张 敏，任虎俊，李曦滨，王 昊，朱铭清，王 璐

（中国煤炭地质总局水文地质局（天津）工程技术研究院有限公司，天津 300131）

埕海低断阶位于渤海湾盆地黄骅坳陷歧口凹陷南部，埕宁隆起向歧口凹陷过渡的断阶式斜坡区，由北向南依次发育歧东断层、张北断层和张东断层等主控断层。研究区物源来自南部埕宁隆起，古地貌具有南高北低、东西向沟梁相间的构造格局，通过断层调节带向低断阶输送，形成以辫状河三角洲为主要沉积类型的沉积体，主要含油层系为沙二段，中孔、低渗型储层。

1 测井技术识别油水层方法

利用取得的岩石物性、测井和试油资料开展了“四性关系”研究，确定了本区沙二段油层的电性、岩性、物性及含油性标准。

1.1 油层岩性、含油性下限

埕海低断阶沙二段储集层岩石薄片分析。岩石类型以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，其中石英含量为31%～35%，长石为37%～44%，岩屑为25%～33%。砂岩颗粒磨圆度中等，呈次尖—次圆状，以中等分选为主，颗粒之间呈线或点—线接触，胶结物以方解石为主。根据岩心样品的粒度分析资料，油层岩性以细砂岩为主，其次为粗粉砂岩。

含油性取决于储集层的岩性、物性特征，随着碎屑颗粒粒径增大，岩性变粗，物性越好，含水饱和度降低，含油级别越高。通过含油性数据统计，油层含油级别主要以油迹、油斑和油浸显示为主。

1.2 储层物性下限

在沙二段油层与干层岩心分析孔隙度分布直方图中（图1），当孔隙度大于等于11%时，以油层为主，当孔隙度小于11%时以干层为主；在沙二段油层与干层岩心分析渗透率分布直方图中（图2），干层渗透率小于0.1 mD，油层的渗透率分布范围在0.1 mD以上。通过以上分析，把孔隙度大于等于11%，渗透率大于等于0.1 mD作为埕海油田沙二段物性下限标准，如图3所示。

图1 沙二段油层与干层岩心分析孔隙度分布直方图

图2 沙二段油层与干层岩心分析渗透率分布直方图

图3 沙二段岩心分析孔隙度与渗透率关系图

1.3 油水层电性下限

采用储集层电阻率与邻近泥岩段电阻率比值（Rt/Rsh），建立其与补偿密度交会图版，如图4所示，确定沙二段油层电阻率比值大于等于3，补偿密度小于等于2.47g/cm3，与根据岩心资料确定的孔隙度下限大于等于11%是一致的。油水同层或水层区电阻率比值小于3。

图4 沙二段补偿密度—电阻率比值电性图版

2 录井技术识别油水层

笔者经过多种气测解释图版的尝试摸索，皮克斯勒图版及烃三角形图版对区块内油气同层、油层与水层的识别效果差，界面特征不明显，本文选用符合本地区的渐趋法（3R）和简易参数法进行研究。

2.1 渐趋法（3R）解释图版的建立

渐趋法简称3R法，按照不同的流体性质中烃组分的轻中重比不同，通过函数关系来反映相应的变化。从Tg与Pr气测解释图版可以看出（图5），气层全烃值高于油层和水层，烃组分不全，以轻烃含量为主，气层全烃测试组分共7组，Tg＞60%，Pr＞91%；油层全烃含量仅次于气层，其峰形宽且平缓、组分齐全。从渐趋法（3R）气测录井解释图版可以看出（图6），Pr—Hr、Mr—Pr的散点均成线性趋势，渐趋形势近似可以用2个线性函数表示

图5 沙二段T g与P r气测释图版

通过图6可以看出气层区和油层区呈临界线分开，气层中的轻烃比值高，与油层的临界值为Pr=91%，油层轻烃比值比气层低，中烃比和重烃比含量呈逐渐升高的趋势，中烃比中气层Hr介于2.45%～9.04%，油层Hr介于9.0%～35.19%，重烃比中气层Mr介于0.28%～1.78%，油层Hr介于2.0%～19.31%，因此确定，油层判别标准为Pr＜91%，Hr＞9.0%，Mr＞2.0%。

