A地区测井新技术评价及测井系列优化

刘玉峰，赵 辉，周 飞，周亚亚，侯景涛，徐 宁

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

A地区测井新技术评价及测井系列优化

刘玉峰，赵 辉，周 飞，周亚亚，侯景涛，徐 宁

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

为了做好A地区测井解释工作，解决油水系统混乱，难以确定主力开发层系，开发难度和风险大的问题，本研究拟从工区地质、岩心、测井和生产动态出发，开展研究区测井新技术评价研究，以确定测井新技术解决不同油藏和地质问题的能力，并结合不同油藏和地质问题建立有效的测井系列组合，形成一套适合不同油藏的测井新技术评价方法和有利的测井系列方案，为研究区产能建设提供切实可靠的地质依据。

测井新技术；测井系列优化

1 开展测井新技术评价的必要性

A地区位于鄂尔多斯盆地西北部，区域构造上横跨天环坳陷，其主力油层为延长组C8C9油层组。前期系统研究姬塬油田C8C9油层组的测井、地质特征及油气水识别方法发现：常规测井技术能解决开发评价初期问题，但随着开发的深入，储层类型、油层特点出现新的情况，需要借助测井新技术[1]，以便科学指导该区后续油气的勘探和开发。

2 测井新技术评价

2.1 裂缝评价

2.1.1 地应力与裂缝的关系 岩石在不等的三轴应力作用时，当三个轴向应力达到一定数值时，将发生压裂破坏，而压裂破坏会形成一组张性缝，张性缝的延伸方向总是平行于最大主应力方向。同时，对于天然裂缝，当裂缝的走向与最小主应力方向越接近，裂缝的开度越大（见图1）。

图1 地应力与裂缝发育关系图

2.1.2 微电阻率扫描测井裂缝响应

（1）张开缝：张开缝未胶结物充填，其中充满泥浆，电阻率相对较低，图像上呈现黑色线条。

（2）闭合缝：闭合缝为被高阻物质（方解石、石膏等）充填的胶结裂缝，电阻率明显偏高，图像上表现为亮色正弦线状，特征清晰，界面略不平整。

（3）半充填缝：图像上表现为断续的暗色正弦线条，特征清晰，界面略不平整。

（4）网状张开裂缝：这种裂缝在图像上表现为几个倾向或倾角不同的黑色正弦状特征交织在一起，相互交错显示为网状特征。

2.1.3 微电阻率扫描测井裂缝产状识别

（1）图像增强：一是改善图像的视觉效果，提高图像的清晰度，二是使图像变得有利于计算机的处理。这里可以用到图像平滑和图像锐化。

（2）图像分割：阈值法是一种最简单最常用的图像分割算法，这种方法是将图像中每个像素的灰度值与阈值相比较，灰度值大于阈值的像素为一类，灰度值小于阈值的像素为另一类。

（3）图像细化：为了将成像测井中的裂缝图像凸显出来并提取他们的相关参数信息，需要在对图像进行前述各部处理的基础上，加以细化，即提取图像“骨架”的过程。

（4）Hough变换识别裂缝：Hough变换实现的是一种从图像空间到参数空间的映射关系，将图像空间中复杂的边缘特征信息映射为参数空间中的聚类检测问题，即原始图像中给定形状的曲线或直线上的所有点都集中到变换空间的某个点上形成峰值。

2.1.4 资料处理及裂缝评价 A地区C8、C9储层裂缝为天然的高角度裂缝和垂直裂缝，裂缝走向是以东北-西南向为主，部分为北西-南东或东-西向，裂缝走向与最大主应力方向关系以垂直或相交为主，因此压裂形成的张性缝与天然裂缝相交，裂缝开度相对较大。而各向异性参数对高角度裂缝不敏感。

2.2 流体识别

2.2.1 纵横波时差等资料识别流体 地层孔隙中油、气、水的声学性质是不同的，密度有差异，它们的压缩系数也是不同的。从表1可看出油的压缩系数大致是水的压缩系数的2倍。因此，用流体压缩系数结合纵横波时差可以识别流体（见表1）。

表1 油、气、水的声学参数

地层的压缩系数可表示成地层固相各组分和流体相压缩系数的加权平均之和。

式中：VSH、VCA分别为泥质和钙质含量；KSA、KSH、KCA分别为砂岩、泥质和钙质体弹性模量。

岩石体积压缩系数可由地层纵横波速度和密度获得：

这样流体压缩系数可由式（1）反推获得。

2.2.2 核磁共振测井资料识别流体 核磁共振测井测量的是岩石孔隙中流体的横向弛豫时间T2。T2由体积弛豫T2B、表面弛豫T2s及扩散弛豫T2D等三部分组成。不同地层所含流体的弛豫特征不同。碎屑岩中的地层水，以表面弛豫为主，孔洞中的水以体积弛豫为主，并受扩散影响，本研究区内储集层为低孔低渗砂岩，其地层水是以表面弛豫为主；油是以体积弛豫为主；气体主要表现为扩散弛豫。因此，油气水核磁共振特征差异明显。水的纵向弛豫时间T1分布为1 ms～500ms、横向弛豫时间T2分布为0.67 ms～200ms；油的纵向弛豫时间T1为5000ms、横向弛豫时间T2为460 ms（见表2）。两者差异明显，因此根据油和水不同的核磁共振特征是可以识别流体的[3]。

