測井油氣再評價技術在未動用儲量研究中的應用
——以唐家河油田GSB4區塊為例

張凡磊，馬文華，王 輝，楊 艷

(大港油田公司 勘探開發研究院， 天津 300280)

目前，大港油田各主力開發區塊多數已進入了開發中后期，面臨著產量遞減快、含水居高不下、新增可動用探明儲量不足的問題，因此，有必要對未動用儲量區塊的構造、儲層、油氣藏等地質特征進行重新評價認識，積極尋找相對優質的區塊，緩解儲量投入不足的矛盾[1,2]。研究區GSB4區塊沙河街組油氣層發育，主要目的層為沙一下板2、板3油組，油氣層埋深3 470～3 820 m，原上報為原油地質儲量，共有完鉆井4口，試油均獲得工業油氣流，但由于區塊埋藏深度大，儲層物性差[3]，油氣水層分布規律不清等原因導致區塊累產量低，采出程度僅0.21%，整體上處于未動用狀態。

1 區塊基本地質特征

1.1 構造特征

研究區構造上位于北大港潛山構造帶的東北部，港東前緣斷層上升盤，為被斷層復雜化的單斜構造，區內發育多條近東西向斷層(見圖1)。其中港東斷層為古近系沙三段開始發育，新近系明下段沉積末期活動終止的同沉積斷層，活動強度在沙一段到東營組時期最大，斷層整體呈北東向展布，斷面傾向東南，延伸長度大，斷層傾角上陡下緩，2 600 m以上斷面傾角為70°～80°，自2 600 m往下，傾角逐漸減小到45°～30°。港東前緣斷層呈北西向展布，斷面傾向西南，斷層傾角上陡下緩，斷面傾角為60°～70°。GSB4區塊主要目的層板2油組底界構造高點埋深-3 320 m，圈閉幅度600 m，圈閉面積約3.14 km2。

1.2 沉積特征

不同的沉積相具有不同的巖性特征，并導致了電性特點的差異。研究區重力流水道相發育[4]，根據沉積微相標志特征，可分為三種沉積微相：水道主體微相、水道側緣微相、水道間及湖盆泥微相[5]。水道主體微相是重力流或濁流在湖盆內的斷凹或溝槽中形成的帶狀砂體，砂巖厚度一般為大于4 m，剖面上部為粉細砂巖、泥質粉砂巖和泥巖的互層沉積，下部為塊狀中細砂巖，形成向上變細的正旋回沉積。水道側緣微相是高密度流間歇性溢出水道后形成的低密度流沉積，巖性為細粉砂巖，砂泥巖互層，粒級及單層厚度比水道微相小，厚度一般小于2 m，分布范圍較小。水道間及湖盆泥微相是分布在水道以外，由洪水漫出堤岸沉積而成，巖性多為深灰色的塊狀或遞變層理的泥質粉砂巖、粉砂質泥巖，自然電位曲線形態平直。

1.3 儲層特征

通過對鉆井取心及巖石薄片資料分析，本區取心總長度51.09 m，累計含油巖心長度1.6 m，油浸巖心長度11.3 m，油斑巖心長度3.69 m，表明區塊含油氣性較好。儲層巖性主要為細、粉砂巖，孔隙類型以次生孔隙為主，膠結物以泥質、鈣質為主。分析取心井物性分析化驗資料，板2油組儲層孔隙度13.76%、滲透率0.57×10-3μm2，板3油組儲層孔隙度14.52%、滲透率10.27×10-3μm2，儲層物性整體較差，屬中低孔低滲儲層。

2 測井油氣再評價

2.1 老井試油試采情況分析

工區內完鉆井4口均進行了試油，其中2口井獲得高產油氣流。GSB4井共進行了4次試油，第三次試油射開板2油組4層19.6 m，5 mm油嘴自噴，日產油18.3 t，氣30 529 m3，試油結論為氣層。GSB9井進行了2次試油，第二次試油射開板2油組5層23 m，測液面求產，日產油10.1 t，射孔結論為油層。由于工區內完鉆井較少，僅靠工區內井資料進行測井再評價，其準確度會受到較大的影響，因此本次油氣再評價借用了工區周圍6口老井的資料。

2.2 老井測井資料分析及整理

2.2.1 老井測井資料分析

通過分析，研究區內各井測井資料齊全，主要有標準、放射性、3700綜合測井系列，測井項目有自然伽馬、自然電位、聲波時差、深淺微側向、中子伽馬曲線等，部分井無補償中子、補償密度曲線。當地層含氣時，聲波時差、中子伽馬、補償中子和補償密度曲線均發生異常，其數值與同層位巖性、物性相同或相近的水層或油層有一定的差異。氣層與油層相比，聲波時差數值明顯增大或出現“周波跳躍”現象，中子伽馬曲線數值明顯增高，補償中子曲線數值明顯降低，補償密度曲線數值明顯減小，結合本區實際，本次主要應用電阻率(RT)、聲波時差(AC)、中子伽馬(NG)曲線進行油氣水層的測井再評價。

2.2.2 測井資料整理

由于野外測井作業及測井環境等多種隨機因素的影響，同一口井及不同井的各測井曲線之間的深度一致性往往難以實現，各測井曲線幅度也不可避免地要受到許多非地層的測量因素的影響，因此需要對測井曲線進行深度校正及標準化處理。

