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摘要：随着勘探开发的不断深入，大芦湖油田沙二段采出程度逐年升高，开发难度逐年增大。沙二段储层物性较差，砂体横向展布变化快、连续性较差，断层发育，形成不同的圈闭油藏，导致储层物性、电性、地层水矿化度变化大，油水关系复杂，增大了测井资料评价难度。本文建立油层电性评价标准，提高测井解释符合率。
一、概况
大芦湖油田构造断裂活动较弱，构造形态相对比较简单，是一个明显西倾微向东倾的继承性双鼻状构造带，即主体呈现出的明显西倾微向东倾的鼻状构造带与大芦湖油田西部呈现出的西低东高、北低南高、中间隆起的鼻状构造带组成的双鼻状构造带，两个鼻状构造带中间是相对低洼的地区。
大芦湖油田的主要开发层系是沙三中油藏，沙二段是在勘探开发樊西沙三下油藏过程中逐渐发现的。沙二段地层高部位在东南部的樊4块，低部位在西北部的樊18井区，埋深2000-2600m，平均埋深2340m。由于多物源多期沉积，储层分布范围复杂，分布面积不同，自上而下可将砂体划分为4套砂层组。受断层切割和构造应力的影响，形成了多个含油区块。本次研究的主要区块为东胜所辖的高21、樊26、樊121、樊18、樊101、樊4、樊7、樊5-21等区块。
二、储层参数研究
本次研究中，选择有系统取心与丰富测井信息的高21-2井、樊4-35井、樊101-4井作为关键井，在优化岩心分析数据的基础上，对储层进行“四性”关系研究。
（一）储层岩性特征
高21区块和樊101区块内取心井高21-2、樊101-4井因取心长度不足，只做了常规分析。根据周边樊108和樊111井取心资料分析认为：沙二段4砂组储层岩性主要为长石粉砂岩和细砂岩，颜色多为褐灰色，岩性致密。依薄片分析资料，岩石矿物成分主要为石英和长石，石英含量最高，一般为38-49%，平均为44%，长石含量为30-41%，平均为32.4%，岩屑含量为23.6%，磨圆较差，呈次棱状，接触关系为线-点接触，胶结类型为孔隙式胶结，填隙物中以泥质和方解石为主，其中泥质含量为6.6%，方解石含量为3.4%，偶见白云石和黄铁矿，填隙物总含量为11%左右。
综合分析认为：沙二段砂体岩性主要为砂岩，岩石矿物成分以石英和长石为主，岩屑成分中岩浆岩、变质岩所占比例较大，胶结物中含黄铁矿，说明成岩作用较强。
（二）储层物性特征
高21区块和樊101区块沙二段4砂组储层孔隙类型以粒间孔和微孔隙为主，并含少量的次生溶孔，平均孔隙度为19.0%，平均渗透率为65.3×10-3μm2。
综合分析认为：整体上，沙二段砂体物性较差，成岩作用强，属中孔中渗（高21、樊101区块）、中孔低渗（樊4、樊7区块）、低孔中渗（樊18区块）储层，投产前需采取压裂措施改善储层物性。
（三）含油性特征
储集层的含油性是指岩石孔隙中是否含油气以及含油气的多少。综合分析试油试采资料认为：高21、樊101井区属于高温常压、边水驱动的构造岩性油藏。4砂组是该块主要产油层位。地面原油密度为0.85g/cm3，地面原油粘度为11-18mPa·s，含硫0.17%，凝固点为29-36℃。地层水矿化度随埋藏深度的增加而增大，总矿化度一般为11551-36694mg/l，水型为CaCl2。单井累油超万吨井有樊101-4、高21-1、高21-4、高21-5、高21-8井，整体含油丰度较高，是沙二段的主力产油区块。
综合分析认为：沙二段原油性质较好，普遍具有密度低、低粘度、低含硫的特点。
（四）电性特征
储层电性与物性、岩性、含油性密切相关。本区储层电性特征基本符合砂泥岩层典型测井响应。本区还发育火成岩层，以及含有黄铁矿、菱铁矿等导电矿物成分的岩层，这两种特殊岩层的测井响应特征分别为：
