王贺林 李华林
【摘要】 测井多井评价是近几年发展起来的储层综合评价技术，主要以测井资料为基础，应用取心资料分析，建立四性关系、计算储层参数、分析储层参数变化规律及沉积微相的对应关系，从而建立精确的地质模型。
【关键词】 多井评价 储层参数 沉积微相
枣北孔一段井网密度已达175m井距，井网控制程度很高，而且有6口取心井，取心的薄片分析、物性分析、粒度分析、压汞分析、油气水分析和试油试采等方面资料十分丰富，为测井多井评价提供了坚实的基础。
一、岩石体积模型的建立
岩石体积模型是该地区地层岩石成分、孔隙分布的高度概括，也是进行测井多井储层评价的主要地质依据。根据该区206块岩心薄片的统计分析，枣北孔一段枣-Ⅱ油组的岩石成分以长石砂岩、长石岩屑砂岩为主，其矿物成分如下：
石英＋燧石：22.0%～49.0%，平均为35.62%；
长石（包括正长石、斜长石两种）：正长石，8.0%～35.0%，平均为20.59%；斜长石，12.0%～29.0%，平均为21.72%；
岩屑：8.0%～38.0%，平均为22.07%，其中火成岩岩屑占16.23%。
由上述三者组成的碎屑总量占岩石骨架的85.5%。
胶结物含量：14.5%，其中泥质8.34%，钙质6.16%；
孔隙度：9.0%～45.0%，平均为24.6%；
按单位体积换算成绝对的体积百分比，则得孔隙度：VΦ＝24.6%；
骨架：Vma=75.4%，其中：石英＋燧石，22.96%；长石，27.28%；岩屑，14.23%；胶结物，10.93%（其中泥质为6.28%）。
通过岩心分析可知，该区泥质含量较少（6.28%），可以把该区地质体积模型建立为纯砂岩模型，其主要成分石英、燧石、长石密度相近，成分也都是硅酸岩矿物，火成岩岩屑以中基性的安山岩、玄武岩岩屑为主，声波时差变化范围在160～200μs/m之间，平均约180μs/m，因此，骨架时差∆tma可取石英的声波时差：180μs/m。流体时差根据枣北孔一段的油气水性质分析，几乎不含气，原始油气比很低，因此流体时差可取∆tf=620μs/m。岩电系数方面由于枣北孔一段原来的岩电系数能够满足本地求准含油饱和度的要求，因此仍取
系数：a=b=1；
胶结指数：m=2；
饱和度指数：n=1.348。
二、四性关系研究
在岩心分析、准确归位以及测井资料处理解释后，进行测井多井储层评价的关键是准确确定四性关系。
1.岩石与物性的关系
利用岩心的物性、粒度分析资料，主要有孔隙度（φ）、渗透率（K）、泥质含量（Vsh）、粒度中值（Md）、束缚水饱和度（Swi）等，通过确定其相互关系，即φ—Vsh，φ—Md,Vsh—Md,Swi—φ，Swi—Vsh,Swi—Md,K—φ，K—Md,K—Vsh,K—Swi关系的回归分析可知：泥质含量与粒度中值二者之间呈指数关系，粒度中值随泥质含量的对数增加而减少。
Md＝-0.1168437lnVsh-43.77381989
R=0.80833,n=290
回归的相关性较低，说明这些参数之间的影响不是单一的，而是由许多参数共同影响的结果。如孔隙度受粒度中值及泥质含量的影响，束缚水饱和度则与孔隙度、泥质含量、粒度中值有关，影响渗透率的因素有孔隙度、粒度中值、泥质含量及束缚水饱和度。
因此在单相关分析的基础上，主要进行了多元回归分析，具体研究了孔隙度、粒度中值、泥质含量对束缚水饱和度、渗透率的影响，并进行了误差分析。
（1）束缚水饱和度与孔隙度、泥质含量之间的关系如下：
lgSwi=2.90413+0.4238lgVsh-1.357473lgφ
R=0.8845,F=136.6027
（2）束缚水饱和度与孔隙度、粒度中值的关系：
lgSwi=3.772865-1.782877lgφ-0.2654393lgMd
