測井資料識別油氣水層類型方法研究
——以印度尼西亞A氣田L層為例

王楠

(西安石油大學石油工程學院，陜西 西安 710065)

劉博彪

(西安石油大學地球科學與工程學院，陜西 西安 710065)

張銘

(中國石油勘探開發研究院亞太所，北京 100083)

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測井資料識別油氣水層類型方法研究

——以印度尼西亞A氣田L層為例

王楠

(西安石油大學石油工程學院，陜西 西安 710065)

劉博彪

(西安石油大學地球科學與工程學院，陜西 西安 710065)

張銘

(中國石油勘探開發研究院亞太所，北京 100083)

印度尼西亞A氣田整體為一個斷塊發育、油氣水系統分布復雜的凝析氣藏，儲量計算的難點在于儲層油氣水層難以準確劃分。在進行精細測井解釋的基礎上，通過分析射孔測試層段已確定的油氣水層的測井響應特征，采用三孔隙度差值法與比值法、視水層中子孔隙度測井值法、聲波時差差值法、輕/重烴比值法及電纜地層測試法等幾種方法，建立了一套適合A氣田油氣水層定量識別的標準，并取得了較好的應用效果。

三孔隙度差值法與比值法；視水層中子孔隙度測井值法；凝析氣藏

A氣田位于印度尼西亞蘇門達臘盆地B區塊中部，總體為東西邊界由逆斷層所夾持的斷背斜構造，中部構造高，南北部為斜坡。主要儲層為古近系C組下部的L層砂泥巖，呈頂薄翼厚狀，部分地層向上超覆于花崗巖基底。圈閉內部斷層比較發育，油氣藏驅動類型為邊底水驅動，整體為帶薄油環的凝析氣田。由于研究區斷塊發育，油氣水系統難于劃分，且區分困難，亟待建立定量的油氣水層識別標準。

定性識別油氣水層的方法主要有密度-中子曲線重疊法、密度-核磁共振法、三孔隙度差值法與比值法[1，2]、視水層中子孔隙度測井值法[3]、聲波時差差值法[4，5]、輕/重烴比值法[6]、電纜地層測試法[7，8]等。密度-中子曲線重疊法通過交會幅度識別油氣水層，但對交會幅度小的層段無法準確識別油氣類型。研究區內無核磁測井資料，故不考慮密度-核磁共振法。三孔隙度差值法與比值法容易受泥質含量、井眼狀況和巖屑成分的影響[9]，而視水層中子孔隙度測井值法的優點恰恰在于避免了儲層段在井眼條件較差情況下引起的油氣識別誤差[5]。因此，泥質含量對三孔隙度差值法與比值法的影響可通過泥質校正去除，井眼狀況的影響可以通過結合視水層中子孔隙度測井值法去除，該區儲層段無特殊巖屑成分，巖屑的影響可以忽略；此外，筆者還選用聲波時差差值法、輕/重烴比值法和電纜地層測試法來進行油氣水層的輔助識別。

1　油氣水層識別方法

1.1三孔隙度差值法與比值法

由于天然氣的存在，使縱波能量衰減迅速，波速明顯降低，聲波時差增大，有時出現“周波跳躍”，故使聲波計算的孔隙度偏大；天然氣的存在使地層密度降低，故使密度計算的孔隙度增大；由于天然氣的含氫指數遠小于油和水，故使中子計算的孔隙度偏低[10]。因此，可以根據三孔隙度差值法與比值法確定天然氣的存在。

三孔隙度差值法與比值法需進行泥質校正。由泥質砂巖體積模型可知，含水泥質砂巖的聲波時差、密度及補償中子測井計算的視孔隙度分別為[10]：

(1)

(2)

(3)

式中：φs、φd、φnc分別為聲波時差、密度、補償中子測井計算的視孔隙度，1；Δtma、Δtf、Δtsh、Δt分別為巖石骨架、流體、所求點鄰近泥巖及所求點的聲波時差，μs/m；ρma、ρf、ρsh、ρ分別為巖石骨架、流體、所求點鄰近泥巖及所求點的密度，g/cm3；Nma、Nf、Nsh、N分別為巖石骨架、流體、所求點鄰近泥巖及所求點的補償中子，1；φ(sh)為泥質體積分數，1。

