基于成像測井和常規測井多信息融合的致密油砂地比測井解釋

秦曉艷，趙曉東，石登王，麻俊宇

(1.陜西工業職業技術學院 土木工程學院，陜西 咸陽 712000； 2.中國石油長慶油田分公司 第十二采油廠，甘肅 合水 745400)

鄂爾多斯盆地延長組致密油資源豐富[1]，近年來，延長組致密油勘探開發均取得了良好效果，隨著勘探開發進程不斷深入，逐漸面臨接替資源不足、儲層品位變差的實際。其延長組長8油層組為典型致密油，緊鄰長7湖相烴源巖，主要發育湖相三角洲前緣沉積，區域沉積作用差異大，砂體橫向、縱向變化快、非均質性強、油水分布關系復雜[2]。受沉積體系及相帶控制，區域內大量發育薄砂泥巖互層，受限于前期油藏認識以及測井、儲層改造等技術限制，這部分致密油資源潛力還未能實現有效動用[3]。

長8段致密油層段廣泛發育的砂泥巖薄互層具有強非均質性及各向異性，常規測井因信噪比低、分辨率低以及解釋方法模型的多解性等缺陷，對其難以實現精準識別。為了解決這一問題，進行了大量的文獻調研，針對該問題的研究主要集中在高精度測井儀器開發和解釋模型優化方面，如不斷設計和優化高分辨率的測井儀器，以實現測井高分辨率，成像測井具有分辨率高、連續成像等優點，在巖性精細識別、裂縫判識、層理特征分析等方面已實現廣泛應用[4]；優化測井解釋模型，利用智能算法，采用特征測井曲線進行薄互層識別，彌補采樣數據有限的問題[5-7]；進行AVO地震數據正演模擬，利用正演模型分析頻陷特征，根據提取的特征屬性表征薄層特征[8-9]。

針對該地區致密油層系巖性非均質性強的發育特征，本文以鄂爾多斯盆地隴東地區延長組長8段致密油巖層為研究對象(圖1)，綜合利用巖心觀察描述、地質錄井編錄、常規測井、高分辨率成像測井電阻率等資料，通過成像測井擬合電阻率曲線計算的薄互層砂地比與常規測井曲線數據計算值進行對比，并利用巖心地質編錄數據驗證計算的砂地比，以此開展長8致密油層段薄層發育情況分析，獲得致密油地層砂地比與含油性的對應關系，從而為客觀認識長8薄互層的空間分布特征、明確優質儲層富集發育層段提供關鍵的基礎參考。

圖1 鄂爾多斯盆地隴東地區研究區位置Fig.1 Location of the study area in Longdong Region of Ordos Basin

1 長8致密油薄互層特征

1.1 復雜巖性特征

通過多口取心井巖心觀察，長8段致密油層系巖性組成復雜，以粉砂巖為主，含少量含泥粉砂巖、泥質粉砂巖及粉砂質泥巖夾層，與泥頁巖在縱向上疊置分布。其中，粉砂質泥巖呈黑色或黑灰色，夾有粉砂質條帶和砂質紋層；泥質粉砂巖、含泥粉砂巖和粉砂巖呈黑灰色，塊狀層理。粉砂巖層系總體測井響應特征為低聲波時差、高密度、低補償中子、高電阻率、高自然伽馬、成像測井圖像呈“亮黃色”。泥巖由于電阻率低，在成像測井中圖像一般為暗模式(圖2)。

圖2 研究區典型井巖性測井響應特征Fig.2 Lithologic logging response characteristics of typical wells in the study area

1.2 薄互層發育厚度

長8段致密油層系主要為陸相湖盆三角洲前緣沉積，沉積相變快，礦物組成復雜，巖性非均質性強。常規電阻率曲線的縱向分辨率較差，難以識別薄互層中的粉砂質條帶等巖性變化，利用成像測井擬合的高分辨率電阻率曲線能較好地反映巖性的變化。以研究區典型井Z287井為例(圖3)，通過地層的測井響應分析可以看到，A、B兩層厚度偏低，低于0.3 m，普通電阻率曲線不能準確反映其巖性變化特征；C、D兩層厚度增加，普通電阻率曲線能反映出巖性特性，但相較于普通電阻率曲線，成像測井的高分辨率電阻率曲線均能反映出A—D層的變化特征，說明其能更好地反映地層巖性變化，較好地呈現薄層巖性特征。

圖3 研究區典型井薄互層測井響應特征Fig.3 Logging response characteristics of thin interlayer in typical wells in the study area

1.3 含油性

根據地質錄井編錄資料及巖心觀察，長8段致密油層系的巖心含油產狀，依據含油性變差趨勢，可依次劃分為油浸、油斑、油跡、熒光。為了探討長8致密油層系優質層位的巖性，建立了典型井不同巖性的巖心含油產狀分析圖(圖4)。說明了粗粉砂巖的含油性相對較好，隨著巖層中粉砂質含量減少，含油性逐漸變差。

