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摘 要：基山砂岩体储层厚度大，低孔低渗，储层岩性细，非均质性较强，深度相近的岩心物性差异较大；储层碳酸盐和泥质含量的增加使储层物性变差；该区地层水总矿化度较高，储层束缚水含量高，使得油层、水层电性不明显。测井资料划分油干、油水层难度大，储层参数计算较困难等特点。本文针对该类储层的评价难点和目标，结合岩心实验室分析物性资料、试油等第一性资料，对该类储层进行分析研究；利用岩心资料与测井信息建立转换关系，建立了一套适合本地区特点的解释模型，来确定储层参数的计算方法、建立测井解释模式；实验分析资料、试油试采资料等分析了油层类型，建立了解释标准图版。
基山砂岩体泛指在沙三晚期来自滋镇洼陷西北埕宁凸起的大型三角洲物源供给体系，为三角洲—充填浊积扇沉积，其主体位于惠民凹陷中央隆起带中部临邑和商河之间的宿安地区。基山砂岩体分布范围广，面积大，储层厚度大，低孔低渗，储层的非均质性较强，深度相近的岩心物性差异较大，井间矛盾突出，大部分产能低。测井资料划分油干、油水层难度大，储层参数计算也较困难，加之测试资料大多为合试或不彻底，使得对该类储层的测井综合评价针对性差，也很不完善和深入。对基山砂岩储层作进一步的研究和评价，对准确认识和评价该类储层，加快勘探进程具有重要意义。
一、评价技术
1.参数计算
准确地计算该区的地质参数，我们对该地区7口取心井做了岩心归位处理，并与测井信息建立转换关系，建立了一套适合本地区特点的解释模型，来确定储层参数的计算方法。
1.1孔隙度计算
利用岩心实验分析孔隙度，结合试油试水数据，分别用实验孔隙度、深度和声波测井数据建立关系（图1-1），可以看出，常规实验孔隙度与声波关系密切，与深度也具有很好的相关性。深度小于3300m时，孔隙度随深度增加而减小，此时应考虑压实作用；深度大于3300m时，孔隙度与深度无关。据此回归出计算孔隙度的方程如下：
深度小于3300m时：
Φ=7.87721-0.01059*H+0.16773*AC
相关系数：R=0.9387
深度大于3300m时：
Φ=-38.92964+0.21932*AC
相关系数：R=0.9272，△tma=178
式中：Φ—孔隙度计算值，%；
H—地层深度，m；
AC─储层声波时差值，μs/m。
图1-1 实验孔隙度、深度和声波测井数据关系图
1.2渗透率计算
影响渗透率的因素比较多，诸如岩石的孔隙度、孔隙结构、泥质及胶结物等。如何利用测井资料准确地计算渗透率一直是测井解释的重要环节。利用商548井的岩心分析实验，对有关文献上的四个渗透率计算公式的系数进行了刻度，并建立了一个新的计算模型，以上五种方法计算结果非常接近，且新模型计算的渗透率与常规实验渗透率相关性最好，可以此作为核磁共振渗透率。把32块岩样及其对应深度的常规实验渗透率、常规处理渗透率、核磁实验渗透率、核磁测井渗透率分别做直方图进行对比，可以看出两种实验渗透率和核磁测井渗透率非常接近，而常规处理渗透率有较大偏差，数值偏大。由此可以看出，常规处理程序中的渗透率计算公式对低孔低渗储层不太适用，而核磁测井资料在计算储层参数方面具有很大优势。
利用7口井的岩心分析数据，建立渗透率与孔隙度、粒度中值、泥质含量、碳酸盐岩含量的关系图（图1-2），
图1-2 渗透率与孔隙度、粒度中值、泥质含量、碳酸盐岩含量关系图
可以看出，渗透率与孔隙度关系极为密切，与泥质含量、碳酸盐岩含量也具有良好的相关性，与粒度中值相关性较差。由此可建立计算渗透率的经验关系式：
lgK=2.463347+3.755405lgΦ-0.83435lgVsh
相关系数：R=0.9037
二、测井资料解释模式
1.常规测井解释模型
1.1油层
① 均质性油层：储集层物性较好，自然电位曲线呈明显的负异常，且小于邻近水层的自然电位；自然伽马低值，显示泥质较少；微电极曲线数值较低或中等，正差异明显；声波时差曲线较稳定且大于230μs/m，深感应电阻率数值大于5Ω？m，侵入特征为低侵或无侵，4m电阻率大于6Ω？m，且形状饱满。
