鄂尔多斯地质测井解释

高萍 秦志成

摘要：文中使用测井储层综合评价技术，应用取岩芯、录井和测井资料，对鄂尔多斯盆地南部地区探井展开四性关系分析和研究工作。建立孔隙度、渗透率和含油饱和度的解释模型，总结了该区延长组利用测井资料区分砂、泥岩，划分油水干层应注意的问题，以及油水干层及泥岩、油页岩的识别标准。

关键词：鄂尔多斯盆地;延长组;低渗透储层;测井响应特征

1 绪论

鄂尔多斯盆地油气资源丰富，具有广大的勘探领域和良好的发展前景，盆地大部分为低渗透油藏，以发育低渗和特低渗储层的岩性油藏而著称，盆地中低渗透油田多而隐蔽，油层厚而致密，最近几年随着勘探技术的不断发展，储量的不断扩大，成为油气勘探的热点地区。

低渗储层与常规储层虽然具有一定的相似性，但由于其自身低孔低渗导致束缚水含量高的特殊性。因此其测井响应特征具有与常规储层不一致之处，通过最近几年在鄂尔多斯盆地南缘实际油气勘探发现，利用常规储层测井解释参数常常会误判储层或者误解储层流体性质。下面根据鄂尔多斯盆地南部地区CW区块探井四性关系分析结果探讨测井曲线在鄂尔多斯盆地南部低孔低渗储层上的响应特征。

2 常用测井系列

鄂尔多斯盆地南部地区CW地区探井采用两种测井仪器，一种是DF-1测井仪，主要采用在表层和对比测井以及固井质量检测上，测井项目包括4米电阻、自然伽玛、自然电位、井径、井斜、声幅和磁定位，比例尺为1：500，磁定位一般1：100或者1：200，測井曲线主要用于现场地层对比、初步解释及固井质量检测。另一种是3700或者是521测井仪，主要采用于完井电测，测井系列一般包括4米电阻、自然伽玛、自然电位、井径、自然伽玛能谱、双感应、八侧向、双侧向、微球、声波、密度、补偿中子和地层倾角，比例尺有1：500和1：200两种，在地质研究中经常用到该测井系列所测曲线。

2.1 岩性响应特征

采用3700或521测井仪测井时所得到测井系列中自然伽玛、自然电位、自然伽玛能谱、声波、密度等都对岩性特征有所响应，但自然伽玛、自然电位响应特征更为明显，同时也是在科研生产上常用的两条曲线。

在成岩作用特点和测井响应特征上，陆源杂基和千枚岩、板岩、片岩等泥质岩屑是相似的，通称它们为泥质。伴随泥质含量的增加，通常测井自然伽玛值增高，补偿密度、补偿中子和声波时差值增大，电阻率值降低，光电截面指数（Pe）值升高。鄂尔多斯盆地南部地区岩性特征具有砂中有泥、泥中有砂的特点，砂岩中泥质含量普遍较高，一般在10%左右，另外，岩屑中泥屑具有较高的含量，区内纯泥岩较少，砂质含量较高，这就导致了自然伽玛曲线在部分层段难以准确反映泥质含量，自然伽玛异常幅度不明显，一般可以利用自然电位与自然伽玛两条曲线相互印证的方法识别岩性。一般砂岩段自然伽玛小于100API，但很多泥岩段也小于该值，这时就需要参考自然电位曲线，自然电位曲线在砂岩段一般会有异常出现。

各个泥岩层自然电位的曲线大体上在右边形成一条直线，称为泥岩基线，而各个砂岩储集层则以泥岩基线为背景形成大小不同的曲线异常。称为自然电位异常。明显的自然电位异常是砂岩储集层最明显的特征。

2.2 电性响应特征

鄂尔多斯盆地南部地区常用测井系列中表示电性的曲线有很多，比较常见的有深浅侧向、微球、中深感应及4米电阻。

泥岩的电性响应特征表现为：深浅侧向及微球均小于30Ωm，且深浅侧向与微球之间没有正负异常表现，R4m在5-60Ωm之间;

