0 概况
南泥湾油田刘台区块位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中部，主要为西倾单斜形态，只是在西倾单斜背景上局部发育有小型低幅度构造起伏。含油性主要受储层岩性、物性控制。2015年全面注水开发后，地层能量逐步恢复，油井月产液有所提升但目前整体上项目区压力保持水平30.7%，注水开发受效程度较低，平均单井日产油0.13t，采油速度0.39%，地质储量采出程度5.03%，剩余储量仍然较大。有必要结合该区储层物性、含油性等特征对测井结论重新认识，开展测井二次解释[1-3]。
1 储层“四性”关系
1.1 岩性与电性关系
本区长4+5、长6地层岩性为砂泥岩互层，纵向上岩性粗细和矿物组成的差异，使其地球物理测井曲线具有不同的特征。泥岩与砂质泥岩：均以高自然伽马、正自然电位幅度、微电极无差异或差异幅度小为特征、并且有电阻率相对偏低和高声波时差值的特征。粉砂岩、泥质砂岩：以中高自然伽马和中—低负异常幅度自然电位及微电极差异幅度小或无差异为特征。细砂岩：为长4+5、长6的主要储集层，以自然电位明显负异常，自然伽马值低（33~130API，一般60~100API）及微电极差异幅度大为特征。含油细砂岩电阻率较高，一般大于40Ω·m。
1.2 物性与电性关系
本区较好的储油层声波时差值一般为230~250μs/m，多数油层声波时差值为222~240μs/m，而钙质含量相对较高的致密层声波时差一般小于215μs/m，同时电阻率也相对增高。本区储集层声波时差与孔隙度大小对应关系较好，因此测井采用声波时差计算孔隙度。
1.3 含油性与电性关系
本区长4+5、长6油层4.0m视电阻率平均值一般在40~180Ω·m，深感应电阻率读值一般在40~130Ω·m，声波时差大于222μs／m。通过岩电实验得到含油饱和度计算公式，用声波时差与深感应电阻率值可以计算储层的含油饱和度。
2 测井解释模型
2.1 孔隙度解释模型
通过四性关系研究，以岩心分析孔隙度为基础，从本区现有测井系列中找出声波时差曲线读值与对应岩心分析的孔隙度关系，建立孔隙度解释模型。采用能控制该区范围的3口井56个井层的资料，经回归分析处理，得到的回归公式为：Φ=0.1803Δt-32.059，该式相关系数为0.8943。
对本区4口井122个层岩心分析孔隙度与测井解释孔隙度进行对比检验，岩心分析孔隙度与测井解释孔隙度的平均值仅相差0.09%，十分接近。
2.2 渗透率解释模型
根据岩心分析孔隙度与渗透率数据作相关图，可见孔隙度与渗透率具有较好的相关性，可用于解释储层渗透率。K=0.0089e0.3309φ，R2=0.894。
2.3 含水（油）饱和度解释模型
饱和度的计算利用阿尔奇公式。采用本区3口井，分别为刘129-3井、刘363-4井、刘433井取芯共37个样品的岩电实验研究，确定的岩电参数为a=0.9457，m=1.9844，b=1.0048，n=1.8464。本区地层水平均矿化度4.73×104mg/L，折合NaCl当量为4.11×104mg/L，油层平均温度为26.5℃，查图版得到地层水电阻率（Rw）0.15Ω·m。油层电阻率（Rt）取深感应电阻率；孔隙度（φ）采用声波时差计算值。利用实验确定的岩电参数及饱和度解释模型对储量面积内的井进行了饱和度解释，长4+52、长61、长62解释平均水饱分别48.2%、45.4%、49.4%。
3 测井二次解释及应用
3.1 储量计算参数
根据研究区资料现状及其地质特征，纵向上将长4+5、长61、长62砂岩组分小层计算储量，研究区长63多未穿并且零星含油，此次不做储量计算，平面上根据油层分布将各小层作为一个单元计算，共计7个单元：长4+51、长4+52-1、长4+52-2、长61-1、长61-2、长62-1、长62-2。
1、含油面积
①根据延长油田股份公司各油田试油资料，长4+5、长6油层有效厚度2m以上能够产出工业油流，各计算单元边界以有效厚度2m线为界，有效厚度小于2m区域不计算储量。
②油面积边界内要求单井初月平均日产油大于0.53t/d。
③含油面积边界圈定综合考虑周围探井试油及其研究区砂体分布特征，此次计算以研究区范围为计算含油面积。
2、有效厚度
(1）有效储层下限标准
有效厚度下限值的确定是以试油资料为依据，以岩心分析资料为基础，进行地质、录井、地球物理测井等资料的综合研究，来确定适应本区油层特点的岩性、物性、含油性和电性的下限标准。
采用区内4口井397块岩心样品的分析数据作孔隙度、渗透率频率分布图，在渗透率频率分布图上，取渗透率下限值0.2×10-3μm2，这时累积产油能力丢失4.80%，累积频率损失15.38%，基于本区取样长度基本一致，即厚度损失15.38%。在孔隙度频率分布图上看，孔隙度下限取8%，累积储油能力丢失7.66%，累积频率损失10.15%。即当孔隙度下限取8%，渗透率下限取0.2×10-3 μm2时，储油能力、产油能力和油层厚度损失都较小，可以作为有效厚度物性下限。与根据区内33口井的试油（试采）统计结果基本相符。
（2）有效厚度具体划分与夹层扣除
依据本区测井曲线的纵向分辨能力和解释精度及压裂工艺的实际情况，对有效厚度的起算和夹层的起扣厚度作如下规定：
①有效厚度起算厚度为0.4m。
②夹层起扣厚度为0.2m。
（3）有效厚度取值
根据有效厚度划分结果，编制了长4+51、长4+52、长61、长62有效厚度等值线图。进行了油层有效厚度等值线面积加权平均，将面积加权平均值作为储量计算取值。
3.2 地质储量估算
依据上述各项参数取值，用容积法计算南泥湾油田刘台区延长组长4+5、长6油层组石油总的地质储量为733.25×104t，储量丰度为37.15。其中主力油层长4+52石油地质储量为235.22×104t；长62的石油地质储量为404.38×104t，；长61的石油地质储量为85.72×104t。
3.3 剩余油分布
根据单井控制储量及单井累计采油量计算得出单井剩余储量，绘制各小层剩余油平面展布图，对各小层剩余油分布范围及规律进行研究。长4+52-2该小层剩余油储量较多，剩余油集中分布在研究区南部以及东南角；长62-2剩余油分布范围较广位于研究区东部，西北角以及西南部，整体呈条带状分布。二者在东南部存在一定叠合区。
4 结论
（1）通过测井二次解释，建立了物性下限标准：含油细砂岩电阻率大于40Ω·m，声波时差大于222μs／m，孔隙度下限取8%，渗透率下限取0.2×10-3 μm2。
（2）在油藏地质和二次测井解释的基础上，对各小层剩余油分布及潜力进行了新的认识。刘台区剩余油主要集中在长4+52-2、长62-2两个主力层，为下步挖潜提供了技术依据。
参考文献
[1]齐兆英,李阳,吴东军,冯晓伟,王兆庆.石家河注水区剩余油分布规律及影响因素分析[J].中国石油和化工标准与质量,2019,39(18):165-166.
[2]刘亚.南泥湾油田魏家湾区测井二次解释研究[J].内蒙古石油化工,2019,45(01):110-112.
[3]尹诗琪,王冬冬,熊平.西区油田长6储层测井二次解释孔渗模型建立[J].海洋石油,2015,35(04):54-57.