图6 渐趋法（3R）气测录井解释图版

2.2 简易参数法

针对校正后的气测数据，本文提出了基于全烃含量、基峰比（又叫异常系数，某段气测异常全烃与气测异常前5 m井段平均值的比值Tsf/Tgy）的判断方法见表1。油层全烃值大于3%，基峰比大于4.5，水层全烃值0.02%～2.991%，基峰比小于4。

表1 简易参数法判别储层流体性质表

3 测井与录井技术综合评价油水层

3.1 测井图版中的疑难层

通过录井气测数据建立的Tg与Pr、渐趋法（3R）气测解释图版及简易参数判别法，重新对测井图版进行验证，重点针对测井图版（图4）中的疑难层W7井127#层（图7）进行深入分析，该层井段为4 097.8～4 103.2 m，电阻率比值2.8，补偿密度2.48 g/cm3，地面原油密度为0.850 7 t/m3，地面原油黏度6.26 MPa·s（50℃），为轻质常规原油。在补偿密度—电阻率比值电性图版中位于油水同层或水层区，岩屑录井揭示该层为褐灰色细砂岩，油气显示级别为油斑，气测全烃值为12.030 6%，C1组分9.664 6%，基峰比4.842 2，轻烃比（Pr）为85.04%，中烃比（Hr）为12.06%，重烃比（Mr）为5.53%，位于气测解释图版油层区，从简易参数法、渐趋法综合判别该层为油层，与测井解释不一致。该井钻井液为有机盐，密度为1.54g/m3，泥浆电阻率为0.35Ω·m，由于电阻率测井在识别地下孔隙流体来判断油、水层时会受到盐水钻井液侵入，造成井筒周围地层流体饱和度、地层电阻率等径向剖面的改变，油层存在低阻环带，使得电测井受其影响不能准确反映真实电阻率。因此综合测井的高分辨率性和录井直观特征最终解释为油层。该层投产后日产油27.88 t，日产气7 269 m3，日产水0.28 m3，与解释结果相符。

图7 W7井综合解释成果图

3.2 气测图版中的矛盾层

Tg与Pr气测解释图版中（图5）W10井114#、116#层均位于油层区，岩屑录井显示2层均为褐灰色粉砂岩，油气显示级别为油斑，气测全烃值为9.54%～11.85%，C1组分8.447%～10.484%。基峰比12.9～17.9，轻烃比（Pr）88.89%～89.17%，中烃比（Hr）11.02%～11.35%，重烃比（Mr）1.12%～1.15%，以简易参数法、渐趋法综合判别该层为油层。该井钻井液为氯化钾聚合物，密度为1.4 g/m3，泥浆电阻率为0.24Ω·m，其深电阻率为5Ω·m～5.8Ω·m，电阻率比值为2.3～2.6，补偿密度为2.3～2.34 g/cm3，电性特征偏低，不满足油层电性下限值，在测井图版中位于油水同层区，与录井解释不一致，综合测井、录井特征的相互辅助和印证，最终解释为油水同层。该层试油后日产油45.44 t，日产水95.28 m3，与解释结果相符。

4 结论

（1）基于埕海低断阶沙二段低孔低渗储层实例，在油水层评价时，选用简易参数法、渐趋法解释图版，制订了符合本地区的解释标准：气测油层全烃下限为Tg＞3%，基峰比大于4.5，水层全烃值0.02%～2.991%，基峰比小于4，油层轻、中、重烃比标准为Pr＜91%，Hr＞9.0%、Mr＞2.0%，针对气层、油层和水层进行了有效区分，解决了测井不完善给流体识别带来的难题。

（2）利用岩电分析、物性、含油性及测井曲线响应特征等资料进行四性关系研究，完善补偿密度—电阻率比值电性图版法，建立埕海低断阶沙二段油层下限标准，岩性下限为粗粉砂以上，含油性下限为油迹及以上，电性下限为电阻率比值大于等于3，补偿密度小于等于2.47 g/cm3，物性下限为孔隙度大于等于11%，渗透率大于等于0.1 mD。

（3）通过2种方法的相互校正，能够很好地解决埕海低断阶疑难层、矛盾层的解释工作，有效提高了油、水层识别的符合率。