火成岩层：火成岩主要发育在沙二段底部，呈现高电阻率（数值可超过100Ω.m）、高补偿密度（2.65-2.75g/cm3）、低声波时差（约55-60us/ft）、中低值自然伽马、微电极明显高值等测井响应特征。
含黄铁矿、菱铁矿等导电矿物成分的岩层。测井响应特征明显，表现为：岩性、物性曲线特征与砂泥岩地层相似，但是电阻率数值明显降低，低于1Ω.m，有的层段则出现严重的跳跃现象。
三、储层综合评价
大芦湖油田西部总的构造趋势比较简单，呈西低东高、北低南高状态。高21块最高，樊18块最低，樊26块处于鼻状构造带的梁子上，樊121块处于双鼻状构造带中间的低洼地区，樊101块处于东部主体鼻状构造带西部斜坡部位。整体为受岩性和构造双重因素控制的油藏。
（一）基本情况：本次研究共对比分析了高21块16口井，已全部或部分层段进行试油或投产的井数已达15口井，开发动用程度较高。本区初期以产油为主，但后期由于注水开采以及边底水上进等因素影响，末期含水均上升。含油砂体集中在沙二段3、4砂组，其中3砂组为含油水层、干层级别，只是在高部位的高21-15井解释两层厚度约11m的油水同层。主力含油层位为4砂组。4砂组横向发育稳定，南部的高21-15井构造位置最高，东部的高21-18井构造位置相对最低。
（二）潜力层分析：高21-8井：2286-2292m原解释上含油水层下水层。井段内井径曲线起伏变化不大，反映井眼规则，自然伽马中低值，声波曲线变化平稳，数值约为80μs/ft，反映砂岩特征且层内岩性一致，自然电位异常变化，可能受下覆巨厚火成岩影响。微电极、密度和电阻率曲线之间相关性较好。根据电性特征，层中三个井段的测井响应特征：从2286-2287.6m，微电极中等正差异，自然伽马低值，密度曲线向孔隙度增大方向变化，最大数值约2.3g/cm3，电阻率高值，接近于10Ω·m，符合油层电性范围，反映该段为物性较好的砂岩储层特点；2287.6-2290m，微电
极齿状高值无差异，由上至下自然伽马数值逐步增加，自然电位负异常幅度逐步减小，密度曲线向孔隙度减小方向变化，数值增高，最大数值达到2.45g/cm3，对应的电阻率曲线明显降低，深感应电阻率数值约1Ω·m，反映泥质含量重、岩性致密、应为含有某种导电矿物、孔渗性较差的砂岩储层；2290-2292m，微电极再度恢复为正差异，自然伽马低值，密度数值降低，最小数值约2.3g/cm3，岩性、物性与顶部2286-2287.6m非常相似，只是对应的电阻率曲线明显降低，深感应电阻率数值约3Ω·m，如果排除层薄及下覆高阻火成岩的围岩效应影响，实际地层真电阻率数值应小于3Ω·m，含水可能性高。综合分析认为：2286-2292m顶部、底部岩性、物性明显好于中部地层，密度曲线对此反映较好，而声波曲线平稳变化，无法反映这种趋势，说明密度曲线更能反映储层物性变化。顶部地层电阻率数值较高，与经试油证实为油层的本井2278-2281m相似，含油性较好。由此，将本层现解释为上油层下水层，建议测试本层高部位。所致，原解释水层，现解释油干层，建议测试。
四、结论
（一）大芦湖油田沙二段油藏受断层切割和构造应力的影响，形成多个含油区块，各区块的主要含油层位各不相同。
（二）沙二段儲层孔渗性较差，成岩作用较强，属于中低孔中低渗储层，需采取压裂措施改善储层物性。
参考文献
[1]曾文冲.油气藏储集层测井评价技术[M].北京：石油工业出版社，1991.
[2]雍世和，张超谟.测井数据处理与综合解释[M].山东：石油大学出版社，1996.
[3]洪有密.测井原理与综合解释[M].山东：石油大学出版社，1993.