R=0.87139,F=121.56096
上述两式说明经多元回归分析后，能更清楚地表明束缚水饱和度是受多种因素控制的，利用两种因素回归计算的束缚水饱和度误差较小，相关系数也比单相关明显增大，所得到的基本变化规律与单相关是相似的，束缚水饱和度随孔隙度、粒度中值的增大而减小，随着泥质含量的增加而增加。
（3）渗透率与孔隙度、泥质含量的关系如下：
枣-Ⅱ油组：
lgK=2.534756+0.045664lgφ—0.053867lgVsh
n=135,F=236,R=0.88415
枣-Ⅳ油组：
lgK=0.09954+0.12711lgφ—0.051258lgVsh
n=77,F=123,R=0.87660
孔一段（枣-Ⅱ＋枣-Ⅳ）：
lgK=1.026956+0.094713lgφ-0.049306lgVsh
n=212,F=340,R=0.8751
（4）渗透率与孔隙度、粒度中值的关系如下：
枣-Ⅱ油组：
lgK=0.341763+2.988509lgφ＋2.078932lgMd
R=0.80382,F=120.5078
枣-Ⅳ油组：
lgK＝-5.545305+6.297524lgφ＋0.833964lgMd
R=0.7518,F=45.5242
以上各式说明，渗透率的影响因素很多，而且随孔隙度、粒度中值的增大而增大，随着泥质含量的增大而减小。
2.岩性、物性与电性之间的关系
岩心分析虽然能准确真实地反映地下储层情况，但由于取心井少，只能反映储层个别点的状况；而测井信息虽然能广泛反映地下储层特征，但它反映的只是间接的地质信息，因此有效地建立岩性、物性、电性之间的关系对储层评价研究显得十分重要。在声感系列测井信息中自然电位（SP）反映岩性变化特征，声波（∆t）反映岩石的物性特征，感应电阻率及冲洗带电阻率分别反映原始地层及冲洗带的流体性质特征，各种曲线、参数的综合运用则可反映地层的渗滤特征。因此，可以以岩心分析资料为基础，建立测井信息与地质分析信息之间的转换关系。
（1）孔隙度（φ）与声波时差（∆t）的关系
通过对33层数据统计分析，孔隙度与声波时差有如下关系（图1）
图1 分析孔隙度与声波时差关系图
φ＝0.17473397∆t-29.38386115
n=33,R=0.93021
上式说明φ与∆t之间为线性关系，孔隙度回归值与岩心分析值吻合较好。考虑到地层压实校正，纯砂岩模型的孔隙度计算公式（即威利公式）
油藏描述技术在黄骅坳陷南区的应用
Cp＝1.635—0.00213H
式中：∆t——声波测井值；
∆tma——骨架声波时差，∆tma=180μs/m；
∆tf——流体声波时差，∆tf=620μs/m；
H——深度（m）。
利用公式计算的孔隙度与回归孔隙度、岩心分析孔隙度都吻合很好，说明回归公式与孔隙度计算公式具有很好的一致性，误差小于1.0%。
（2）泥质含量与自然电位相对值的关系
统计32个层的资料，得到泥质含量（Vsh）与自然电位相对值（∆SP）之间的关系（图2）
lnVsh=3.9962642×∆SP+1.07998997
n=32,R=0.9955
泥质含量回归值与岩心分析值具有很好的一致性。
图2 泥质含量与自然电位相对值关系图
计算泥质含量的经验公式为：
油藏描述技术在黄骅坳陷南区的应用
式中：GCUR——经验常数，取GCUR=3.7；
∆SP——自然电位相对值；
SP——自然电位测井值；
GMN3——自然电位极小值；
GMX3——自然电位极大值。
利用该公式计算的泥质含量与岩心分析值及回归值是一致的，二者误差很小，小于1.0%。
（3）渗透率与测井响应的关系
