王锦程，付东立，尹玲玲，胡瑨男，任世超，杨 钰

（1.中国石油大港油田公司勘探开发研究院，天津 300280；2.渤海钻探第一录井公司，天津 300280）

0 前言

储层流体性质判断的准确性是新井试油、老井

重新挖潜、从而达到增储增产的先决条件。电阻率是反映储层含油性最直观的资料，利用电阻率值与声波时差、密度、补偿中子所计算的储层孔隙度值相交汇，建立油层电性下限的图版是目前常用的一种方法，但对于岩性复杂，常规储层与高阻水层并存的复杂储层，容易造成流体性质的误判。

1 区域地质概况

板桥斜坡夹持于沧东断层、海河断层及滨海断层之间。在板桥构造带部署实施A37井的于滨I油组获得百吨高产，实现了该区岩性油气藏勘探的重大突破。在A37井区主体获得成功的基础上为了继续扩大规模，在低部位部署了A37-31，A37-32等井，滨I中油组试油出水，说明了A37井区油水关系复杂，其“四性”关系也呈现出错综复杂、相互联系相互制约的特征，造成测井解释的误判。因此，储层电性下限作为储层流体性质识别的重要参数需要进行调整（吴仓仓等，2014；徐静等，2012）。

2 高阻水层的成因及油层下限研究

2.1 常规油水层识别

以A37井区已钻井试油资料以及测井响应资料为基础，分析储层“四性”（岩性、物性、电性和含油性）之间的内在关系，建立储层流体识别图版（王润好等，2006；郑锐等，2011；陶佳丽等，2013）。现将新钻井A37-31试油段测井数据投入图版中，发现其落入油层区（图1），但试油结果显示：日产气44m3，日产水14.56m3，说明常规的电阻率-孔隙度图版对于这种高电阻水层无法识别。

图1 电阻率与孔隙度交会图Fig.1 Crossplot of resistivity and porosity

2.2 电阻率的影响因素

由于电阻率与含油性有密切的关系，而本区油层电阻率下限无法确定，影响电阻率的主要因素有岩性、孔隙发育情况、孔隙连通性、碎屑岩的粒度、泥质含量、地层水矿化度等，对于不同的区块上述各因素对电阻率的影响强度存在明显的差别（孙建孟等，2006；张宇晓等，1995），而上述各因素都受沉积环境的影响，最终在测井曲线上体现出来。

研究表明小站物源和葛沽物源口对应的扇体分布范围广，是板桥低斜坡的主要沉积体。小站物源与葛沽物源在不同时期和波及范围存在较大变化。板桥斜坡区沙一下在沙二段的基础上发生大面积湖扩，滨Ⅰ油组为湖圹早期沉积，继承沙二段沉积格局，发育多个扇三角洲沉积体，以前缘亚相为主。小站扇三角洲分布局限，仅在小站物源口附近，葛沽扇体波及范围大，向南波及至白水头一带，向东波及至驴驹河一带（陈长伟等，2016；赵贤正等，2016；周立宏等，2011）。因此A37井区主要受葛沽物源影响，从北向南发育两支水下分支河道，单层厚度沿主相带向物源方向砂体增厚，岩性渐纯，自然伽马值逐渐变小（图2）。在北东-西南向：自然伽马值在50API左右，物性大致相同，电阻率在20Ω·m以上，储层试油以油层为主；在北西-南东向：自然伽马值往北西向逐渐小，范围在35～50API，物性大致相同，电阻率在20Ω·m以上，但储层试油油层、水层都有，流体性质不一（孙志华等，2013）。

图2 滨Ⅰ中部主力油层沉积微相图Fig.2 Sedimentary microfacies of main reservoir in the middle BinⅠ

从表1可以看出A37井以岩屑长石粉砂—细砂岩为主（姚婷婷等，2016），粒级主要集中在0.025～0.20mm，自然伽马值在45 API左右；A1505井以岩屑长石中砂—细砂岩为主，粒级主要集中在0.063～0.45mm，自然伽马值在40API左右。由此也说明了离物源较远的A37井比离物源较近的A1505井岩性细，泥质含量高。

以上分析表明受沉积微相的影响岩性变化是造成A37井区水层和油层的电性十分接近，甚至好于油层的主要原因。

表1 A37井区滨Ⅰ油组碎屑岩岩石薄片鉴定表Tab.1 Identification of clastic rock thin section in the A37 wellblock BinⅠ oil group

