红河油田长8致密碎屑岩储层流体识别综合研究

贾 俊，孟云涛，彭 川

(1.西南石油大学地球科学与技术学院,四川成都 610500；2.中国石化华北分公司勘探开发研究院；3.中国石化华北工程公司测井公司)

1 对测井流体识别影响分析

红河油田长8致密碎屑岩储层岩石类型主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，石英、硅质岩等稳定碎屑成分含量低，成分成熟度低，结构成熟度中等。这样的岩石类型导致后成岩作用过程中储层致密化、低渗化。此外，长8油层组砂岩黏土矿物总含量在1%～18%之间，主要为伊利石、高岭石、绿泥石和伊/蒙混层四种黏土矿物，随着黏土矿物含量的增加，碎屑岩储层的渗透性明显降低。

压汞分析资料统计结果表明(表1)：红河油田长8油层组孔隙结构复杂，孔喉分布不均。

据红河油田长8油层组2547块样品的物性分析结果，长8砂岩孔隙度呈单峰态分布，孔隙度最小1.1%，最大21.3%，平均孔隙度为9.4%。渗透率最小0.01×10-3μm2，最大为37.6×10-3μm2，平均渗透率为0.39×10-3μm2；有效储层渗透率分布区间在(0.08～4.43)×10-3μm2，平均渗透率0.55×10-3μm2。

表1 长8储层孔隙-喉道特征参数

综上，红河油田长8油层组为低孔特低渗致密碎屑岩储层[5]，成分成熟度低的岩石类型造成储层致密、低渗化，孔隙结构复杂，微孔隙发育，物性变差，加之岩石亲水性，导致储层束缚水含量高，电阻率测井对油层响应不明显，甚至出现低电阻率油层，单一测井曲线识别流体困难。

2 储层流体识别方法

2.1 视地层水电阻率比值法

传统的电阻率增大系数法判断油层时，采用同一井相邻油、水层电阻率比较，若电阻率增大系数I大于3，则判别为油层。该方法只能在孔隙度和岩性条件相同、地层水电阻率变化较小的储层间比较[2]。

由Archie公式[1]，当岩层一定时，Ro与Rw成正比关系，其比值反映该岩层的地层因素F。地层因素包括岩层的孔隙空间大小及分布结构(即a、m、φ)。地层孔隙中包含了油和水的混合体，将油水混合体电阻率Rt与其地层因素F的比值Rt/F定义为视地层水电阻率Rwa，即：

式中：Rwa——视地层水电阻率，Ω·m；Rt——油水混合体电阻率，Ω·m；F——地层因素，无量纲；φ——孔隙度，%；a——岩性指数，无量纲；m——胶结指数，无量纲。

相对于油水混合体的电阻率，水层也可以计算出视地层水电阻率Rwo。由于油的电阻率远高于水的电阻率，随着混合体中含油量的升高，混合体电阻率也将升高。基于这一原理，可根据视地层水电阻率的相对大小对储层的含油气性进行定量评价。通常选取区域内岩性均匀、含泥质少、较厚的标准水层，计算其视地层水电阻率Rwo，然后计算出储层的视地层水电阻率Rwa，最后进行比较(△R=Rwa/Rwo)。若△R大于2一般为油层，若△R大于1.6为油水层，水层的△R一般小于1.6[2]。

红河44井测井解释成果图中(图1)，1、2号层电阻率较低，平均值分别为8.8 Ω·m、5.5 Ω·m，3号水层电阻率平均值2.9 Ω·m。按电阻率增大系数法比较(表2)，1号层增大系数为3.03，为油水同层；2号层增大系数1.89，低于3，按判别标准为无效层。按照视地层水电阻率比值法，1号层的比值为1.69，2号层比值为1.8，按照标准均解释为油水同层。对2 414～2 424 m井段压裂测试结果为日产油2.23 m3，产水5.55 m3，含水率71%，证实为油水同层。

2.2 可动水分析法

储层产出流体类别及产量的高低，不仅与地层物性、含油性质有关，还与地层束缚水饱和度紧密相关。如前所述，长8油层组具有较高的束缚水饱和度，研究束缚水饱和度和总含水饱和度二者的关系，可以定性判断储层流体性质[7]。由于束缚水饱和度与孔隙度关系密切，可以采用相渗分析资料，构建孔隙度和束缚水饱和度经验公式计算获得；而总含水饱和度可以由阿尔奇公式算得。比较二者关系，如果束缚水饱和度小于总含水饱和度(Swb

