第二章 测井解释油气层
在世界性油气需求的推动和高技术群体崛起的支持下，测井学科已成为石油工业上游领域技术群体的重要组成部分。尽管在这一发展进程中，面对油气勘探、开发提出的一系列课题，以及针对不同的评价对象和目标，已经全方位地提高了测井技术解决地质与工程问题的能力。然而，即使如此，作为测井解释最常规的技术——油气层评价，不仅没有因此受到削弱而失去它具有的作用和地位，反而随着实践的发展，使其内容日趋丰富，技术日趋完备与成熟，依然是测井地质应用最重要、最有价值的技术。更确切地说，它是油藏描述的基础与核心内容。
众所周知，测井解释油气层是一个复杂、带有实践性与经验性的技术分析过程。它是对来自于测井与非测井两大系统的信息，及其数据处理成果的分析与综合，当通过手工解释与计算机处理，把采集的测井信息还原为地质信息之后，所进行的综合评价应包括以下的内容。
（1）分析地层的储集特性，找出有意义的产层。特别注意，不要漏掉裂缝性及其它次生作用形成的产层。
（2）根据地区经验和人一机联作方式，把测井信息还原为地质信息，计算反映地层特性的主要地质参数，并分析其可信度。重点在于评价产层的储渗性能、含油性及可动油量。
（3）分析产层的束缚水含量，揭示油气层的特性及含油（气）饱和度界限的变化，把握判断油气层的趋势。尤其要特别注意分析是否有低电阻率油气层存在的可能性。
（4）综合来源于测井与非测井的信息，进行判断分析，搞清储层的气、油、水分布，提出有关油、气、水层的最佳答案。
（5）评价油气层丰度和产能，预测产层的含水率。
显然，采用计算机分析程序，很难全面完成上述任务。在这里，不仅需要有丰富的理论知识、熟练的技能，而且在于充分发挥测井分析家的经验和判断力。
第一节 测井解释油气层的基本原理
一、束缚水含量与油气层
从广义上说，测井解释油气层主要包括两方面的内容：一是确定储层所产流体的性质；二是评价油气层的质量，包括产层的储集、渗透性能及估价产层的生产能力。如何判断复式油气区多种复杂油气层所产流体的性质，更是测井分析首先面临的难题。当通过人工和计算机数据处理，把各种测井信息综合还原为反映地层特性的地质参数之后，应从地层的哪些特性入手，以哪些概念和原理为地质依据，识别、描述乃至确定地层所产流体的性质，才能达到有效划分油、气、水层的目的。这一问题，无论从理论或实践的角度来看，对于测井解释都有十分重要的意义。 不言而喻，人们首先考虑的是地层的含油性，因为它确实是判断储层能否产油气的基本特性与重要前提。因此，长期以来含油（气）饱和度的大小常常被认为是识别和判断油气层的主要尺度，甚至是唯一的标准。人们往往从对油气层的直观与感性认识出发，认为在油气层的储集空间中，油气饱和度大于含水饱和度是地层产油气的必要和充分条件。这种基于含量对比的概念有一定的道理，因为有一半以上甚至更多的油气层，它们的油（气）饱和度都大于50％。然而，这种概念不能完全概括油气层自身固有的特点，因为正如胜利复式油气区及其他国内外油田的实际资料所表明的那样，有相当一部分油气层的含油（气）饱和度小于50％。不难理解，这种传统认识的产生来源于日常生活中宏观流动的观察，是由于用一般流动替代地下油气渗流而产生的错误概念。
事实上，油气层在生产过程中之所以不产水，并非产层的储集空间不含水。大量的实际资料表明，任何油气层总有一定的含水饱和度，即使是最好的油气层一般也是如此。更耐人寻味的是，不少油气层的含水饱和度大于50％，甚至高达60％～70％，竟然只产油气，不产水。