② 非均质性油层：此类储集层由于含有泥岩夹层，物性变差，造成电阻率偏低。自然电位、自然伽马、声波、电阻率等曲线均呈锯齿形。若是油层，测井曲线之间的对应性要好，电阻率一般在5-6Ω？m之间。
③ 泥质砂岩油层：自然电位异常幅度较小，微电极数值较低或差异幅度较小，自然伽马显示的泥质含量较多，声波值较高，电阻率值较低。
1.2差油层
① 微电极无差异或负差异，且数值中等，自然伽马显示含有泥质，声波数值较大，电阻率稍低于纯岩性油层。② 微电极数值高，负差异幅度大，声波数值较小，自然电位、自然伽马显示为储层，电阻率数值较高。
1.3油水同层
油水同层物性特征与油层基本一致，但电阻率值稍低于油层，一般4-6Ω·m，或岩电对应性较差，电阻率曲线有下滑趋势。
1.4含油水层和水层
自然电位曲线负异常增大（略大于邻近油层），微电极数值低，声波时差大于或等于油层，电性侵入特征为高侵，深感应电阻率减小，一般小于4Ω·m，部分层受岩性物性影响，略有升高。通常根据邻层对比或第一性资料的含油性区分含油水层和水层。
1.5干层
① 泥质含量重：微电极低值，正負差异不定，呈锯齿状，自然电位、自然伽马幅度小，声波时差数值增大，电阻率数值随泥质成分不同而不同。 ② 灰质含量重：微电极呈高值无差异或负差异，自然电位小，自然伽马中等或低值，声波时差数值减小，电阻率高值。
2.核磁共振实验和测井解释模式
岩心核磁共振实验离心前、后T2谱面积的对比，可以反应岩石流体的流动特性。根据岩心的T2谱分析，我们把含油储层分为三种类型：即油层、差油层和干层。
油层：岩心离心前的T2谱分成两个峰，即不可动峰、可动峰，不可动峰的幅度低，可动峰的幅度高。离心后的T2谱成单峰，为不可动峰，可动峰消失，说明岩心在离心后有可动流体流出。对应这种性质的储层具备了产能。如果储层含油则是具备了产能的油层。
差油层：岩心离心前的T2谱虽分成两个峰，但可动峰小，或者干脆为一个宽带单峰，离心后T2谱为窄带单峰，说明岩心在离心后有部分的流体流出，对应这种性质的储层具备了低产能，如果储层含油，则为产能较低的油层。
干层：岩心离心前、后T2谱基本重叠，或有很小的差异，对应这种性质的储层不具备产能。
3.油干、油水层分类解释标准
基山砂岩体储层非均质性强，物性差，油水层测井电阻率差别小。油层、差油层、干层的孔隙度差别不大，因渗透率的不同，制约了储层的含油性。为了精细评价储层，我们根据储层测井特征、实验分析资料、试油试采资料等分析了油层类型，制作了电阻率与声波时差交会图（图3-1），区分储层类型效果较差。因此，
又分别制作了电阻率与孔隙度、渗透率、渗孔比（k/φ）、渗孔积（k*φ）的交会图（图3-2a、b、c、d），
图3-1 电性标准图版
图3-2 电阻率与孔隙度、渗透率、渗孔比（k/φ）、渗孔积（k*φ）交会图
从而可以确定测井划分储层类型的定量划分标准，如下表3-1：
表3-1 基山砂岩体油干、油水层分类标准
注：该表标准适用于含油性较好的商4区、商543井区、夏103井区，在其它井区可作为参考。使用该表时，在数值边界区应综合考虑各种因素，尤其要考虑曲线的对应性，才能达到正确评价油水层的目的。
四、应用效果
通过对储层参数计算，解释模型、解释标准的建立，有效指导了该区及相关地区的油气勘探，在临盘地区93口井储层的二次评价中共提升解释结论115层466.7m，其中提升油层61层209.5m，差油层20层73.7m，降低解释结论26层115.5m。通过对油水层的准确识别，解放了一大批油层，为储量的上报奠定了基础。
五、结论与建议
1.由于储层岩性细、粘土含量高导致储层普遍低渗，储层的物性差，储层一般需要压裂改造后才能获得工业油流。
2.根据该区的测井数据和试油资料，建立了物性标准和电性标准。油层孔隙度下限为13%，渗透率下限为0.62×10-3μm2，电阻率下限为5Ω·m。
3.油层和油水同层测井识别难度大的主要原因在于储层厚度大非均质强，物性好的控油，物性差的为束缚水，经过压裂改造后往往会出现油水同出的现象。
参考文献
[1] 帅德福，王秉海.中国石油地质志，卷六[M].北京：石油工业出版社，1984.
