产液剖面测井确定油层有效厚度下限——以渤海L油田碎屑岩和J油田潜山油藏为例

汪瑞宏，崔云江，时新磊，齐奕，赵书铮

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津300452）

产液剖面测井确定油层有效厚度下限
——以渤海L油田碎屑岩和J油田潜山油藏为例

汪瑞宏，崔云江，时新磊，齐奕，赵书铮

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津300452）

产液剖面测井作为一种生产监测手段在渤海油田的开发阶段得到了广泛的应用，通过对油田生产过程中一些疑难层进行产液剖面测井，准确判断具体的产出层段，为评价阶段的有效厚度下限标准进行再认识提供了重要依据。由于潜山储层在评价上的复杂性，利用产液剖面测井判别流体性质，并在此基础上建立了潜山储层的下限标准，得到了很好的效果。

渤海油田；产液剖面测井；开发井；潜山

经初步统计，截至2013年底，渤海油田共进行了2 000余次的生产测井，其中70%左右为产液剖面测井，产液剖面测井作为生产测井的一项重要内容，主要目的是检测油井投产后各产层的产出情况，从而既可以对高含水层实施堵水作业，又可以对低产层进行挖潜改造。在工程检测，油井生产状态诊断，油田开发效果分析及开发综合调整方面也有较大的作用[1]。产液剖面测井作为一种成熟的动态检测手段，为地质油藏研究提供了强有力的技术支持，在渤海油田的生产注水、分析解决层间层内矛盾、优化调整井部署和潜山流体识别等方面得到了较好的应用效果。

1 基于产液剖面测井确定油层下限

目前渤海油田所用生产测井仪器基本为从SON⁃DEX公司引进的生产测井组合仪，该仪器采用连续或点测的方式获得井筒数据，测量井筒内不同测速下的涡轮转速、井温、压力、井筒密度、持水率、伽马以及磁定位七个参数，对生产层段的产出情况和流体性质变化情况进行解释。

由于产出的流体携带热量，加上流体在流动过程中摩擦作用产生的热量，将造成井温曲线出现异常显示，油、气和水的密度与介电性质的差异，反映出地层压力梯度、混合流体密度和持水率不同，在这些特征的基础上，对各生产层段的产出情况和产出流体性质进行定性解释，随后根据连续流量测量数据，建立解释模型，可以计算得到各测试段的具体产量。

由于海上油田的特点，测试成本较高，一般采用多层合试的方式来求取产能和判断流体性质。在开发阶段，井斜一般较大，测压、取样和井壁取心等许多资料录取难度较大，影响对部分疑难层的评价。产液剖面测井相比DST测试成本较低，在开发阶段可在一定程度上替代DST测试。根据产液剖面测井解释结果，将其与测井解释的储层物性进行匹配，可以划分出有效储层和非有效储层[2]。对于碎屑岩储层，一般采用套管完井的方式生产，通常用一个滑套控制多套储层，产液剖面测井相当于多层合采，通过对各储层物性与厚度的对比来判断产能分配情况，进而确定各小层是否为有效储层，由试油法确定储层有效厚度下限标准。对于潜山等裸眼完井的复杂岩性储层，产液剖面测井可以准确得到测试段的产出剖面，结合成像测井、全波列测井及常规测井等多种资料综合确定油层有效厚度下限标准[3-4]。

2 应用实例及效果分析

2.1 判断碎屑岩单层产出情况

L油田为渤海东部海域的一个小型油田，东营组为主要目的层之一，以构造层状和岩性—构造油藏为主，储层段主要岩性为细粒砂岩和粉砂岩，孔隙发育情况较差，主要属于中孔—中低渗类储层，油品较好。该油田在勘探阶段钻探了5口评价井，根据DST测试、MDT取样和测压资料综合确定了油层的有效厚度下限标准[5-6]，以11.0 Ω·m作为划分油、水层的电阻率标准。

但在油田开发过程中，发现部分井的生产情况与评价阶段认识不符。对主要出水层位进行重新认识，采取卡水措施，改善生产状况，在部分井进行了产液剖面测井。图1为开发井A1井东营组Ⅲ油组和Ⅳ油组测井曲线特征，其中左侧为常规测井调整，右侧为对应层段的产液剖面测井解释结果，若以评价阶段确定的下限标准，储层段电阻率在10～15 Ω·m，均可解释为油层，而从产液剖面测井结果可以看出，井温曲线在几个射孔层均有明显减小的反映，说明所有射孔层均有产出，密度在整个测试段无明显变化，产出流体密度均在1.0 g/cm3左右，说明无轻质相流体产出，产出流体均为水，由此，说明之前东营组电阻率下限定为11 Ω·m偏低，需要进行调整。

