高尚堡深层低电阻率油层的识别方法

王友净，宋新民，刘明新，俞宏伟

（中国石油勘探开发研究院，北京100083）

0 引 言

高尚堡深层低电阻率油层是扇三角洲岩性油藏且具有复杂孔隙结构、低孔隙度、低渗透率、测井响应为油层的电阻率与邻近水层电阻率对比度低的油层，电阻率增大系数小于2，有时甚至出现相互交叉的现象，含油饱和度低于50%，造成从电性曲线上很难区分油水层。低电阻率油气层主要的成因有高不动水饱和度、黏土附加导电、油水分异、油水层矿化度差异和钻井液侵入等［1－2］。本文提出在地质成因综合分析定性识别和预测低电阻率油层的基础上，采用多元统计分析的主因素分析法确定常规测井信息中油水层识别的敏感性参数，建立测井参数交会图版进行低电阻率油层的定量识别，提高深层复杂岩性油藏油水层识别的准确率。

1 深层复杂岩性油藏油水层识别

高尚堡深层具有易于形成低电阻率油层的地质条件，主要表现为油藏埋深大（3 100～4 000m）、断层多、断块小、构造破碎；扇三角洲前缘沉积形成的砂泥岩互层韵律频繁变化，含油层段长600～700 m，储层非均质性严重，成岩作用类型丰富，油水关系复杂；地层水矿化度低，为3 573mg／L。沉积特征和成岩作用的综合影响，直接导致了含油储层电性特征的较大差异，低电阻率油层和典型中、高电阻率油层间互发育。录井、气测显示、试油和投产均反映出含油的复杂性；而且高尚堡深层大量的多层合试，降低了测井解释的有效性，其在淡地层水背景下发育的低电阻率油层大多是电阻率绝对值并不低、但电阻率增大率较低的油层，这种油层很容易与水层混淆，识别难度较大。

2 基于地质成因的低电阻率油层的预测

2.1 沉积特征对低电阻率油层分布的控制

高尚堡深层Es2＋33亚段含油层段长，频繁的砂泥岩互层，沉积模式为陡坡带浅水型扇三角洲［3］，具有近物源、多物源、兼有重力流与牵引流沉积的特点。储层主要是扇三角洲前缘砂体；受构造、气候、物源供给的影响，纵向上形成不同可容空间与沉积物供给比值（A／S）下多期砂体的叠置。随盆缘斜坡坡度和有效可容空间的高低变化，不同期次的砂体相互演替叠置。低A／S下形成的砂体薄，但展布范围相对连片，频繁的砂泥岩互层沉积导致发育薄互层型的低电阻率油层，这样的油层厚度普遍小于2.5m，主要分布在Es2＋33亚段Ⅱ油组的中上部。高A／S比值下扇三角洲水下分流河道砂体形成小规模的透镜体状岩性油藏，而且深层成岩作用的强非均质性形成物性遮挡，发育成岩圈闭。岩性和成岩圈闭使油砂体小且分散，构造幅度低，油气成藏高度小，且当油层孔隙结构变差或泥质含量偏高时，含油饱和度也可能低至50%～55%［4］，形成低电阻率油层。此类低电阻率油层主要分布在Es2＋33亚段Ⅲ油组的下部。图1中G32-27井42号层为由于沉积岩性特点形成的低电阻率油层。

图1 G32-27井油层电性特征

2.2 成岩作用对低电阻率油层分布的控制

高尚堡深层油藏中深度3 400m，油藏温度平均为115℃，经历了复杂的成岩作用，其成岩阶段处于中成岩阶段A期。从黏土矿物的转化来看，蒙脱石大量向伊／蒙混层转化，伊／蒙混层中蒙脱石层占15%～50%，属有序混层；自生黏土矿物高岭石相对开始减少，绿泥石和伊／蒙混层相对含量增加，且分布普遍。孔隙类型以次生粒间溶孔为主，见晶内溶孔、铸模孔以及颗粒、粒间填隙物溶解形成的超大溶孔，原生粒间孔为次。

从成岩作用的角度，早成岩B期和中成岩期是次生孔隙产生和发育较集中的区域，尤其是在中成岩A期，所以处在该成岩阶段的储层易发育复杂孔隙结构导致的低电阻率储层［5－8］。高尚堡深层成岩作用对低电阻率油气层的影响主要表现，一是胶结和溶蚀等多种成岩作用使得储层的孔隙结构变得更加复杂；深层成岩非均质程度强，使得孔隙结构趋于复杂，大量微孔化，束缚水含量增加（见图2），此类低电阻率油层多分布在Ⅱ油组。二是随着埋深的增大，压实作用增强，碳酸盐颗粒和伊利石等黏土矿物堵塞孔隙，孔隙类型多以中、小孔细喉为主，孔喉连通性差，缩小粒间孔及片状喉道多见。石英、长石颗粒次生加大，造成储层物性较差。因此，容易形成储层孔隙结构变差导致的低电阻率油气层。高尚堡深层含油层段为600～700m，从上往下依次分为0、Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ等6个油组。分油组对储层物性进行了统计，Ⅱ油组平均孔隙度为21.2%，渗透率平均为297×10－3μm2；Ⅳ油组平均孔隙度为15.9%，渗透平均为1.9×10－3μm2，随着深度的增大，储层物性明显变差。此类成因的低电阻率油层多出现在Es2＋33亚段下部的Ⅳ、Ⅴ油组。三是对黏土矿物纵向分布的控制作用；蒙脱石和伊／蒙混层主要赋存在早成岩阶段和中成岩阶段A期，此阶段蒙脱石大量向伊／蒙混层转化，绿泥石含量相对较多，形成黏土矿物附加导电型的低电阻率油层［9－10］。

