1.在吐哈油田讲课材料

吐哈油田探井测井技术研讨会 2006-4岩石物理研究与测井解释油气层进展欧阳健（中国石油勘探开发研究院专家室）2006年4月吐哈油田探井测井技术研讨会 2006-4岩石物理研究与测井解释油气层进展欧阳健（中国石油勘探开发研究院专家室）油公司面临的勘探目标与技术对策20世纪90年代以来，我国石油勘探目标发生了很大变化。

随着低幅度的构造-岩性油藏甚至岩性油藏的广泛勘探，“中国石油”平均每年低孔低渗油层（孔隙度小于15%、渗透率小于50md）约占当年新增石油储量50-60%以上，它主要分布在松辽盆地白垩系、西北地区侏罗系及渤海湾深层下第三系等地层。

由于其含油饱和度相对较低，加之孔隙结构复杂以及泥浆侵入对不同电测井的影响各异，测井识别与评价油层、油水同层、水层、低产层与干层比较困难。

可能漏失了油藏，也增大了无效的试油工作量。

1999-至今“中国石油”组织了主要油田进行生产性攻关，提高了技术人员的岩石物理研究能力与素质，已见明显成效与潜力[1]，但是，其难度较大，仍存在较多问题。

目前，渤海湾盆地已进入高成熟精细勘探阶段，近五年，“中国石油”仍持续平均每年获得探明石油地质储量1亿吨左右，油藏规模日益减小、个数明显增加。

实践令我们认识到，渤海湾盆地存在为数众多的低电阻油层（定义低电阻油层也可称为低对比度油层的测井电阻率与相邻水层的比值小于2，甚至与水层相同），这类油层以往大多被遗漏。

1998年开始，组织的渤海湾四个油田低电阻油层研究与攻关，对七个目标区块的统计，它们约占油层总数的30-50%。

1997-2002年勘探部门不完全统计（未请采油厂统计），40个小区块老井复查取得了5000余万吨低电阻油层储量规模[2][3]。

2001年以来，新疆准噶尔与吐哈盆地的浅层白垩系也陆续发现低电阻油层，特别前者陆9井区总的规模较大。

可见，低电阻油层潜力巨大，已成为中浅层隐蔽油藏的重要勘探领域，它也是老井复查的主要目标。

上述勘探目标的油层与水层、低产层的岩石物理参数和响应（包括电测井与孔隙度测井）的对比度明显比十余年前勘探的中-较大型油藏明显减小，目前常规测井技术的精度与信噪比识别与评价这种低对比度油层比较困难。

东部前第三系古潜山、西部古生代碳酸盐岩及山前的复杂岩性与复杂孔隙结构油层也是近些年勘探的重点，它们呈严重非均质分布，其储层与流体性质识别与评价的困难程度超过前二者。

近年来，主要靠引进的成象测井结合常规测井对储层进行定性与半定量评价[2][28]。

测井研究发现，山前的储层发育程度与测井分析的构造挤压应力相关[25]。

该领域的油气层岩石物理研究评价技术尚任重道远。

由于前些年西部山发现的气藏规模较大，含气饱和度较高，故掩盖了孔隙结构复杂与储层非均质分布影响识别与评价气层的矛盾。

当勘探的气藏变小、储层物性变差，其评价的矛盾将会增大。

在上述勘探实践与攻关中，“中国石油”提出采用“先进和适用”技术路线与在甲方推进“多学科结合”的测井油气层解释工作方法（以岩石物理研究为基础的精细测井解释与多井测井评价），积累了较丰富的岩石物理研究经验，并形成如下技术认识：∙对具体勘探目标进行岩石物理研究-即用一体化多学科结合对油藏（岩石、孔隙（包括孔隙结构）、流体的统一系统）的岩石物理响应，包括各岩心实验方法与各测井方法尤其是系统的电性质与各种电测井方法响应的研究，该项岩石物理基础研究技术是油公司提高油气层能力的核心技术。

