铁边城侏罗系低对比度油层特征及测井解释方法研究

高 艺，陈德照，赵振兴，张晓明，赵晓红，陈贞万

（1.中国石油长庆油田分公司第八采油厂，陕西西安 710018；2.北京凯博瑞石油科技有限公司，北京 100083）

20 世纪末开始测井解释主要用于发现油气藏及后期评价技术，测井通过勘测储层的地球物理性质完成流体识别[1]。近年来通过测井与地质相结合，识别地层裂缝、评价岩石的力学性质及剩余油测试等，是目前国内外油气藏勘探开发中必不可少的关键技术[2-4]。国内随着油气勘探开发一体化技术不断提升，各种测井解释新技术新工艺也在不断更新提高。本次论文通过分析低对比度油层成因，采用视电阻增大率及阵列感应电阻率径向梯度因子识别方法综合解释油水层，为下步老井措施挖潜提供了依据。

1 侏罗系低对比度油层特征

铁边城侏罗系油藏延8 延9 储层为三角洲平原沉积环境，有利砂体主要发育在分流河道微相中；延10储层为辫状河沉积环境，有利砂体主要发育在辫状河道微相中。储层岩石结构成熟度中等，胶结类型以孔隙-线接触和线接触为主，填隙物含量为8.93%。根据本区的薄片资料，砂岩储层中的石英含量平均为49.65%，长石含量平均为22.48%，岩屑含量平均为27.87%。根据前人砂岩成熟度分类标准，可以看出Y 区侏罗系砂岩储层成分成熟度表现为成分成熟度低的特征。其中：延8 砂岩储层中石英含量平均为49.75%，长石含量平均为28.66%，岩屑含量为21.59%，可以看出延8 储层成分成熟度表现为中等偏低的特征；延9 砂岩储层中石英含量平均为41.73%，长石含量平均为22.10%，岩屑含量为36.17%，可以看出延9 储层成分成熟度表现为成分成熟度低的特征；延10 砂岩储层中石英含量平均为52.76%，长石含量平均为19.92%，岩屑含量为27.32%，可以看出延10 储层成分成熟度表现为成分成熟度中等的特征。

工区内孔隙类型以粒间孔为主，其次为长石溶孔。粒间孔是颗粒堆积时，由颗粒相互支撑构成的孔隙空间。粒间孔的发育程度与颗粒的含量、粒度、分选性、排列方式和充填物的含量等因素密切相关，是最好的储集空间。长石溶孔是长石颗粒内部所含的可溶矿物被溶解，或沿颗粒解理等易溶部位发生溶解而成的孔隙，是一种重要的储集空间。

储层孔隙度平均值为17.3%，主要分布范围在16.5%～21%，其中孔隙度小于16%的井数占钻遇井数的25%，平面上呈现条带状分布，主要分布在天然堤和辫状河道边部。孔隙度在16%～18%的井数较多，占钻遇井数的37.9%，大范围的分布于辫状河道中，孔隙度在18%～20%的井占钻遇井数的28.23%，分布范围较广，主要分布在辫状河道的主河道中，孔隙度大于20%的占钻遇井数的8.87%，所占比例较少，零星分布于河道交汇的地方（见图1）。

储层渗透率平均值为18.8 mD，主要分布范围在8～30 mD，其中渗透率小于15 mD 的井数较多占钻遇井数的51.88%，平面分布范围较广，呈现条带状连片分布，主要分布在天然堤和辫状河道边部。渗透率在15～30 mD 的井数占钻遇井数的32.53%，大范围的分布于辫状河道中，渗透率在30～45 mD 和大于45 mD 的井数较少各占8.87%和6.72%，所占比例较少，零星分布于河道交汇的地方（见图2）。

2 侏罗系低对比度油层成因及测井解释难点

姬塬地区侏罗系油藏属于低充注岩性-构造油藏，储层物性较好、油水分异差，低饱和度油藏控制因素复杂。油层连续性较差，油藏富集主要受构造控制，油藏底部发育有一定量的底水，构造高部位储层含油性相对于构造低部位较好，底部高水饱现象比较明显。油藏规模小，油水关系复杂，需针对该类油藏，明确高低阻、低对比度油层发育控制因素，形成有效的识别方法。

2.1 低幅度微构造特征造成侏罗系油藏饱和度较低

对于区域地质特征的研究结论认为，砂岩差异压实小幅背斜成藏模式，差异压实作用是形成本区油藏幅度低的主要原因。鄂尔多斯盆地侏罗系油藏统计资料显示，部分区域属于典型的低幅度油藏。应用毛管压力资料计算的侏罗系油藏自由水平面上高度与含油饱和度关系，随着自由水面以上高度H 降低，I、II 类储层对应含油饱和度与油层电阻率明显下降。

Y 地区侏罗系油藏油柱高度与油层电性质存在一定关系，随油柱高度的增加，电阻率增大，电阻增大率也增大，平均油柱高度6.7 m，构造幅度较低。Y1 井延9 油柱高度H：8.4 m，电阻率Rt：60.7 Ω·m（见图3）；Y2 井延9 油柱高度H：4.5 m，电阻率Rt：29.4 Ω·m，对比Y1 与Y2 井含油高度降低，则油层电阻率明显减小（见图4）。因此，侏罗系油藏低幅度微构造是形成目前油层出现低对比度的主要因素。

