A地區測井新技術評價及測井系列優化

劉玉峰，趙 輝，周 飛，周亞亞，侯景濤，徐 寧

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

A地區測井新技術評價及測井系列優化

劉玉峰，趙 輝，周 飛，周亞亞，侯景濤，徐 寧

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

為了做好A地區測井解釋工作，解決油水系統混亂，難以確定主力開發層系，開發難度和風險大的問題，本研究擬從工區地質、巖心、測井和生產動態出發，開展研究區測井新技術評價研究，以確定測井新技術解決不同油藏和地質問題的能力，并結合不同油藏和地質問題建立有效的測井系列組合，形成一套適合不同油藏的測井新技術評價方法和有利的測井系列方案，為研究區產能建設提供切實可靠的地質依據。

測井新技術；測井系列優化

1 開展測井新技術評價的必要性

A地區位于鄂爾多斯盆地西北部，區域構造上橫跨天環坳陷，其主力油層為延長組C8C9油層組。前期系統研究姬塬油田C8C9油層組的測井、地質特征及油氣水識別方法發現：常規測井技術能解決開發評價初期問題，但隨著開發的深入，儲層類型、油層特點出現新的情況，需要借助測井新技術[1]，以便科學指導該區后續油氣的勘探和開發。

2 測井新技術評價

2.1 裂縫評價

2.1.1 地應力與裂縫的關系 巖石在不等的三軸應力作用時，當三個軸向應力達到一定數值時，將發生壓裂破壞，而壓裂破壞會形成一組張性縫，張性縫的延伸方向總是平行于最大主應力方向。同時，對于天然裂縫，當裂縫的走向與最小主應力方向越接近，裂縫的開度越大（見圖1）。

圖1 地應力與裂縫發育關系圖

2.1.2 微電阻率掃描測井裂縫響應

（1）張開縫：張開縫未膠結物充填，其中充滿泥漿，電阻率相對較低，圖像上呈現黑色線條。

（2）閉合縫：閉合縫為被高阻物質（方解石、石膏等）充填的膠結裂縫，電阻率明顯偏高，圖像上表現為亮色正弦線狀，特征清晰，界面略不平整。

（3）半充填縫：圖像上表現為斷續的暗色正弦線條，特征清晰，界面略不平整。

（4）網狀張開裂縫：這種裂縫在圖像上表現為幾個傾向或傾角不同的黑色正弦狀特征交織在一起，相互交錯顯示為網狀特征。

2.1.3 微電阻率掃描測井裂縫產狀識別

（1）圖像增強：一是改善圖像的視覺效果，提高圖像的清晰度，二是使圖像變得有利于計算機的處理。這里可以用到圖像平滑和圖像銳化。

（2）圖像分割：閾值法是一種最簡單最常用的圖像分割算法，這種方法是將圖像中每個像素的灰度值與閾值相比較，灰度值大于閾值的像素為一類，灰度值小于閾值的像素為另一類。

（3）圖像細化：為了將成像測井中的裂縫圖像凸顯出來并提取他們的相關參數信息，需要在對圖像進行前述各部處理的基礎上，加以細化，即提取圖像“骨架”的過程。

（4）Hough變換識別裂縫：Hough變換實現的是一種從圖像空間到參數空間的映射關系，將圖像空間中復雜的邊緣特征信息映射為參數空間中的聚類檢測問題，即原始圖像中給定形狀的曲線或直線上的所有點都集中到變換空間的某個點上形成峰值。

2.1.4 資料處理及裂縫評價 A地區C8、C9儲層裂縫為天然的高角度裂縫和垂直裂縫，裂縫走向是以東北-西南向為主，部分為北西-南東或東-西向，裂縫走向與最大主應力方向關系以垂直或相交為主，因此壓裂形成的張性縫與天然裂縫相交，裂縫開度相對較大。而各向異性參數對高角度裂縫不敏感。