[2] 谭丽娟，苏成义.东营凹陷博兴地区烃源岩和油源特征[J].石油大學学报，2002，026（005）：1-4.
[3]王秉海，钱凯.胜利油区地质研究与勘探实践[M].东营：石油大学出版社，1992
基山砂岩体泛指在沙三晚期来自滋镇洼陷西北埕宁凸起的大型三角洲物源供给体系，为三角洲—充填浊积扇沉积，其主体位于惠民凹陷中央隆起带中部临邑和商河之间的宿安地区。基山砂岩体分布范围广，面积大，储层厚度大，低孔低渗，储层的非均质性较强，深度相近的岩心物性差异较大，井间矛盾突出，大部分产能低。测井资料划分油干、油水层难度大，储层参数计算也较困难，加之测试资料大多为合试或不彻底，使得对该类储层的测井综合评价针对性差，也很不完善和深入。对基山砂岩储层作进一步的研究和评价，对准确认识和评价该类储层，加快勘探进程具有重要意义。
一、评价技术
1.参数计算
准确地计算该区的地质参数，我们对该地区7口取心井做了岩心归位处理，并与测井信息建立转换关系，建立了一套适合本地区特点的解释模型，来确定储层参数的计算方法。
1.1孔隙度计算
利用岩心实验分析孔隙度，结合试油试水数据，分别用实验孔隙度、深度和声波测井数据建立关系（图1-1），可以看出，常规实验孔隙度与声波关系密切，与深度也具有很好的相关性。深度小于3300m时，孔隙度随深度增加而减小，此时应考虑压实作用；深度大于3300m时，孔隙度与深度无关。据此回归出计算孔隙度的方程如下：
深度小于3300m时：
Φ=7.87721-0.01059*H+0.16773*AC
相关系数：R=0.9387
深度大于3300m时：
Φ=-38.92964+0.21932*AC
相关系数：R=0.9272，△tma=178
式中：Φ—孔隙度计算值，%；
H—地层深度，m；
AC─储层声波时差值，μs/m。
图1-1 实验孔隙度、深度和声波测井数据关系图
1.2渗透率计算
影响渗透率的因素比较多，诸如岩石的孔隙度、孔隙结构、泥质及胶结物等。如何利用测井资料准确地计算渗透率一直是测井解释的重要环节。利用商548井的岩心分析实验，对有关文献上的四个渗透率计算公式的系数进行了刻度，并建立了一个新的计算模型，以上五种方法计算结果非常接近，且新模型计算的渗透率与常规实验渗透率相关性最好，可以此作为核磁共振渗透率。把32块岩样及其对应深度的常规实验渗透率、常规处理渗透率、核磁实验渗透率、核磁测井渗透率分别做直方图进行对比，可以看出两种实验渗透率和核磁测井渗透率非常接近，而常规处理渗透率有较大偏差，数值偏大。由此可以看出，常规处理程序中的渗透率计算公式对低孔低渗储层不太适用，而核磁测井资料在计算储层参数方面具有很大优势。
利用7口井的岩心分析数据，建立渗透率与孔隙度、粒度中值、泥质含量、碳酸盐岩含量的关系图（图1-2），
图1-2 渗透率与孔隙度、粒度中值、泥质含量、碳酸盐岩含量关系图
可以看出，渗透率与孔隙度关系极为密切，与泥质含量、碳酸盐岩含量也具有良好的相关性，与粒度中值相关性较差。由此可建立计算渗透率的经验关系式：
lgK=2.463347+3.755405lgΦ-0.83435lgVsh
相关系数：R=0.9037
二、测井资料解释模式
1.常规测井解释模型
1.1油层
① 均质性油层：储集层物性较好，自然电位曲线呈明显的负异常，且小于邻近水层的自然电位；自然伽马低值，显示泥质较少；微电极曲线数值较低或中等，正差异明显；声波时差曲线较稳定且大于230μs/m，深感应电阻率数值大于5Ω？m，侵入特征为低侵或无侵，4m电阻率大于6Ω？m，且形状饱满。
② 非均质性油层：此类储集层由于含有泥岩夹层，物性变差，造成电阻率偏低。自然电位、自然伽马、声波、电阻率等曲线均呈锯齿形。若是油层，测井曲线之间的对应性要好，电阻率一般在5-6Ω？m之间。
③ 泥质砂岩油层：自然电位异常幅度较小，微电极数值较低或差异幅度较小，自然伽马显示的泥质含量较多，声波值较高，电阻率值较低。
1.2差油层
