测井资料在录井水淹层解释评价方法优化中的应用

赵忠晶 张晓玉 许彭静 张振祖

(①中国石油大庆钻探工程公司地质录井一公司；②中国石油青海油田公司监督监理公司；③中国石油玉门油田公司环庆分公司)

0 引 言

大庆油田油气水层的评价主要依托测井、录井两个不同的技术专业，采用“背对背”式，相互独立的解释，测井、录井各自都建立了较有效的解释评价方法。录井技术在获取储层含油气性第一手信息及定性判别复杂油气水层方面具有明显的优势。录井水淹层解释主要基于岩心或井壁取心进行的地球化学分析，但在解释过程中，受取样密度、样品位置、代表性、非实验室状态及分析及时性等因素影响，导致解释结果具有一定的局限性，同时解释评价方法也有待进一步完善。测井解释模型较为全面，在求取储层物性参数方面较成熟，解释方法系统性也较高，各个参数曲线的连续性是井壁取心无法比拟的，不足的是测井曲线受自身分辨率影响，对解释地层厚度有一定的限制，对井身结构也有较高的要求。因此，在解释工作中录井与测井资料相结合，对提高水淹层精细评价水平，具有重要现实意义。

目前，大庆油田在诸如萨尔图油田等三级构造上已经建立了完善的录井解释评价方法，但这些方法对于精细开发的小区块并不完全适用，还需进行解释评价方法的全面优化。近两年来，大庆油田薄差层以及非均质层水淹程度评价一直是地质勘探攻关研究的核心。大庆油田X 5-X 7区块是水淹层精细评价工作的重点区域，该区块以薄差层油层开发为主，砂体整体发育较差，储层均质性也较差，在录井解释中发现，此类油层的含油丰度、含油性评价参数、含有物特征、有效孔隙度图板等方法符合率偏低，仅为77.5%。为此，近两年在66口井中重新寻找非均质层、薄差层及岩电矛盾层，充分发挥录井解释评价技术优势，并利用测井的优势参数，结合区块投产资料进行分析、归纳、研判，进一步细化该区的水淹层解释方法和标准，并应用于新井解释中，从目前已投产的情况看，符合率提高到85.0%以上，收效显著。

1 录井水淹层解释评价方法优化

1.1 细化井壁取心实物观察

井壁取心实物观察一直是录井判断油水层比较直接有效的方法。在井壁取心出筒时，对岩性、物性、含油性、含水性直接进行观察，并在滴酸、滴水、氯仿滴照等验证12 h后，进行二次观察。对于均质性较好的壁心，详细记录其含油分布状态、孔隙特征、含水特征；对于均质性差的，除观察含油分布外，更应注意其粒度特征及含有物分布。此时结合测井的自然伽马曲线、微电极曲线，对实物的粒度大小、含泥含钙情况进行综合考虑，会得出更加全面的认识。通常，总体趋势是随着水淹程度增加，含油饱满程度会降低，颜色变浅，油脂感由强变弱，油气味由浓变淡，断面的水渍感由弱变强。二次观察颜色、气味变化较大。由于注水的反复冲刷，岩样的孔隙条件也逐渐变好，均质性增加。

1.2 优化岩石热解分析图板

岩石热解分析是通过在特殊的热解炉中对储层岩样进行程序升温，使烃类在不同温度下挥发和裂解，从而得到气态烃、液态烃、裂解烃的含量，进一步求得总烃含量，即反映含油丰度的ST值和反映原油轻重组分比的Ps[1]。一般情况下，ST值越大，表明含油丰度越高，含油饱和度越大；Ps值越大，表明油质越轻，原油物性越好。反之，含油性越差，油质越重，流动性越差。在此基础上，研究得到表征含油性的另一重要参数——剩余油含油饱和度(Som)[2]。