2.2 流體識別

2.2.1 縱橫波時差等資料識別流體 地層孔隙中油、氣、水的聲學性質是不同的，密度有差異，它們的壓縮系數也是不同的。從表1可看出油的壓縮系數大致是水的壓縮系數的2倍。因此，用流體壓縮系數結合縱橫波時差可以識別流體（見表1）。

表1 油、氣、水的聲學參數

地層的壓縮系數可表示成地層固相各組分和流體相壓縮系數的加權平均之和。

式中：VSH、VCA分別為泥質和鈣質含量；KSA、KSH、KCA分別為砂巖、泥質和鈣質體彈性模量。

巖石體積壓縮系數可由地層縱橫波速度和密度獲得：

這樣流體壓縮系數可由式（1）反推獲得。

2.2.2 核磁共振測井資料識別流體 核磁共振測井測量的是巖石孔隙中流體的橫向弛豫時間T2。T2由體積弛豫T2B、表面弛豫T2s及擴散弛豫T2D等三部分組成。不同地層所含流體的弛豫特征不同。碎屑巖中的地層水，以表面弛豫為主，孔洞中的水以體積弛豫為主，并受擴散影響，本研究區內儲集層為低孔低滲砂巖，其地層水是以表面弛豫為主；油是以體積弛豫為主；氣體主要表現為擴散弛豫。因此，油氣水核磁共振特征差異明顯。水的縱向弛豫時間T1分布為1 ms～500ms、橫向弛豫時間T2分布為0.67 ms～200ms；油的縱向弛豫時間T1為5000ms、橫向弛豫時間T2為460 ms（見表2）。兩者差異明顯，因此根據油和水不同的核磁共振特征是可以識別流體的[3]。

表2 不同流體的核磁共振特征參數

2.3 孔隙結構評價

共收集研究區12個樣品的壓汞毛管壓力曲線，壓汞毛管曲線平臺明顯，屬于c類儲層：分選好，裂隙均勻細偏度。其中11個樣品排驅壓力小于1.0MPa，10個樣品中值壓力小于10MPa，10個樣品最大進汞飽和度70%～90%，因此整體上反映儲層的孔隙結構較好且簡單。

利用核磁共振T2譜構造F1井和F2井共7個深度點處長9儲層7個不同深度點處的偽毛管壓力曲線形態可知，構造的偽毛管曲線平臺明顯，屬于c類儲層：分選好，裂隙均勻細偏度；同時7個樣品排驅壓力小于1.0MPa，7個樣品中值壓力小于10MPa，6個樣品最大進汞飽和度70%～90%；整體上反映儲層的孔隙結構較好且簡單，與壓汞毛管壓力資料相符（見圖2）。

圖2 H1井區C9壓汞毛管壓力曲線

3 測井系列優化

3.1 泥漿侵入電阻率響應模擬

3.1.1 侵入對測井的影響 水泥漿浸泡油氣層后，雙感應測井響應會有不同程度的降低，在鉆開地層10 d～30 d后測井，深感應測井響應會降低10%～50%，而中感應變化更大。可見，如果泥漿浸泡油氣層時間較長，會使電阻率測井值大幅度降低，這不僅影響飽和度的定量計算，甚至影響測井識別油氣層[2]。因此，無論識別油氣層，還是定量分析原狀地層電阻率進而求準飽和度，都需研究泥漿濾液動態侵入油氣層對電測井響應影響的變化。

3.1.2 電阻率測井響應侵入特征分析

水層：H1井區F1井，試油層段為2787 m～2790 m，試油結論為水層，侵泡時間為1 d，泥漿礦化度Cmf=7870mg/L，地層水礦化度Cw=11394mg/L。模擬計算的ILM=16.03 Ω·m（誤差為 2.6%）、ILD=14.93 Ω·m（誤差為3.2%），侵入時間為1 d時ILD的變化率相對于地層原始電阻率的變化率為5.14%。實際測量為略微高侵的顯示，模擬計算結果與實際測井相符，微淡水泥漿侵入水層呈略微高侵的顯示。