图2 束缚水饱和度与孔隙结构关系图

3 低电阻率油层识别的主因素分析

高尚堡深层成岩、沉积、成藏综合作用影响着低电阻率油层的分布［11－12］。在地质成因控制因素进行定性识别和预测的基础上，提出通过多元统计分析的主因素分析法确定常规测井信息中的油水层识别的敏感性参数，建立交会图版进行定量识别。

3.1 主因素分析法

将多个变量以尽可能少的信息损失为原则进行综合化为少数几个不相关变量的方法［13］。

设X＝（X1，…，Xp）是p维随机变量，均值E（X）＝μ，协方差阵D（X）＝∑。考虑它的线性变换

用Z1代替原来的p个变量X1，X2，…，Xp，这就要求Z1尽可能多地反映原来p个变量的信息，最经典的方法是用Z1的方差表达。Var（Z1）越大，表示Z1包含的信息越多。满足a1′a1＝1的a1，使Var（Z1）达最大，Z1就称为第1主成分。如果第1主成分不足以代表原来p个变量的绝大部分信息，考虑X的第2个线性组合Z2。为了有效地代表原始变量的信息，Z1已体现的信息不希望在Z2中出现，在约束a′1a1＝1的条件下，求a2使Var（Z2）达最大，所求之Z2称为第2主成分，类似地可求得第3主成分、第4主成分。协方差阵∑的特征值为λ1≥λ2≥…≥λP≥0，a1，a2，…，ap为相应的单位正交特征向量，则X的第i主成分为Zi＝ai′X（i＝1，2，…，p）。

3.2 高尚堡深层油藏常规测井信息主因素分析

高深堡深层多数井测井项目一般为双侧向／感应－微球形聚焦电阻率、声波时差、补偿中子、岩性密度、自然伽马、自然电位、井径等，缺少特殊的测井项目。由于油藏地质情况的复杂性，利用常规测井系列识别低电阻率油层难度更大。

首先整理高尚堡深层单层试油或投产的油水层段的常规测井信息，分别是井径（CAL）、自然电位（SP）、自然伽马（GR）、浅侧向电阻率（RLLs）、深侧向电阻率（RLLd）、微球型聚焦电阻率（MSFL）、密度（DEN）、中子（CNL）、声波（AC），并对自然电位（SP）、自然伽马（GR）曲线进行归一化处理。从这9条曲线中通过主因素分析找出对高尚堡深层油水层识别的敏感性参数。表1列出了9个特征值及其变差贡献累积百分数，其中起明显作用的是前2个，它们占总变差的48.29%。

经计算可得到各深度点9条主成分曲线的值（表2中列出了8个深度点的主成分值），同时它又是数据点矢量与各主轴矢量的内积。

表1 9个主成分变差贡献

在以前3个主因素为坐标轴的空间中观察全部数据点，可以看到数据点呈现分团组现象。当把各测井曲线以颜色表现在数据点上时，发现有些曲线呈现十分明显的规律性，说明这些曲线的作用较强。图3为ΔGR、ΔSP在3个主轴上的投影。ΔGR、ΔSP是常规测井信息中对油水层识别是相对敏感的测井参数，这也说明岩性特征是影响低电阻率油层的重要因素。高尚堡深层Es2＋33段水性相对稳定，是一种淡地层水环境，受沉积特征影响，砂泥岩薄层间互和岩性粗细变化大是导致细岩性低电阻率油层和粗岩性较高电阻率水层并存的一个原因。

4 交会图版识别低电阻率油层

在地质成因控制因素定性识别与预测低电阻率油层的基础上，结合多元统计分析的主因素分析法，确定了油水层结合多元统计分析的主因素分析法，确定了油水层识别比较敏感的测井参数ΔGR、ΔSP，建立ΔGR与视地层水电阻率（Rwa）的交会图版。从交会图版（见图4）上可以看出，油层区和水层区分异比较清楚，低电阻率油气层主要分布在Rwa＜2Ω·m及ΔGR＞0.3区域，中－高电阻率、高电阻率油气层则主要分布在Rwa＞2Ω·m及自然伽马相对值小于0.3区域，图版解释符合率较高。

表2 8个深度点上9条主成分曲线的值

图3 ΔGR、ΔSP在3个主轴上的投影

图4 交会图版

5 结 论

沉积特征和成岩作用综合控制着高尚堡深层低电阻率油层的分布。主因素分析表明GR、SP是高尚堡深层油水层识别中是相对敏感的常规测井参数。在地质成因综合分析定性识别和预测的基础上，通过多元统计分析的主因素分析法选择敏感性好的测井参数建立交会图版进行定量识别，是一种有效识别低电阻率油层的方法。

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