图1 L-A1井测井特征Fig.1 Logging characteristics of well L-A1

随后对生产过程中取的部分水样进行了分析，东营组Ⅱ油组所取水样水型为氯化钙型，矿化度均在10 000 mg/L以上，计算得到的地层水电阻率介于0.13～0.25 Ω·m；Ⅲ油组和Ⅳ油组水样为碳酸氢钠型，矿化度均在6 500 mg/L以下，对应地层水电阻率介于0.45～0.74 Ω·m（表1）。说明了Ⅱ油组上下对应的地层水有明显差异，随深度增加，地层水矿化度有降低的趋势，同时对测井特征进行分析可知，随深度增加水层电阻率有明显的增加趋势，因此，对东营组的Ⅱ油组以上和Ⅲ油组以下应采用不同的下限标准进行油、水层判别。

对EdⅠ～Ⅱ油组部分录井、气测显示较好但电阻率在6～7 Ω·m的层段进行射孔生产并测产液剖面证实为油层；对EdⅢ～Ⅳ油组电阻率在10～15 Ω·m的层段储层射孔生产并测产液剖面证实为水层。因此，对原有的电阻率下限值根据实际的生产资料做了相应的调整。图2为根据测试、取样和产液剖面测井资料制作的孔隙度与深电阻率图版，根据该图版将Ⅰ～Ⅱ油组电阻率下限调整为6 Ω·m，Ⅲ～Ⅳ油组电阻率下限调整为16 Ω·m。

表1 L油田开发井地层水分析数据Table 1 Formation water analysis data of development well in L oilfield

图2 L油田油、水层判别图版Fig.2 Oil and water layer discriminant chart of L oilfield

2.2 证实流体性质和产能，为潜山评价奠定基础

J油田位于渤海辽东湾海域，主力含油层系为古近系沙和街组砂岩油层和太古界潜山油藏，该油田评价阶段共钻探9口井，其中多数井钻遇潜山储层，潜山油藏为一底水、块状裂缝性油藏，圈闭面积大，油柱高度高，储层岩性以灰色和灰白色片麻岩为主，裂缝系统发育，同时加上溶蚀孔洞和微孔隙，共同形成了较为理想的储集空间，潜山段测试产能较高，一般日产油在200 m3以上。

由于潜山储层的复杂性，给测井评价带来了一定的困难，潜山储层与碎屑岩储层相比存在以下评价难点：

1）潜山储层岩性复杂，孔隙和裂缝发育，非均质性强，通过常规测井资料难以有效区分储层与非储层。

2）储层受影响因素较多，如岩石基质、地层裂缝、油气水、钻井液的侵入等等，储层裂缝与基质的孔隙度很小，所含流体对测井响应特征的贡献很小，从电阻率上难以判别储层的含油气性。

3）由于海上油田的特点，一般采用大段合试进行试油，难以准确确定产出层段和产能状况，对油水界面的判断带来困难。

针对以上这些难点，在J油田除进行常规测井项目外，还在多口井进行了阵列声波、电阻率成像测井，以助于有效评价裂缝和孔隙发育情况。在4口井进行了产液剖面测井，产液剖面测井资料的有效应用对潜山储层的评价起到了至关重要的作用[7-8]。

图3 J-2井产液剖面测井解释成果Fig.3 Well log interpretation design sketch of liquid production profile of well J-2

图3为J-2井产液剖面测井解释成果图，从图3可以看出，1 901.7 m以下流体密度在1.1 g/cm3左右，为泥浆密度显示；1 901.7 m以上密度逐渐减小，说明有产出；1 861～1 820 m密度值由1.07 g/cm3逐渐减小到0.85 g/cm3，说明有油产出；1 820 m之上密度与持水率曲线均呈油的响应，密度值在0.85 g/cm3左右，持水率增加，说明产出均为油。利用产液剖面测井可以定性判断储层的流体性质，并通过计量得到各产出层段的产量，说明利用该技术评价潜山储层的产能和流体性质是可行的，同时由于潜山储层采用裸眼完井方式，可以通过产液剖面测井过程中流体性质的变化判断油水界面位置，为地质油藏研究和储量评价提供重要依据。

