海塔油田铜钵庙组凝灰质储集层流体性质识别

李斌

（中国石油大庆油田有限责任公司海拉尔石油勘探开发指挥部开发技术中心，黑龙江 大庆163000）

海塔油田铜钵庙组油藏构造破碎，沉积相变快，储集层凝灰质体积分数高，岩性复杂，从而决定了储集层油水关系复杂，测井识别难度大。目前国内常规采用的识别油水层方法，大多限于简单分岩性建立油水层识别图版来研究储集层流体性质，但在实际开发应用过程中暴露出图版符合率低、效果差等缺点［1］。针对这一现状，本文从凝灰质储集层形成机理的角度入手，利用电阻率归一化校正法，根据不同岩性特征，建立了凝灰质砂砾岩和砂岩储集层流体性质识别图版。通过开发动态资料验证，该图版能够有效指导油田开发。

1 地质概况

海塔油田处于海塔盆地北部断陷带，属于复杂断陷盆地，经历了断陷期、断坳转换期和坳陷期3 个时期［2］，含油断块分布零散，断层多，以反向断层为主。铜钵庙组储层沉积以扇三角洲为主，水下分流河道砂体是有利的油气储集体［3］。储集层凝灰质体积分数高，岩性以凝灰质砂岩、凝灰质砾岩及沉凝灰岩为主，属于低孔-特低渗储集层［4］。铜钵庙组油层垂向上划分为3 个油组，油水关系复杂，呈现上油下干或上油下水特征，断块间油水界面不统一。油藏类型以岩性-断块构造油藏为主，个别断块发育不整合面遮挡油藏。

2 岩性测井响应特征

铜钵庙组储集层岩性复杂多样。地质历史时期火山频繁活动，火山碎屑组分的介入导致储集层凝灰质体积分数高可达93%。按照储集层性质和碎屑成分，可将储集层岩性划分为凝灰岩、凝灰质角砾岩、凝灰质砂岩和凝灰质砂砾岩4 类。砂质、砾石以及胶结物复杂的组合形式，导致不同岩性地层相应的测井响应特征具有多样性［5］。当储集层含有油（气）时，其物性和电性特征均与干层、 水层、 油水同层之间有一定的差异［6］。通过收集铜钵庙组试油、录井和岩心资料，研究不同岩性地层的测井响应特征，发现凝灰质砂岩和凝灰质砂砾岩2 类岩性对密度和电阻率最为敏感。

3 复杂岩性储集层流体性质识别

铜钵庙组储集层仅利用深侧向电阻率-密度交会方法识别流体性质存在较大困难，无法建立统一的流体性质识别图版（见图1）。

图1 未分岩性储集层流体性质电阻率-密度交会图

3.1 分岩性储集层流体性质图版的建立

分岩性建立流体性质识别图版后（见图2），对凝灰质砂砾岩储集层识别较好，但对凝灰质砂岩储集层识别仍存在较大的困难。主要原因是细颗粒岩性溶蚀程度相对较高，而粗颗粒岩性由于其比表面积较小，凝灰质溶蚀程度相对较弱，对测井响应特征影响也较小［7］。

研究凝灰质形成机理认为，富含直径小于2 mm的火山碎屑物凝灰质颗粒，在水介质条件下极易发生溶蚀现象，加剧了测井响应的复杂性，为测井参数研究储集层流体性质带来较大的困难［8］。在研究凝灰质储集层流体性质过程中，并在区分不同岩性的前提下，如何降低不同次生矿物组合对电阻率的影响，使电阻率更大限度地体现对流体性质的贡献显得尤为重要。研究发现，中子和密度曲线的相对位置能够较好区分不同次生矿物组合类型，中子和密度视孔隙度差异能够较好地体现不同次生矿物组合的差异［9］。因此，下面重点应用该差异在分岩性基础上建立流体性质的识别方法及图版。

图2 分岩性储集层流体性质电阻率-密度交会图

3.2 复杂岩性储集层流体性质识别方法研究

应用中子和密度测井值计算石灰岩孔隙度之差可表示两者的相对位置［10］，经实践证明，该方法同样适用于砂、砾岩储集层。其定义式可表达如下为

式中：Δφ 为中子和密度孔隙度差异值；φCNL为中子测井值；ρm为岩石骨架密度，取值2.75 g/cm3；ρDEN为密度测井值，g/cm3；ρf为孔隙流体密度，取值1.03 g/cm3。

