渤中油田东营组低阻油层识别方法研究

2017-12-21许赛男崔云江别旭伟韩志磊郑炀

长江大学学报(自科版) 2017年23期

关键词：渤中东营韵律

许赛男，崔云江，别旭伟，韩志磊，郑炀

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

渤中油田东营组低阻油层识别方法研究

许赛男，崔云江，别旭伟，韩志磊，郑炀

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

正确识别低阻油层对提高油田的勘探开发效率具有重要意义。渤中油田东营组发育多套反韵律沉积的储层，其底部岩性细、物性差，电阻率较顶部储层明显变低，应用常规测井方法难以判别该类低阻层的流体性质。对低阻油层成因机理分析认为，受沉积韵律控制作用的影响，岩性细、泥质含量高是其形成的主要因素。由于自然电位和自然伽马曲线可以表征岩性粗细及泥质含量的影响，同时结合电阻率曲线又能反映地层流体性质的影响，因此应用常规测井资料建立了基于沉积相带及沉积韵律分析的流体识别方法。该方法重新识别出了渤中油田低阻油层30m，展示了常规测井资料在低阻油层识别中良好的应用前景。

低阻油层；反韵律；成因机理；常规测井；渤中油田

随着渤海油田勘探开发的不断深入，低阻油层逐渐成为精细勘探、老井复查的重点研究对象，在开发生产中具有重要意义[1]。受多种复杂成因机理的影响，低阻油层电阻率远远低于常规油层，与同一油水系统内水层电阻率的比值常小于3，甚至小于2，易被误判或漏判[2]。因此，国内外学者在对低阻油层成因机理分析的基础上，提出了小波变换、交会图、阵列感应电阻率以及核磁共振测井等低阻油层识别方法[3～6]。渤中油田位于渤海海域黄河口凹陷中洼南斜坡带，郯庐断裂渤南段中支以东，主体区在主要目的层段明化镇组、东营组和沙河街组形成了以大型断裂控制为主的复杂断块圈闭群。该油田东营组发现多套反韵律底部低阻油层，储层岩性以粉砂岩为主，泥质体积分数普遍在30%以上，储层物性较差，是导致低阻的主要因素。渤海油田通常应用自然电位与冲洗带电阻率比值法进行低阻油层识别，但是由于渤中油田低阻油层自然电位与水层相比并未明显降低，冲洗带电阻率与水层相比也并未明显升高，所以常用方法对于该油田低阻油层并不适用。通过分析其成因机理，提出了基于沉积相带及沉积韵律分析的流体识别方法，大大提高了低阻油层识别的成功率。

1 低阻油层成因分析

低阻油气层的成因复杂，主要是受沉积韵律控制作用、岩性细、束缚水饱和度高、黏土附加导电性、矿化度和测井环境等因素影响[7～10]，导致其在测井响应特征上表现为电阻率明显低于常规油层，与邻近水层相比，电阻率增大率常小于3，甚至小于2，利用常规测井方法难以识别。渤中油田位于黄河口凹陷中洼南斜坡带，该油田东营组三段为辫状河三角洲前缘沉积，发育多套反韵律储层，低阻油层多位于底部。笔者对研究区低阻油层成因进行了详细分析认为，受沉积韵律控制作用的影响，岩性细、泥质含量高是渤中油田东营组低阻油层形成的主要因素。

1.1 沉积砂体韵律控制作用

从沉积学的角度考察目前已经发现的低阻油藏，发现低阻油层最为突出的特征是以细、粉砂岩为主，沉积环境一般为弱水动力的低能环境。低阻油层多出现在不同沉积体系正韵律沉积层顶部或反韵律沉积层底部。受沉积作用控制的低阻油层与沉积韵律具有一定的内在关系，沉积水动力的迁移对储层岩性组分的变化具有深刻影响[10～13]。渤中油田东营组发育辫状河三角洲前缘反韵律储层，从储层底部到顶部沉积条件逐渐变强，储层的岩性由细变粗。从BZ-A井东营组测井响应特征及薄片对比分析(图1)发现，岩性粗对应电阻率高、岩性细对应电阻率低。如BZ-A井2782m常规油层岩性以中砂～细砂为主，约含粗砂28%、中砂52%和细砂及粉砂20%，碎屑颗粒较均匀分布，孔径平均0.15mm，对应电阻率为37.0Ω·m；2789.5m低阻油层岩性以细砂～细粉砂为主，约含粉砂75%和细砂25%，岩石孔隙发育差，且局部呈条带状发育，孔径平均0.10mm左右，对应电阻率为5.4Ω·m，纯水层电阻率一般介于2.5～4.5Ω·m。