图3 Y1 井延9 测井解释成果图

图4 Y2 井延9 测井解释成果图

2.2 地层水矿化度变化大，局部高矿化度造成油层电阻率低

侏罗系延安组油藏地层水矿化度变化范围大（7.3～75.8 g/L），油藏内部地层水矿化度性质变化会导致油层电阻率变化差异性较大，部分高矿化度地层水导致油层低电阻率（见图5、图6）。Y3 井延10 层水分析资料显示地层水矿化度较高66.4 g/L，电阻率6.6 Ω·m，高地层水矿化度导致油层电阻率低值。

图5 地层水矿化度性质分布直方图

图6 地层水矿化度与地层电阻相关性图

3 低对比度油层测井识别

3.1 测井曲线标准化

研究中采用直方图平移法对声波时差、密度、电阻率、伽马等测井曲线进行校正。选取本区稳定分布的直罗组水层为标准层，对标准层段每口井做测井曲线直方图，根据其主峰值的分布特征，确定标准层测井曲线主峰值（声波时差平均主峰值265 μs/m、密度2.30 g/cm3、电阻率8 Ω·m、伽马70 API），将其他各井直方图峰值逐一与之对比，确定出其校正值，从而完成工区内所有测井资料的标准化。通过多井直方图分析，标准化后曲线较标准化前一致性有了大幅提升，从工区内声波时差测井标准化校正前与标准化校正后对比图可以看出经过标准化之后声波时差曲线分布频率更集中，峰值更明显（见图7、图8）。

图7 声波时差标准化之前分布直方图

图8 声波时差标准化之后分布直方图

3.2 油层测井识别方法

3.2.1 视电阻增大率（RI）法 实际矿场生产中定性识别油水层常采用相邻油水层电阻率对比方法。如果地层电阻率大于等于水层电阻率3～5 倍，则说明可能就是油气层。但是这样的标准水层不一定都存在，视电阻增大率法就是通过构建一个100%含水的标准水层，利用地层电阻率与标准水层电阻率的比值RI 来定性判断油水层的方法。

如图解释结果，对于Y4 井延9 纯油层计算RI 为4.9，视电阻增大率RI 较大，一般大于3；油水同层，视电阻增大率RI 稍小，一般在1.5～3；水层，视电阻增大率RI 最小，一般小于1.5。该方法很好的解决了油层、水层测井对比度低，油层识别难的问题，取得较好的效果（见图9）。

图9 Y4 井测井解释成果图

3.2.2 阵列感应电阻率径向梯度因子法 阵列感应径向电阻率梯度因子定义为最深探测深度电阻率与相邻各探测深度之差，再与最深探测电阻率之比，反映受侵入影响阵列感应各电阻率曲线间相对变化规律。对于油层：梯度值为正值；对于油水层：梯度值有正有负，绝对值小，形态上凸形；对于水层：梯度值为负值，绝对值大，形态上凹形。Y5 井延8 油层梯度因子为正值，中部油水层梯度因子有正有负，下部水层梯度因子为负值（见图10、图11）。

图11 Y5 井阵列感应径向电阻率梯度因子法识别图版

3.2.3 细分解释单元图版法 通过细分解释单元建立测井识别图版，细分延9、延10 层建立对应识别图版解决油层识别难题，并给出油层电性下限，延9：Δt≥237 μs/m 时，Rt≥8 Ω·m；延10：Δt≥243 μs/m 时，Rt≥6 Ω·m（见图12、图13）。

图12 延9 层段电阻率-声波时差交会图

图13 延10 层段电阻率-声波时差交会图

3.2.4 老井测井二次解释成果 利用建立的油层识别方法和测井解释标准进行测井二次解释，解释提高27口井，解释降低3 口井。其中延9 层解释提高19 口井，延10 层解释提高13 口井，解释降低3 口井。最终通过测井精细二次解释，采用容积法完成储量复算。

研究区侏罗系油藏的分布在沉积相带的控制下，受砂体发育的影响，主要受控于构造和岩性双重影响。含油面积的圈定主要根据各油藏单元的油水边界和岩性边界综合考虑：受油水界面控制的以油水界面海拔圈定，未见油水界面的以油层底界海拔圈定，岩性遮挡带，以砂岩尖灭线或者砂岩厚度4.0 m 线圈定。平均有效厚度取值以有效厚度取值下限标准计算各井油层有效厚度，再通过计算加权有效厚度求取平均有效厚度。平均有效孔隙度通过单井平均有效孔隙度采用厚度权衡值计算，计算单元平均有效孔隙度采用面积内单井有效孔隙度算术平均值。原始含油饱和度以参加储量计算含油饱和度以小层为单元，采用各井测井解释含油饱和度内数据进行加权平均计算后获得。最终采用容积法复算石油地质储量拟合率97.3%。

4 结论

（1）Y 地区侏罗系油藏油柱高度与油层电性质存在一定关系，随油柱高度的增加，电阻率增大，构造幅度较低的微构造特征，是形成油层低电阻率的背景条件。

（2）延安组油藏地层水矿化度变化范围大，地层水性质的变化大造成油层电阻率变化大，部分高矿化度地层水导致油层低电阻率。

（3）视电阻增大率法有效消除了岩性、物性及矿化度等对电阻率的影响，突出了地层原始含油性，油层RI 一般大于3；阵列感应径向电阻率梯度因子反映受侵入影响阵列感应各电阻率曲线间相对变化规律，油层梯度值为正值，能够有效识别流体性质。