进行电阻率校正前，首先利用具有代表性的探井岩心和测井资料，选取铜钵庙组中子和密度孔隙度最大、最小差异值［11］（见表1），然后将试油层段的中子和密度孔隙度差异值按式（2）、式（3）计算Δφn，Rtc。

式中：Δφn为归一化后的中子和密度孔隙度差异值；Δφmin为中子和密度孔隙度最小差异值；Δφmax为中子和密度孔隙度最大差异值；Rtc为校正后的深侧向电阻率，Ω·m；Rt为校正前的深侧向电阻率，Ω·m。

表1 铜钵庙组中子和密度孔隙度最大、最小差异值

3.3 凝灰质砂岩储集层油水层识别图版

应用64 口井，52 层试油层段校正后的电阻率和密度测井值，建立海塔油田铜钵庙组凝灰质砂岩储集层油水层识别图版（见图3）。该图版分为3 个区，即油层区（包括含水油层）、水层区（包括油水同层）和干层区。图版中油水同层误入油层区1 层，含水油层误入水层区1 层，水层误入油层区2 层，干层误入水层区1层，图版符合率88%（不进行岩性校正的图版符合率约为77%）（见图3），符合率提高了11 百分点。

图3 校正后的凝灰质砂岩储集层油水层识别

3.4 凝灰质砂砾岩储集层油水层识别图版

应用研究区31 口井，35 层试油层深侧向电阻率和密度测井值，建立海塔油田铜钵庙组凝灰质砂砾岩储集层油水层识别图版（见图4）。图版同样分为3 个区，即油层区（包括含水油层）、水层区（包括油水同层）和干层区。图版中干层误入油层区1 层。

图4 校正后的凝灰质砂砾岩储集层油水层识别

4 效果检验及成果应用

4.1 效果检验

4.1.1 凝灰质砂岩

W2 井试油段（2 069.0～2 073.4 m）压裂后抽汲日产油22.6 t，试油结论为工业油层。由于泥质体积分数较高而导致深侧向电阻率较低，Rt=14 Ω·m，ρDEN=2.3 g/cm3，为典型的低阻油层，在常规分岩性图版中落入水层区（见图2a），经电阻率校正后（Rtc=7.74 Ω·m），正确划分为油层（见图3）。

W1 井试油段（2 070.0～2 075.4 m）抽汲日产水6.0 t，试油结论为水层。受到凝灰质溶蚀形成的次生矿物影响，Rt=40 Ω·m，ρDEN=2.34 g/cm3，为典型的高阻水层，电阻率校正前，造成流体性质识别出现误判为油层（见图2a），经电阻率校正后（Rtc=4.41 Ω·m）利用新油水层识别图版正确划分为水层。

4.1.2 凝灰质砂砾岩

凝灰质砂砾岩比表面积较小，一般包裹在颗粒外缘的凝灰物质相对较少，溶蚀程度较低［12］。因此，凝灰质砂砾岩的校正电阻率-密度图版，在识别流体性质方面不像凝灰质砂岩改善效果那么明显，但相对电阻率校正前的流体性质区分程度，仍有一定的提高。

W3 井段（2 995.0～3 001.0 m）试油结论为油水同层，压后抽汲日产油0.6 t，日产水9.4 t。该层段在测井曲线上显示自然伽马较高，中子曲线在密度曲线右侧，由于凝灰质及其他伴生矿物对电阻率影响较大，造成电阻率校正前（Rt=60 Ω·m，ρDEN=2.41 g/cm3）落入油层区（见图2b），而校正后（Rtc=5.89 Ω·m），落入水层区（见图4），与试油结论一致。