图1 红河44井长8油层组视地层水电阻率比值法识别流体

表2 红河44井视地层水电阻率比值法成果

红河145井长8油层组3号层2 509～2 523 m井段自然电位呈负异常且异常幅度大(图3)，井径曲线指示该井段井眼扩径严重，电阻率低值，平均值为5. 6 Ω·m，为水层特征。1号层2 484.625～2 490.125 m、2号层2491.375～2493.875m井段自然电位亦呈负异常，幅度较3号层小，井眼有小幅度的扩径，电阻率平均值分别为22 Ω·m、16.8 Ω·m，流体性质不确定。分别采用阿尔奇公式和研究区域束缚水饱和度经验公式计算以上3层的含水饱和度Sw、束缚水饱和度Swi，并在相同刻度下叠合显示。结果表明，以上3层束缚水饱和度差异不大；3号水层具有较高的含水饱和度(Sw=62%)和可动水饱和度(蓝色叠合区)，1、2号层含水饱和度分别为23%和29%，且可动水饱和度含量较低，故解释为油水同层。对2 485～2 494 m井段射孔、压裂后测试，日产油11.7 m3，日产水2.1 m3，测试成果证实为油水同层，解释结果可靠。

图2 红河油田长8油层组相渗关系

图3 红河145井长8油层组可动水分析法识别流体

2.3 核磁共振差谱法

核磁共振研究[4-6]表明，地层孔隙中的轻烃物质(轻质油和天然气)与水的纵向弛豫时间存在显著差异，轻烃需要较长时间才能完全极化，有较长的纵向弛豫时间，而水由于与岩石孔隙表面相接触，弛豫时间大大缩短。根据这一原理，选择一定的回波间隔，在短等待时间TWS模式下， 水的纵向磁化完全恢复，而烃部分恢复；再选取相同的回波间隔，在长等待时间TWL观测模式下，使水和烃的纵向磁化均完全恢复。然后将长、短等待时间测得的T2谱相减，水的信号相互抵消，而烃类物质的信号则存在于差谱中，从而识别油层。

HH37P40井长8油层组核磁共振差谱法分析(图4)显示，在2 000～2 010 m井段T2谱呈双峰形态，分布范围在28～1 036 ms，这表明储层孔隙结构复杂，以中、小孔径为主。该储层段2 001～2 008 m井段T2谱形态扁平，有拖尾现象，且有一定的差谱信号，孔隙中含有一定量的烃，录井显示该井段含油显示级别为油浸，综合解释为油水同层。

3 认识与讨论

(1)视地层水电阻率比值法作为电阻率增大系数法的改进方法，消除了地层孔隙结构及地层水矿化度的影响，提高了识别能力，且不受资料的限制，充分利用常规电阻率测井参数即可开展评价，具有广泛的适用性。该方法需要区域内有岩性均匀、较厚的水层计算视地层水电阻率，该参数的取值直接影响定性判定的结果。

(2)视地层水电阻率比值法判别流体时所采用的判别标准是理论值，由于不同区域沉积环境、储集条件的差异，实际值与理论值必然存在误差，因此，会影响判别的准确性。下一步将以测试资料为约束条件，通过研究，进一步明确红河油田长8油层组的判别标准，提高流体识别正确率。

(3)可动水分析法中束缚水饱和度的准确求取直接影响流体识别的准确性，由于长8储层孔隙结构复杂，目前采用孔隙度和束缚水饱和度建立关系还有局限性，二者的关系有待进一步研究。

(4)由于核磁共振测井信号直接来源于地层孔隙中的流体，不受岩石矿物骨架成分的影响，因此能较准确的识别储层流体性质。但由于特殊测井费用较常规测井昂贵，目前尚难以广泛应用。

(5)目前所采用的方法主要是针对以基质孔隙为主的碎屑岩储集层，而对于下古生界缝洞型储集空间碳酸盐岩储集层的研究还十分有限，下步将加强研究。

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