鄂爾多斯地質測井解釋

高萍 秦志成

摘要：文中使用測井儲層綜合評價技術，應用取巖芯、錄井和測井資料，對鄂爾多斯盆地南部地區探井展開四性關系分析和研究工作。建立孔隙度、滲透率和含油飽和度的解釋模型，總結了該區延長組利用測井資料區分砂、泥巖，劃分油水干層應注意的問題，以及油水干層及泥巖、油頁巖的識別標準。

關鍵詞：鄂爾多斯盆地;延長組;低滲透儲層;測井響應特征

1 緒論

鄂爾多斯盆地油氣資源豐富，具有廣大的勘探領域和良好的發展前景，盆地大部分為低滲透油藏，以發育低滲和特低滲儲層的巖性油藏而著稱，盆地中低滲透油田多而隱蔽，油層厚而致密，最近幾年隨著勘探技術的不斷發展，儲量的不斷擴大，成為油氣勘探的熱點地區。

低滲儲層與常規儲層雖然具有一定的相似性，但由于其自身低孔低滲導致束縛水含量高的特殊性。因此其測井響應特征具有與常規儲層不一致之處，通過最近幾年在鄂爾多斯盆地南緣實際油氣勘探發現，利用常規儲層測井解釋參數常常會誤判儲層或者誤解儲層流體性質。下面根據鄂爾多斯盆地南部地區CW區塊探井四性關系分析結果探討測井曲線在鄂爾多斯盆地南部低孔低滲儲層上的響應特征。

2 常用測井系列

鄂爾多斯盆地南部地區CW地區探井采用兩種測井儀器，一種是DF-1測井儀，主要采用在表層和對比測井以及固井質量檢測上，測井項目包括4米電阻、自然伽瑪、自然電位、井徑、井斜、聲幅和磁定位，比例尺為1：500，磁定位一般1：100或者1：200，測井曲線主要用于現場地層對比、初步解釋及固井質量檢測。另一種是3700或者是521測井儀，主要采用于完井電測，測井系列一般包括4米電阻、自然伽瑪、自然電位、井徑、自然伽瑪能譜、雙感應、八側向、雙側向、微球、聲波、密度、補償中子和地層傾角，比例尺有1：500和1：200兩種，在地質研究中經常用到該測井系列所測曲線。

2.1 巖性響應特征

采用3700或521測井儀測井時所得到測井系列中自然伽瑪、自然電位、自然伽瑪能譜、聲波、密度等都對巖性特征有所響應，但自然伽瑪、自然電位響應特征更為明顯，同時也是在科研生產上常用的兩條曲線。

在成巖作用特點和測井響應特征上，陸源雜基和千枚巖、板巖、片巖等泥質巖屑是相似的，通稱它們為泥質。伴隨泥質含量的增加，通常測井自然伽瑪值增高，補償密度、補償中子和聲波時差值增大，電阻率值降低，光電截面指數（Pe）值升高。鄂爾多斯盆地南部地區巖性特征具有砂中有泥、泥中有砂的特點，砂巖中泥質含量普遍較高，一般在10%左右，另外，巖屑中泥屑具有較高的含量，區內純泥巖較少，砂質含量較高，這就導致了自然伽瑪曲線在部分層段難以準確反映泥質含量，自然伽瑪異常幅度不明顯，一般可以利用自然電位與自然伽瑪兩條曲線相互印證的方法識別巖性。一般砂巖段自然伽瑪小于100API，但很多泥巖段也小于該值，這時就需要參考自然電位曲線，自然電位曲線在砂巖段一般會有異常出現。

各個泥巖層自然電位的曲線大體上在右邊形成一條直線，稱為泥巖基線，而各個砂巖儲集層則以泥巖基線為背景形成大小不同的曲線異常。稱為自然電位異常。明顯的自然電位異常是砂巖儲集層最明顯的特征。