表2 不同流体的核磁共振特征参数

2.3 孔隙结构评价

共收集研究区12个样品的压汞毛管压力曲线，压汞毛管曲线平台明显，属于c类储层：分选好，裂隙均匀细偏度。其中11个样品排驱压力小于1.0MPa，10个样品中值压力小于10MPa，10个样品最大进汞饱和度70%～90%，因此整体上反映储层的孔隙结构较好且简单。

利用核磁共振T2谱构造F1井和F2井共7个深度点处长9储层7个不同深度点处的伪毛管压力曲线形态可知，构造的伪毛管曲线平台明显，属于c类储层：分选好，裂隙均匀细偏度；同时7个样品排驱压力小于1.0MPa，7个样品中值压力小于10MPa，6个样品最大进汞饱和度70%～90%；整体上反映储层的孔隙结构较好且简单，与压汞毛管压力资料相符（见图2）。

图2 H1井区C9压汞毛管压力曲线

3 测井系列优化

3.1 泥浆侵入电阻率响应模拟

3.1.1 侵入对测井的影响 水泥浆浸泡油气层后，双感应测井响应会有不同程度的降低，在钻开地层10 d～30 d后测井，深感应测井响应会降低10%～50%，而中感应变化更大。可见，如果泥浆浸泡油气层时间较长，会使电阻率测井值大幅度降低，这不仅影响饱和度的定量计算，甚至影响测井识别油气层[2]。因此，无论识别油气层，还是定量分析原状地层电阻率进而求准饱和度，都需研究泥浆滤液动态侵入油气层对电测井响应影响的变化。

3.1.2 电阻率测井响应侵入特征分析

水层：H1井区F1井，试油层段为2787 m～2790 m，试油结论为水层，侵泡时间为1 d，泥浆矿化度Cmf=7870mg/L，地层水矿化度Cw=11394mg/L。模拟计算的ILM=16.03 Ω·m（误差为 2.6%）、ILD=14.93 Ω·m（误差为3.2%），侵入时间为1 d时ILD的变化率相对于地层原始电阻率的变化率为5.14%。实际测量为略微高侵的显示，模拟计算结果与实际测井相符，微淡水泥浆侵入水层呈略微高侵的显示。

油水同层：Y2井区Y5井，试油层段为2627 m～2633 m，试油结论为油水同层，侵泡时间1 d，泥浆矿化度Cmf=7488mg/L，地层水矿化度Cw=9045mg/L。模拟计算的ILM=23.3 Ω·m（误差为2.5%）、ILD=24.83 Ω·m（误差为0.6%），侵入时间为1 d时ILD的变化率相对于地层原始电阻率的变化率为-0.6%。实际测量为低侵显示，模拟计算结果与实际测井相符，微淡水泥浆侵入油水同层呈低侵特征。

油层：H1井区F2井，试油层段为2739 m～2741 m，试油结论为油层，侵泡时间1 d，泥浆矿化度Cmf=7598mg/L，地层水矿化度Cw=25130mg/L。模拟计算的 ILM=22.33 Ω·m（误差为 1.0%）、RID=23.04 Ω·m（误差0.2%）。实际测量为低侵显示，模拟计算结果与实际测井相符，淡水泥浆侵入的油呈低侵特征。

3.1.3 电阻率测井响应泥浆侵入影响分析

水层：泥浆侵入时间相对稳定，主要分布在20 h～40 h。在水层处：微淡水泥浆（Cw/Cmf＜1.3）侵入，ILD 相对于原始地层电阻率的变化率＜2%，AT90相对于原始地层电阻率的变化率＜1%；淡水泥浆（Cw/Cmf＞1.3）侵入，ILD相对于原始地层电阻率的变化率＜7%，AT90相对于原始地层电阻率的变化率＜4%；AT90受泥浆侵入影响比ILD受泥浆侵入影响小。

油水同层：泥浆侵入时间相对稳定，主要分布在20 h～40 h。在油水同层处：微淡水泥浆（Cw/Cm＜1.3）侵入，ILD相对于原始地层电阻率的变化率＞-5%，AT90相对于原始地层电阻率的变化率＞-4%；淡水泥浆（1.3＜Cw/Cmf＜1.8）侵入，ILD 相对于原始地层电阻率的变化率＜8%，AT90相对于原始地层电阻率的变化率＜5%；淡水泥浆（Cw/Cmf＞1.8）侵入，ILD 相对于原始地层电阻率的变化率＜14%，AT90相对于原始地层电阻率的变化率＜9%；AT90受泥浆侵入影响比ILD受泥浆侵入影响小。

油层：泥浆侵入时间相对稳定，主要分布在20 h～40 h。在油层处：微淡水泥浆（Cw/Cmf＜1.3）侵入，ILD 相对于原始地层电阻率的变化率＞-11%，AT90相对于原始地层电阻率的变化率＞-7%；淡水泥浆（Cw/Cmf＞1.3）侵入，ILD相对于原始地层电阻率的变化率＞-7%，AT90相对于原始地层电阻率的变化率＞-4%；AT90受泥浆侵入影响比ILD受泥浆侵入影响小。

