方錫賢 郝文瑞 喬俊榮

(①中石化華北石油工程有限公司錄井分公司；②中曼石油天然氣集團股份有限公司錄井事業(yè)部)

0 引 言

孫崗地區(qū)位于泌陽凹陷南部陡坡帶東段的東部斷裂帶，其圈閉類型為斷層巖性圈閉，砂體為來自北部的候莊辮狀河三角洲前緣砂體，斷層為北東向斷層。候莊砂體為泌陽凹陷最大砂體，延伸到孫崗地區(qū)后仍十分發(fā)育，單層砂巖厚度較大，一般為5～20 m,最厚達60 m，發(fā)育的砂體與眾多斷層結(jié)合，一方面形成眾多斷塊，另一方面導致斷層封堵系數(shù)較低，油氣運移到該區(qū)后，大部分沿斷層及砂體繼續(xù)運移，只有部分殘留下來成藏，形成“殘余油層”。特殊的地質(zhì)特點導致該區(qū)解釋符合率低，勘探效益低下，成為測錄井油氣層解釋的共同“難點”區(qū)塊。突破傳統(tǒng)解釋思維，創(chuàng)新解釋方法是提高該區(qū)地層解釋水平的基礎。

1 孫崗地區(qū)解釋評價難點

1.1 地層水礦化度不利于測井識別油層

孫崗地區(qū)地層水礦化度較低，地層水總礦化度最低為780 mg/L，最高為6 540 mg/L，氯離子含量75～1 730 mg/L。含油水層或油水同層的總礦化度介于4 490～10 590 mg/L，氯離子含量介于279～1 928 mg/L。地層水總礦化度、氯離子含量普遍低于泌陽凹陷的其他地區(qū)。地層水礦化度較低但變化較大，導致低阻水層與高阻水層并存，影響測井解釋評價油、水層的準確性。

統(tǒng)計孫崗地區(qū)試油資料，獲得工業(yè)油流的儲集層電阻率≥60 Ω·m，聲波時差≥200 μs/m，但是部分試油為水層的儲集層與獲得工業(yè)油流儲集層的測井曲線特征完全一致，因而依據(jù)測井資料不能有效識別油水層。表1中B 443井與B 449 井為相鄰的兩口探井，兩井試油層測井曲線特征相似，測井參數(shù)相近，測井解釋均為油層，但B 443井Ⅷ42小層與Ⅷ22小層合試產(chǎn)油22.5 t/d，產(chǎn)水7.5 m3/d；而B 449井Ⅷ102小層試油產(chǎn)水20.7 m3/d,無油產(chǎn)出。

1.2 常規(guī)錄井方法不能有效識別儲集層流體性質(zhì)

1.2.1 儲集層物性較好導致巖屑錄井含油級別降低

孫崗地區(qū)儲集層巖性主要為礫狀砂巖、含礫砂巖以及細砂巖，粒徑0.1～2.0 mm，平均中值0.5 mm，分選中等-好，磨圓度多為次棱角狀。主要膠結(jié)類型為孔隙型，膠結(jié)物多為泥質(zhì)和碳酸巖，孔隙度8%～25%，平均為15%左右，滲透率10～1000 mD，平均為180 mD。

較粗的粒徑、較好的物性，導致鉆頭破碎巖石后，烴類物質(zhì)在鉆井液沖刷下容易脫離巖石，油氣顯示級別下降。統(tǒng)計孫崗地區(qū)20口非大斜度、非PDC鉆頭鉆進探井資料，平均每口井巖屑錄井見173.0 m/43層油氣顯示，可見顯示比較豐富，但以熒光、油跡等低級別顯示為主，20口探井油氣顯示資料中，熒光占50.0%、油跡占34.3%、油斑占13%、油浸及以上級別占2.7%。