[4]孙焕泉，运华云，侯庆功，等.胜利油区油气层测井响应特征[M].北京：石油工业出版社，2008.
（作者单位：中石化胜利石油工程有限公司测井公司）
一、概况
大芦湖油田构造断裂活动较弱，构造形态相对比较简单，是一个明显西倾微向东倾的继承性双鼻状构造带，即主体呈现出的明显西倾微向东倾的鼻状构造带与大芦湖油田西部呈现出的西低东高、北低南高、中间隆起的鼻状构造带组成的双鼻状构造带，两个鼻状构造带中间是相对低洼的地区。
大芦湖油田的主要开发层系是沙三中油藏，沙二段是在勘探开发樊西沙三下油藏过程中逐渐发现的。沙二段地层高部位在东南部的樊4块，低部位在西北部的樊18井区，埋深2000-2600m，平均埋深2340m。由于多物源多期沉积，储层分布范围复杂，分布面积不同，自上而下可将砂体划分为4套砂层组。受断层切割和构造应力的影响，形成了多个含油区块。本次研究的主要区块为东胜所辖的高21、樊26、樊121、樊18、樊101、樊4、樊7、樊5-21等区块。
二、储层参数研究
本次研究中，选择有系统取心与丰富测井信息的高21-2井、樊4-35井、樊101-4井作为关键井，在优化岩心分析数据的基础上，对储层进行“四性”关系研究。
（一）储层岩性特征
高21区块和樊101区块内取心井高21-2、樊101-4井因取心长度不足，只做了常规分析。根据周边樊108和樊111井取心资料分析认为：沙二段4砂组储层岩性主要为长石粉砂岩和细砂岩，颜色多为褐灰色，岩性致密。依薄片分析资料，岩石矿物成分主要为石英和长石，石英含量最高，一般为38-49%，平均为44%，长石含量为30-41%，平均为32.4%，岩屑含量为23.6%，磨圆较差，呈次棱状，接触关系为线-点接触，胶结类型为孔隙式胶结，填隙物中以泥质和方解石为主，其中泥质含量为6.6%，方解石含量为3.4%，偶见白云石和黄铁矿，填隙物总含量为11%左右。
综合分析认为：沙二段砂体岩性主要为砂岩，岩石矿物成分以石英和长石为主，岩屑成分中岩浆岩、变质岩所占比例较大，胶结物中含黄铁矿，说明成岩作用较强。
（二）储层物性特征
高21区块和樊101区块沙二段4砂组储层孔隙类型以粒间孔和微孔隙为主，并含少量的次生溶孔，平均孔隙度为19.0%，平均渗透率为65.3×10-3μm2。
综合分析认为：整体上，沙二段砂体物性较差，成岩作用强，属中孔中渗（高21、樊101区块）、中孔低渗（樊4、樊7区块）、低孔中渗（樊18区块）储层，投产前需采取压裂措施改善储层物性。
（三）含油性特征
储集层的含油性是指岩石孔隙中是否含油气以及含油气的多少。综合分析试油试采资料认为：高21、樊101井区属于高温常压、边水驱动的构造岩性油藏。4砂组是该块主要产油层位。地面原油密度为0.85g/cm3，地面原油粘度为11-18mPa·s，含硫0.17%，凝固点为29-36℃。地层水矿化度随埋藏深度的增加而增大，总矿化度一般为11551-36694mg/l，水型为CaCl2。单井累油超万吨井有樊101-4、高21-1、高21-4、高21-5、高21-8井，整体含油丰度较高，是沙二段的主力产油区块。
综合分析认为：沙二段原油性质较好，普遍具有密度低、低粘度、低含硫的特点。
（四）电性特征
储层电性与物性、岩性、含油性密切相关。本区储层电性特征基本符合砂泥岩层典型测井响应。本区还发育火成岩层，以及含有黄铁矿、菱铁矿等导电矿物成分的岩层，这两种特殊岩层的测井响应特征分别为：
火成岩层：火成岩主要发育在沙二段底部，呈现高电阻率（数值可超过100Ω.m）、高补偿密度（2.65-2.75g/cm3）、低声波时差（约55-60us/ft）、中低值自然伽马、微电极明显高值等测井响应特征。
