單砂體內部物性參數解釋模型的建立方法研究

楊東瑞雪

（中石油大慶油田有限責任公司第七采油廠，黑龍江 大慶 163517）

B斷塊位于A構造東北翼，東西兩側為近南北向的封閉性大斷層所分隔，南端為近東西向斷層所分隔，整體上構造呈近南北向展布，是一個西高東低的斷塊構造，斷塊內部大斷層不發育，小斷層呈零星分布。B斷塊開發對象為PI油層組，埋藏深度800～1000m，位于白堊系姚家組一段，沉積背景處于松遼盆地北部大型河流－三角洲沉積體系大慶長垣南部三角洲前緣相帶內，具淺水、枝狀的特點。受大慶長垣三角洲北部物源的控制，砂體展布總趨勢為自北向南，同時受河湖雙重作用影響，砂體呈片狀、條帶狀、斷續條帶狀及透鏡體或零星分布。下面，筆者以A油田B斷塊為例，在前期地質研究成果基礎上，通過標準化測井曲線基礎上開展單砂體內部結構單元物性參數的求取，描述單砂體內部物性變化規律，探討了適合建立低滲透儲層單砂體內部物性參數模型的方法。

1 泥質含量計算

泥質含量是描述儲層巖性特征的主要參數，其計算結果直接關系到孔隙度、滲透率的計算結果。自然電位、自然伽馬曲線反映泥質含量，由于自然伽馬測井曲線比較少，而所有井都有自然電位曲線［1］，因此采用自然電位計算泥質含量VSH :

式中，ΔSP為自然電位測井相對值，mV；SP為自然電位測井值，mV，SPmax為純泥巖處的自然電位測井值，mV；SPmin為純砂巖處的自然電位測井值；VSH 為泥質含量；GCCUR為希爾奇指數，對第三紀地層為3.7，對老地層為2。

2 孔隙度計算

2.1 有聲波時差曲線的井

對于有聲波時差曲線的井，孔隙度的計算一般采用通用公式——威利公式:

式中，POR為地層孔隙度；TM 為骨架時差，μm／s；TF為流體時差，μm／s；TSH 為泥巖時差，μm／s；CP為壓實校正系數；AC為聲波時差，μm／s。

由于埋藏淺，泥質膠結砂巖未壓實，巖石顆粒不能緊密接觸，使聲波旅行時間增大，利用公式計算就會偏高，需要進行壓實校正，一般泥巖時差大于328μm／s，壓實系數CP＝TSH／328。而對于泥巖時差的選取需要根據每口井的聲波時差曲線進行讀取，根據微電極曲線和自然電位曲線判斷泥巖段位置，對應泥巖段的聲波時差曲線即為泥巖時差［2］。

2.2 缺少聲波時差曲線的井

由于研究區內部分井缺少聲波時差曲線，無法利用威利公式求取孔隙度。此時從其他測井曲線出發，對已求取出孔隙度的井進行孔隙度與測井曲線相關性分析，選取相關性較大的參數進行回歸，從而求取缺少聲波時差曲線的這部分井的孔隙度。

表1是孔隙度與各參數的相關性分析表。從表1中可以看出，lg（R025）、lg（R045）、VSH 與孔隙度相關性最大，所以選用這3個參數進行回歸分析，建立孔隙度模型:

表1 孔隙度 （φ）與各參數的相關性

式中，R025為0.25m電阻率，Ω·m；R045為0.45m電阻率，Ω·m。

3 滲透率計算

根據A油田探井及檢查井資料進行滲透率（K）與泥質含量、孔隙度之間的相關性分析，因為滲透率的變化范圍大，所以將其取對數后作為參數輸入。從分析結果 （見表2）可以看出，滲透率和孔隙度 （φ）的相關性最大。

基于泥質含量、孔隙度等與滲透率的相關性分析結果，通過數理統計軟件進行回歸，從而建立儲層滲透率的計算模型:

表2 滲透率與泥質含量、孔隙度的相關性

4 物性參數解釋模型的檢驗

首先應用上面建立的物性參數解釋模型求取檢查井的參數值，再與檢查井原始參數值進行對比分析，如圖1、圖2所示。孔隙度平均誤差為7.58%，空氣滲透率平均誤差為14.15%，誤差均不超過15%，可知筆者研究所建立的物性參數解釋模型比較準確、合理。

圖1 檢查井原始孔隙度與模型計算孔隙度對比

圖2 檢查井原始滲透率與模型計算滲透率對比

X井原始模型求取滲透率與研究求取滲透率數值對比如圖3所示。從圖3可以看出，X井原始模型計算的滲透率變化幅度較小，數值較接近，縱向上解釋精度不足，不利于研究儲層非均質性。研究建立的滲透率模型求取的滲透率變化幅度較大，解釋精度較細，解釋結果比較符合葡北油田及葡北三斷塊實際的儲層特征，能夠更加準確地體現儲層的非均質性。

圖3 X井原始模型求取滲透率與研究求取滲透率數值對比

5 結論

1）物性參數解釋模型的解釋結果較為可靠、合理，誤差均不超過15%。

2）研究建立的物性參數解釋模型求取的物性參數解釋精度較高，能夠達到縱向上0.25m的精度，解釋結果比較符合A油田及B斷塊實際的儲層特征，能夠更加準確地體現儲層的非均質性。

［1］王冬煥，黃思靜 .單砂體建模技術及應用—以華北油田某區塊為例 ［J］.巖性油氣藏，2012，24（4）:93－98.

［2］郭大立，曾曉慧，江茂澤 .計算各向異性巖心滲透率的方法研究 ［J］.水動力學研究與進展 （A輯），2004（1）:23－25.