1.2.2 能否獲得工業(yè)油流與油氣顯示級別無相關性

通常認為，錄井油氣顯示級別高，巖石中蘊藏的烴類物質(zhì)較高，試油(試采)獲得工業(yè)油流的幾率較高。但是這20口探井試獲工業(yè)油流的儲集層中，44.4%為熒光顯示、33.3%為油跡顯示、11.2%為油斑顯示、11.1%為油浸顯示，與傳統(tǒng)認知相反。獲得工業(yè)油氣流的儲集層以低顯示級別為主，是否獲得工業(yè)油流與油氣顯示級別沒有相關性。

1.2.3 油層及油水同層產(chǎn)液量與儲集層厚度無關

一般情況下，在其他條件相同時，油層(油水同層)產(chǎn)液量應與儲集層厚度呈正相關，但統(tǒng)計孫崗地區(qū)所有試油(投產(chǎn))井層資料，產(chǎn)液量與儲集層厚度總體上不呈正相關，反而呈逆相關，即儲集層厚度大，產(chǎn)液量低(圖1)。如B 160井Ⅳ61-2小層，儲集層厚度僅2.4 m，產(chǎn)液量為87.2 t/d；鄰層Ⅳ72-3小層，儲集層厚度4.3 m，產(chǎn)液量為80.4 t/d；Ⅳ92-4小層，儲集層厚度7.0 m，產(chǎn)液量為53.2 t/d。B 118井Ⅳ61小層，儲集層厚度5.5 m，產(chǎn)液量為18.9 t/d；Ⅴ41小層 ，儲集層厚度2.5 m，產(chǎn)液量為18.2 t/d。

表1 B 443井與 B 449井試油參數(shù)對比

圖1 孫崗地區(qū)油層(油水同層)產(chǎn)液量與儲集層厚度交會圖

1.3 氣測錄井特征復雜

1.3.1 不同儲集層的氣測錄井參數(shù)分異性差

同一產(chǎn)液性質(zhì)不同儲集層的氣測錄井，不論是氣測相對組分還是組分參數(shù)(參數(shù)比值)組合集中度很低，離散度很高；而不同產(chǎn)液性質(zhì)不同儲集層的氣測錄井，不論是氣測相對組分還是組分參數(shù)(參數(shù)比值)組合分異性很差，沒有明顯界限。

1.3.2 不同區(qū)塊氣測成分構成不同

由于受斷層、油源等多種因素的影響，孫崗地區(qū)不同斷塊油層、油水同層等產(chǎn)油氣層的氣測組分特點完全不同。如B 118井油層氣測組分基本齊全且符合地球化學規(guī)律，即C1>C2>C3>C4；而B 160井油層的氣測組分不全且不符合地球化學規(guī)律，即氣測組分值基本接近，沒有明顯變化或C1

總之，不同流體的組分平均相對含量變化沒有一定規(guī)律，相同流體在不同斷塊上氣測組分構成沒有一定規(guī)律。傳統(tǒng)氣測解釋方法難以滿足識別油層、油水同層與非油氣層的需要。

1.4 巖石熱解錄井作用無法發(fā)揮

1.4.1 資料不足

孫崗地區(qū)大部分井為二十多年前的探井，沒有進行巖石熱解錄井，因此難以利用該區(qū)巖石熱解錄井資料分析油氣水層在巖石熱解錄井資料上的響應特征。

1.4.2 巖石熱解分析值偏低

由于砂巖十分發(fā)育，總體粒徑較粗且非均質(zhì)性嚴重，加之大斜度井、PDC鉆頭、高壓噴射鉆井等多種原因的影響，導致巖石熱解錄井分析值總體偏低，且同一層內(nèi)分析值差異大，選擇真正反映儲集層含烴量的分析值困難。

2 油氣顯示層解釋評價對策

2.1 應用常規(guī)地質(zhì)錄井資料輔助解釋

2.1.1 應用砂泥巖厚度輔助判斷儲集層流體性質(zhì)

