低渗储层测井二次解释研究及应用

赵 辉，杨 健，刘玉峰

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

M7区位于某油田西北部，为三角洲沉积体系控制下的典型岩性低渗透油藏，以前缘分流河道砂为主要储集体，C8砂体发育好，非均质性强。M7区产建时间为2012-2013年，油藏面积13.83 km2，平均孔隙度12%，渗透率仅为1.87 mD。初期强化注水，快速建产开发，到2015年9月开始含水上升，2016年3月起单井产量减小，弱化注水开发，含水持续上升，开发形势变差。开发效果与解释结果矛盾冲突，初次解释存在误差，因此有必要结合目前的生产动态情况，精细测井二次解释，查找低产及注采对应差的原因，为研究区下一步开发生产提供依据[1-4]。

1 测井数据处理

测井曲线标准化消除了由非地质因素引起的测井曲线刻度差异。标准化主要有直方图和频率交会图法。本次研究主要采用频率直方图法，经过多井对比分析，选取较新的开发井CC100作为标准井，该井目的层声波时差主要分布在270 μs/m～320 μs/m，主频290 μs/m左右，曲线无异常且规律性强，复合区域统计规律；自然伽马值主要分布在120 API～180 API，主频160 API左右，以此为标准对其他井进行了曲线标准化。

2 测井解释模型建立

2.1 四性关系分析

储层岩性、物性、含油性、电性之间既存在内在联系又相互制约，储层的“四性关系”研究是测井评价解释的基础。其中岩性起到主导作用，岩石颗粒的粗细、分选性及填隙物含量、胶结类型等直接影响孔隙的发育程度，进而影响储层物性。含油性评价是结果和核心，如何建立适合研究区的电性与岩性、物性、含油性的相关关系是研究工作开展的重点。

2.1.1 岩性与电性特征 研究区C8储层岩性主要为细粒长石岩屑（岩屑长石）砂岩及细-中粒长石岩屑（岩屑长石）砂岩，颗粒磨圆度主要为次棱状，分选中等；填隙物含量平均为14%，主要为绿泥石，呈薄膜状，以薄膜-孔隙胶结和孔隙-薄膜胶结为主。岩石填隙物含量高、颗粒细是储层物性差的根本原因。压实作用使储层孔隙度、渗透率急剧减小，硅质、碳酸盐胶结进一步使储层物性变差，形成了研究区低渗-特低渗储层。

提取取心及岩屑资料对应的电性特征值划分出砂、泥岩，然后利用薄片分析资料将砂岩细分为细-中砂岩与中-细砂岩两类并确定岩性界限，优选电阻率与声波时差曲线建立岩性识别图版。砂泥岩的界限为GR＞100 API，中细砂岩和细中砂岩的界限为RT=1 508.4exp-0.019AC。

以C57井为例，1号层取心岩性为中-细砂岩，提取电性特征值ILD=18.03 Ω·m、AC=238.09 μs/m，测井岩性识别为中-细砂岩。2号层取心岩性为细-中砂岩，提取电性特征值 ILD=25.05 Ω·m、AC=236.18 μs/m，测井岩性识别为细-中砂岩。1号和2号层相比，可以明显看出中-细砂岩物性相对较差，对渗透率的影响尤为突出，因此对砂岩进行分类研究是十分必要的。研究区储层SP与CAL曲线对渗透层反映较为明显，且细-中砂岩往往指示渗透率相对较好，因此对岩性也具一定的指示作用（见表1）。

2.1.2 岩性与物性特征 取心分析化验资料表明研究区C8储层孔隙度平均为12%，储层渗透率平均为0.306 mD，总体属于低孔特低渗储层；C8段油层的孔隙度分布区间主要位于12%～15%，油层渗透率的分布区间主要位于0.32 mD～1.28 mD（见图1）。

研究认为，基质储层物性主要受岩石颗粒大小、方解石胶结物及绿泥石填隙物含量的控制。岩石颗粒粗、方解石含量低、绿泥石填隙物高，则物性好，反之物性则差。通过研究区取心岩性-分析孔隙度-分析渗透率关系图可以看出，其中细-中砂岩的孔渗性明显高于中-细砂岩的孔渗性，细分的岩性一定程度上指示了孔渗分布的区间。其中样品1为CC96井2 572.06 m岩心分析的孔渗值，样品2为CC28井2 614.49 m岩心分析的孔渗值，从分析表中可以看出，样品2的岩石颗粒粗、方解石含量低、绿泥石填隙物高，物性明显好于样品 1（见图 2，表 2）。

2.1.3 物性与含油性特征 研究区储层含油性受物性控制，尤其是对储层渗透率的影响最为显著。脱气后岩心分析的含油饱和度与渗透率相关性较好。孔隙度大于10%，渗透率大于0.1 mD，含油饱和度大于11%以上为油斑，含油性好。

表1 C57井典型层位电性特征值统计表

图1 研究区C8储层孔隙度、渗透率分布直方图

图2 研究区C8取心岩性-分析孔隙度-分析渗透率关系图

表2 CC28井与CC96井储层微观特征对比表

2.1.4 含油性与电性特征 研究区电阻率、声波时差、自然电位、井径等曲线对储层含油性具有一定指示作用。其中声波曲线反映储层孔隙发育情况，自然电位与井径反映储层渗透性，电阻率反映储层含油程度。声波时差、自然电位幅度及电阻率越大、井径缩径储层含油显示越好（见图3，图4）。

2.2 油藏储层参数确定

2.2.1 孔隙度与渗透率解释模型 研究区密度曲线多井缺失，因此选用声波时差曲线分岩性建立孔隙度模型。岩性对渗透率影响较大，孔渗总体呈幂指数关系的特点，并分岩性建立渗透率模型。分析与计算孔隙度吻合度较好，相关性达到0.82；分析渗透率与计算渗透率相关性达到0.71，总体上，分岩性后提高了孔渗交汇分析的相关性，能较大提高解释成果的精度。

