紅河油田長8致密碎屑巖儲層流體識別綜合研究

賈 俊，孟云濤，彭 川

(1.西南石油大學地球科學與技術學院,四川成都 610500；2.中國石化華北分公司勘探開發研究院；3.中國石化華北工程公司測井公司)

1 對測井流體識別影響分析

紅河油田長8致密碎屑巖儲層巖石類型主要為長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖，石英、硅質巖等穩定碎屑成分含量低，成分成熟度低，結構成熟度中等。這樣的巖石類型導致后成巖作用過程中儲層致密化、低滲化。此外，長8油層組砂巖黏土礦物總含量在1%～18%之間，主要為伊利石、高嶺石、綠泥石和伊/蒙混層四種黏土礦物，隨著黏土礦物含量的增加，碎屑巖儲層的滲透性明顯降低。

壓汞分析資料統計結果表明(表1)：紅河油田長8油層組孔隙結構復雜，孔喉分布不均。

據紅河油田長8油層組2547塊樣品的物性分析結果，長8砂巖孔隙度呈單峰態分布，孔隙度最小1.1%，最大21.3%，平均孔隙度為9.4%。滲透率最小0.01×10-3μm2，最大為37.6×10-3μm2，平均滲透率為0.39×10-3μm2；有效儲層滲透率分布區間在(0.08～4.43)×10-3μm2，平均滲透率0.55×10-3μm2。

表1 長8儲層孔隙-喉道特征參數

綜上，紅河油田長8油層組為低孔特低滲致密碎屑巖儲層[5]，成分成熟度低的巖石類型造成儲層致密、低滲化，孔隙結構復雜，微孔隙發育，物性變差，加之巖石親水性，導致儲層束縛水含量高，電阻率測井對油層響應不明顯，甚至出現低電阻率油層，單一測井曲線識別流體困難。

2 儲層流體識別方法

2.1 視地層水電阻率比值法

傳統的電阻率增大系數法判斷油層時，采用同一井相鄰油、水層電阻率比較，若電阻率增大系數I大于3，則判別為油層。該方法只能在孔隙度和巖性條件相同、地層水電阻率變化較小的儲層間比較[2]。

由Archie公式[1]，當巖層一定時，Ro與Rw成正比關系，其比值反映該巖層的地層因素F。地層因素包括巖層的孔隙空間大小及分布結構(即a、m、φ)。地層孔隙中包含了油和水的混合體，將油水混合體電阻率Rt與其地層因素F的比值Rt/F定義為視地層水電阻率Rwa，即：

式中：Rwa——視地層水電阻率，Ω·m；Rt——油水混合體電阻率，Ω·m；F——地層因素，無量綱；φ——孔隙度，%；a——巖性指數，無量綱；m——膠結指數，無量綱。

相對于油水混合體的電阻率，水層也可以計算出視地層水電阻率Rwo。由于油的電阻率遠高于水的電阻率，隨著混合體中含油量的升高，混合體電阻率也將升高。基于這一原理，可根據視地層水電阻率的相對大小對儲層的含油氣性進行定量評價。通常選取區域內巖性均勻、含泥質少、較厚的標準水層，計算其視地層水電阻率Rwo，然后計算出儲層的視地層水電阻率Rwa，最后進行比較(△R=Rwa/Rwo)。若△R大于2一般為油層，若△R大于1.6為油水層，水層的△R一般小于1.6[2]。

紅河44井測井解釋成果圖中(圖1)，1、2號層電阻率較低，平均值分別為8.8 Ω·m、5.5 Ω·m，3號水層電阻率平均值2.9 Ω·m。按電阻率增大系數法比較(表2)，1號層增大系數為3.03，為油水同層；2號層增大系數1.89，低于3，按判別標準為無效層。按照視地層水電阻率比值法，1號層的比值為1.69，2號層比值為1.8，按照標準均解釋為油水同層。對2 414～2 424 m井段壓裂測試結果為日產油2.23 m3，產水5.55 m3，含水率71%，證實為油水同層。

2.2 可動水分析法

儲層產出流體類別及產量的高低，不僅與地層物性、含油性質有關，還與地層束縛水飽和度緊密相關。如前所述，長8油層組具有較高的束縛水飽和度，研究束縛水飽和度和總含水飽和度二者的關系，可以定性判斷儲層流體性質[7]。由于束縛水飽和度與孔隙度關系密切，可以采用相滲分析資料，構建孔隙度和束縛水飽和度經驗公式計算獲得；而總含水飽和度可以由阿爾奇公式算得。比較二者關系，如果束縛水飽和度小于總含水飽和度(Swb