砂岩的电性响应特征表现为：深浅侧向及微球均大于30Ωm，且深浅侧向与微球之间有正负异常表现，R4m在20-100Ωm之间;

其中油层的电性特征表现为：深浅侧向大于30Ωm，R>R且与MSFL有明显的正差异，R4m在20～1000Ωm之间，显示典型的低侵特征;水层的电性特征表现为：深浅侧向大于30Ωm，RLLS且与MSFL有明显的负差异，R4m在20-1000Ωm之间，显示典型的高侵特征;

油页岩的电性响应特征表现为：深浅侧向及微球均大于100Ωm，且深浅侧向与微球之间有正异常表现，R4m大于100Ωm。本区长7下段和长8顶面有一全区都发育的油页岩或油浸泥岩标志层，可对比性强，四米电阻率和自然伽马曲线均为指状极高值，在测井响应上呈现明显的“三高”特征，即高自然伽马（或中高去铀自然伽马）、高电阻率和高孔隙度，常有扩径现象，

2.3 物性响应特征

鄂尔多斯盆地南部地区常用测井系列中用于物性解释的曲线的曲线有声波时差和密度曲线。

利用延长组的岩心分析资料及测井资料编制了岩心孔隙度与声波时差（图1），岩心孔隙度与密度图版，其中密度与岩心分析孔隙度之间的相关性较好，相关系数达到0.968，运用回归公式计算的孔隙度与岩心分析孔隙度绝对误差最大为1.5%，72块样品平均为0.5%，一般计算孔隙度大于岩心分析孔隙度0.5%—0.6%，图版的解释精度能够满足目前勘探程度下确定有效孔隙度的要求，其关系式为：

Ф=-79.212ρ+210.37

R=0.976N=72

式中：Ф—有效孔隙度，（%）;ρ—密度，（g/cm）;

声波时差与岩心分析孔隙度之间的相关性较差，相关系数很低（见图2）。

（2）渗透率解释图板

渗透率解释图版反映出孔渗的相关性一般，这也是造成测井解释渗透率偏高的原因。

CW地区泥岩的物性响应特征表现为：高密度（2.6～2.8g/cm）、中低声波时差（200～230μs/m）、低补偿中子（5～15%）;

CW地区砂岩的物性响应特征表现为：中高密度（2.4～2.6g/cm）、中高声波时差（230～250μs/m）、中低补偿中子（10～25%）;

其中油层的物性特征表现为：密度小于2.48g/cm）、声波时差大于230μs/m;水层的物性特征表现为：密度小于2.45g/cm、声波时差245μs/m;干层的物性特征表现为：密度（2.5～2.6g/cm）、声波时差（230～250μs/m）;

油页岩的物性响应特征表现为：低密度（2.0～2.4g/cm）、高声波时差（380～400μs/m）。

3 结论

鄂尔多斯盆地的储层均为低孔低渗型储层，特别是油气，水层难以判断。究其原因，一是测井对低孔隙度油气，水层的分辫能力大大降低;二是对薄层或薄互层，目前测井的纵向分辨力还不够。为了解决低孔隙度储集层的问题，除了加强测井工作外，应当更多地依靠非测井资料和经验进行综合性的分析和判断，重点注意以下几点问题：

（1）依靠地质、钻井和试油，搞清地区油气、水分布和油气、水界面，把工作重点放在划准储集层上。

（2）應特别重视钻井过程中的油气显示，录井资料和测井资料。如有的在测井曲线上毫无显示，但录井有油斑，气测有非常高的异常时一定要综合分析。

（3）针对CW地区特定的地质条件，以岩心实验数据为依据，总结适合CW地区的常规测井的解释方法，以提高测井解释的准确性。

参考文献：

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