在此基础上，开发各种解释方法，并用它指导研究与评价常规测井技术、新测井技术、以及关注那些有针对性尚不成熟的超前技术。

评价内容包括岩心地面实验与测井方法的原理、采集实施方法包括硬、软件实现原理、仪器采集精度以及针对勘探目标的精度、适应性与目的性的定量评价性研究。

∙油公司应该以勘探目标的岩石物理研究及对测井技术评价性研究为主要核心内容，油公司的技术进步动力在于提高勘探开发效益的需求，其它服务单位的直接动力应该是合同与甲方的技术要求与检验。

显然，关键在油公司的岩石物理研究技术水平是否高?近五年，股份公司组织的攻关工作基本按此方针进行，取得较好效果。

一、以渤海湾地区中浅层低电阻（低对比度）油层在岩石物理研究（成因机理）与解释技术方面已取得较大的初步成果：（从略，见李国欣、欧阳健等（2006）中国石油低电阻油层岩石物理研究与测井识别评价进展））表1 中国I类砂岩油层按油水密度差-油藏高度-含油饱和度纯砂岩油层电阻率）分类[12]♦低电阻油层大多在第二-1类、三-1类范围（其它类属少数），其驱替力一般小于0.1Mpa油层的饱和度综合研究与计算方法，包括测井解释法、毛管压力方法（包括压汞与半渗透隔板实验与计算法）与油基泥浆取心、密闭取心分析法等。

用上述各种方法可相互检验。

用毛管压力理论与测井研究的饱和度分析油藏中饱和度分布规律与研究油层评价的新方法[5][12]。

西方油公司上世纪80年代末以来，推行测井精细解释与毛管压力结合方法，某些油公司有其独特的方法与工具。

美国岩心实验室1992年，用半渗透隔板毛管压力与岩电联测淘汰了常规的气吹法与油驱替法岩电实验，我国目前仍未做到普遍应用隔板-岩电联测；用岩石物理研究为基础的测井解释法与毛管压力法计算油气藏饱和度方法，已是近几年西方石油公司常规作法。

四川（表2）与塔里木（表3）的大量实践也证明了这一技术的成熟。

川东石炭系卧龙河气田40口井采用混合液测井计算饱和度与岩心毛管压力资料计算饱和度对比，结果基本一致表2 川东石炭系卧龙河气田测井计算与岩心毛管压力资料计算饱和度检验对比（据吴继余）范尚炯、袁自学、杨通佑等（1994）对四川已投入开发的8个气田9个裂缝－孔隙型气藏，研究了容积法（其单井储层参数由测井计算）与压降法复算的储量，二者仅差 1.5%。

单个气藏其相对误差皆在10%以内，高孔高渗气藏两种方法相近，中孔到低孔气藏随着开发程度增加，压降法逐渐接近容积法的结果。

表3 塔里木盆地塔中4油田421井（油基泥浆取心）石炭系砂岩C3油组测井计算与岩心分析饱和度检验对比（据毛志强）1.6 天然水淹油层的测井解释[5]由于新构造运动，油气藏受到部分破坏，造成天然水淹油层的现象，上世纪90年代以来，在西部塔里木盆地塔中、吐哈盆地丘林、东部渤海湾盆地冀东等油田陆续发现天然水淹油藏现象。

测井研究发现，部分油气藏受到破坏的现象，具有以下特点：1）大多出现在块状厚砂岩中；2）电性特征，不符合正常油藏中的油藏高度－饱和度(电阻率)分布规律；3）自然电位曲线异常幅度较常规油、水层的幅度要大得多，分析认为可能大多为动电电位。

测井解释TZ4油田天然水淹油藏（图13）TZ4构造第一口探井4井在石炭系海相石英砂岩地层取得含油岩心139.44m（收获率99.67%），岩心为褐黄色含油、油侵细砂岩，刚出筒时冒油冒气，底部20－30m岩心观察油质变重。