油水同層：Y2井區Y5井，試油層段為2627 m～2633 m，試油結論為油水同層，侵泡時間1 d，泥漿礦化度Cmf=7488mg/L，地層水礦化度Cw=9045mg/L。模擬計算的ILM=23.3 Ω·m（誤差為2.5%）、ILD=24.83 Ω·m（誤差為0.6%），侵入時間為1 d時ILD的變化率相對于地層原始電阻率的變化率為-0.6%。實際測量為低侵顯示，模擬計算結果與實際測井相符，微淡水泥漿侵入油水同層呈低侵特征。

油層：H1井區F2井，試油層段為2739 m～2741 m，試油結論為油層，侵泡時間1 d，泥漿礦化度Cmf=7598mg/L，地層水礦化度Cw=25130mg/L。模擬計算的 ILM=22.33 Ω·m（誤差為 1.0%）、RID=23.04 Ω·m（誤差0.2%）。實際測量為低侵顯示，模擬計算結果與實際測井相符，淡水泥漿侵入的油呈低侵特征。

3.1.3 電阻率測井響應泥漿侵入影響分析

水層：泥漿侵入時間相對穩定，主要分布在20 h～40 h。在水層處：微淡水泥漿（Cw/Cmf＜1.3）侵入，ILD 相對于原始地層電阻率的變化率＜2%，AT90相對于原始地層電阻率的變化率＜1%；淡水泥漿（Cw/Cmf＞1.3）侵入，ILD相對于原始地層電阻率的變化率＜7%，AT90相對于原始地層電阻率的變化率＜4%；AT90受泥漿侵入影響比ILD受泥漿侵入影響小。

油水同層：泥漿侵入時間相對穩定，主要分布在20 h～40 h。在油水同層處：微淡水泥漿（Cw/Cm＜1.3）侵入，ILD相對于原始地層電阻率的變化率＞-5%，AT90相對于原始地層電阻率的變化率＞-4%；淡水泥漿（1.3＜Cw/Cmf＜1.8）侵入，ILD 相對于原始地層電阻率的變化率＜8%，AT90相對于原始地層電阻率的變化率＜5%；淡水泥漿（Cw/Cmf＞1.8）侵入，ILD 相對于原始地層電阻率的變化率＜14%，AT90相對于原始地層電阻率的變化率＜9%；AT90受泥漿侵入影響比ILD受泥漿侵入影響小。

油層：泥漿侵入時間相對穩定，主要分布在20 h～40 h。在油層處：微淡水泥漿（Cw/Cmf＜1.3）侵入，ILD 相對于原始地層電阻率的變化率＞-11%，AT90相對于原始地層電阻率的變化率＞-7%；淡水泥漿（Cw/Cmf＞1.3）侵入，ILD相對于原始地層電阻率的變化率＞-7%，AT90相對于原始地層電阻率的變化率＞-4%；AT90受泥漿侵入影響比ILD受泥漿侵入影響小。

3.2 電阻率測井分層能力評價

在研究區所用的電阻率測井主要為AIT感應和雙感應-八側向。在AIT感應中通常用的是分辨率為0.6 m的曲線，而中感應和深感應的分辨率為0.8 m和1.2 m，陣列感應的分辨率明顯高于雙感應分辨率，即陣列感應識別薄層的能力優于雙感應（見表3）。

表3 各種電阻率測井縱向分辨率表

3.3 電阻率流體識別

H1井區地層水礦化度變化范圍從9400mg/L～78800mg/L，地層水礦化度變化范圍很大，在建立流體識別圖版時應考慮地層水礦化度的影響。ILD^2*Usp-AC交會流體識別圖版共收集47口井47個數據點，符合標準的數據點有43個，圖版符合率為：43/47=91.49%（見圖 3）；AT90^2*Usp-AC交會流體識別圖版共收集8口井50個數據點，符合標準的數據點有 48個，圖版符合率為：48/50=96%（見圖 4）。AT90^2*Usp-AC交會流體識別圖版上水層和油水同層區域略低于ILD^2*Usp-AC交會流體識別圖版上水層和油水同層區域，說明陣列感應受泥漿侵入較雙感應小，與前面的分析相符。