① 微电极无差异或负差异，且数值中等，自然伽马显示含有泥质，声波数值较大，电阻率稍低于纯岩性油层。② 微电极数值高，负差异幅度大，声波数值较小，自然电位、自然伽马显示为储层，电阻率数值较高。
1.3油水同层
油水同层物性特征与油层基本一致，但电阻率值稍低于油层，一般4-6Ω·m，或岩电对应性较差，电阻率曲线有下滑趋势。
1.4含油水层和水层
自然电位曲线负异常增大（略大于邻近油层），微电极数值低，声波时差大于或等于油层，电性侵入特征为高侵，深感应电阻率减小，一般小于4Ω·m，部分层受岩性物性影响，略有升高。通常根据邻层对比或第一性资料的含油性区分含油水层和水层。
1.5干层
① 泥质含量重：微电极低值，正負差异不定，呈锯齿状，自然电位、自然伽马幅度小，声波时差数值增大，电阻率数值随泥质成分不同而不同。 ② 灰质含量重：微电极呈高值无差异或负差异，自然电位小，自然伽马中等或低值，声波时差数值减小，电阻率高值。
2.核磁共振实验和测井解释模式
岩心核磁共振实验离心前、后T2谱面积的对比，可以反应岩石流体的流动特性。根据岩心的T2谱分析，我们把含油储层分为三种类型：即油层、差油层和干层。
油层：岩心离心前的T2谱分成两个峰，即不可动峰、可动峰，不可动峰的幅度低，可动峰的幅度高。离心后的T2谱成单峰，为不可动峰，可动峰消失，说明岩心在离心后有可动流体流出。对应这种性质的储层具备了产能。如果储层含油则是具备了产能的油层。
差油层：岩心离心前的T2谱虽分成两个峰，但可动峰小，或者干脆为一个宽带单峰，离心后T2谱为窄带单峰，说明岩心在离心后有部分的流体流出，对应这种性质的储层具备了低产能，如果储层含油，则为产能较低的油层。
干层：岩心离心前、后T2谱基本重叠，或有很小的差异，对应这种性质的储层不具备产能。
3.油干、油水层分类解释标准
基山砂岩体储层非均质性强，物性差，油水层测井电阻率差别小。油层、差油层、干层的孔隙度差别不大，因渗透率的不同，制约了储层的含油性。为了精细评价储层，我们根据储层测井特征、实验分析资料、试油试采资料等分析了油层类型，制作了电阻率与声波时差交会图（图3-1），区分储层类型效果较差。因此，
又分别制作了电阻率与孔隙度、渗透率、渗孔比（k/φ）、渗孔积（k*φ）的交会图（图3-2a、b、c、d），
图3-1 电性标准图版
图3-2 电阻率与孔隙度、渗透率、渗孔比（k/φ）、渗孔积（k*φ）交会图
从而可以确定测井划分储层类型的定量划分标准，如下表3-1：
表3-1 基山砂岩体油干、油水层分类标准
注：该表标准适用于含油性较好的商4区、商543井区、夏103井区，在其它井区可作为参考。使用该表时，在数值边界区应综合考虑各种因素，尤其要考虑曲线的对应性，才能达到正确评价油水层的目的。
四、应用效果
通过对储层参数计算，解释模型、解释标准的建立，有效指导了该区及相关地区的油气勘探，在临盘地区93口井储层的二次评价中共提升解释结论115层466.7m，其中提升油层61层209.5m，差油层20层73.7m，降低解释结论26层115.5m。通过对油水层的准确识别，解放了一大批油层，为储量的上报奠定了基础。
五、结论与建议
1.由于储层岩性细、粘土含量高导致储层普遍低渗，储层的物性差，储层一般需要压裂改造后才能获得工业油流。
2.根据该区的测井数据和试油资料，建立了物性标准和电性标准。油层孔隙度下限为13%，渗透率下限为0.62×10-3μm2，电阻率下限为5Ω·m。
3.油层和油水同层测井识别难度大的主要原因在于储层厚度大非均质强，物性好的控油，物性差的为束缚水，经过压裂改造后往往会出现油水同出的现象。
参考文献
[1] 帅德福，王秉海.中国石油地质志，卷六[M].北京：石油工业出版社，1984.
[2] 谭丽娟，苏成义.东营凹陷博兴地区烃源岩和油源特征[J].石油大學学报，2002，026（005）：1-4.
[3]王秉海，钱凯.胜利油区地质研究与勘探实践[M].东营：石油大学出版社，1992