2.3 流体性质识别

通过岩性分析可知影响A37井区含油性的主要因素是岩性的差异，因此利用视地层水电阻率和自然伽马相对值交会图版来区分油水层（图3），从图3可以看出视地层水电阻率和自然伽马相对值交会图版虽然比电阻率和孔隙度交会图版区分油水层好一些，但还是存在界限不清的问题。

储层的含水饱和度可以直接反应储层的流体性质，含水饱和度与储层电性之间的关系可以由Archie和Simandoux描述（李志华等，2002），因此，分别选用Archie和Simandoux计算的含油饱和度与自然伽马相对值交会（图4、图5），并以自然伽马值0.17为界，当△GR＞0.17时,将其定义为常规储层；当△GR≤0.17时则存在高阻水层，将油水层区分开。Archie（高严等，2011；孙建孟等2006；邹良志，2013）公式的适用性受诸多因素影响，计算的油层含油饱和度在63%～80%之间与实际生产不符，最终选用Simandoux（王迪等，2016；胡永静等，2013）计算的含油饱和度与自然伽马交会来识别流体性质，从Simandoux公式可以看出由于引入了泥质含量（孙建孟等，2008），含油饱和度计算范围在45%～68%之间与实际生产相符。在电性、物性相同的情况下，泥质含量越高计算的含油饱和度越高，相反泥质含量越低所计算的含油饱和度越低，也说明了A37-31井电阻率高达30Ω·m却试油出水，是由于自然伽马值低，岩性纯泥质含量低，储层若是出油所需的含油饱和度就要更高。在图版上则体现为当自然伽马相对值大于0.17时，含油饱和度大于45%为油层；当自然伽马相对值小于0.17时，达到油层所需的含油饱和度随着自然伽马相对值的减少而增加；在电性、物性相同的情况下，Archie计算的含油饱和度为定值，而Simandoux计算的含油饱和度随着泥质含量的减少而减少，从图版上也可以看出相对于Archie计算的含油饱和度Simandoux计算的含油饱和度范围更大，更有利于流体性质的识别。

图3 视地层水电阻率与自然伽马相对值交会图Fig.3 Crossplot of apparent formation water resistivity and relative GR value

图4 Archie计算含油饱和度Fig.4 Oil saturation calculated by Archie formula

图5 Simandoux计算含油饱和度Fig.5 Oil saturation calculated by Simandoux formula

在运用含油饱和度与自然伽马交会的图版时需要先计算含油饱和度，在实际应用时不够简便，因此以0.17为界，利用图版反推出两条计算电阻率的公式：

当ΔGR≤0.17时，

当ΔGR＞0.17时，

式中：Rtj为计算电阻率，Ω·m；Rw为层水电阻率，Ω·m；Rsh为泥岩电阻率，Ω·m；ΔGR为自然伽马相对值；Vsh为泥质含量，%；ϕ为—岩石有效孔隙度，%。

将计算的电阻率曲线与实测的电阻率曲线重叠，当计算的电阻率值小于实测的电阻率值则为油层，计算的电阻率值大于实测的电阻率值则为水层。

2.4 效果分析

利用试油、试采资料作为图版流体性质识别的检验标准（陈洪斌，2003）。图6为A37-32井测井综合解释成果图，第119、122号层，岩屑显示为荧光、油迹，按原始的电性图版在油气层区，初步解释为油层。119号层阻率为61.6Ω·m，122号层电阻率为29.6Ω·m，两层的电阻率都比较高，再利用新计算的电阻率与实测的电阻率比较发现：计算电阻率大于实测的电阻率，说明119、122两层均含水，重新评价为含油水层，经试采119、122两层合采日产油0.71t，日产气129m3，日产水31.52 m3，验证了利用计算电阻率曲线与实测电阻率曲线重叠的方法来识别油水层的可行性。

图6 A37-32测井综合解释成果图Fig.6 Comprehensive interpretation results of well log in A37-32

3 结论

（1）A37井区油水关系复杂，影响储层流体性质的因素多种多样，综合考虑各个影响因素，优选出对本区岩性特征反应敏感的自然伽马曲线进行分析、处理，最终得出自然伽马值越低，岩性颗粒越粗，泥质含量越低，其达到油层所需的含油饱和度就越高，电性就越高。

（2）储层流体识别的方法较多，在应用时应针对不同地区的地质特征及流体性质的差异而选用不同的识别方法。经过多次比较、分析最终选用能体现本区岩性特征的Simandoux计算的含油饱和度与自然伽马相对值交会来识别流体性质，并反推出计算电阻率的公式，利用计算电阻率与实测电阻率重叠进而简便、直观的识别油水层。通过已经试采的井证实了该方法的可行性，提高了区块井的解释符合率。