歧口凹陷板橋斜坡儲層流體性質判別方法研究

王錦程，付東立，尹玲玲，胡瑨男，任世超，楊 鈺

（1.中國石油大港油田公司勘探開發研究院，天津 300280；2.渤海鉆探第一錄井公司，天津 300280）

0 前言

儲層流體性質判斷的準確性是新井試油、老井

重新挖潛、從而達到增儲增產的先決條件。電阻率是反映儲層含油性最直觀的資料，利用電阻率值與聲波時差、密度、補償中子所計算的儲層孔隙度值相交匯，建立油層電性下限的圖版是目前常用的一種方法，但對于巖性復雜，常規儲層與高阻水層并存的復雜儲層，容易造成流體性質的誤判。

1 區域地質概況

板橋斜坡夾持于滄東斷層、海河斷層及濱海斷層之間。在板橋構造帶部署實施A37井的于濱I油組獲得百噸高產，實現了該區巖性油氣藏勘探的重大突破。在A37井區主體獲得成功的基礎上為了繼續擴大規模，在低部位部署了A37-31，A37-32等井，濱I中油組試油出水，說明了A37井區油水關系復雜，其“四性”關系也呈現出錯綜復雜、相互聯系相互制約的特征，造成測井解釋的誤判。因此，儲層電性下限作為儲層流體性質識別的重要參數需要進行調整（吳倉倉等，2014；徐靜等，2012）。

2 高阻水層的成因及油層下限研究

2.1 常規油水層識別

以A37井區已鉆井試油資料以及測井響應資料為基礎，分析儲層“四性”（巖性、物性、電性和含油性）之間的內在關系，建立儲層流體識別圖版（王潤好等，2006；鄭銳等，2011；陶佳麗等，2013）。現將新鉆井A37-31試油段測井數據投入圖版中，發現其落入油層區（圖1），但試油結果顯示：日產氣44m3，日產水14.56m3，說明常規的電阻率-孔隙度圖版對于這種高電阻水層無法識別。

圖1 電阻率與孔隙度交會圖Fig.1 Crossplot of resistivity and porosity

2.2 電阻率的影響因素

由于電阻率與含油性有密切的關系，而本區油層電阻率下限無法確定，影響電阻率的主要因素有巖性、孔隙發育情況、孔隙連通性、碎屑巖的粒度、泥質含量、地層水礦化度等，對于不同的區塊上述各因素對電阻率的影響強度存在明顯的差別（孫建孟等，2006；張宇曉等，1995），而上述各因素都受沉積環境的影響，最終在測井曲線上體現出來。

研究表明小站物源和葛沽物源口對應的扇體分布范圍廣，是板橋低斜坡的主要沉積體。小站物源與葛沽物源在不同時期和波及范圍存在較大變化。板橋斜坡區沙一下在沙二段的基礎上發生大面積湖擴，濱Ⅰ油組為湖壙早期沉積，繼承沙二段沉積格局，發育多個扇三角洲沉積體，以前緣亞相為主。小站扇三角洲分布局限，僅在小站物源口附近，葛沽扇體波及范圍大，向南波及至白水頭一帶，向東波及至驢駒河一帶（陳長偉等，2016；趙賢正等，2016；周立宏等，2011）。因此A37井區主要受葛沽物源影響，從北向南發育兩支水下分支河道，單層厚度沿主相帶向物源方向砂體增厚，巖性漸純，自然伽馬值逐漸變小（圖2）。在北東-西南向：自然伽馬值在50API左右，物性大致相同，電阻率在20Ω·m以上，儲層試油以油層為主；在北西-南東向：自然伽馬值往北西向逐漸小，范圍在35～50API，物性大致相同，電阻率在20Ω·m以上，但儲層試油油層、水層都有，流體性質不一（孫志華等，2013）。

圖2 濱Ⅰ中部主力油層沉積微相圖Fig.2 Sedimentary microfacies of main reservoir in the middle BinⅠ

從表1可以看出A37井以巖屑長石粉砂—細砂巖為主（姚婷婷等，2016），粒級主要集中在0.025～0.20mm，自然伽馬值在45 API左右；A1505井以巖屑長石中砂—細砂巖為主，粒級主要集中在0.063～0.45mm，自然伽馬值在40API左右。由此也說明了離物源較遠的A37井比離物源較近的A1505井巖性細，泥質含量高。

以上分析表明受沉積微相的影響巖性變化是造成A37井區水層和油層的電性十分接近，甚至好于油層的主要原因。

表1 A37井區濱Ⅰ油組碎屑巖巖石薄片鑒定表Tab.1 Identification of clastic rock thin section in the A37 wellblock BinⅠ oil group