图3 C8含油性-声波-电阻率关系图版

测井二次解释的统计结果表明，研究区C82层物性整体好于C81小层，C82平均孔隙度均在8%以上，平均渗透率在0.3 mD左右，为该区主要含油层位。其中C822小层的平均孔隙度最大，达到10.2%，C812的平均孔隙度最小，为6.8%。总体上C81的储层物性相对较差，其中C811小层的储层物性好于C812小层的储层物性。

2.2.2 含油饱和度模型 研究区自然伽马对泥质含量反映较好，选用相对自然伽马计算泥质含量。

图4 C8含油性-声波-自然电位关系图版

通过实际生产井分析，认为本区岩性、压实程度相近的情况下，电阻率反映含油性变化，因此研究区可以应用阿尔奇公式计算含油饱和度：

其中：a=1，b=1，m=2，n=2，Rw=0.04。

研究区储层的含油性受物性控制，尤其是对储层渗透率的影响最为显著。脱气后岩心分析的含油饱和度与渗透率相关性较好。

研究区电阻率、声波时差、自然电位、井径等曲线对储层含油性具有一定指示作用。声波曲线反映储层孔隙发育情况，自然电位与井径反映储层渗透性，电阻率反映储层含油程度。声波时差、自然电位幅度及电阻率越大、井径缩径储层含油显示越好。

2.3 二次解释结论与油层下限

邻井同层位对比能够有效识别储层：水层表现为自然电位低幅度差（相比长9层）或电阻率与邻井偏低；油层则表现为自然电位幅度差较大（相比长9层）且电阻率相对高值。

根据试油、取心分析、生产等相关资料，确定本区C8储层有效厚度下限标准（见图5）。

孔隙度＞9.5%，渗透率＞0.1 mD，GR＞88 API，ILD＞11.5 Ω·m，AC＞221 μs/m，含油饱和度＞43%，含油性为油迹级别，岩性以中砂岩为主，含少量细砂岩。

3 模型应用效果分析

3.1 修正原解释结论

图5 研究区C8试油-孔隙度-电阻率关系图版

基于取心、录井、试油、生产、邻井对比等资料，完成了130口井的二次解释，对原解释结论进行了相应调整。对比解释结果，早期油层解释厚度偏大，油藏含油饱和度偏高，二次解释后解释上升共2层/17米，下降共81层/632米。二次解释的结果基本上达到了预期效果，与生产动态相匹配（见表3）。

表3 研究区C8二次解释与原解释前后对比表

以典型井CC109井为例，原解释为油层，现解释为油水同层。CC109井射孔段（2 590 m～2 596 m）。原解释油层，2012年6月开始投产，初期日产油5.87 t，日产水5.58 t，含水率为48.73%（投产早，水来自束缚水），试油段岩性为细-中砂岩，物性好，孔隙度12.5%，含油饱和度62.8%，感应电阻率19.57 Ω·m。自然电位负异常，自然伽马低值，声波时差中高值，满足下限标准，现解释为油水同层。同类型解释井占比达到45.5%。

还有 CC104井，射孔段（2 594 m～2 598 m），原解释油水同层，初期日产油0.05 t，日产水0.49 t，含水率为90.91%，试油段岩性为中-细砂岩，物性较差，孔隙度9.4%，含油饱和度41.8%，感应电阻率13.41 Ω·m。自然电位负异常，自然伽马低值，声波时差中低值，未满足有效厚度下限标准，现解释为含油水层。这类井占比达到33.3%。

表4 M7区储量计算参数表

3.2 储量复算

本次储量复算采用容积法：

其中：N-石油地质储量，104t；Ao-含油面积，km2；h-有效厚度，m；φ-有效孔隙度，%；Soi-含油饱和度，%；ρoa-地面原油密度，g/cm3；Boi-体积系数。

3.2.1 储量参数确定 含油面积：以二次解释为基础，结合实际生产情况，分M7-1和M7-2两个小区，以油井按井距之半外推，油水同层井按井距的1/3外推为原则，圈定各层含油面积。有效厚度：以测井二次解释为基础，按有效厚度等于油层厚度及0.8×油水同层厚度的原则，在含油边界的控制下，编制各小层有效厚度图，再取每个含油面积内的碾平厚度的平均值作为有效厚度。有效孔隙度：根据测井二次解释结果，分M7-1和M7-2小区、4个小层取不同的孔隙度值。含油饱和度：根据测井二次解释结果，含油饱和度取0.46。平均地面原油密度：根据油田实验数据，平均地面原油密度取0.85 g/cm3。体积系数：根据油田实验数据，体积系数取1.297。

3.2.2 储量计算结果 根据储量参数，本次研究利用容积法计算C8储量共计468.7×104（ tM7-1区为187.0×104t，M7-2 区为 281.7×104t），与上报储量相差 6.9×104t。总体上，受沉积相和砂体连续性影响，主力油层C822油层厚度大，连片分布，非主力油层 C821、C811、C812零星分布（见表 4）。

储量复算后，相应的开发指标都进行了更新，开发效果更为准确。

4 结论

（1）在“四性关系”研究的基础上，并充分考虑其影响因素建立的测井解释模型会更加符合地区地质特征，本次研究细分岩性解释并建立的测井解释模板较大提高了解释精度，对于特低渗储层精细测井解释提供一种思路。

（2）综合分析测井曲线响应特征，在一次解释的基础上，二次解释更多参考并结合后期生产动态情况，动静结合法进行的测井二次解释具有可行性及有效性。

（3）储量复算更为精确，对下步开发指标修正提供了依据。