由于影响渗透率的因素较多，在测井解释中很难求取准确的渗透率，通过岩心分析可知，影响枣北孔一段渗透率的因素有孔隙度、泥质含量、粒度中值等。泥质含量与粒度中值具有较好的相关关系，因此可以用孔隙度与泥质含量来估算渗透率。
利用岩心分析的孔隙度、泥质含量进行多元回归，建立了K与φ、Vsh的关系：
枣-Ⅱ： lgK=1.51785+0.081914lgφ—0.043804lgVsh
n=16,F=10.722,R=0.789
枣-Ⅳ： lgK=0.864710+0.081252lgφ—0.024958lgVsh
n=16,F=21.80,R=0.87770
枣-Ⅱ＋枣-Ⅳ： lgK=1.108244+0.099686lgφ—0.05572lgVsh
n=32,F=103.5,R=0.93654
以上关系式说明K与φ、Vsh的关系相关性很好。在此基础上根据测井所反映的地质信息，可用反映孔隙度的声波时差（∆t）、反映泥质含量及粒度变化的自然电位相对值（∆SP）来建立渗透率的响应方程如下：
枣-Ⅱ油组：
lgK=-31.579930+14.38064×lg∆t-0.771037×lg（100∆SP）
n=16,F=16.69756,R=0.84841
枣-Ⅳ油组：
lgK=-12.77963+7.983244×lg∆t-2.796911×lg（100∆SP）
n=16,F=26.3466,R=0.89561
孔一段（枣-Ⅱ＋枣-Ⅳ油组）：
lgK=-27.21005+13.41356lg∆t-2.124107lg（100∆SP）
n=32,F=100.04,R=0.9348
从回归计算的误差分析看，枣-Ⅱ、枣-Ⅳ二油组分开计算效果更好些，计算值与岩心分析数据的相对误差基本上小于0.4%。
（4）含油饱和度与电阻率的关系
枣北孔一段取心井中，有枣检-1、枣检-2两口密闭取心井，岩心分析的含油饱和度基本反映原始含油饱和度，在测井信息中，深探测电阻率直接反映孔隙中的流体性质。对于纯砂岩模型来说，So-Rt的关系可用阿尔奇公式来表示。枣北地区电性参数取a=b=1,m=2,n=1.348，则理论计算含水饱和度的公式为
油藏描述技术在黄骅坳陷南区的应用
在密闭取心井中，我们取密闭率较高的五个层，研究了含水饱和度与感应电阻率（Rt）的关系：
Sw=405.77923725（1/Rt）1/1.348—57.76565286
n=5,R=0.94955,Rt∈[6.0,10.0]
上式说明Sw与Rt关系密切，Sw随Rt的增大而减小。理论计算值、回归计算值与岩心分析值很接近，相对误差小于15%，绝对误差小于6.0%。但是由于样品点取值范围的限制，回归公式不能用于预测枣北孔一段的含油饱和度，因为孔一段油层的电阻率变化范围在3.0～6.0Ω·m之间普遍存在。因此样品点不具代表性，不能反映孔一段的特征。
通过上述岩性、物性、含油性与电性关系的研究表明：泥质含量、孔隙度、含油饱和度都可用经验公式来求取，因为经验公式计算值、回归值与岩心分析值都很接近，而渗透率的求取用Timur公式则不适用，而用多元回归分析所得的响应方程计算则误差较小。
三、建立测井解释模型、计算储层参数
通过上述四性关系的研究得出适合于枣北孔一段的测井解释模型如下。
孔隙度：
，
；
泥质含量：
油藏描述技术在黄骅坳陷南区的应用
油藏描述技术在黄骅坳陷南区的应用
油藏描述技术在黄骅坳陷南区的应用
渗透率：
枣-Ⅱ油组：
lgK=-31.579930+14.38064×lg∆t-0.771037×lg（100∆SP）
枣-Ⅳ油组：
lgK=-12.77963+7.983244×lg∆t-2.796911×lg（100∆SP）
孔一段：
lgK=-27.21005+13.41356×lg∆t-2.124107×lg（100∆SP）