2.3 流體性質識別

通過巖性分析可知影響A37井區含油性的主要因素是巖性的差異，因此利用視地層水電阻率和自然伽馬相對值交會圖版來區分油水層（圖3），從圖3可以看出視地層水電阻率和自然伽馬相對值交會圖版雖然比電阻率和孔隙度交會圖版區分油水層好一些，但還是存在界限不清的問題。

儲層的含水飽和度可以直接反應儲層的流體性質，含水飽和度與儲層電性之間的關系可以由Archie和Simandoux描述（李志華等，2002），因此，分別選用Archie和Simandoux計算的含油飽和度與自然伽馬相對值交會（圖4、圖5），并以自然伽馬值0.17為界，當△GR＞0.17時,將其定義為常規儲層；當△GR≤0.17時則存在高阻水層，將油水層區分開。Archie（高嚴等，2011；孫建孟等2006；鄒良志，2013）公式的適用性受諸多因素影響，計算的油層含油飽和度在63%～80%之間與實際生產不符，最終選用Simandoux（王迪等，2016；胡永靜等，2013）計算的含油飽和度與自然伽馬交會來識別流體性質，從Simandoux公式可以看出由于引入了泥質含量（孫建孟等，2008），含油飽和度計算范圍在45%～68%之間與實際生產相符。在電性、物性相同的情況下，泥質含量越高計算的含油飽和度越高，相反泥質含量越低所計算的含油飽和度越低，也說明了A37-31井電阻率高達30Ω·m卻試油出水，是由于自然伽馬值低，巖性純泥質含量低，儲層若是出油所需的含油飽和度就要更高。在圖版上則體現為當自然伽馬相對值大于0.17時，含油飽和度大于45%為油層；當自然伽馬相對值小于0.17時，達到油層所需的含油飽和度隨著自然伽馬相對值的減少而增加；在電性、物性相同的情況下，Archie計算的含油飽和度為定值，而Simandoux計算的含油飽和度隨著泥質含量的減少而減少，從圖版上也可以看出相對于Archie計算的含油飽和度Simandoux計算的含油飽和度范圍更大，更有利于流體性質的識別。

圖3 視地層水電阻率與自然伽馬相對值交會圖Fig.3 Crossplot of apparent formation water resistivity and relative GR value

圖4 Archie計算含油飽和度Fig.4 Oil saturation calculated by Archie formula

圖5 Simandoux計算含油飽和度Fig.5 Oil saturation calculated by Simandoux formula

在運用含油飽和度與自然伽馬交會的圖版時需要先計算含油飽和度，在實際應用時不夠簡便，因此以0.17為界，利用圖版反推出兩條計算電阻率的公式：

當ΔGR≤0.17時，

當ΔGR＞0.17時，

式中：Rtj為計算電阻率，Ω·m；Rw為層水電阻率，Ω·m；Rsh為泥巖電阻率，Ω·m；ΔGR為自然伽馬相對值；Vsh為泥質含量，%；?為—巖石有效孔隙度，%。

將計算的電阻率曲線與實測的電阻率曲線重疊，當計算的電阻率值小于實測的電阻率值則為油層，計算的電阻率值大于實測的電阻率值則為水層。

2.4 效果分析

利用試油、試采資料作為圖版流體性質識別的檢驗標準（陳洪斌，2003）。圖6為A37-32井測井綜合解釋成果圖，第119、122號層，巖屑顯示為熒光、油跡，按原始的電性圖版在油氣層區，初步解釋為油層。119號層阻率為61.6Ω·m，122號層電阻率為29.6Ω·m，兩層的電阻率都比較高，再利用新計算的電阻率與實測的電阻率比較發現：計算電阻率大于實測的電阻率，說明119、122兩層均含水，重新評價為含油水層，經試采119、122兩層合采日產油0.71t，日產氣129m3，日產水31.52 m3，驗證了利用計算電阻率曲線與實測電阻率曲線重疊的方法來識別油水層的可行性。

圖6 A37-32測井綜合解釋成果圖Fig.6 Comprehensive interpretation results of well log in A37-32

3 結論

（1）A37井區油水關系復雜，影響儲層流體性質的因素多種多樣，綜合考慮各個影響因素，優選出對本區巖性特征反應敏感的自然伽馬曲線進行分析、處理，最終得出自然伽馬值越低，巖性顆粒越粗，泥質含量越低，其達到油層所需的含油飽和度就越高，電性就越高。

（2）儲層流體識別的方法較多，在應用時應針對不同地區的地質特征及流體性質的差異而選用不同的識別方法。經過多次比較、分析最終選用能體現本區巖性特征的Simandoux計算的含油飽和度與自然伽馬相對值交會來識別流體性質，并反推出計算電阻率的公式，利用計算電阻率與實測電阻率重疊進而簡便、直觀的識別油水層。通過已經試采的井證實了該方法的可行性，提高了區塊井的解釋符合率。