圖4 不同巖性含油產狀統計Fig.4 Statistical chart of oil-bearing production of different lithologies

2 成像測井高分辨率電阻率砂地比計算模型

針對以上長8段致密油層系薄互層特性的分析，地層巖性的粉砂質含量越高，含油性越好。而成像測井高分辨率電阻率曲線的縱向分辨率高，對薄層巖性的識別較好。因此，利用其計算砂地比，可輔助識別出優質儲層，為勘探開發提供依據。

2.1 砂地比計算

砂地比即為砂巖總厚度占地層厚度的百分比。利用成像測井電阻率曲線計算砂地比，為便于結果的比對，擬選擇砂地比縱向分辨率分別為0.1、0.5、1.0 m。

根據含油巖層的電性分析，分別統計不同縱向分辨率內滿足含油電阻率下限值的曲線采樣數即可[10]。計算砂地比的量化公式：

(1)

式中，h為成像測井高分辨率電阻率曲線的采樣數。

2.2 典型井應用

運用以上建立的高分辨率電阻率曲線的砂地比計算模型對研究區內典型井Z287井薄互層發育層段進行砂地比擬合計算，結果如圖5所示。

圖5 研究區典型井成像測井高分辨率電阻率砂地比計算結果Fig.5 Calculated high-resolution resistivity sand ratio from imaging logs of typical wells in the study area

由圖5可知，砂地比曲線能較準確地反映致密油薄互層的巖性發育狀況。砂地比越高，有利砂巖的厚度就越大，表明巖層的含油性能越好，而不同的縱向分辨率對于巖性表征的細致程度也不同，需要根據實際情況合理選擇。

3 常規測井砂地比計算模型

鑒于成像測井成本高，勘探開發區一般僅重點井會采集高分辨率電成像數據。因此，利用常規測井曲線建立有效的砂地比計算模型對于勘探開發工作同樣非常必要[11-12]。對于薄互層巖性非均質性強這一特征，受各巖層巖性不同其電阻率差異較大以及不同巖性發育厚度的影響[13]，表征出的電阻率數據會帶有一定的各向異性特征，也就是說，Rh和Rv之間會出現一定的差別[14]。參考油薄互層中電阻率的具體數值，利用Rh、Rv定量分析的方法，可以建立砂地比計算模型。電阻率測井原理中，Rh為平行于地層延伸方向的電阻率，如式(2)，Rv為垂直于地層延伸方向的電阻率，如式(3)。

(2)

Rv=VsdRsd+VshRsh

(3)

式中，Rsd為砂巖電阻率；Rsh為泥質巖電阻率；Vsd為砂巖體積；Vsh為泥質巖體積。

受組成體積Vsd、Vsh的影響，Rh和Rv會表現出一系列差異[15-16]。因此，電阻率測井原理中，定義Rv與Rh的數值比為λ，即電阻率各向異性系數。

由于泥巖的各向異性較砂巖明顯，式(2)、式(3)可進一步寫為：

(4)

Rv=(1-Vsh)Rsd+VshRsh·v

(5)

常規測井序列中的感應測井和淺側向測井可以提供上述計算式(4)、式(5)中的各項計算參數，根據砂地比定義，可進一步求得砂地比。

4 模型應用

以上建立的2種砂地比計算模型在研究區典型井中應用，最后一列曲線即為計算出的砂地比結果，如圖6所示。

圖6 研究區典型井兩模型砂地比計算結果Fig.6 Calculated sand ratio of two models for typical wells in the study area

基于計算結果，砂地比曲線反映出該層段內的各巖性變化，同時，計算結果與巖心數據進行的比對，也驗證了兩模型計算砂地比的可靠性。

依據計算的砂地比、電阻率曲線和巖心的含油性觀察，建立了三元素的交會圖(圖7)。圖7中，區域Ⅰ，即砂地比大于0.8、電阻率大于25 Ω·m，說明地層含油性較好；區域Ⅱ，即砂地比大于0.6、電阻率值大于15 Ω·m，說明地層普遍具有含油性；區域Ⅲ，即砂地比小于0.6、電阻率小于15 Ω·m，地層基本不含油。

圖7 砂地比與電阻率及巖心含油顯示交會圖Fig.7 Sand ratio and resistivity and oil-bearing cores show rendezvous

5 結論

(1)研究區長8段致密油層段，成像測井的高分辨率電阻率能更好地反映地層巖性的變化，較好地呈現出薄層的巖性特征。

(2)通過建立成像測井高分辨率電阻率曲線砂地比計算模型和電阻率各向異性建立的常規測井砂地比計算模型，利用測井數據計算的砂地比可為致密油開發、識別優質儲層提供參考。