束缚水饱和度：
lgSwi=2.90413+0.4238×lgVsh-1.357479×lgφ
含油饱和度（阿尔奇公式）：
油藏描述技术在黄骅坳陷南区的应用
在测井资料标准化的基础上进行了处理及解释，综合利用测井和试油资料，合理选择参数，计算储层的各类参数、判别油气水层，并利用关键井检验所求的参数的准确程度。通过对关键井岩心分析数据与相应的测井计算参数的重叠显示对比，二者数值接近，误差很小，表明上述测井解释模型符合求取地质参数的要求。油气水层判别的结果，根据试油层位的符合分析，符合率为90%以上，因此符合程度较高。
通过测井的多井解释，以成果表的形式得出了单沙层的储积参数：砂岩厚度、泥质含量、孔隙度、渗透率、含油饱和度、有效厚度等，得出了单井剖面上的油、气、水分布状况。
四、储层参数的分布规律
应用测井解释的各储层的参数，绘制各油组和小层的平面等值线图，研究其平面分布规律，以枣-Ⅱ油组4小层为例，阐明其分布特征。
枣-Ⅱ油组4小层呈北东向展布，地层厚度约10～20m，砂岩厚度变化在0～14.0m之间，平均厚度5.71m，河道具明显的分叉与合并特征，局部地区砂岩尖灭（图3）。
泥质含量变化范围在7.28%～37.19%，平均16.45%，其分布特征与砂岩分布基本一致，在砂岩厚度大的地方，泥质含量一般都小于20%。个别井点异常，与小层内河道改道、迁移、单砂层叠置有关（图4）。
孔隙度变化在18.6%～29.36%之间，平均为24.87%；在砂岩发育的地方孔隙度大于24%。渗透率变化范围在312×10-3～4800×10-3μm2，平均为2058×10-3μm2（图5，图6）。
枣-Ⅱ油组4小层油层分布范围广，含油饱和度为37.71%～82.14%，平均61.47%，有效厚度最大10.8m，平均4.1m。在岩性差的地区，含油性也差（图7，图8）。
经逐层描述油组和小层的储层参数特征，总结归纳出储层参数分布规律如下。
1.沙体形态和分布受沉积微相控制
枣北孔一段为冲积扇沉积，储集沙体以辫状河道沙体为主，其次为溢岸沉积薄层沙。小层内河道沙体呈带状分布，厚度一般大于4m，沙体展布和延伸方向与古水流方向一致，呈北东向。在研究区东北部河道形状明显，至中部、西南部河道合并、分叉现象多见，反映了河道改道频繁、迁移快的特点。河道沙体横切面呈透镜状，侧向厚度变化快，连通性差，河道沙体沿水流方向延伸远，但由于断层的切割也使沙体的连通性变差。河道宽度在400～1000m之间，各小层比较，河道沙体迁移改道快；枣-Ⅱ油组为冲积扇自盛至衰时期的沉积，可以看出，4、5、6小层沉积时期，河道分布位置相对稳定，自3小层至1小层，河道之间改道、迁移频繁，1、2小层地层厚度大，沙泥比小，说明为冲积扇衰退时期的沉积。枣-Ⅱ油组中，4、5、6小层砂岩最发育，3、7小层次之，1、2小层较差。
2.泥质含量受沙体发育程度的控制
泥质含量分布特征与砂岩分布基本一致，在砂岩发育的地方泥质含量小，一般小于20%，反映沉积时水动力强，为辫状河道沉积；而在砂岩不发育的地方泥质含量大，一般大于20%，反映为溢岸或河间洼地沉积。小层泥质含量的变化与砂岩的发育的特征一致，4、5、6小层少，3、7小层次之，1、2小层含量大。个别井有异常，砂岩厚度大，泥质含量也大，或砂岩厚度小时，泥质含量也小，这与小层内单沙层的分布及薄层的相互叠置有关。
图3 枣-Ⅰ油组4小层砂岩厚度等值图
3.储层物性受沙体微相和成岩作用控制