圖1 紅河44井長8油層組視地層水電阻率比值法識別流體

表2 紅河44井視地層水電阻率比值法成果

紅河145井長8油層組3號層2 509～2 523 m井段自然電位呈負異常且異常幅度大(圖3)，井徑曲線指示該井段井眼擴徑嚴重，電阻率低值，平均值為5. 6 Ω·m，為水層特征。1號層2 484.625～2 490.125 m、2號層2491.375～2493.875m井段自然電位亦呈負異常，幅度較3號層小，井眼有小幅度的擴徑，電阻率平均值分別為22 Ω·m、16.8 Ω·m，流體性質不確定。分別采用阿爾奇公式和研究區域束縛水飽和度經驗公式計算以上3層的含水飽和度Sw、束縛水飽和度Swi，并在相同刻度下疊合顯示。結果表明，以上3層束縛水飽和度差異不大；3號水層具有較高的含水飽和度(Sw=62%)和可動水飽和度(藍色疊合區)，1、2號層含水飽和度分別為23%和29%，且可動水飽和度含量較低，故解釋為油水同層。對2 485～2 494 m井段射孔、壓裂后測試，日產油11.7 m3，日產水2.1 m3，測試成果證實為油水同層，解釋結果可靠。

圖2 紅河油田長8油層組相滲關系

圖3 紅河145井長8油層組可動水分析法識別流體

2.3 核磁共振差譜法

核磁共振研究[4-6]表明，地層孔隙中的輕烴物質(輕質油和天然氣)與水的縱向弛豫時間存在顯著差異，輕烴需要較長時間才能完全極化，有較長的縱向弛豫時間，而水由于與巖石孔隙表面相接觸，弛豫時間大大縮短。根據這一原理，選擇一定的回波間隔，在短等待時間TWS模式下， 水的縱向磁化完全恢復，而烴部分恢復；再選取相同的回波間隔，在長等待時間TWL觀測模式下，使水和烴的縱向磁化均完全恢復。然后將長、短等待時間測得的T2譜相減，水的信號相互抵消，而烴類物質的信號則存在于差譜中，從而識別油層。

HH37P40井長8油層組核磁共振差譜法分析(圖4)顯示，在2 000～2 010 m井段T2譜呈雙峰形態，分布范圍在28～1 036 ms，這表明儲層孔隙結構復雜，以中、小孔徑為主。該儲層段2 001～2 008 m井段T2譜形態扁平，有拖尾現象，且有一定的差譜信號，孔隙中含有一定量的烴，錄井顯示該井段含油顯示級別為油浸，綜合解釋為油水同層。

3 認識與討論

(1)視地層水電阻率比值法作為電阻率增大系數法的改進方法，消除了地層孔隙結構及地層水礦化度的影響，提高了識別能力，且不受資料的限制，充分利用常規電阻率測井參數即可開展評價，具有廣泛的適用性。該方法需要區域內有巖性均勻、較厚的水層計算視地層水電阻率，該參數的取值直接影響定性判定的結果。

(2)視地層水電阻率比值法判別流體時所采用的判別標準是理論值，由于不同區域沉積環境、儲集條件的差異，實際值與理論值必然存在誤差，因此，會影響判別的準確性。下一步將以測試資料為約束條件，通過研究，進一步明確紅河油田長8油層組的判別標準，提高流體識別正確率。

(3)可動水分析法中束縛水飽和度的準確求取直接影響流體識別的準確性，由于長8儲層孔隙結構復雜，目前采用孔隙度和束縛水飽和度建立關系還有局限性，二者的關系有待進一步研究。

(4)由于核磁共振測井信號直接來源于地層孔隙中的流體，不受巖石礦物骨架成分的影響，因此能較準確的識別儲層流體性質。但由于特殊測井費用較常規測井昂貴，目前尚難以廣泛應用。

(5)目前所采用的方法主要是針對以基質孔隙為主的碎屑巖儲集層，而對于下古生界縫洞型儲集空間碳酸鹽巖儲集層的研究還十分有限，下步將加強研究。

[1] 雍世和，張超謨.測井數據處理與綜合解釋[M].北京：石油大學出版社, 2002：205-214.

[2] 中國石油勘探與生產分公司.低孔低滲油氣藏測井評價技術及應用[M].北京：石油工業出版社, 2009：126-127.

[3] 歐陽健，王貴文.測井地質分析與油氣層定量評價[M].北京：石油工業出版社，1996：174-177.

[4] 陶宏根，王宏建.成像測井技術及其在大慶油田的應用[M].北京：石油工業出版社，2008：72-75.

[5] 于興河.油氣儲層地質學基礎[M].北京：石油工業出版社, 2010:197-198.

[6] 程相志.低阻油氣層識別評價技術及分布規律研究[D].東營： 中國石油大學(華東)博士論文, 2008：85-87.

[7] 陳必孝，徐炳高.川西致密碎屑巖測井評價技術綜合研究[J].石油天然氣學報，2009，(12)：1-3.