孫崗地區(qū)斷塊砂體較為發(fā)育，分析實鉆砂泥巖厚度有助于判斷儲集層流體性質(zhì)。

(1)“泥包砂”組合有利于形成油層。與厚層砂巖夾薄層泥巖的“砂包泥”組合獲得工業(yè)油流幾率低相反，厚層泥巖夾薄層砂巖的“泥包砂”組合獲得工業(yè)油流幾率較高，有利于獲得高產(chǎn)工業(yè)油流。這種組合通常為上下泥巖厚度都不低于6.0 m，砂巖厚度不大于3.0 m。圖2是B 191井Ⅷ1層錄井剖面圖，該層巖性為褐色油斑含礫不等粒砂巖，上下為厚層深灰色泥巖，為典型的“泥包砂”組合，解釋為油層，測試產(chǎn)油18.2 t/d，產(chǎn)水18.2 m3/d。

圖2 “泥包砂”砂泥巖組合

(2)儲集層流體性質(zhì)與儲集層厚度具有一定相關性。統(tǒng)計所有試油層資料，試油(投產(chǎn))結(jié)果為油層的儲集層厚度小于5.0 m, 試油(投產(chǎn))結(jié)果為油水同層的儲集層厚度小于9.5 m,水層及含油水層的儲集層厚度大于3.0 m。依據(jù)這一特點，厚層砂巖“非干即水”，薄層砂巖才可能形成油層，厚層儲集層為非產(chǎn)層。如B 449井Ⅸ11小層，巖屑錄井為淺灰色熒光細砂巖；儲集層厚度9.0 m，與鄰近砂層之間隔層厚度不大于3.0 m，依據(jù)這一地質(zhì)特點結(jié)合錄井顯示情況，錄井隨鉆解釋為水層，但設計方研究人員認為井區(qū)處于構造高部位，具有“非干即油”特點，力主該層射孔試油，結(jié)果不產(chǎn)油，產(chǎn)水18.9 m3/d，證實為一高產(chǎn)水層。

2.1.2 應用巖性輔助判斷儲集層流體性質(zhì)

(1)巖性及油氣顯示下限。統(tǒng)計所有試油層資料，獲得工業(yè)油氣流儲集層巖性為細砂巖及以上粒級，所有獲得工業(yè)油氣流的儲集層均有不同級別油氣顯示，因此將細砂巖作為孫崗地區(qū)油層、油水同層的巖性下限，也將熒光顯示作為油層、油水同層的顯示下限。

(2)不同巖性儲集層流體性質(zhì)不同。統(tǒng)計所有試油層資料，獲得工業(yè)油氣流的儲集層巖性為細砂巖、礫狀砂巖，并且80.0%的油層巖性為細砂巖，20.0%的油層巖性為礫狀砂巖；83.3%的油水同層巖性為礫狀砂巖，16.7%的油水同層巖性為細砂巖?？傮w細巖相地層更有可能為油層。分析認為，導致巖性與儲集層流體具有一定相關性的主要原因是該區(qū)含油帶窄，礫狀砂巖更接近物源，儲集層更厚，斷層封堵性較差，因此含水性較高；而細砂巖更接近砂體末端，一方面砂層厚度較薄，斷層封堵性較好，另一方面是能夠依靠巖性圈閉成藏。

2.1.3 通過剖面對比確定斷點輔助解釋

孫崗地區(qū)圈閉類型為斷層-巖性圈閉，斷層是成藏主控因素。該區(qū)含油帶窄，油層沿斷面分布，處于斷層以下的相對較高部位。因此通過精細地層對比確定斷點位置，再依據(jù)油氣水分布規(guī)律及錄井顯示進行精細解釋，能夠提高解釋精準度。

2.1.4 依據(jù)油氣顯示初步判斷斷點位置

統(tǒng)計孫崗地區(qū)油氣顯示資料再結(jié)合地層精細對比結(jié)果，可以發(fā)現(xiàn)井眼軌跡在過斷點以前幾乎沒有顯示，油層集中在斷點以下，因此可以分別選擇第一層顯示及顯示集中段頂部附近用于初步判斷斷點位置。

