(中石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712)

大庆长垣扶余油层以致密油为主，储量丰富，是大庆油田增储上产的重要基础。扶余油层属源下致密油藏，上覆分布稳定的青山口组暗色烃源岩，总体上具有砂岩层数多、单层厚度薄、层间差异大、连续性差等特点。单砂层厚度一般在1.5～5.5m，孔隙度6.0%～13.0%，渗透率0.01～1mD。直井压裂后产能较低，储量升级和动用难度大[1～3]。自2012年以来，借鉴国内外致密油气勘探开发经验，针对扶余油层地质特征，采用“水平井+大规模体积压裂”方式提产，探索致密油的有效开发及动用方式。截至目前，共钻扶余油层预探水平井25口，平均水平段长度1110m，平均单井产能27.4t/d，较直井单井产能提高了10倍以上，水平井钻探和产能建设均取得了良好的效果。

随着水平井和大规模体积压裂有效动用致密油的同时，也给测井储层评价带来新的挑战。水平井与邻近直井测井响应特征差异、水平井储层参数计算、压裂改造甜点段选择及产能评价成为致密油水平井储层测井评价的重点。从前人研究成果[4,5]来看，水平井测井解释与直井解释过程大致相同，相对于直井，其特殊性主要表现在空间位置、上下围岩影响、地层非均质性及各向异性等方面，导致在测井曲线显示、井轨迹与地层关系解释及综合评价等方面有所不同。为此，笔者应用丰富的直井、水平井(以下简称直平井)测井资料，探讨了直平井测井响应特征和差异，并在确定井轨迹与地层几何关系的基础上，总结了水平井储层参数计算、“甜点”段优选和产能评价方法，形成了一套长垣扶余油层致密油水平井测井评价技术。

1 直平井测井响应分析

前人主要通过数值模拟方法来研究围岩、井眼大小、井眼与地层夹角及地层各向异性等因素对水平井测井响应的影响，总结了许多规律[6，7]。大庆长垣扶余油层致密油预探水平井测井以贝克休斯随钻伽马和电阻率系列为主，同时还进行了以阿特拉斯5700系列为主的钻后电缆测井，测井项目较齐全，为直平井的测井响应分析提供了有利条件。

1.1 直平井电缆三孔隙度测井响应分析

ZP6井是以落实X18井区扶余油层Ⅱ油层组(FⅡ)砂岩发育情况及含油性为目标的一口水平井。为了对比直井与水平井测井响应特征，ZP6井的导眼井目的层和水平井水平段均加测了ECLIPS-5700系列三孔隙度和阵列感应测井，并对水平井水平段进行了井壁取心(15块)。邻近直井X18井的目的层也加测了ECLIPS-5700测井系列。水平井测井曲线选取在目的层层中位置、受上下围岩影响较小处读值，其特征主要表现为随钻电阻率曲线较平直，随钻上、下伽马响应值差别较小，录井岩屑见连续含油显示处。通过对比ZP6井导眼井目的层、水平井水平段和邻近直井X18井目的层段的三孔隙度测井曲线值(见表1)，可以看出三者差异较小。同时对比了测有电缆三孔隙度测井的其他9口扶余油层致密油水平井与其邻近直井目的层的三孔隙度，也显示出相同的规律(见图1(a)，以声波时差为例)。应用水平井水平段三孔隙度曲线，采用直井模型计算水平井孔隙度，并与15块井壁取心样品分析结果(见图1(b))对比，孔隙度绝对误差1.0%左右，说明直井与水平井三孔隙度测井曲线值差异不大。

表1 ZP6井导眼井、水平井及其邻近直井X18井目的层三孔隙度测井值对比表

图1 致密油直平井声波时差交会和ZP6井测井计算与岩心分析孔隙度交会图

1.2 直平井电阻率测井响应分析

大庆长垣扶余油层致密油水平井主要采用贝克休斯公司的OnTrak-随钻自然伽马和电阻率测井仪器进行地质导向，提供双频率(2MHz(高频)和400kHz(低频))下4条不同探测深度的相位电阻率和衰减电阻率曲线。为了解上述4条随钻电阻率曲线与直井饱和度解释模型中常用的深侧向电阻率的关系，对扶余油层致密油20口水平井随钻电阻率曲线与其邻近直井目的层ECLIPS-5700测井系列深侧向电阻率曲线进行了取值对比(见图2)。从图2(a)中可以看出，随钻相位电阻率(RPCELM(低频)、RPCEHM(高频))相较于邻近直井深侧向电阻率普遍偏大，分析认为与相位电阻率对垂向电阻率敏感，受各向异性影响大有关。图2(b)中随钻低频衰减电阻率(RACELM) 相较于邻近直井深侧向电阻率普遍要低一些，分析认为与其探测深度大，受目的层上下泥质围岩影响有关；而随钻高频衰减电阻率(RACEHM)与邻近直井深侧向电阻率较为匹配，基本在45°线附近，说明井轨迹在目的层层中位置的RACEHM能代表目的层的电阻率，可利用直井模型计算储层含水饱和度。

