一种新的交会图流体识别方法在气层识别中的应用——以莺歌海盆地东方13区为例

时间：2024-09-03

何胜林，张迎朝

高华，杨燕（中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江524057）

储层流体性质的识别是测井单井评价的根本目的，也是勘探阶段测井最基础的内容之一。识别流体性质一直是储层研究的重要内容，主要利用电阻率曲线来确定储层的流体情况。一般来说，具体的方法大致有孔隙度－电阻率图版、气测图版、电阻率－密度（声波）图版等；在复杂储层中，可能会用到电阻率重叠法、神经网络法或小波变换法。所有的这些识别方法中，涉及到测井曲线的均需要做测井曲线标准化；但是在勘探初期井资料较少的情况下，选取标准层的难度较大，各井因测量环境（钻井泥浆、井况、温度、压力等）的差异引起的测井曲线变化无法消除，从而影响上述流体识别方法的准确性。

莺歌海盆地东方13区上第三系黄流组发育的一套砂体，上部为典型的高阻气层，厚度在10m左右，电阻率在8Ω·m以上；中部则表现出电阻率变低，一般在3～6Ω·m，储层厚度比高阻储层厚；底部水层电阻率均低于3Ω·m。笔者以莺歌海盆地东方13区黄流组储层流体识别方法研究为例，逐步探索如何在少井的情况下不进行测井曲线标准化，直接利用测量的储层和围岩密度比值－储层和围岩电阻率比值做交会图进行流体识别。实践证明，利用该方法能够较好地解决黄流组储层流体识别不清楚的难题。

1 黄流组储层测井曲线特征

图1为东方13区某井测井曲线图，图中1500～1560m井段为泥岩段，该段泥岩在该区平面上分布稳定，自然伽马高值，电阻率2～3Ω·m，密度2.45～2.55g/cm3，在研究中将它作为标准围岩。图1中1560～1570m为典型高阻气层，自然伽马低值，电阻率在8Ω·m以上，中子密度曲线呈现 “镜像”特征，气测异常；1570～1630m井段电阻率降低为4Ω·m左右，自然伽马低值，中子密度曲线显示物性和上段相近，气测异常；1630～1640m井段自然伽马低值，电阻率在3Ω·m左右，中子密度曲线显示孔隙度较好，气测结果与1560～1570m、1570～1630m段相比明显降低，表现为水层特征。

图1 东方13区某井测井曲线图

2 传统方法流体识别

图2为东方13区4口井（2井、4井、14井、1A井）采用传统的气测法进行流体识别的图版。图2中各井数据点均为测压取样、测试结果证实了流体性质的井段逐点数据（除1A井水层）。从图2中可以看出，气层、水层和含气水层数据点交错在一起，不能准确区分流体类型，含气水层的数据点φ （C1）/φ （C2＋C3＋C4＋C5）值还高于气层段数值。图3为传统的电阻率－密度流体识别图版（电性－物性流体识别图版），由图3可以明显看出，该方法比气测法效果要好，气层和含气水层、水层基本能够区分，但是界限并不明显。而且最大问题在于使用该方法时，区域上各井需要对密度、电阻率曲线进行标准化处理，以消除井间测量环境差异导致的测井曲线变化。而在该区勘探阶段，无法对每一口新钻井进行标准化处理工作，从而对该方法的准确使用造成了障碍。鉴于此，笔者引入了一种新的思路，对传统流体识别方法加以改进，以解决在勘探阶段没有条件进行测井曲线标准化的情况下的流体识别问题。

图2 东方13区气测法流体识别图版

图3 东方13区传统电性－物性流体识别图版

3 比值法流体识别

比值法是以东方13区发育的一套稳定、较厚的上覆泥岩盖层为基础，将该盖层作为标准围岩，选取各井标准围岩的密度、电阻率作为固定基值；然后选取各井目的储层密度、电阻率逐点数据与围岩基值相除，相当于对每口井的密度、电阻率进行了标准化处理；再分别以储层密度与围岩密度比值为X轴，储层电阻率与围岩电阻率比值为Y轴，研究该区储层流体性质。图4为东方13区比值法流体识别图版，从图4中可以明显看出，气层与含气水层、水层界限非常清楚：电阻率比值大于1.8即为气层；有效储层和致密层界限也比较清楚，密度比值小于0.97即为有效层，大于0.97基本为致密层。

图4 东方13区比值法流体识别图版

4 实例分析

图5为东方13区新钻的一口评价井6井的测井曲线图，1502～1507m井段自然伽马低值，电阻率在5Ω·m左右，中子密度曲线呈现 “镜像”特征，气测异常，为该区典型的高阻气层；但是1507～1517m井段电阻率降低（1512～1528m井段为取心段，导致气测值降低），为4Ω·m左右，中子密度曲线也呈现出 “镜像”特征。该层是气层还是气水同层呢？

图6为采用比值法对该层段进行流体识别的结果，从图6中可以看出，6井数据点明显落在气区（密度比值小于0.97，电阻率比值大于1.8），判断为气层。在该井1502～1515m进行了钻杆测试，日产气142953m3，日产水10.4m3，证实了该层为气层，也表明笔者提出的比值法流体识别图版是准确的、适用的。