式中：Som为剩余油含油饱和度，%；ST为热解总烃含量，mg/g；ρ岩为岩石体积密度，g/cm3；ρ油为原油密度，g/cm3；φe为有效孔隙度，%。

储层注水后，热解参数变化趋势为：随着含水率的上升原油性质变差[3-4]，反映在热解分析值上ST和Ps降低，即含油饱和度降低，因而产油能力也降低。

在复查过程中发现，水淹程度较高的储层中存在各项热解参数不降或降幅比较小的情况，这些数据点在图板中则落在中水洗区，造成解释结果偏差较大。因此，充分考虑总烃含量值偏高并导致剩余油含油饱和度也为高值情况，优选多个热解参数点补充到原有图板数据库中，结合测井的电阻变化率和投产数据，对已有的标准和图板进行了优化，重新划分了水洗区域，将原中-低水洗区调整为中水洗区，原中-强水洗区调整为强水洗区。

在剩余油含油饱和度公式中，其中的φe和ρ岩虽然通过录井热解法可以得到，但有一定的误差，不及采用测井物性参数处理软件成熟。为此，优先选用测井有效孔隙度参数，在原有图板的基础上，建立了新的有效层(计算在储量内的油层)和表外层(未计算在储量内的油层)φe与Som解释图板，如图1、图2所示。

图1 有效层φe与Som解释图板

图2 表外层φe与Som解释图板

1.3 完善饱和烃气相色谱标准

饱和烃气相色谱分析技术原理是：岩石样品中的烃类在载气的携带下进入色谱柱，经过一定的柱长后，彼此分离，产生的离子流信号经检测、放大、处理后，得到各组分的色谱峰和相对含量[2]。常规参数有饱和烃色谱组分响应值、饱和烃色谱峰面积、饱和烃碳数范围。

饱和烃气相色谱参数的总体变化趋势为随着含水率上升，饱和烃色谱组分响应值逐渐降低，饱和烃面积减小，峰形有所损失，从正态分布峰形向扁平形变化。随着含水率的进一步上升，甚至会出现碳数范围变窄以及由菌解和氧化作用导致的未分辨化合物含量增加的现象。

复查中发现，以往的解释评价对于非均质层中胶结物含量对参数的影响重视不够。胶结物的含量一定程度上决定了储层的物性，而且随着胶结物含量的增加，储层有效孔隙变小，组分响应值减小，饱和烃面积相应降低。不同岩性、不同孔隙条件下在使用同一解释标准后，原本为高含泥导致的低峰值却被误判为水洗强度大，致使解释结果出现偏差。因此，在采用饱和烃气相色谱参数判别水洗程度时，需优先考虑储层的岩性和物性对组分响应值的影响，然后叠加考虑水驱的影响，此时组分响应值会进一步降低，从而使得解释评价结果更为准确。通过复查分析老井的饱和烃色谱资料，完善了饱和烃气相色谱解释标准(表1)。

表1 饱和烃气相色谱解释标准

需要指出的是，即使含油面积较大的储层,例如呈油浸产状的储层，如果含泥，其饱和烃气相色谱峰值也将有一定幅度的下降，而这并非由水淹程度高导致；相反，如果含油面积小，例如呈油斑产状的储层，其饱和烃气相色谱峰值较低，既可能是强水洗所致，也可能是由泥质成分含量高导致。此时测井的自然伽马、自然电位、电阻率曲线是有力的解释评价辅助参数。

1.4 沿用荧光显微图像技术标准

荧光显微图像分析技术是用紫外光或蓝光等光源，通过激发岩石中石油沥青物质所产生的可见荧光图像，可直观显示石油沥青物质在岩石中分布状况，由此判断储层油水分布特征，为油层评价提供微观可视化信息[3]。在此次数据复查过程中，无论从荧光特征、荧光颜色、孔隙特征，还是从油水赋存状态均未发现明显的荧光显微图像特征变化，因此可以继续沿用已有的判断标准(表2)。总的荧光显微图像特征变化趋势为：随着水洗程度加重，荧光颜色由黄色向绿色转变，由于浓度消光作用，发光强度由弱到强再到弱；含油面积减少，含水面积增加，孔隙间黏土矿物减少，孔隙轮廓逐渐清晰，剩余油则向孔表边缘移动[3]。