图2 致密油水平井随钻(相位、衰减)电阻率与邻近直井深侧向电阻率交会图

1.3 直平井自然伽马测井响应分析

随钻自然伽马测井与传统直井的自然伽马测井原理相同，都是沿井眼记录地层伽马射线的强度。随钻自然伽马探测器一般安装在离钻头不远的钻铤内部，因此除泥浆密度、井眼井径变化等一般影响因素外，测井速度与钻铤对伽马射线的衰减也是影响测量值的主要因素[8]。从对扶余油层致密油水平井和邻近直井自然伽马的测量值对比 (见图3(a)) 来看，2种仪器(随钻、电缆)的测量值变化趋势基本一致，水平井随钻、电缆自然伽马普遍较邻近直井自然伽马小，分析认为水平井可能受围岩、泥浆和钻铤对低能铀钍的灵敏度低等因素影响。从图3(b)水平井与邻近直井的自然伽马相对值来看，两者差别不大，说明水平井可以利用随钻自然伽马相对值进行水平段泥质含量计算。

图3 致密油水平井随钻、电缆自然伽马与邻近直井自然伽马及相对值交会图

2 井轨迹与地层几何关系确定

弄清水平井井轨迹与地层几何关系(即地层模型)对水平井实时钻进、储层测井评价、射孔位置确定和试油方案编制具有重要的指导作用，是水平井测井解释首要解决的问题[9，10]。由于扶余油层纵向上有多套薄油层(一般在2～3m)叠置发育，横向上砂体相变快，给水平井井轨迹解释带来一定难度，且水平井随钻测井和井轨迹数据所包含的信息常常难以提供唯一的解释，通常还需要利用邻近直井(或导眼井)的一些特殊储层(如油页岩、膏岩)作为标志层，并利用地震沿井轨迹切片或目标层构造图获得地层倾角等信息来作为井轨迹解释的约束条件或起始点，以达到精确解释井轨迹与地层钻遇关系的目的。

大庆长垣扶余油层致密油水平井目标层厚度较薄，但井网较密集。利用该优势，井轨迹与地层关系的确定可利用邻井资料和井间对比资料，采用在二维或三维空间中的井眼轨迹、地层剖面和测井曲线综合成图技术，根据随钻测井响应特征的差异反映空间上的地层构造、岩性或含油性变化来综合确定。

首先，应用导眼井或邻近直井的自然伽马或电阻率信息构建地层层状初始模型，并根据直井目的层附近的具有特殊测井响应的岩性(如扶余油层上覆青山口组一段具有高自然伽马和高电阻率特征的油页岩层或者扶余油层中高电阻率的非目标油层或钙层)，来标定数量不等的标志层，为下步地层模型调整提供依据和参考。

然后，利用水平井解释软件的二维或三维成图技术，调入井轨迹、随钻测井曲线和邻井层状地层模型；入靶点位置判断主要通过标志层结合地层等厚原则、测井曲线形态和数值来综合判断；地层倾角计算主要依靠地质构造图和地震资料来确定，或者当井眼轨迹2次钻遇地层界面时采用几何判断法来计算。

最后，利用随钻方位伽马曲线确定井轨迹是钻遇地层上界面还是下界面，从而确定井眼轨迹与地层位置的关系；同时，根据扶余油层一般含低钙导致相位电阻率升高等信息，不断调整井眼与地层几何关系，直到由地层模型正演模拟的测井曲线与实测曲线符合较好时，则认为该地层模型与实际地层最为接近。

3 水平井储层参数计算和“甜点”段优选

根据上述研究分析可知，井轨迹在目的层层中位置的RACEHM与邻近直井的深侧向电阻率匹配最好，可利用直井模型计算储层含水饱和度。水平井钻后电缆的声波时差、密度值与直井差别较小，也可应用于水平井储层孔隙度计算。但在其他位置，电磁波测井受层厚、围岩和层界面等因素影响，需要开展校正。因此，在井轨迹与地层几何关系确定的基础上，采用有限元法数值模拟水平井地层模型下的电磁波测井响应，并针对影响因素建立相应的校正图版，开展水平井电阻率的逐点校正，提高致密油水平井储层参数的计算精度。