三孔隙度差值法定義為：

C=φs+φd-2φnc

(4)

三孔隙度比值法定義為：

(5)

當C>0，B?1時，為氣層；當C≈0，B≈1，為油層/水層。在氣層處，φnc遠低于φd和φs，因此B出現遠大于1的情況時即為識別氣層的有效指標。對于油層，φnc、φd和φs較為接近，其B、C均小于氣層處的值。

圖1　測試段三孔隙度差值與比值交會圖

圖2　測試段三孔隙度差值與聲波時差差值交會圖

圖1為A氣田測試段三孔隙度差值與比值的交會圖，對于油層，B的范圍在0.7～2.8之間，C的范圍為-0.1～0.2；對于氣層，B大于3，C大于0.2。

1.2聲波時差差值法

威利時間平均公式是利用聲波時差計算儲層孔隙度的經典公式，其表達式為：

ΔtW=φsΔtf+(1-φs)Δtma

(6)

合成聲波時差公式為：

Δtsyn=φncΔtf+(1-φnc)Δtma

(7)

聲波時差差值為：

Δt′=ΔtW-Δtsyn

=(φs-φnc)(Δtf-Δtma)

(8)

式中：ΔtW、Δtsyn分別為威利時間平均公式計算的聲波時差和合成聲波時差，μs/m。

水層、油層計算的φs與φnc接近，因此Δtsyn與ΔtW接近；氣層處的φs增大，φnc偏小，Δtsyn與ΔtW差值較大。

圖2為測試段三孔隙度差值與聲波時差差值的交會圖，油層的Δt′小于11.5，氣層的Δt′大于11.5，油氣水層的識別效果明顯。將測試段得出的結果應用于未測試井段，可以識別出多數氣層，油氣水層識別準確率在80%以上。

1.3視水層中子孔隙度測井值法

該方法是中子孔隙度-密度交會圖法的改進方法，由于中子孔隙度-密度交會圖法無法定量區分油層和氣層，只能根據中子和密度交會幅度大致進行判別。該方法的思路是[5]：選取井眼條件較好、測試結果為水層的中子孔隙度(φn,w)、密度(ρw)測井值，建立兩者之間的函數關系φn,w=f(ρw)；將該關系應用于全井段，計算出一條視水層中子孔隙度曲線(φn,s)，然后求取目的層段φn,s與實際測量的中子孔隙度曲線(φn,m)的差值Δφn=φn,s-φn,m；統計出油氣水層Δφn的下限，將該下限用于未測試井段。

圖3(a)為測試水層段的中子孔隙度與密度交會圖，得出測試水層段的中子孔隙度-密度關系式為：

φn,w=1.5471ρw2-7.4891ρw+9.2211R2=0.506

(9)

根據式(9)計算出全井段的φn,s。再統計出測試段的Δφn與電阻率(ρt)的關系(圖3(b))，可以看出，測試段Δφn與ρt能很好地區分出測試段的氣層、油層和水層：水層的ρt為2～7Ω·m；油層的ρt>7Ω·m，Δφn<0.04；氣層的ρt>7Ω·m，Δφn>0.04。該方法只能識別儲層中(砂巖段)的油、氣、水層，脫離了儲層段(如煤層，非砂巖層)，無識別效果。

圖3　測試水層段的φn,w-ρw交會圖(a)及測試段ρt-Δφn交會圖(b)

1.4輕/重烴比值法

氣測錄井方法通過測定鉆井液中的可燃氣體含量，可以將C1～C5各種組分含量連續記錄[12]。氣層輕烴含量相對較大，重烴含量相對較小[13]；油層則輕烴含量小，重烴含量大。故可用輕/重烴比值法區分油、氣層。該方法引入了2個參數——烴濕度值WH、烴平衡值BH[14]：