表2 不同水洗程度岩石荧光显微图像特征

2 测井解释评价系列优选

在水淹层解释评价中，测井优选了涵盖四性关系的成熟系列，主要有三种测井方法：电法测井、声法测井及放射性测井。电法测井包括高分辨率三侧向、微球聚焦、2.5 m梯度、微电极等径向电阻率变化系列以及自然电位测井系列；声法测井主要是声波时差及高分辨率声波或补偿声波测井系列；放射性测井中优选自然伽马和岩石体积密度测井系列。

2.1 电法测井曲线判断水淹层特征

(1)高分辨率深浅三侧向测井是测岩层径向电阻率的一种常用的方法，微球形聚焦测的是地层冲洗带的电阻率，两者组合用来区分渗透层，能够划分0.2 m以上的地层，特别是对泥质夹层及钙质夹层有明显的显示[5]。而0.25 m梯度、0.45 m梯度、微电极、2.5 m梯度不仅能够得到岩层电阻率，更是划层的主要依据，根据其极值来划分储层界限。径向电阻率系列水淹特征总体趋势为：随着水淹程度的增加，岩层电阻率降低，梯度电阻率曲线极大值上抬，微电极曲线幅度值降低，微电位和微梯度的幅度差增大[5]。

(2)自然电位测井基于自然电位曲线异常幅度的大小可以反映渗透性的好坏，负异常越大表明岩层渗透性越好。自然电位曲线的基线在水淹层段上下会发生偏移，出现台阶，这是由于注入水的矿化度与油田水不同造成的[6]。根据基线偏移的大小，测算水淹程度。据统计，基线偏移量>8 mV为高水淹层，偏移量介于5～8 mV之间为中水淹层，基线偏移量<5 mV，为低水淹层。

2.2 声法测井曲线判断水淹层特征

在砂泥岩剖面中，砂岩一般是声波速度较快的，声波时差曲线显示低值。砂岩内胶结物的性质和含量也影响声波时差的大小，通常是钙质比泥质胶结的声波时差值低，并且随着钙质增多声波时差下降，随着泥质增多声波时差升高。泥岩的声波速度小，声波时差曲线显示高值[6-7]。

高分辨率声波时差曲线水淹特征为：随着岩层的孔隙度及渗透率增大以及水淹程度的增大，声波时差变大，表现在曲线上显示高值，其值的大小与岩层厚度亦有一定关系。

2.3 放射性测井曲线判断水淹层特征

放射性测井主要反映储层孔隙度、渗透率。

(1)自然伽马测井主要测定储层中的泥质含量，间接判断储层的均质性及孔隙特征，不受孔隙中流体性质的影响。一般规律为：在砂泥岩剖面中,自然伽马测井曲线值砂岩最低, 泥岩最高，砂质泥岩、泥质砂岩、粉砂岩等自然伽马值介于前二者之间，并且随着地层泥质含量的增加而升高[5]。值得注意的是，自然伽马曲线为高值时，可由放射性引起，需与其他曲线综合判断水淹。录井解释过程中常用此参数，可在取样密度小时判断岩层均质性。

(2)密度测井是一种孔隙度测井，测量由伽马源发出并经过岩层散射和吸收后返回探测器的射线强度，用来研究岩层的密度等性质，并以纯石灰岩为标准进行刻度，求得岩层的孔隙度[5]，进而判断岩层物性。因为泥质砂岩中泥质和砂岩骨架的密度近于相等，所以密度测井求得的泥质砂岩的孔隙度是有效孔隙度。