致密油水平井储层“甜点”段优选主要根据随钻和电缆测井数据计算储层“七性”参数，应用致密油直井分类评价标准[11]划分储层类别。“七性”参数解释成果图通过设置曲线刻度，将孔隙度和含油饱和度、泊松比和弹性模量、渗透率和破裂压力等参数放置在同一道内，突出储层物性、含油性和可压性等特征。同时增加固井质量、井轨迹与地层几何关系等解释结果，直观、便捷地划分出水平段储层类别，为压裂选层及射孔位置确定提供重要支撑。在压裂段划分上，主要考虑同一层段内储层的性质和类别、固井质量以及井轨迹所在储层位置相对均一等条件；好储层段缝多，应增大改造体积，差储层段缝少，应增大缝的延伸长度。同时，依据“七性”评价参数和地应力大小确定压裂段内簇数和各簇射孔点，并根据储层类别、钙质含量、泥质含量的变化，确定各段加砂量、加液量、土酸类型和用量。

图4为ZP2井“七性”参数测井综合解释评价成果图，可以看出，水平段入靶点(2150m)至2590m，井眼在砂岩中，“七性”参数处理结果显示，储层物性、含油性、可压性相对较好，为“甜点”段，测井共解释致密油Ⅰ-1类17层316.6m，致密油Ⅰ-2类4层34.2m；水平段2590m至井底(3100m)，井眼主要在目标砂岩下伏的泥岩、泥质粉砂岩中，测井解释均为干层。依据同一压裂段“物性相近、含油性相近、脆性与破裂压力相近，段内各簇射孔位置破裂压力差异小，脆性指数差异小”原则，将该井水平段分为9段进行压裂施工，其中2590m至井底分4段，入靶点至2590m分5段。根据储层类别、钙质含量、泥质含量的变化，①～④段进行滑溜水探索泥岩穿层压裂试验，常规压裂液扩宽裂缝及携砂支撑，以达到沟通砂岩储层的目的，加液量平均1511.2m3，加砂量平均60m3；⑤～⑨段采用常规压裂液，加液量平均1050m3，加砂量平均140m3。该井压裂后日产油13.33t，示踪剂监测显示①～④段产液贡献率达到了35%，取得了一定的压裂效果。致密油水平井“七性”参数测井综合解释评价成果图结合井轨迹与地层几何关系图，已成为试油压裂选层的关键图件之一。

图4 ZP2井“七性”参数测井综合解释评价成果图

4 水平井产能快速评价

图5 致密油水平井综合评价指数-压裂后产能交会图

图6 AP1井综合评价指数-示踪剂贡献率/回采率交会图

对于压裂水平井的产能预测，国内外已有大量专家学者进行了研究[12，13]，形成了不同完井条件、不同驱动方式、不同井网下的众多产能评价模型或方法，为地质设计和决策提供了依据。但是，上述方法较为复杂，模型中泄油半径、生产压差、裂缝属性等参数取值困难，在实际生产应用中误差也较大。一般来说，水平井的产能与储层品质和压裂工艺有关，同一探区具有相近储层特征和试油工艺的井间，可由试油井资料通过类比法预测新钻水平井的产量。

通过对扶余油层致密油20口水平井进行产能分析，确定产能影响因素主要为水平段长度L、目的层砂体厚度H、储层品质参数(有效孔隙度φ、含油饱和度So、脆性指数IB)。因此，为了满足致密油水平井优化设计和钻后快速评价的需要，采用类比法，应用上述5个储层参数的乘积(即综合评价指数)，建立了与压裂后产能的关系模型(见图5)。应用该模型预测水平井产能，与实际钻采结果相比，平均相对误差为29.6%，基本能够满足生产需要。

示踪剂监测技术是评价水平井分段多簇大规模压裂改造后各段产量的重要手段。研究可知，示踪剂在评价水平井各段产能时，其分段回采率和贡献率能较好地反映地层的产出情况[14]。图6给出了AP1井稳产阶段各压裂段的示踪剂贡献率和回采率与储层综合评价指数的关系，可以看出，三者间具有较好的正相关性，说明储层综合评价指数与产能关系密切，能够合理地反映产能的大小，证实了类比法计算水平井产能的可行性。应用该方法在F38试验区8口水平井开展了产能快速评价，测井产能预测结果与试油30d产能对比，平均相对误差22.4%(见表2)，有力支持了试验区难采储量的有效动用。

表2 F38试验区水平井测井产能预测结果与试油30d产能对比

5 结论

1)当水平井井轨迹在目的层层中位置时，钻后电缆三孔隙度测井曲线值与直井目标层三孔隙度测井曲线值基本相当，且随钻高频衰减电阻率基本可以代表目的层储层的电阻率。上述水平井测井曲线值可应用于水平井储层参数的计算。

2)扶余油层致密油水平井储层“甜点”段优选，突出了储层物性、含油性和可压性等特征，结合井轨迹与地层几何关系，综合判断储层类别，划分压裂段，确定射孔位置和工程参数。

3)确定了扶余油层致密油水平井产能影响因素主要为水平段长度、目的层砂体厚度、有效孔隙度、含油饱和度和脆性指数，采用类比法建立了水平井综合评价指数与产能关系模型。同时，示踪剂监测技术也证实了综合评价指数与产能关系密切，能够较为合理地反映产能的大小。