总之，含油性毕竟只是产层静态特性的反映，它只是描述和判别油气层的必要条件，并非充分条件。油气层饱和度的大小归根结底取决于产层的束缚水含量，以致单纯依据油（气）饱和度的数值，很难对储层所产流体的性质作符合实际的描述和解释。
图3—2—l展示胜坨油田主力含油层系沙二段油层一个完整剖面的岩心实测数据。纵坐标为粒度中值，横坐标为油层束缚水饱和度（含油饱和度与其互补）。整个含油段的纵向剖面由各种类型的沉积砂体构成。其中以河流砂体、前缘砂体为主，还有浊流砂体、冲积扇砂体等。由于砂体沉积类型不同，油层的岩石物理特性与储集特征也各异。例如，河流相的辫状河道砂体具有粒度粗、孔隙结构好、孔隙半径大、连通性好以及产能高的特点。其平均孔喉半径在各个时间单元下部最大达47～70?m，一般为20～40?m。因此，油层束缚水含量小，普遍在25％以下，油层
原始含油饱和度大于75％。三角洲前缘亚相的河口坝砂体具有岩性细、渗透率较低的特点。一般砂体顶部为细砂，中、下部为粉砂，顶部平均孔喉半径为3～18?m，渗透率相应为2～3?m2，油层的原始含油饱和度也在70％左右。韵律下部平均孔喉半径小于0.3?m，渗透率低，束缚水含量高，油层原始含油饱和度小于50％。
图3—2—1说明对于不同类型的沉积砂体，由于颗粒的粗细不同及平均孔喉半径和渗透率的差异，导致油层的束缚水含量有很大的不同。因此，即使属于同一层段的油层，它们各自的原始含油饱和度也有很大的差别，可由小于40％到90％左右（单块油层岩心样品实测数据）。这一具有普遍意义的典型实例，足以证明油气层普遍存在的规律。
（1）油气层含油（气）饱和度的大小主要取决于自身的束缚水含量，随着产层孔隙结构的不同，其数值变化范围很大。
（2）油气层没有统一的含油（气）饱和度的界限。
（3）含油（气）饱和度的大小，并不是产层在生产测试过程中能否出水的唯一与必然标志。对于高束缚水含量的产层，即使油气饱和度小于50％，仍然可产无水的油气。
二、微观孔隙中流体的分布与渗流
在油（气）层内部，水以束缚水形式主要分布于流体不易在其中流动的微小毛管孔隙内或被亲水岩石吸附在颗粒表面。油（气）主要占据较大的孔喉或孔喉内流动阻力较小的部位，形成只有油（气）流动而水不能流动的状态。这种分布特点，在很大程度上决定着地下流体的流动特性和储层的产液性质。
当多相流体（油、气、水）并存时，储层的产液性质可用多相共渗的分流量方程描述。若储层呈水平状，油、气、水各相的分流量可表示为：
由此可见，在一定压差条件下储层的产液性质及各相流体的产量，主要取决于各自的相渗透率、渗流截面积和流体性质。在使用上，为了了解各相流体的流动能力，以便更好地描述多相流动的过程，往往又采用相对渗透率表示相渗透率的大小，它等于有效渗透率与绝对渗透率的比值。
根据分流方程，可进一步求出多相共渗体系各相流体的相对流量，它们相当于分流量与总流量之比。对于油水共渗体系，储层的产水率可近似表示为：
分析上述各式看出，储层的产液性质主要取决于各项的相渗透率。以油水两相共渗体系为例，根据储层相渗透率的变化情况，相应有三种不同的产液性质。
（1）储层水的相渗透率Krw或Kw趋于0，而油的相对渗透率达到最大（Kro→1，K o→K），根据方程（3—2—1）、（3—2—3）和（3—2—4），则得Q w→0，F w→0，F o＝（1一Fw）→1，表明储层只产油而不产水，属于油层。 （2）若储层油的相对渗透率Kro或Ko趋于0，而水的相对渗透率达到最大（Krw→1，Kw→K），根据方程（3—2—1）、（3—2—3）和（3—2—4），则得Qo→0，Fw→1，表明储层为水层。 （3）若0＜（Kro，Krw）＜1或0＜（Ko，Kw）＜1，同理可以导出Qw＞0，Qo＞0，表明储层为油水同层。