该井的发现引起了轰动。

可是测井（全套数控测井）后反映了很多异常，给测井解释油层带来较多难点。

完井20天后，测试尚未结束，测井提出“天然水淹油藏解释模式”，即3618－3724米为天然水淹油层。

当时，测井的解释结论很难被人们接受。

在TZ4构造更高部位钻402井，进一步证实了测井解释天然水淹油藏模式，从而，该结论开始被人们接受。

402井测井反映的含油情况与4井基本相同，经补心高与海拔计算后，两口井的油层底界完全一致(-2510米)。

压力梯度测井解释了气顶、油层与天然水淹油层段（图14）。

由于该井位置较高，油层较4井厚近60米，水淹层段中的残余油也较多，测井解释了两层油层（3.7米、3米），经测试分获日产原油310和270立方米。

这种薄层获高产是始料未及的，但是测井计算的孔、渗、饱（13％、40md、80％）和含水率（0％）等参数反映了这一现象。

测井对薄油层的顶部都明显解释了1－2米的泥岩隔层。

在后钻的421、422等井（包括402井）水淹层段中都发现自然电位出现动电电位（即不正常的正异常，且重复测井不一致），而油层则为正常的扩散电位（负异常）,说明水淹层段的水动力活动强。

测井发现在该构造带上水动力西强东弱，西部TZ18井三次自然电位测井在海相砂岩层段明显反映动电电位，而其上下层段皆重复一致。

在421、422井的天然水淹层段中，测井解释了一层和三层薄油层，经井间对比和倾角测井解释盖层产状，发现水淹油层段中留下的油层是受薄泥岩形成的局部小圈闭控制，故形成一些朵状、零星分布油层，如图16所示。

各井水淹油层段基本可分为三段：高孔高渗、细砂与泥质砂岩间互、中孔中渗与薄泥质夹层，残留油层都分布在后两层段。

计算平均剩余油饱和度45％，可动油部分为其1/3左右。

TZ4油田投入开发后，402井附近的7－10井对水淹层段内的薄油层进行生产，已稳定日产原油100吨以上已一年有余（到1997年底）。

塔中4 油田测井解释天然水淹油藏Fig6Natural water-flooded reservoir model by well log inerpretation T24 oil field图16 塔中4油田测井解释与评价天然水淹油气藏塔中4 02井压力梯度测井解释气顶、油层与天然水淹层气层油层天然水淹层Fig 2Pressure gradient profile obtained by using wirelineformation tester in well TZ4-02图17 TZ402井电缆式压力梯度解释气顶、油层与天然水淹油层二、复杂孔隙结构的低孔渗油层的电性质研究初步取得进展，相应开展较高精度的精细测井解释方法。

2.1低孔低渗油层要求测井的精度更高及计算与解释方法更加精细，并落实到对油层的产能分析和预测。

从方法与仪器的精度分析及统计大庆等油田关键层段的岩心分析孔隙度与密度测井、声波测井建立的关系分析，按测井解释精度的要求，取孔隙度容许误差为+2%考察。

得出如下认识（表4）：1）孔隙度变化+2%将引起密度测井变化+（0.033-0.05）g/cm3，而测井仪器的精度：CLS（3700）为+0.02g/cm3，CSU为+0.01g/cm3。

它们为密度测井容许误差的1/2—1/5。

显然，精度愈高的仪器愈能保证孔隙度测量精度；2）孔隙度变化+2%将引起声波测井变化+（7-10）μs/m，而测井仪器的精度：CLS（3700）与CSU为+2μs/ft(6.6μs/m)，它们几乎与声波测井容许误差相同，很难保证测量精度。

因此，声波测井-双侧向测井建立的油层评价图版精度明显低于密度测井的图版。

显然，从低孔低渗油层精细评价需求，测井仪器应提高精度。

如果孔隙度小于10%的储层并严格按储量规范孔隙度变化+1.5%的要求，仪器精度更需提高。

表4 按容许孔隙度误差+2%所容许的测井误差（φ=10-15%）♦密度测井精度CS U-0.01、3700-0.02 声波测井精度二者皆为6.6按“岩心刻度测井”在孔隙度5-15%范围，长庆油田（上古）密度信号范围MAXIS500型(图18)0.144、其信噪比（噪音取仪器精度δ=0.01）η=14.4，ECLIPS5700型(图19)0.171、η=8.54（δ=0.02）。