测井油气再评价技术在未动用储量研究中的应用——以唐家河油田GSB4区块为例

张凡磊，马文华，王 辉，杨 艳

(大港油田公司 勘探开发研究院， 天津 300280)

目前，大港油田各主力开发区块多数已进入了开发中后期，面临着产量递减快、含水居高不下、新增可动用探明储量不足的问题，因此，有必要对未动用储量区块的构造、储层、油气藏等地质特征进行重新评价认识，积极寻找相对优质的区块，缓解储量投入不足的矛盾[1,2]。研究区GSB4区块沙河街组油气层发育，主要目的层为沙一下板2、板3油组，油气层埋深3 470～3 820 m，原上报为原油地质储量，共有完钻井4口，试油均获得工业油气流，但由于区块埋藏深度大，储层物性差[3]，油气水层分布规律不清等原因导致区块累产量低，采出程度仅0.21%，整体上处于未动用状态。

1 区块基本地质特征

1.1 构造特征

研究区构造上位于北大港潜山构造带的东北部，港东前缘断层上升盘，为被断层复杂化的单斜构造，区内发育多条近东西向断层(见图1)。其中港东断层为古近系沙三段开始发育，新近系明下段沉积末期活动终止的同沉积断层，活动强度在沙一段到东营组时期最大，断层整体呈北东向展布，断面倾向东南，延伸长度大，断层倾角上陡下缓，2 600 m以上断面倾角为70°～80°，自2 600 m往下，倾角逐渐减小到45°～30°。港东前缘断层呈北西向展布，断面倾向西南，断层倾角上陡下缓，断面倾角为60°～70°。GSB4区块主要目的层板2油组底界构造高点埋深-3 320 m，圈闭幅度600 m，圈闭面积约3.14 km2。

1.2 沉积特征

不同的沉积相具有不同的岩性特征，并导致了电性特点的差异。研究区重力流水道相发育[4]，根据沉积微相标志特征，可分为三种沉积微相：水道主体微相、水道侧缘微相、水道间及湖盆泥微相[5]。水道主体微相是重力流或浊流在湖盆内的断凹或沟槽中形成的带状砂体，砂岩厚度一般为大于4 m，剖面上部为粉细砂岩、泥质粉砂岩和泥岩的互层沉积，下部为块状中细砂岩，形成向上变细的正旋回沉积。水道侧缘微相是高密度流间歇性溢出水道后形成的低密度流沉积，岩性为细粉砂岩，砂泥岩互层，粒级及单层厚度比水道微相小，厚度一般小于2 m，分布范围较小。水道间及湖盆泥微相是分布在水道以外，由洪水漫出堤岸沉积而成，岩性多为深灰色的块状或递变层理的泥质粉砂岩、粉砂质泥岩，自然电位曲线形态平直。

1.3 储层特征

通过对钻井取心及岩石薄片资料分析，本区取心总长度51.09 m，累计含油岩心长度1.6 m，油浸岩心长度11.3 m，油斑岩心长度3.69 m，表明区块含油气性较好。储层岩性主要为细、粉砂岩，孔隙类型以次生孔隙为主，胶结物以泥质、钙质为主。分析取心井物性分析化验资料，板2油组储层孔隙度13.76%、渗透率0.57×10-3μm2，板3油组储层孔隙度14.52%、渗透率10.27×10-3μm2，储层物性整体较差，属中低孔低渗储层。

2 测井油气再评价

2.1 老井试油试采情况分析

工区内完钻井4口均进行了试油，其中2口井获得高产油气流。GSB4井共进行了4次试油，第三次试油射开板2油组4层19.6 m，5 mm油嘴自喷，日产油18.3 t，气30 529 m3，试油结论为气层。GSB9井进行了2次试油，第二次试油射开板2油组5层23 m，测液面求产，日产油10.1 t，射孔结论为油层。由于工区内完钻井较少，仅靠工区内井资料进行测井再评价，其准确度会受到较大的影响，因此本次油气再评价借用了工区周围6口老井的资料。

2.2 老井测井资料分析及整理

2.2.1 老井测井资料分析

通过分析，研究区内各井测井资料齐全，主要有标准、放射性、3700综合测井系列，测井项目有自然伽马、自然电位、声波时差、深浅微侧向、中子伽马曲线等，部分井无补偿中子、补偿密度曲线。当地层含气时，声波时差、中子伽马、补偿中子和补偿密度曲线均发生异常，其数值与同层位岩性、物性相同或相近的水层或油层有一定的差异。气层与油层相比，声波时差数值明显增大或出现“周波跳跃”现象，中子伽马曲线数值明显增高，补偿中子曲线数值明显降低，补偿密度曲线数值明显减小，结合本区实际，本次主要应用电阻率(RT)、声波时差(AC)、中子伽马(NG)曲线进行油气水层的测井再评价。

2.2.2 测井资料整理

由于野外测井作业及测井环境等多种随机因素的影响，同一口井及不同井的各测井曲线之间的深度一致性往往难以实现，各测井曲线幅度也不可避免地要受到许多非地层的测量因素的影响，因此需要对测井曲线进行深度校正及标准化处理。