2.1.5 利用對比標志層判斷地層層位

考慮該區(qū)主要含油層位及巖性組合特點，優(yōu)選三套標志層用于地層對比卡層判斷地層層位。第一套是以厚層頁巖(泥巖)為主體夾薄層砂巖的Ⅰ油層組地層；第二套是以厚層砂巖為主體夾薄層頁巖(泥巖)的Ⅱ油層組地層；第三套是Ⅳ9層,該層是一套厚層泥(頁)巖所夾的均質(zhì)砂巖地層，鉆時、自然電位、自然伽馬、電阻率曲線均呈“指狀”特征(圖3)，Ⅳ9層位于Ⅳ油層組底部，是劃分Ⅳ油層組與Ⅴ油層組的重要標志。Ⅳ9層平面分布十分穩(wěn)定，且孫崗地區(qū)油層主要分布于Ⅳ油層組與Ⅴ油層組，因此Ⅳ9層是孫崗地區(qū)最重要的對比標志層。

圖3 孫崗地區(qū)Ⅳ9層剖面特征

2.2 可參照應用的氣測解釋評價方法

由于孫崗地區(qū)氣測組分復雜，不能采用傳統(tǒng)的氣測解釋評價方法進行解釋評價，通過多方探索后，引進能量系數(shù)法及幅差形態(tài)法用于解釋評價。

應用方法參照《能量系數(shù)與曲線幅差形態(tài)法在孫崗區(qū)塊儲集層評價中的應用》[1]、《安棚地區(qū)低孔低滲地層氣測解釋方法探討》[2]、《不同錄井資料在儲集層物性和含油氣性上的反映》[3]，不再贅述。

2.3 多方面應用巖石熱解錄井資料

孫崗地區(qū)原油密度0.850 6～0.862 9 g/cm3，平均為0.855 6 g/cm3，70℃時的原油粘度4.12～13.72 mPa·s，一般為7 mPa·s左右，含蠟量23.68%～45.26%，膠質(zhì)瀝青含量6.68%～10.9%，含硫量0.01%～0.09%，一般為0.07%，凝固點29～44℃。這類油質(zhì)有利于巖屑錄井發(fā)現(xiàn)油氣顯示，有利于發(fā)揮巖石熱解錄井功用。充分利用巖石熱解分析資料，有利于提高解釋符合率。

2.3.1 辯證分析解釋數(shù)據(jù)

由于近年來PDC鉆頭的廣泛應用以及該區(qū)大部分為大斜度井，實鉆巖屑細碎，加之儲集層物性較好，在鉆井液沖刷下，巖石中蘊藏的烴類大部分逸散，巖屑只殘留極少部分烴類物質(zhì)，導致巖石熱解分析值偏低。但是，非均質(zhì)地層的特點決定巖石的非均質(zhì)性，在整體分析值降低的情況下，存在部分巖屑沖刷較小影響較少的情況，這些點在整體分析偏低的情況下，分析值較高，其分析值更接近真實地層含烴量。可依據(jù)這些分析點的分析值進行解釋評價。

在選擇較高值進行解釋時，還應注意一些情況，解釋層巖石熱解分析數(shù)據(jù)呈高值，為典型油層響應特征，這些層通常為干層(差油層)，如果不細致分析，容易將這些層誤判為油層。在PDC鉆頭、大斜度鉆進下，只有物性較差的儲集層中的烴類物質(zhì)才能保存下來，因沒有被鉆井液沖刷逸散而保留較高的分析值。B 443井2 730.1～2 733.1 m井段，巖性為褐灰色油斑細砂巖，熒光濕、干照呈暗黃色，滴照乳白色，系列對比10級；巖石熱解分析S0為0.922 mg/g，S1為10.287 mg/g，S2為8.164 mg/g，TPI為0.578；如果不辯證分析巖石熱解數(shù)據(jù)，單純應用解釋圖板或應用輕重比及含烴量定性解釋評價，容易誤判為油層，但實際上這是典型的差油層、干層。一方面從區(qū)域資料分析，該區(qū)不具有形成氣藏地質(zhì)條件，氣測資料也判斷本層為非氣層，在這種情況下，巖石熱解S0呈現(xiàn)相對高值，則說明吸附在巖石表面的吸附氣態(tài)烴量多，這是物性較差儲集層的典型分析結(jié)果；另一方面測井資料反映儲集層物性差，兩者資料相符，證實本層物性較差，結(jié)合其他資料分析，應解釋為差油層。