4.2 成果应用

4.2.1 指导有效厚度划分

文中有效厚度是指在现有工艺技术允许的生产压差条件下具有油气生产能力的那部分油气层厚度［1］，因此，在同等条件下划分有效厚度的准确性直接关系到射孔后油井产能的高低。由于常规油水层识别方法准确率不高，形成的有效厚度标准符合率低，在划分过程中，暴露出低阻油层漏划和高阻水层错划的两大矛盾［13］。基于校正后的电阻率和密度测井值所建立的不同岩性油水层识别图版（见图3、图4），根据油层区范围，提出了准确度相对较高的有效厚度划分标准：对于砂 岩 油 藏，当2.42 g/cm3≤ρDEN＜2.45 g/cm3，Rtc≥330.77ρDEN-794.76 时，或者当ρDEN＜2.42 g/cm3，Rtc≥5.7 Ω·m 时，判定为油层或含水油层，可划分有效厚度，在一定程度上解决了低阻油层漏划问题；对于砂砾岩油藏，当ρDEN＜2.53 g/cm3，Rtc≥7.9 Ω·m 时，可划分有效厚度，能够降低高阻水层错划的可能性。

例如： 油田开发初期，35 口单采铜钵庙组油井射孔投产后，12 口井产量较低。根据产液剖面显示，5 口井共7 层含水率大于80%，7 口井共20 层不产液，表明部分干层和少数水层被误划为有效厚度而射开。利用新标准重新划分，原误判层中86.3%的层得到了校正，全区开展老井有效厚度复查后，平均单井有效厚度减少了4.5 m，新井误射层由10.5%降低到3.8%。

4.2.2 确定油水界面

铜钵庙组油水关系复杂，断块间相互独立，没有统一油水界面，油水分布总体上遵循重力分异原则，但各断块单独成藏，具有固定的油水界面［14］。确定油水界面的方法，通常采用试油资料结合测井解释成果，参考开发井动态资料综合分析。然而，受到油层底部未试油、测井解释不可靠和动态资料较少等不利因素的影响，疑难水层顶面确定较为困难，造成射孔风险较大。

利用校正后油水层图版，能够提高油水界面的准确性。例如： 以反向断块成藏模式为代表的富油断块B1，储集层具有中凝灰质砂岩、高孔渗特征。开发初期，利用常规方法判定油水界面在1 800 m 左右，由于1 800～1 825 m 下部层录井显示为油迹，利用归一化油水层识别方法，最终确定油水界面在1 810 m 左右。同时选取2 口井在井段1 800～1 810 m 补孔，措施后2 口油井单井初期日增油8.5 t，含水率5.3%，为纯油层；而选取1 口井射开1 810～1 815 m 层段，初期含水率75.3%，证实为油水同层。根据3 口井的初期含水情况，验证了新油水界面的可靠性。

4.2.3 潜力区挖潜

B2 断块开发初期构造高部位铜钵庙Ⅲ油组顶部发现一套岩性为含砾砂岩、厚15～30 m 的含油组合，录井显示为油迹。前期，该断块主要开发层位为Ⅱ组，下部Ⅲ油组顶部油水关系不落实，认为是油水同层，未划分有效厚度，开发初期补孔风险大。随着地质认识的深入，利用校正图版进行油水层识别后可以开展挖潜试验。以W4 井Ⅲ油组（2—3 小层）为例，Rt=31.3 Ω·m，ρDEN=2.43 g/cm3，φCNL=0.19，计算得到Δφ=2.63%，Δφn=0.54，Rtc=16.9 Ω·m，结合校正后判别为油层，作为潜力区补孔压裂后，初期日增油12.7 t，含水率3.6%，取得了较好的增油效果。在构造高部位铜钵庙组Ⅲ油组连续补孔3 口井，平均单井日增油8.2 t，均未见地层水，挖潜取得成功。

5 结论

1）深侧向电阻率、密度测井值和自然伽马对于不同岩性的区分较为敏感。对于凝灰质复杂岩性储集层，利用常规分岩性建立油水层图版符合率低，判别油水层风险大。

2）对于凝灰质体积分数较高的砂岩和砂砾岩储集层，利用归一化的中子和密度孔隙度差异对电阻率进行校正，进而与密度测井值建立油水层识别图版，能够有效提高流体性质识别精度。

3）在油田开发过程中，利用电阻率校正油水层识别图版，可以为有效厚度划分、油水界面确定和潜力区挖潜提高科学依据。

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