南海东部地区作为今后油气勘探的重点方向之一，深层低渗储层越来越受到关注，其中以陆丰凹陷为代表的文昌组，其烃源岩成熟时间早，生烃规模大，具有良好的石油地质条件^[1-2]。但随着开发程度的不断加大，随之而来的难点也日益凸现，其中之一就是储层电性与含油性关系复杂，导致流体性质判别困难，虽然凭借常规曲线特征及区域经验在识别储层流体性质方面有一定效果，但对于复杂储层仍存在一定的局限性，特别是对于一些低对比度储层更是如此。围绕以上难点本文有针对性地挖掘了测井及地质资料对储层较敏感的信息，本着高效实用的原则，放大敏感参数的特征，结合图版法有效提高了储层流体的识别精度。

研究区块内文昌组以滨浅湖、中深湖和辫状河三角洲前缘沉积相带为主^[3]。结合6口井近一百颗井壁取心样品的镜下鉴定来看，储层内广泛发育中-细粒岩屑石英砂岩，其次为粗粒及含砾岩屑石英砂岩，岩屑含量普遍在5% ~20%之间，局部可达30%(图 1)。沉积环境作为影响储层储集性能的基本因素^[4]，其与后期成岩作用的共同影响使得储层流体电性特征变得复杂。从测试及取样验证的结果对比分析来看，本区低对比度储层也较为发育，这进一步增加了现场快速定性识别流体的难度。其中低对比度储层是指油层与水层、干层的孔隙度和电阻率测井之间的差异小、含烃特征不明显的储集层^[5]。

图 1(Fig. 1)

（其中Y、Z、M、N、P、Q代表 6口井井号） 图 1 文昌组储层岩性交会图版

以本区两口井为例，图 2左为陆丰X井文昌组储层段常规曲线组合图，本井为水基泥浆测井，图中显示X944.8~ X022.6 m段电阻率在27 ~50 Ω · m之间，岩性密度为2.42 g/cm³左右，GR普遍较低，显示物性较好，为油层特征，经测试，本段日产油210.9 m³，日产气7 919 m³。图 2右为本井侧钻井陆丰Y井同层位常规曲线组合图，图中显示X127~ X240 m井段储层电阻率在25 ~50 Ω · m之间，岩性密度为2.44 g/cm³左右，GR曲线同样为低值，整体各曲线特征与X井相似，但在X152.5 m、X165.4 m及X221.5 m处取样均为地层水，相似的电性及物性特征，却是两种截然不同的流体性质。因此，为解决文昌组储层流体识别的难题，现场迫切需要找到合适的判别方法。

图 2(Fig. 2)

图 2 陆丰X井及Y井常规曲线图

图 3为解释工作中进行储层流体识别采用的常规经验图版，从图中可看出，运用该类图版进行流体性质识别时均存在一定程度的混沌区。特别是对于部分低阻油层及高阻水层，该方法已达不到区分流体性质的目的。对此，结合测井及地质录井等资料，甄选相对敏感的测录井信息，以此为基础建立了更适合本区的流体识别方法，效果较好的有自然伽马相对值-气测图版法和电阻率差异指数法等。

图 3(Fig. 3)

图 3 常规经验图版

由于不同井的井下环境、测井时间、测井仪器等情况各不相同，造成了资料采集时存在不同程度的差异^[6]。为了消除这种井间测量环境差异导致的测井曲线间的误差，引入ΔGR(自然伽马相对值)作为流体识别的主控参数，并结合ΔC₁(储层气测录井C₁值与围岩气测录井C₁值之比)的综合响应，以此与含烃关系密切的气测曲线做交会图可得到较好的流体识别效果(图 4)。图中以ΔGR×ΔC₁为横坐标，ΔC₁为纵坐标，该图版对于油、水层区分度能达到95%以上。利用后期所测A12井资料进行投点验证可见：其油层(紫色方点)与水层(蓝色方点)点子均落于图版对应的油区和水区，符合率达100%。

图 4(Fig. 4)

图 4 C1-ΔGR×ΔC1 流体识别交会图版

对于低对比度储层，一般认为受岩性的影响、地层水矿化度的影响、高束缚水饱和度的影响、黏土矿物的影响、导电矿物的影响以及盐水泥浆侵入的影响等^[7-8]。鉴于此，本文通过大量对比分析选取了针对本区较为敏感的特征参数，并以此为基础建立了电阻率差异指数法。该方法综合考虑了泥浆侵入深度、储层岩性以及不同探测深度电阻率间的差异等对测井带来的影响。

鉴于陆丰区块文昌组储层流体电阻率普遍低于100 Ω · m，井眼规则，高分辨率阵列感应及阵列侧向测井均表现出了较好的测井效果，因此本文以这类电阻率为基础，将不同探测深度电阻率间的差异以DR^[9]表示，计算公式为：

式中：M₂R₁ ~ M₂RX为高分辨率阵列感应测井在纵向分辨率为2 ft、径向探测深度为10~120 in的各电阻率，Ω · m；MLR₁C~ MLR₄C为阵列侧向不同探测深度的4条电阻率曲线，Ω · m。

由于DR作为描述侵入剖面电阻率变化的参数，当储层发生低侵或高侵时，会出现值大于1或小于1的结果，为了消除这种情况带来的后续计算差异的影响，将电阻率差异参数定义为|DR-1|，而泥浆侵入深度(LI)可以通过反演得到。结合本区流体性质以油、水为主的特征，将流体识别指数定义为：

式中：ZDEN为岩性密度，g/cm³，ΔGR为自然伽马相对值。

以此与|DR-1|作交会图，这样就充分放大了油和水的特征差异，更便于储层流体性质的区分。此方法在实际应用中也取得了较好的效果(图 5)，B1、B2、B3三口井均为盐水泥浆钻井，并在文昌组进行了高分辨率阵列感应测井，将油层与水层分别投点于图版上，可见当IFluid > 0.8时，储层为油层，反之则为水层。利用后期所测C-1井资料进行投点验证可见：其油层(红色方点)与水层(蓝色圆点)点子均落于图版对应的油区和水区，并在后期对该油层进行测试取样共计420 mL，其中油71 mL，泥浆滤液349 mL，证实为油层，也体现了该方法具有较好的储层流体识别能力。

图 5(Fig. 5)

图 5 电阻率差异指数法交会图版

南海东部中深层储层流体性质的准确识别一直以来是解释工作者较为关注的重点内容，也是下一步勘探开发的基础。结合测井及地质信息，充分挖掘影响储层的敏感参数，提出了两种储层流体性质的识别方法。其中自然伽马相对值-气测图版法相对更简单易行，电阻率差异指数法需要考虑泥浆侵入深度的影响，因此对测井系列的选择有一定要求，但流体识别效果显著。运用以上方法对提高古近系深部储层评价的效率和准确性提供了较大帮助，有利于今后现场解释工作的开展。