塔河油田石炭系低阻油層測井評價

楊 成，李紅波，陳光榮，姚先榮，代辰宇

（1.“油氣藏地質與開發工程”國家重點實驗室·成都理工大學，四川成都610059；2.中國石油川慶鉆探工程有限公司川西鉆探公司；3.中國石油塔里木油田分公司開發事業部；4.西南石油大學石油工程學院）

隨著勘探開發工作的不斷深化，尋找油氣儲層的目標已開始轉向非常規儲層［1］。低電阻率儲層作為非常規儲層的一種類型，已經成為我國石油勘探開發中最具潛力的研究對象之一［2］。低電阻率油層的電阻率與鄰近水層的電阻率值非常接近的特點，致使在測井解釋中經常將其漏判或錯判成非油氣儲層，為此，在正確認識塔河油田石炭系低阻油層的成因機理的基礎之上，建立了一套適合該油田的測井解釋方法，并取得了較好的應用效果。

1 地質概況和低阻油層成因機理分析

塔河油田構造位于塔里木盆地沙雅隆起中段阿克庫勒凸起西南部。塔河油田石炭系自下而上發育7個巖性段中的2～5巖性段，其中，含油層系主要在第2巖性段即卡拉沙依組砂泥巖互層中的砂巖段，其主要巖性為泥巖、細-中砂巖、粉砂巖等。該巖性段屬于潮灘沉積環境，其中潮道相砂巖是該油田的主要儲集層。本次研究主要針對塔河油田石炭系卡拉沙依組砂泥巖互層段展開。

低阻油層的成因復雜，類型多樣［3-6］，且不同油層形成低阻的主導因素不盡相同。對塔河油田石炭系油層的巖心觀察、壓汞、孔隙鑄體電鏡掃描及水分析數據等資料研究發現，導致該區油層電阻率低值的主要原因有：高束縛水飽和度和高礦化度地層水。

1.1 地層水礦化度

塔河油田S46、S60、T704、S115-3四口井地層水分析資料研究表明（表1）：石炭系砂泥巖互層段的地層水為CaCl2型水［4］，地層水礦化度可達150 g／L以上，明顯具有鹵水的特點。例如S60井，平均地層水礦化度為186 g／L，水密度為1.13 g／cm3，pH 值為5.5；S115-3井，平均地層水礦化度為162 g／L，水密度為1.15 g／cm3，pH 值為5.4，均屬于高礦化度地層水。在其它地質條件相同的情況下，高礦化度地層水往往會使含油儲層的電阻率降低。

表1 塔河油田石炭系地層水分析結果

1.2 束縛水飽和度

本區13口井相滲分析數據表明，束縛水飽和度在40%左右，屬于高束縛水地層。造成該區束縛水較高的主要原因是孔隙結構復雜、微孔隙發育。塔河油田石炭系膠結物成分以灰質膠結為主，方解石含量平均11%，部分可達30%。通過壓汞和鑄體薄片資料分析，該油田砂巖儲層以殘余粒間孔和粒間溶孔為主，縱向差異大，非均質性強。方解石含量較高使得儲層孔隙度降低、物性變差，并為微孔隙發育提供有利條件。

1.3 其他成因

除上所述的兩個主要成因外，粘土的附加導電性［7］、石炭系油藏的低幅度構造［8］以及鉆井泥漿的侵入等都是造成該區石炭系油氣儲層電阻率低值的原因。

2 測井解釋模型的建立

2.1 泥質含量模型建立

采用相對值［9］的方法，用自然伽馬曲線來獲得塔河油田石炭系泥質含量，計算公式如下：

式中：GR——自然伽馬測量值，API；GRmin——自然伽馬最小值，API；GRmax——自然伽馬最大值，API；Ish——泥質指數；GCUR——地層系數（老地層為2，第三系新地層為3.7，本區取2）；Vsh——泥質含量，小數。

2.2孔隙度模型建立

儲層孔隙度解釋模型的建立是油氣評價的基礎［9］。本次采用“巖心刻度測井”方法［10］建立孔隙度儲層參數的解釋模型。通過對孔隙度與聲波時差、自然電位、自然伽馬相對值之間的單相關分析，利用多元回歸分析方法來研究孔隙度與聲波時差、自然電位、自然伽馬相對值之間的關系，建立塔河油田石炭系孔隙度計算公式，具體見公式（3）。

式中：φ——孔 隙 度，%；Δt——聲 波 時 差，us／m；SP——自然電位，mV；GR——自然伽馬，API。

通過巖心刻度測井以及環境校正后，繪制測井孔隙度與巖心孔隙度交匯圖（圖1），相關系數達0.96，表明測井計算結果可靠。

2.3滲透率模型的建立

滲透率K 是評價儲層性質和生產能力的又一重要參數，它主要受巖石顆粒大小、孔隙彎曲度、孔吼半徑等多種因素的影響，因此測井響應與滲透率之間的關系非常復雜［11］。從研究區四性關系分析來看，巖心滲透率與孔隙度之間存在很好的相關性（圖2）。通過交匯圖建立二者之間的關系如下：

圖1 測井孔隙度與巖心孔隙度交匯情況

式中：K——滲透率，10-3μm2；φ——孔隙度，%。

圖2 巖心孔隙度與滲透率交匯圖

2.4 含油飽和度模型的建立

含油飽和度是測井評價時判斷油氣層的重要依據［12-14］，由于塔河油田石炭系砂泥巖儲層屬于低阻油層，泥質含量對其有一定影響，應用傳統的阿爾奇公式計算該區含油飽和度誤差較大。對于含高礦化度地層水的低阻儲層來說，用下面的經驗公式進行計算飽和度更為準確［15］。

式中：Sw——飽和度，小數；Rw——地層水電阻率，Ω·m，這里取0.016；A——其值介于0.15～0.36之間，這里取0.25；SH——泥質含量，小數。

2.5 油水識別標準的建立

分別提取該區油層、油水層、水層和干層的測井及解釋數據，利用交匯圖（圖3），得出研究區油水層識別標準（表2）。

3 實例分析

圖3 孔隙度與電阻率交匯圖

表2 油、水層識別標準

根據建立的測井解釋模型，對塔河油田2區石炭系砂泥巖段測井資料進行處理，計算孔隙度、滲透率、泥質含量和飽和度等參數，并根據油水識別標準識別單井油氣層。如：T414井測井解釋的孔隙度和滲透率與巖心分析結果吻合性較好，說明測井模型是可靠的。根據油水層識別標準，結合測井物性及電性數據，判斷T414井5 252～5 257 m 段為油層，與測試解釋結果及錄井結果相符，這表明建立的油水識別標準可對單井油水層進行識別。

4 結論

在巖心分析、鑄體薄片、相滲及地層水分析資料的基礎之上，研究發現造成塔河石炭系油層低阻段主要原因是高地層水礦化度和高束縛水飽和度，此外，圈閉構造幅度小、粘土的附加導電性以及泥漿的侵入等也是形成低阻的因素。

在充分了解研究區低阻形成機理之上，結合該區實際情況，利用常規測井資料，建立了測井解釋模型，這些模型所計算出的參數值與巖心分析測試結果有較好的吻合性，說明所建模型是科學可靠的，可用于研究區物性參數的求取。結合測試和錄井資料，利用交匯圖建立的該區油、水和干層識別標準可有效地識別該區低阻油層。

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