水淹层密度测井曲线特征为：通常密度曲线越低的岩层，物性条件越好，进水相对容易，水淹程度也就越高；密度曲线越高，反映岩层相对致密，渗流能力越差，水淹程度也就越低。当然，如果岩层厚度较小，曲线响应相对滞后，也可能出现密度值较大，但水淹程度较高的情况。

3 应用实例分析

大庆油田X 5-X 7区块葡萄花油层具有含油井段长、油层数目多、单层厚度薄等特点，区域有效孔隙度在22.1%～30.3%之间，渗透率在41.8～935.0 mD之间。测井资料的应用、录井解释方法的优化在该区的水淹解释中发挥了重要作用，在该区新井X 7-11-P934等30余口井中进行了应用。目前，解释并投产的5口井共51层，厚度33.8 m，判准45层，准确率88.2%，解释符合率较以往提高了10.7%。下面为两口井实例，其中X 7-11-P934井为有效层实例，X 5-D4-P916井为表外层实例。

3.1 X 7-11-P934井

图3为X 7-11-P934井测、录井综合图，在其中部988.6～990.0 m井段，井壁取心见7颗油浸砂岩，实物观察油气味较浓，局部含泥(5%～10%)，具含水特征；热解分析ST为22.63～53.10 mg/g，剩余含油饱和度43.6%～63.6%；饱和烃气相色谱显示为中水洗、强水洗(图4)，荧光显微图像为中水洗(图5)。应用优化的φe与Som图板，7颗样品数据投点均落在中-强水洗区(图1)，录井资料显示为中高水淹层。从测井资料看，自然伽马显示该层含泥，孔隙度值、密度值、高分辨率声波等均不及邻层高，同时电阻率值较低，在10 Ω·m左右，自然电位差值>10 mV，测井资料显示为高水淹层。

图3 X 7-11-P934井测、录井综合图

图4 X 7-11-P934井989.4 m饱和烃气相色谱谱图 图5 X 7-11-P934井989.4 m荧光显微图像

综合分析：该井段内含油不均匀，含油性中等偏上，物性较邻层差，而且与邻层有一定的隔层阻挡，也会导致水淹程度降低，综合来看，该层有一定的剩余油存在，富集于989.0～990.0 m处，因此解释为中-中高水淹层。投产后，产油2.90 t/d，产水80.30 m3/d，综合含水96.5%，与解释结果吻合。

3.2 X 5-D4-P916井

图6为X 5-D4-P916井测、录井综合图，在988.2～988.5 m、991.8～992.0 m井段，井壁取心共见5颗油浸砂岩，实物观察含油较均匀，砂岩粒度细，含泥，水渍感不明显；热解分析ST为27.04～48.85 mg/g，剩余油含油饱和度49.3%～65.6%；饱和烃气相色谱显示为弱-中水洗(图7)。荧光显微图像为弱水洗(图8)。在φe与Som图板上，5颗样品数据投点均落在未-弱水洗区(图2)，录井资料显示水淹程度较轻。从测井资料上看，自然伽马显示该层含泥，岩石密度较大，电阻率在30 Ω·m左右，自然电位负异常幅度较小，测井资料显示为中水淹层。

图6 X 5-D4-P916井测、录井综合图

图7 X 5-D4-P916井988.2 m饱和烃气相色谱谱图

图8 X 5-D4-P916井988.2 m荧光显微图像

综合分析：该井段内含油较均匀，含油性较好，物性略差，均处于厚层的上部，正旋回明显，因此综合解释该井段为中低水淹层。投产后，产油4.35 t/d，产水4.45 m3/d，综合含水50.6%，与解释结果吻合。

4 结 论

通过对大庆油田X 5-X 7区块葡萄花油层老井的复查分析，并充分发挥测井、录井的技术优势，完善、细化了该区非均质层、薄差层的解释评价方法和标准，并在应用中取得了良好的效果，提高了解释符合率，对同类油水层的解释评价有一定的指导意义。目前，新解释方法和标准在该区块新井中已经全面应用。