1)深度校正：在測井過程中，由于測井儀器重量、儀器上提情況、電纜所受張力等存在差異，使得各測井曲線的深度之間存在一定的誤差[6]，因此需要檢查曲線的深度并做必要的校正。基準曲線一般采用自然伽馬曲線，沒有測量自然伽馬曲線的井可以采用微電極曲線。即以自然伽馬(或微電極)曲線為基準曲線，根據曲線的變化特征，在校深曲線上找出相似或相同的曲線段，把校深曲線校正到與基準曲線相同的位置，使處于同一深度的各條測井曲線變化特征一致。

2)測井資料標準化：對一個油田或一個開發區塊來說，所有井的測井曲線數據很難保證是用同一類型的儀器、相同的標準刻度器及統一的操作方式進行測量和刻度儀器，故各井測井數據間必然存在以刻度因素為主的誤差[7,8]，因而需要對用到的測井曲線數據進行標準化處理，采用直方圖分析技術等對各井的測井數據進行綜合分析，校正刻度不統一帶來的誤差。具體步驟如下：

a.首先選擇標準層位。區塊目的層板2、板3油組上部的沙一中為大段穩定泥巖，全區沉積厚度穩定、測井響應特征明顯，該段泥巖電阻率曲線低平，中子伽馬曲線穩定，聲波時差曲線階梯狀變化明顯，因而是較為理想的標準層。

b.第二步確定標準層聲波時差及中子伽馬特征值。對分布較為穩定的沙一中泥巖層段提取測井曲線數據，利用直方圖分析技術確定聲波時差值的分布范圍和出現頻率最高的聲波時差值[9,10]。經過統計：標準層聲波時差特征值分布范圍220～400 μs/m，以320 μs/m頻率最高，因此將320 μs/m作為標準層的特征值；標準層中子伽馬特征值分布范圍0.7～1.4條件單位，以1.0條件單位頻率最高，因此將1.0條件單位作為標準層的特征值。

c.第三步確定每口井的聲波時差及中子伽馬校正量。分析每口井的泥巖層的聲波時差曲線特征值，逐一與標準層特征值進行對比，如果某口井標準層的聲波時差與標準層特征值差異明顯，就對該井曲線進行校正，校正量為AAC，校正公式為：AC校正=AC測量+AAC。中子伽馬校正方法與聲波時差一致。本次研究中對10口井完成了標準化處理(見表1)。

表1 區塊油水井聲波時差、中子伽馬曲線標準化校正量

2.3 電性交會圖版及標準

根據GSB4區塊10口井的試油試采資料，建立目的層沙一下板2、板3油組聲波時差-電阻率交會圖版、聲波時差-中子伽馬交會圖版(見圖2、圖3)，確定區塊油氣水層有效厚度電性標準(見表2)。

2.4 油氣層再評價

通過讀取各個油氣水層的聲波時差、電阻率、中子伽馬測井值，利用建立的聲波時差-電阻率、聲波時差-中子伽馬交會圖版，結合地質錄井及單井試油試采資料，綜合評價認為：GSB4井41、42、43、44、45、46、49號層為氣層，51、52號層為油層；GSB9井64、65、66號層為油層(見表3)。

表2 GSB4區塊油氣水層電性標準

表3 GSB4區塊油氣水層測井再評價匯總表

2.5 油氣藏特征

根據油氣層測井再評價結果，分析了GSB4區塊的油氣藏特征，目的層板2、板3油組主要發育兩套油氣層，板2油組為受構造控制的帶油環的凝析氣藏，高部位氣層發育，氣油界面取GSB4、GSB9井距之半，深度為-3 725 m；構造腰部的GSB9井目的層試油未出水，油水邊界按GSB9井外推半個井距(150 m)，深度為-3 835 m。板3油組上部砂體發育，油層主要在高部位發育，分布主要受構造控制，GSB4井油層未射孔，油水邊界按GSB4井外推半個井距(150 m)，深度為-3 850 m(見圖4)。油氣藏認識由原來上報儲量時的油藏重新評價為板2油組為帶油環的凝析氣藏，板3油組為油藏。

3 方案部署與實施效果

通過開展氣藏工程分析，對區塊以板2油組凝析氣藏為主要目的層，兼顧板3油組油藏，按照整體部署、分批實施的原則部署了總井數7口的氣藏工程方案。截至目前，第一批新井3口已經完鉆，均鉆遇設計的板2、板3目的層，油氣層平均厚度達31 m，新井鉆探取得預期的效果；新井GSA30完鉆后射孔求產，射開板2油組下部非主力層7.1 m/5層，4 mm油嘴自噴，日產氣2.1×104m3/d，初步證實了區塊的天然氣儲量。

4 結論

1)GSB4區塊沙河街組埋藏深度大，儲層物性差，屬中低孔低滲儲層，油氣層發育，板2、板3油組油氣儲量整體處于未動用狀態。

2)通過老井試油試采資料的分析，結合老井測井資料，建立區塊電性交會圖版及對應的油氣層評價標準，開展油氣層的測井再評價，完成了油氣藏特征的再認識。

3)以板2油組凝析氣藏為主要目的層，完成了氣藏工程方案部署，實際鉆探效果證明了測井油氣層再評價的合理性。