3.2 电阻率测井分层能力评价

在研究区所用的电阻率测井主要为AIT感应和双感应-八侧向。在AIT感应中通常用的是分辨率为0.6 m的曲线，而中感应和深感应的分辨率为0.8 m和1.2 m，阵列感应的分辨率明显高于双感应分辨率，即阵列感应识别薄层的能力优于双感应（见表3）。

表3 各种电阻率测井纵向分辨率表

3.3 电阻率流体识别

H1井区地层水矿化度变化范围从9400mg/L～78800mg/L，地层水矿化度变化范围很大，在建立流体识别图版时应考虑地层水矿化度的影响。ILD^2*Usp-AC交会流体识别图版共收集47口井47个数据点，符合标准的数据点有43个，图版符合率为：43/47=91.49%（见图 3）；AT90^2*Usp-AC交会流体识别图版共收集8口井50个数据点，符合标准的数据点有 48个，图版符合率为：48/50=96%（见图 4）。AT90^2*Usp-AC交会流体识别图版上水层和油水同层区域略低于ILD^2*Usp-AC交会流体识别图版上水层和油水同层区域，说明阵列感应受泥浆侵入较双感应小，与前面的分析相符。

图3 ILD^2*Usp-AC交会流体识别图版

图4 AT90^2*Usp-AC交会流体识别图版

3.4 测井系列优化方案

在研究区的侵入特征为：微淡水泥浆侵入水层呈略微高侵的显示，淡水泥浆侵入水层始终呈高侵的特征；微淡水泥浆侵入油水同层始终呈略微低侵的特征，淡水泥浆（较低地层水矿化度）侵入油水同层在侵入前期呈高侵特征、侵入后期为低侵显示，淡水泥浆（较高地层水矿化度）侵入含油水层始终呈高侵的特征；淡水泥浆侵入的油层呈低侵特征。

在研究区泥浆侵入时间主要在20 h～40 h，在ILD测量值相对于地层原始电阻率的变化率小于14%；AT90测量值相对于地层原始电阻率的变化率小于9%；AT90受泥浆侵入影响比ILD受泥浆侵入影响小。由阵列感应测井和双感应测井曲线响应特点分析知阵列感应测井的纵向分层能力优于双感应测井。最后对比阵列感应交会图版和双感应交会图版知阵列感应交会图版优于双感应交会图版。综上所述，在研究区宜选用阵列感应测井进行电阻率测量。

综上所述，针对基本储层参数计算问题可选用阵列感应测井；在基本储层参数计算的基础上还需评价裂缝和地层力学性质时，宜选用测井系列-阵列感应测井、微电阻率扫描测井及偶极阵列声波测井；在基本储层参数计算的基础上还需评价储层孔隙结构，应选用测井系列-阵列感应测井、核磁共振测井。

4 结论

（1）利用核磁T2谱构造毛管压力曲线，确定研究区储层属于c类储层：分选好，裂隙均匀细偏度，储层的孔隙结构较好且简单。

（2）在薄夹层处，双感应测井曲线平缓不指示薄夹层，而阵列感应测井曲线变化剧烈指示薄夹层，阵列感应测井识别薄夹层的能力优于双感应测井。

（3）建立的阵列感应测井交会图版优于双感应测井交会图版，在阵列感应测井交会流体识别图版上水层和油水同层区域略低于双感应测井交会流体识别图版，阵列感应测井受泥浆侵入影响小于双感应测井。

（4）为淡水或微淡水泥浆侵入，泥浆侵入时间在20 h～40 h，属及时测井，ILD受泥浆侵入影响变化率＜14%，AT90受泥浆侵入影响变化率＜9%，AT90受泥浆侵入影响小于ILD受泥浆侵入影响，同时阵列感应交会图版优于双感应交会图版，且阵列感应测井的纵向分辨率优于双感应测井，表明在研究区宜选用阵列感应测井。

（5）针对相应的最优测井系列：解决基本问题选用阵列感应测井；在解决基本问题的同时还需评价裂缝和地层力学性质时，宜选用的测井系列-阵列感应测井、微电阻率扫描测井及偶极阵列声波测井；在解决基本问题的同时还需评价储层孔隙结构，应选用测井系列-阵列感应测井、核磁共振测井。

［1]汪忠浩，章成广.低渗砂岩储层测井评价方法［M］.北京:石油工业出版社，2004.

［2]楚泽涵，黄隆基，高杰，等.地球物理测井方法与原理［M］.北京:石油工业出版社，2008.

［3]汪忠浩，章成广，肖承文，等.低渗透储层T2截止值实验研究及其测井应用［J］.石油物探，2004，43（5）:508-510.

TE311

A

1673-5285（2017）09-0081-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.09.020

2017-07-13

刘玉峰，男（1982-），工程师，2007年毕业于大庆石油学院资源勘查工程专业，从事油藏研究工作。