn)了過去只能依靠取心、錄井方法識別有效儲層的不利局面。

建立的復(fù)雜巖性巖石邊際儲層識別模型，適用于快速沉積的扇三角洲體系，也有望推廣至沖積扇、水下扇等快速沉積體系。

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