圖3 ILD^2*Usp-AC交會流體識別圖版

圖4 AT90^2*Usp-AC交會流體識別圖版

3.4 測井系列優化方案

在研究區的侵入特征為：微淡水泥漿侵入水層呈略微高侵的顯示，淡水泥漿侵入水層始終呈高侵的特征；微淡水泥漿侵入油水同層始終呈略微低侵的特征，淡水泥漿（較低地層水礦化度）侵入油水同層在侵入前期呈高侵特征、侵入后期為低侵顯示，淡水泥漿（較高地層水礦化度）侵入含油水層始終呈高侵的特征；淡水泥漿侵入的油層呈低侵特征。

在研究區泥漿侵入時間主要在20 h～40 h，在ILD測量值相對于地層原始電阻率的變化率小于14%；AT90測量值相對于地層原始電阻率的變化率小于9%；AT90受泥漿侵入影響比ILD受泥漿侵入影響小。由陣列感應測井和雙感應測井曲線響應特點分析知陣列感應測井的縱向分層能力優于雙感應測井。最后對比陣列感應交會圖版和雙感應交會圖版知陣列感應交會圖版優于雙感應交會圖版。綜上所述，在研究區宜選用陣列感應測井進行電阻率測量。

綜上所述，針對基本儲層參數計算問題可選用陣列感應測井；在基本儲層參數計算的基礎上還需評價裂縫和地層力學性質時，宜選用測井系列-陣列感應測井、微電阻率掃描測井及偶極陣列聲波測井；在基本儲層參數計算的基礎上還需評價儲層孔隙結構，應選用測井系列-陣列感應測井、核磁共振測井。

4 結論

（1）利用核磁T2譜構造毛管壓力曲線，確定研究區儲層屬于c類儲層：分選好，裂隙均勻細偏度，儲層的孔隙結構較好且簡單。

（2）在薄夾層處，雙感應測井曲線平緩不指示薄夾層，而陣列感應測井曲線變化劇烈指示薄夾層，陣列感應測井識別薄夾層的能力優于雙感應測井。

（3）建立的陣列感應測井交會圖版優于雙感應測井交會圖版，在陣列感應測井交會流體識別圖版上水層和油水同層區域略低于雙感應測井交會流體識別圖版，陣列感應測井受泥漿侵入影響小于雙感應測井。

（4）為淡水或微淡水泥漿侵入，泥漿侵入時間在20 h～40 h，屬及時測井，ILD受泥漿侵入影響變化率＜14%，AT90受泥漿侵入影響變化率＜9%，AT90受泥漿侵入影響小于ILD受泥漿侵入影響，同時陣列感應交會圖版優于雙感應交會圖版，且陣列感應測井的縱向分辨率優于雙感應測井，表明在研究區宜選用陣列感應測井。

（5）針對相應的最優測井系列：解決基本問題選用陣列感應測井；在解決基本問題的同時還需評價裂縫和地層力學性質時，宜選用的測井系列-陣列感應測井、微電阻率掃描測井及偶極陣列聲波測井；在解決基本問題的同時還需評價儲層孔隙結構，應選用測井系列-陣列感應測井、核磁共振測井。

［1]汪忠浩，章成廣.低滲砂巖儲層測井評價方法［M］.北京:石油工業出版社，2004.

［2]楚澤涵，黃隆基，高杰，等.地球物理測井方法與原理［M］.北京:石油工業出版社，2008.

［3]汪忠浩，章成廣，肖承文，等.低滲透儲層T2截止值實驗研究及其測井應用［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

劉玉峰，男（1982-），工程師，2007年畢業于大慶石油學院資源勘查工程專業，從事油藏研究工作。