图3—2—2的相对渗透率曲线是对这一物理过程的解释。由图上看出，当油气向储层运移之前，储层为充满水的多孔介质，属于单相流动状态。因此，Sw＝1，Krw=1。随着油气的运移，在油驱水的过程中，油首先占据孔隙空间内流体流动阻力最小的部位。由于主要的流动通道被油所堵塞，增加了水流动的阻力，导致Krw迅速下降。然而，这时储层的含油饱和度So还很小，油在孔道内呈孤立不连续的状态，因而不能流动，Kro＝0，相当于所谓“含油水层”的情形。与此相对应的含油饱和度相当于残余油饱和度（Sor）。随着So进一步增加，Kro也相应增大，油开始流动，Krw继续下降，相当油水同层的情形。当So达到某一临界值时，储层的含水饱和度相当于不动水饱和度Swc（或称临界含水饱和度），这时Kro到最大（Kro→1），Krw=0，储层不产水只产油。显然，这就是通常所指的油层含油饱和度界限，即Sw＝Swc时的含油饱和度数值。Swc一般系指束缚水饱和度Swi。所以，油层的含油饱和度界限并非固定不变，而是随产层束缚水含量的变化而变化。
对于气、水共渗或三相共渗体系，同样可以得到类似的结论。这意味着，产层的相渗透率确实是评价油气层必要而充分的条件。
三、油气层界限分析
在地下油、气、水层的动态规律可由多相流体的渗流理论来描述。油、气、水在储层微观孔隙中的流动，主要取决于它们的相渗透率。这就是说，一个储层到底是产油气，还是产水，或是油水同出，归根结底取决于油（气）水相对渗透率的大小。无论是两相或是三相流动，都要引入迂回系数的概念，下式是分析相对渗透率规律的基础。
分析上面列举的相对渗透率表达式还可以得出，当饱和度（So或Sw）数值一定时，随着Sw增大，储层的Kw增加，而Krw相应减小。对于一定的So或Sw数值，如式（3—2一4）所指出，高束缚水含量的产层比低束缚水含量的产层出水率小。油气层的含油饱和度界限并非固定不变，而是随产层的束缚水含量而变化。低束缚水含量产层的含油饱和度界限往往比较高，高束缚水含量的油气层其数值明显偏小。 图3—2—3中，采用不同渗透率数值的岩样在条件相同的情况下实际测定的相对渗透率曲线。图2—3—4是这种情况下的理论曲线。图2—3—5为毛细管压力曲线示意图。它们都
能清楚地反映渗透率的变化对Swi、Kro、Krw以及油气层含油饱和度界限的影响。图示表明，随储层渗透率变小，其Swi增大，Krw减少，而Kro相对增大（对同一饱和度数值而言），油层的含油饱和度界限（指与Kro＝0相对应的含油饱和度数值）也相应变小。通过以上分析不难理解，为什么低含油饱和度油气层（通称低电阻率油气层）经常出现在粘度小，泥质含量高、渗透率较低的地层。
原油粘度也是影响油层界限的另一个重要因素。由相对渗透率的表达式和方程（3—2—4）可以得出，油质变稠的结果将使Sor增大，Ko及Kro减少，以及储层产水率增大，即相当于Krw增大。这就是说，在油水共渗体系中，油质变稠将使油的流动性变差，水显得更为活跃。所以，稠油层的含油饱和度界限普遍比稀油层高，只有当含油饱和度数值高时，稠油层才有可能出纯油。这一过程也十分清楚地反映于相对渗透率曲线图中（见图3—2—6）。此图是采用同一块岩样在不同油质条件下实际测定的相对渗透率数据编制的。图 3—2—7则是这种情况下的理论曲线。图示表明，随?o／?w增大，Kro明显下降，而Krw相应增大，说明稠油层的
含油饱和度界限也相应增高。在解释稠油层时，对于这一点应给予特别的关注。