含黄铁矿、菱铁矿等导电矿物成分的岩层。测井响应特征明显，表现为：岩性、物性曲线特征与砂泥岩地层相似，但是电阻率数值明显降低，低于1Ω.m，有的层段则出现严重的跳跃现象。
三、储层综合评价
大芦湖油田西部总的构造趋势比较简单，呈西低东高、北低南高状态。高21块最高，樊18块最低，樊26块处于鼻状构造带的梁子上，樊121块处于双鼻状构造带中间的低洼地区，樊101块处于东部主体鼻状构造带西部斜坡部位。整体为受岩性和构造双重因素控制的油藏。
（一）基本情况：本次研究共对比分析了高21块16口井，已全部或部分层段进行试油或投产的井数已达15口井，开发动用程度较高。本区初期以产油为主，但后期由于注水开采以及边底水上进等因素影响，末期含水均上升。含油砂体集中在沙二段3、4砂组，其中3砂组为含油水层、干层级别，只是在高部位的高21-15井解释两层厚度约11m的油水同层。主力含油层位为4砂组。4砂组横向发育稳定，南部的高21-15井构造位置最高，东部的高21-18井构造位置相对最低。
（二）潜力层分析：高21-8井：2286-2292m原解释上含油水层下水层。井段内井径曲线起伏变化不大，反映井眼规则，自然伽马中低值，声波曲线变化平稳，数值约为80μs/ft，反映砂岩特征且层内岩性一致，自然电位异常变化，可能受下覆巨厚火成岩影响。微电极、密度和电阻率曲线之间相关性较好。根据电性特征，层中三个井段的测井响应特征：从2286-2287.6m，微电极中等正差异，自然伽马低值，密度曲线向孔隙度增大方向变化，最大数值约2.3g/cm3，电阻率高值，接近于10Ω·m，符合油层电性范围，反映该段为物性较好的砂岩储层特点；2287.6-2290m，微电
极齿状高值无差异，由上至下自然伽马数值逐步增加，自然电位负异常幅度逐步减小，密度曲线向孔隙度减小方向变化，数值增高，最大数值达到2.45g/cm3，对应的电阻率曲线明显降低，深感应电阻率数值约1Ω·m，反映泥质含量重、岩性致密、应为含有某种导电矿物、孔渗性较差的砂岩储层；2290-2292m，微电极再度恢复为正差异，自然伽马低值，密度数值降低，最小数值约2.3g/cm3，岩性、物性与顶部2286-2287.6m非常相似，只是对应的电阻率曲线明显降低，深感应电阻率数值约3Ω·m，如果排除层薄及下覆高阻火成岩的围岩效应影响，实际地层真电阻率数值应小于3Ω·m，含水可能性高。综合分析认为：2286-2292m顶部、底部岩性、物性明显好于中部地层，密度曲线对此反映较好，而声波曲线平稳变化，无法反映这种趋势，说明密度曲线更能反映储层物性变化。顶部地层电阻率数值较高，与经试油证实为油层的本井2278-2281m相似，含油性较好。由此，将本层现解释为上油层下水层，建议测试本层高部位。所致，原解释水层，现解释油干层，建议测试。
四、结论
（一）大芦湖油田沙二段油藏受断层切割和构造应力的影响，形成多个含油区块，各区块的主要含油层位各不相同。
（二）沙二段儲层孔渗性较差，成岩作用较强，属于中低孔中低渗储层，需采取压裂措施改善储层物性。
参考文献
[1]曾文冲.油气藏储集层测井评价技术[M].北京：石油工业出版社，1991.
[2]雍世和，张超谟.测井数据处理与综合解释[M].山东：石油大学出版社，1996.
[3]洪有密.测井原理与综合解释[M].山东：石油大学出版社，1993.
[4]孙焕泉，运华云，侯庆功，等.胜利油区油气层测井响应特征[M].北京：石油工业出版社，2008.
（作者单位：中石化胜利石油工程有限公司测井公司）