图1 BZ-A井东营组测井响应特征(a)及薄片分析结果图(b)、(c)

表1为取心井高阻、低阻油层样品电阻率及细粒成分质量分数数据，高阻油层粉砂和黏土质量分数介于10%～33%，对应电阻率为4.4～7.3Ω·m；而低阻油层粉砂和黏土质量分数介于46%～57%，对应电阻率为13.1～73.0Ω·m。由此可见，岩性及物性的变化对电阻率测井值影响较大。在反韵律底部，低阻层电阻率除受流体性质影响外，还与储层的岩性和物性变化密切相关，导致低阻层流体识别难度加大。

表1 高阻、低阻油层电阻率和细粒成分质量分数数据

1.2 反韵律沉积层测井响应特征

渤中油田东营组反韵律储层顶部水动力强，岩石颗粒粗且纯，孔隙结构单一，渗透率高，自然电位呈高幅异常，储层深侧向电阻率高，自然伽马曲线呈现低值、较光滑。自上而下，随着水动力的迁移，沉积条件逐渐变弱，储层的岩性由粗变细，孔隙结构由单一变为复杂，渗透率低，自然电位低幅异常，储层深侧向电阻率明显降低，自然伽马增大，曲线出现齿状化(图2)。

图2 BZ-B井东营组反韵律沉积层测井响应特征与岩心分析成果图

2 低阻油层识别方法

电阻率测井曲线主要受岩性、物性、含油饱和度、泥浆侵入、胶结质、地层水矿化度等多种因素影响，是地层特性的综合反映。利用测井资料在一个层组内做纵向分析时，岩性、物性、胶结物含量、含油饱和度4个因素是主要因素[8]。

自然电位和自然伽马一方面可以表征沉积相带及沉积韵律的影响，体现岩性、物性、泥质胶结物的变化，泥质含量越高，自然伽马越大，自然电位异常幅度降低；另一方面，在油层和水层地层水矿化度相同的情况下，油层的自然电位异常幅度小于邻近水层的自然电位异常幅度[5]。利用上述2条曲线进行沉积相带及沉积韵律分析，可以进一步扩大油、水层之间的电阻率差异，达到流体识别的目的。详细步骤如下。

1)根据自然电位计算自然电位减小系数α：

(1)

式中：Ussp为最大静自然电位，mV；Usp为自然电位，mV。

2)综合利用自然电位、自然伽马，建立几何平均数β(β主要对ρlld起向正常油层对齐校正的作用)：

(2)

3)构建低阻油层流体识别指数IFID：

(3)

反韵律储层底部由于颗粒变细，使其与常规储层在相同的流体情况下，电阻率变低。因此利用Usp和qAPI可将影响电阻率的变细颗粒校正到正常颗粒。同时，由于Usp从另一方面反映了地层的含油气性，能够放大油、水层之间的差异。因此，IFID进一步扩大了油和水之间的电阻率差异，能够更好地识别地层流体性质。

根据式(3)可知，油层IFID大于邻近水层IFID，以纯水层IFID作为基线，根据油层与水层IFID差值判别储层流体性质。因此，IFID参数可以实现对低阻油层的流体识别。基于沉积相带及沉积韵律分析建立的流体识别技术，进一步扩大了低阻油层和水层之间的差别。

3 应用效果分析

表2为渤中油田低阻层应用常规法和沉积相带及沉积韵律分析流体法结果对比，沉积相带及沉积韵律分析流体识别方法与取样或测压分析结论符合率达到了90%。通过该方法对渤中油田6口井低阻层进行重新识别，新发现低阻油层30m，解放低阻油层储量近200×104m3。

利用上述基于沉积相带及沉积韵律分析的流体识别方法对渤中油田东营组多口井进行了处理，取得了较好的应用效果。图3、4分别为渤中油田BZ-A井和BZ-B井沉积相带及沉积韵律分析流体识别成果图，BZ-A井2739.1～2740.3m原解释结论为油水同层，通过该方法处理后重新识别为油层，取样结果证实为油层；BZ-B井2921.9～2922.7m原解释结论为含油水层，通过该方法处理后重新识别为油层，取样结果证实为油层，识别结果与取样结果一致，证实了该方法的可靠性。