2.2 電性響應特征

鄂爾多斯盆地南部地區常用測井系列中表示電性的曲線有很多，比較常見的有深淺側向、微球、中深感應及4米電阻。

泥巖的電性響應特征表現為：深淺側向及微球均小于30Ωm，且深淺側向與微球之間沒有正負異常表現，R4m在5-60Ωm之間;

砂巖的電性響應特征表現為：深淺側向及微球均大于30Ωm，且深淺側向與微球之間有正負異常表現，R4m在20-100Ωm之間;

其中油層的電性特征表現為：深淺側向大于30Ωm，R>R且與MSFL有明顯的正差異，R4m在20～1000Ωm之間，顯示典型的低侵特征;水層的電性特征表現為：深淺側向大于30Ωm，RLLS且與MSFL有明顯的負差異，R4m在20-1000Ωm之間，顯示典型的高侵特征;

油頁巖的電性響應特征表現為：深淺側向及微球均大于100Ωm，且深淺側向與微球之間有正異常表現，R4m大于100Ωm。本區長7下段和長8頂面有一全區都發育的油頁巖或油浸泥巖標志層，可對比性強，四米電阻率和自然伽馬曲線均為指狀極高值，在測井響應上呈現明顯的“三高”特征，即高自然伽馬（或中高去鈾自然伽馬）、高電阻率和高孔隙度，常有擴徑現象，

2.3 物性響應特征

鄂爾多斯盆地南部地區常用測井系列中用于物性解釋的曲線的曲線有聲波時差和密度曲線。

利用延長組的巖心分析資料及測井資料編制了巖心孔隙度與聲波時差（圖1），巖心孔隙度與密度圖版，其中密度與巖心分析孔隙度之間的相關性較好，相關系數達到0.968，運用回歸公式計算的孔隙度與巖心分析孔隙度絕對誤差最大為1.5%，72塊樣品平均為0.5%，一般計算孔隙度大于巖心分析孔隙度0.5%—0.6%，圖版的解釋精度能夠滿足目前勘探程度下確定有效孔隙度的要求，其關系式為：

Ф=-79.212ρ+210.37

R=0.976N=72

式中：Ф—有效孔隙度，（%）;ρ—密度，（g/cm）;

聲波時差與巖心分析孔隙度之間的相關性較差，相關系數很低（見圖2）。

（2）滲透率解釋圖板

滲透率解釋圖版反映出孔滲的相關性一般，這也是造成測井解釋滲透率偏高的原因。

CW地區泥巖的物性響應特征表現為：高密度（2.6～2.8g/cm）、中低聲波時差（200～230μs/m）、低補償中子（5～15%）;

CW地區砂巖的物性響應特征表現為：中高密度（2.4～2.6g/cm）、中高聲波時差（230～250μs/m）、中低補償中子（10～25%）;

其中油層的物性特征表現為：密度小于2.48g/cm）、聲波時差大于230μs/m;水層的物性特征表現為：密度小于2.45g/cm、聲波時差245μs/m;干層的物性特征表現為：密度（2.5～2.6g/cm）、聲波時差（230～250μs/m）;

油頁巖的物性響應特征表現為：低密度（2.0～2.4g/cm）、高聲波時差（380～400μs/m）。

3 結論

鄂爾多斯盆地的儲層均為低孔低滲型儲層，特別是油氣，水層難以判斷。究其原因，一是測井對低孔隙度油氣，水層的分辮能力大大降低;二是對薄層或薄互層，目前測井的縱向分辨力還不夠。為了解決低孔隙度儲集層的問題，除了加強測井工作外，應當更多地依靠非測井資料和經驗進行綜合性的分析和判斷，重點注意以下幾點問題：

（1）依靠地質、鉆井和試油，搞清地區油氣、水分布和油氣、水界面，把工作重點放在劃準儲集層上。

（2）應特別重視鉆井過程中的油氣顯示，錄井資料和測井資料。如有的在測井曲線上毫無顯示，但錄井有油斑，氣測有非常高的異常時一定要綜合分析。

（3）針對CW地區特定的地質條件，以巖心實驗數據為依據，總結適合CW地區的常規測井的解釋方法，以提高測井解釋的準確性。

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