图4为J-2井潜山储层测井响应特征图，从图4可以看出，产液剖面测井证实的产出层对应的测井响应特征为：双侧向电阻率测井值相对较低，深、浅侧向电阻率间有明显的正差异；低密度、高中子、高声波时差，斯通利波有明显的时滞、频移现象，斯通利波反演得到的渗透率较高；电阻率成像测井图上有明显的暗色条带，指示裂缝发育。未产出层的测井响应特征与此相反，为非储层，因此，可以综合各种资料建立潜山地层产液剖面测井产能与储层有效性间的关系，用于储层评价。

根据整个油田产液剖面测井解释结果，将单层产量转化为比采油指数，同时由于潜山储层深、浅侧向电阻率的分开程度和声波时差曲线可以较好地反映裂缝发育程度，引入了深、浅侧向电阻率比值与声波时差的乘积，建立了潜山储层的下限确定图版（图5），根据该图版将孔隙度大于3，双侧向比值与声波时差乘积大于90作为储层划分的重要依据，同时结合钻井取心、录井、气测、成像、核磁共振等多种资料来综合进行储层划分和油、水层解释。

3 结论

1）由于海上油田单层测试资料较少，产液剖面测井能够判断产层的产出情况，在油井生产动态监测、储层非均质性判断、复杂储层流体识别等方面发挥了较大作用，已成为开发阶段应用较为普遍的一种测井方法。

2）根据开发井产液剖面测井资料，对L油田储层进行了再认识，证实东营组地层水纵向上存在差异，据此对评价阶段确定的有效厚度下限标准进行了调整，产液剖面测井为开发阶段的下限研究和地质油藏再认识提供了可靠依据。

图4 J-2井潜山储层测井响应特征Fig.4 Log response characteristics of buried hill reservoir of well J-2

图5 J油田潜山储层下限值图版Fig.5 Lower limit chart of buried hill reservoir of well J-2

3）潜山储层受影响因素较多，常规测井资料难以判断流体性质，海上油田一般采用多层合试的方式求产，利用产液剖面测井得到连续的产出剖面，可以准确判断流体性质和油水界面位置，为准确评价渤海J油田潜山储层奠定了良好的基础，并为以后复杂岩性储层的测井评价提供了思路。

[1]郭海敏，戴家才，陈科贵.生产测井原理与资料解释[M].北京：石油工业出版社，2007.

[2]崔云江.渤海锦州25-1南油田太古界潜山储层测井评价技术[D].山东：中国石油大学（华东），2008.

[3]徐锦绣，王永利，曹树春，等.成像测井在地质油藏研究中的应用[J].海洋石油，2009，29（1）：100-104.

[4]谭忠健，项华，刘富奎，等.渤海复杂油气藏测试技术研究及应用效果[J].中国海上油气，2006，18（4）：223-228.

[5]李文湘，汪瑞宏，崔云江.渤中2油田东营组油层有效厚度下限确定方法[J].石油地质与工程，2013，27（4）：58-60.

[6]汪瑞宏，李兴丽，崔云江，等.气测录井技术在渤海疑难层流体识别中的应用[J].石油地质与工程，2013，27（1）：72-75.

[7]张凤敏，初振淼，孙广伯，等.应用常规测井资料评价裂缝性储层储集类型[J].特种油气藏，2001，8（3）：29-31.

[8]卢毓周，魏斌，王睿.利用生产测井资料识别裂缝性储层流体性质[J].特种油气藏，2003，10（增）：17-18.

（编辑：杨友胜）

The lower limit determination of oil layer effective thickness by liquid producing profile log——A case study in clastic rock of L oilfield and buried hill reservoir of J oilfield in Bohai area

Wang Ruihong,Cui Yunjiang,Shi Xinlei,Qi Yi and Zhao Shuzheng
(Tianjin Branch of CNOOC Co.Ltd.,Tianjin 300452,China)

Liquid production profile log is a production monitoring measure and widely used in the development stage of Bohai oil⁃field.Through liquid production profile log in some difficult layer of oilfield production process,the accurate judgment of specific output interval provides important basis for the lower limit reconfirmation of oil layer effective thickness in evaluation phase.Due to the evaluation difficulties of buried hill reservoir,liquid producing profile log is used to distinguish fluid property,on this basis,the lower limit is established and achieves good effects.

Bohai oilfield,liquid production profile log,development well,buried hill

P631.84

A

2015-07-09。

汪瑞宏（1982—），男，工程师，测井资料处理解释及岩石物理研究。