致密砂岩储层低阻油层测井油水层识别

王小刚 中国石油集团测井有限公司

自从使用电子计算机对测井资料进行定量解释以来，地层评价已经成为地质勘探过程中的主要任务，以理论和模拟井为基础的测井解释模型经常与实际生产情况相差很大。目前国内常规测井解释技术发展迅速而且日渐精进，在利用测井和岩性分析资料之间的关系方面，进行计算机处理和定量解释。但是在有些方面，比如超稠油储层的测井综合解释方法等方面的研究比较少以及相关具体技术上只能停留在定性，或忽略了一些地质上的复杂岩性，裂缝等因素的影响，因此模型比较粗糙[7]。但同时也存在很多问题，比如在标准段的选取，标准段必须是一段在测井曲线响应上稳定的一段泥岩或者标志层，但如果在构造发育，地层横向变化大等地质条件下，很难找到一层全区可以追索到的岩层。测井解释是老井复查的主要方法，对一次解释失误之处进行重新认识。通过对储层的测井解释和储层评价工作，为油田油藏地质研究、油藏数值模拟和油藏工程提供可靠的依据，为油田开发方案调整，寻找剩余油富集区。

一、油层类型及测井相应特征

为了准确地判识油水层，本文将延长组地层油层按发育特点、地层电阻率数值高低等进行系统分类，主要分为中高阻油层、低对比度油层两大类。

（一）中高阻油层

此类油层多分布在延4+5、延6 地层，存在两种砂体形态，一种是电性阶梯型砂体，对比性很强，油水判别很容易；另一种是独立砂体，电阻率数值中高，受地层水矿化度影响较大，既可以形成油层，也可以导致高阻水层的存在，油水判识难度比较大。中高阻油层在电测曲线上油层的测井响应特征通常表现为自然伽马低于75.0API，泥质含量少，岩性较纯；自然电位负异常幅度大，储层渗透性好，自然伽马和自然电位以箱型为主。中高声波时差，变化范围为（230.0～265.0）s/m；密度数值中低，变化范围在（2.30～2.48）g/cm3，平均2.4g/cm3，储层电阻率一般高于邻近标准水层电阻率3.0～5.0 倍以上，有全烃显示或取心、录井等资料指示含油性。

（二）低对比度油层

低对比度油层主要分布在延9、延10地层和长32 等地层，按照砂体存在形式，可将其分为：砂体叠加式，电性阶梯状不明显式，独立砂体式；其储层特点：电阻率通常低于10.0 欧姆米，电性上油水分异较小。时差大于225.0s/m，密度小于2.48g/cm3，厚度2.0 米以上，全烃异常有时不明显，录井或取芯油迹-油斑，储层岩性较均匀，局部物性相对较好处，对应的电性没有下降或者略有增大的变化。此种类型的油藏，如果没有岩性、物性相近的水层对比，解释难度最大。砂体叠加式低对比油层，砂体间的泥质夹层一般较薄（1～2 米），沉积情况是两次水进中间间隔时间较短时间，往往形成上部砂体较下部砂体纯，上部砂体常形成低阻油层，下部砂体若含油，电性上呈中高阻；电性阶梯状不明显式和独立砂体式低对度油层形成的原因多是地层水矿化度非常高，水型多为CaCL2型，电性也往往呈现高侵的特征，油水判别很困难，解释往往偏低，甚至造成漏失油层。

二、油水层识别

在相同水型、相同矿化度条件下，油层电阻率基本高于水层电阻率；但储层电阻率也受到岩性、物性的影响，在相同水型、相同矿化度时，岩性、物性较差的水层电阻值可能也会高于油层的电阻。在同一个油水系统内，将目的层电阻率值与邻近标准水层电阻率值进行增大倍数的比较。当目的层电阻率大于邻近水层电阻率2 倍以上时可判别为油层；大于1.4 倍小于2 倍时可判别为油水同层，其他解释为含油水层、水层。将纵向对比法半定量化的一种解释方法；该方法适合孔渗条件较好且目的层上下有明显水层的储层。

延4+5 储层，岩性较均质，顶部储层的电阻率值约12.9Ω.m，中部和下部电阻率值约6.7Ω.m，电阻率增大倍数为1.9 倍，从定量角度判别为油水同层，试油日产油7.91t、水50.4m3。

延7 地层第8 层（原层号）1730.3～1737.3 m，自然伽马值为36.8API，自然电位相对幅度中等为43.06mV，声波时差为241.77s/m，密度为2.32g/cm3，电阻率值10.60Ω.m，录井为油迹、油斑；

延8 地层第11 层（原层号）1769.7～1773.1 m，自然伽马为38.2API，自然电位相对幅度为43.64mV，声波时差为237.34s/m，密度为2.35g/cm3，电阻率约为5.57Ω.m，录井为油迹。

三、结语

在实际应用上，气体钻井技术并没有理想中大大缩短钻井作业时间，究其原因在于气体钻井配套设施不完善，井下事故多发，气体钻井高速度破岩节省的时间又被浪费掉。