1)深度校正：在测井过程中，由于测井仪器重量、仪器上提情况、电缆所受张力等存在差异，使得各测井曲线的深度之间存在一定的误差[6]，因此需要检查曲线的深度并做必要的校正。基准曲线一般采用自然伽马曲线，没有测量自然伽马曲线的井可以采用微电极曲线。即以自然伽马(或微电极)曲线为基准曲线，根据曲线的变化特征，在校深曲线上找出相似或相同的曲线段，把校深曲线校正到与基准曲线相同的位置，使处于同一深度的各条测井曲线变化特征一致。

2)测井资料标准化：对一个油田或一个开发区块来说，所有井的测井曲线数据很难保证是用同一类型的仪器、相同的标准刻度器及统一的操作方式进行测量和刻度仪器，故各井测井数据间必然存在以刻度因素为主的误差[7,8]，因而需要对用到的测井曲线数据进行标准化处理，采用直方图分析技术等对各井的测井数据进行综合分析，校正刻度不统一带来的误差。具体步骤如下：

a.首先选择标准层位。区块目的层板2、板3油组上部的沙一中为大段稳定泥岩，全区沉积厚度稳定、测井响应特征明显，该段泥岩电阻率曲线低平，中子伽马曲线稳定，声波时差曲线阶梯状变化明显，因而是较为理想的标准层。

b.第二步确定标准层声波时差及中子伽马特征值。对分布较为稳定的沙一中泥岩层段提取测井曲线数据，利用直方图分析技术确定声波时差值的分布范围和出现频率最高的声波时差值[9,10]。经过统计：标准层声波时差特征值分布范围220～400 μs/m，以320 μs/m频率最高，因此将320 μs/m作为标准层的特征值；标准层中子伽马特征值分布范围0.7～1.4条件单位，以1.0条件单位频率最高，因此将1.0条件单位作为标准层的特征值。

c.第三步确定每口井的声波时差及中子伽马校正量。分析每口井的泥岩层的声波时差曲线特征值，逐一与标准层特征值进行对比，如果某口井标准层的声波时差与标准层特征值差异明显，就对该井曲线进行校正，校正量为AAC，校正公式为：AC校正=AC测量+AAC。中子伽马校正方法与声波时差一致。本次研究中对10口井完成了标准化处理(见表1)。

表1 区块油水井声波时差、中子伽马曲线标准化校正量

2.3 电性交会图版及标准

根据GSB4区块10口井的试油试采资料，建立目的层沙一下板2、板3油组声波时差-电阻率交会图版、声波时差-中子伽马交会图版(见图2、图3)，确定区块油气水层有效厚度电性标准(见表2)。

2.4 油气层再评价

通过读取各个油气水层的声波时差、电阻率、中子伽马测井值，利用建立的声波时差-电阻率、声波时差-中子伽马交会图版，结合地质录井及单井试油试采资料，综合评价认为：GSB4井41、42、43、44、45、46、49号层为气层，51、52号层为油层；GSB9井64、65、66号层为油层(见表3)。

表2 GSB4区块油气水层电性标准

表3 GSB4区块油气水层测井再评价汇总表

2.5 油气藏特征

根据油气层测井再评价结果，分析了GSB4区块的油气藏特征，目的层板2、板3油组主要发育两套油气层，板2油组为受构造控制的带油环的凝析气藏，高部位气层发育，气油界面取GSB4、GSB9井距之半，深度为-3 725 m；构造腰部的GSB9井目的层试油未出水，油水边界按GSB9井外推半个井距(150 m)，深度为-3 835 m。板3油组上部砂体发育，油层主要在高部位发育，分布主要受构造控制，GSB4井油层未射孔，油水边界按GSB4井外推半个井距(150 m)，深度为-3 850 m(见图4)。油气藏认识由原来上报储量时的油藏重新评价为板2油组为带油环的凝析气藏，板3油组为油藏。

3 方案部署与实施效果

通过开展气藏工程分析，对区块以板2油组凝析气藏为主要目的层，兼顾板3油组油藏，按照整体部署、分批实施的原则部署了总井数7口的气藏工程方案。截至目前，第一批新井3口已经完钻，均钻遇设计的板2、板3目的层，油气层平均厚度达31 m，新井钻探取得预期的效果；新井GSA30完钻后射孔求产，射开板2油组下部非主力层7.1 m/5层，4 mm油嘴自喷，日产气2.1×104m3/d，初步证实了区块的天然气储量。

4 结论

1)GSB4区块沙河街组埋藏深度大，储层物性差，属中低孔低渗储层，油气层发育，板2、板3油组油气储量整体处于未动用状态。

2)通过老井试油试采资料的分析，结合老井测井资料，建立区块电性交会图版及对应的油气层评价标准，开展油气层的测井再评价，完成了油气藏特征的再认识。

3)以板2油组凝析气藏为主要目的层，完成了气藏工程方案部署，实际钻探效果证明了测井油气层再评价的合理性。