(10)

(11)

式中:φ(·)為烴組分體積分數，1。

WH對油層、輕質油層、凝析氣層有較好的區分效果。從WH-φ(C1/C2+)交會圖及WH-BH交會圖(圖4)可以看出，油層和凝析氣層有較明顯的差別：油層的WH>33%，φ(C1/C2+)<2.01，BH<5.2；凝析氣的WH=10%～33%，φ(C1/C2+)>2.01，BH>5.2。

圖4　測試段WH-φ(C1/C2+)交會圖(a)及測試段WH-BH交會圖(b)

圖5　X1井壓力與深度剖面圖

1.5電纜地層測試法

該方法主要通過電纜測試得出多個測點的壓力值，做出地層壓力與深度的剖面圖，計算出壓力梯度，再通過壓力梯度估算流體密度，進而確定儲層流體的分布情況。求取地層流體密度的關系式為[15]：

(12)

式中：p2、p1為2個測壓點的地層壓力，psi(1psi=6895Pa)；H2、H1為2個測壓點處的地層垂深，m；A為轉換系數，1(一般取值1.42)。

圖5為X1井的壓力與深度剖面圖，可以看出，圓點1596～1605m計算的密度大約為0.49g/cm3，該密度接近凝析氣的密度；方點1624～1630m計算的密度為0.76g/cm3，該密度接近油的密度；三角點1633～1636m計算的密度為1.03g/cm3，該密度接近水的密度。

2　應用效果分析

表1為A氣田L層的流體定量識別標準。通過對A氣田所有井應用三孔隙度差值法與比值法、聲波時差差值法和視水層中子孔隙度測井法后發現，針對滲透性地層，上述方法綜合應用能很好地進行儲層流體識別，對油氣水層的識別效果較好，符合率在90%以上。對于有氣測錄井資料的井，利用輕/重烴比值法識別油層和凝析氣層，可以作為一種輔助識別方法。

表1　A氣田L層流體識別標準

注：Sw為含水飽和度。

圖6為X1井油氣水識別圖。X1井為新鉆的井，初期未進行測試，經測井解釋與上述方法應用，解釋結果為：1596～1607m為氣層，1624～1629m為油層，1633～1636m為水層。后期經過測試，1596～1607m井段，測試產油11.45m3/d，產氣39983.6m3/d，氣油比3492.02m3/m3，判斷該井段為凝析氣層；1624～1629m井段，測試產油134.8m3/d，產氣22880.1m3/d，氣油比169.7m3/m3，判斷該井段為油層；1633～1636m井段，測試100%產水，故為水層。測試結果與測井解釋結果有很好的一致性。

圖6　X1井油氣水識別圖

表2為解釋結論與試油結論對比表，可知上述幾種方法識別油氣水層的效果好，識別率高。

表2　解釋結論與試油結論對比

3　結論

1)對于A氣田L層砂泥巖地層，中子孔隙度-密度交會圖法能有效識別出滲透層段，但無法準確識別油氣水層。為避免三孔隙度差值法與比值法容易受泥質含量、井眼狀況等的影響，結合使用視水層中子孔隙度測井法、聲波時差差值法，能有效地定量識別出氣層、油層和水層。

2)對于有氣測錄井資料的井，計算出儲層的泥質含量、孔隙度和飽和度，以及確定儲層參數的下限之后，結合輕/重烴比值法能有效地確定儲層流體類型。

3)對于有電纜地層壓力測試資料的井，做測試段地層壓力與深度剖面圖，計算出儲層流體密度，也能有效識別出儲層流體類型。

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[編輯]龔丹

2015-09-23

王楠(1991-)，男，碩士生，主要從事測井精細解釋與評價方面的研究與學習，wangnan3214527@163.com。

P631.84

A

1673-1409(2016)14-0036-05

[引著格式]王楠，劉博彪，張銘.測井資料識別油氣水層類型方法研究[J].長江大學學報(自科版),2016,13(14):36～40,62.