储层孔隙度、渗透率的分布与砂岩厚度、泥质含量、地层的埋深及后期的成岩作用有关，枣-Ⅱ油组属高孔特高渗储层，在砂岩发育的地方孔隙度一般大于22.0%～24.0%，渗透率大于1000×10-3μm2，而在砂岩不发育的地方则低于此值。从枣-Ⅱ油组7个小层看，自浅到深层物性有变差的趋势，孔隙度、渗透率以3、4、5小层相对较好。但1、2小层泥质含量大，而孔隙度、渗透率也相对较大。这与埋藏较浅，泥质含量高从而易造成井径扩大，声波时差大，计算的孔隙度、渗透率偏大有关。
图4 枣-Ⅱ油组4小层泥质含量等值图
4.含油性受岩性和构造的控制
枣-Ⅱ油组油层分布在向西南倾没的地堑式鼻状构造范围内，倾没端枣-1261井以外的地区均不含油。油水边界线与构造等高线平行。断层的封堵造成断块间含油性差异很大，个别断块不含油，其他断块的油水界面和油柱高度也不一样。在岩性条件相同的情况下，构造高部位含油饱和度和有效厚度多与油水重力分异作用有关。在油水界面以上，油层分布受岩性的控制，河道沙体发育的地方则含油饱和度高，有效厚度大；岩性差的地方，即使在构造高部位含油性也很差。枣-Ⅱ油组7个小层中，以3、4、5、6小层含油性好，油层叠合连片，分布范围大于60.0%；7小层次之，油层分布范围不到50.0%；1、2小层含油性较差，含油范围不到40.0%。
图5 枣-Ⅱ油组4小层孔隙度等值图
五、储层性质与沉积微相的关系
以枣-Ⅱ油组4小层为例，说明冲积扇4种微相沙体的岩性、储集物性、含油程度的特点和储层类型。
辫状主河道微相：砂岩厚度一般大于6m，泥质含量低，为10%～16%，孔隙度为24%～30%，渗透率高，1000×10-3～4000×10-3μm2，含油时，含油饱和度高，大于60%，有效厚度大，大于4m，综合评价为好储层。辫状次河道微相：砂岩厚度在4～6m之间，泥质含量较低，为12%～20%，孔隙度为20%～24%，渗透率为1000×10-3～2000×10-3μm2，较主河道沙体低；含油时，饱和度达50%～60%、有效厚度为2～4m，也较主河道沙体低。综合评价为较好储层。
图6 枣-Ⅱ油组4小层渗透率等值图
河道间微相：一般泥多砂少，发育有河道沙体边缘及薄层沙体，砂岩厚度一般小于3m，泥质含量大，为20%～30%，孔隙度同次河道，渗透率低，为100～500×10-3μm2，含油时，含油饱和度39%～60%，有效厚度大于2m。综合评价为较差储层。
漫流微相：一般为泥岩及泥质粉细砂岩，发育薄层砂，厚度一般小于1.0m，泥质含量高，大于30%，孔隙度、渗透率低，岩性、物性都差，一般为非储层。
图7 枣-Ⅱ油组4小层含油饱和度等值图
六、储层评价
依据在储层参数等值线图上圈定范围划分储层岩性（砂岩厚度、泥质含量），物性（孔隙度、渗透率）和含油性（含油饱和度，有效厚度）的类型，按各断块各种参数的平均值对枣-Ⅱ油组各断块的参数进行评价，进而进行储层综合评价。其评价结论如下：
图8 枣-Ⅱ油组4小层有效厚度等值图
（1）枣北孔一段枣-Ⅱ油组为高孔特高渗储层。枣-Ⅱ油组7个小层中，以4、5、6小层岩性、物性好，3、7小层次之，岩性物性较差。枣-Ⅲ油组岩性比Ⅱ油组好，但物性较Ⅱ油组差。
（2）结合含油性与岩性物性综合评价，枣-Ⅱ油组4、5、6小层为好储层；3、7小层次之，为较好储层；1、2小层最差。
（3）在各断块中，枣-Ⅱ油组各个小层都有三类储层分布，综合各个小层的情况可知：枣-13、枣-1256、枣-7、枣-1251、枣检-2、枣-1263断块为好储层，枣-1225、1242、1215断块次之，1212断块枣-Ⅱ油组不含油，故最差。
参考文献
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（4）中国石油学会石油测井分会主编.测井在油藏描述中的应用.北京：石油工业出版社，1992.
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