2.3.2 改進相鄰區(qū)塊巖石熱解錄井解釋圖板

雖然孫崗地區(qū)巖石熱解錄井資料較少，有試油驗證的巖石熱解錄井資料更少，單純應用孫崗地區(qū)巖石熱解錄井資料建立解釋圖板困難，但是相鄰地區(qū)巖石熱解資料豐富，研究也較為深入。因此，可以借用該區(qū)塊建立的解釋圖板，結(jié)合現(xiàn)有巖石熱解資料加以完善，建立孫崗地區(qū)巖石熱解解釋圖板(圖4)，經(jīng)實踐驗證，其應用效果較好。

圖4 孫崗地區(qū)巖石熱解錄井解釋圖板

3 解釋實例

B 437井是孫崗地區(qū)的一口預探井，如圖5所示，在井深2 968 m以上淺地層巖屑錄井沒有發(fā)現(xiàn)油氣顯示，井深2 976 m以下深地層連續(xù)發(fā)現(xiàn)油氣顯示，初步判斷在2 968～2 976 m井段鉆遇斷層，精細對比確認井深2 975 m鉆遇一條斷距19 m的次生斷層，該次生斷層與主斷層相交形成斷塊圈閉。

如圖5所示，B 437井3 028.2～3 031.6 m井段地層巖性為淺灰色熒光含礫細砂巖，熒光砂巖含量占砂巖含量10%，熒光濕、干照呈暗黃色，滴照乳白色，系列對比7級。該層段上下均有厚層頁巖遮擋，為厚層泥(頁)巖所夾薄層(厚度為3.4 m)砂巖，有利斷層封堵，從常規(guī)地質(zhì)錄井資料分析，滿足厚度小、“泥包砂”組合、細砂巖等油層特征。同時氣測全烴異常相對幅度為4.6,異常明顯，氣測組分齊全，因此優(yōu)選本層為解釋評價目標層。

圖5 B 437井2 950～3 050 m井段剖面

3 028.2～3 031.6 m井段氣測錄井Tg(全烴)由0.19%升至0.87%，C1由0.024%升至0.113%，C2由0.015%升至0.086%，C3由0.015%升至0.089%，iC4由0.003%升至0.016%，nC4由0.007%升至0.035%，iC5由0升至0.009%，nC5由0升至0.017%。如圖5所示，鉆時曲線與氣測Tg(全烴)曲線呈正差異高幅差(高Tg、低鉆時)，灌滿系數(shù)1.0，從氣測錄井資料分析，具有典型的油層特征，結(jié)合解釋圖板，本層氣測錄井解釋評價為油層。

3 028.2～3 031.6 m井段巖石熱解錄井平均值S0為0.531 mg/g，S1為3.144 mg/g，S2為2.910 mg/g，TPI為0.546。雖然表面上分析值遠低于巖石熱解錄井油層、油水同層下限，但細致分析原始數(shù)據(jù)可以發(fā)現(xiàn)，該層分析數(shù)據(jù)中有兩個分析點分析值分別為：S00.60 mg/g，S15.79 mg/g，S26.26 mg/g以及S01.28 mg/g，S16.95 mg/g，S23.65 mg/g。由于本井是采用PDC鉆頭鉆井的大斜度井，巖屑細碎，巖石中蘊藏的烴類大部分逸散，巖屑只殘留極少部分烴類物質(zhì)，這兩個分析點樣品殘留的烴類物質(zhì)最多。因此，其分析值更接近真實地層含烴量，依據(jù)這兩個分析點的分析值進行解釋評價，本層巖石熱解錄井資料應解釋為油水同層(圖4)。

綜合分析常規(guī)地質(zhì)、鉆時、氣測、巖石熱解錄井資料后，錄井綜合解釋該層為油層。在本井的完井試油討論會上，在電性不具有油層響應特征情況下,決策者仍采納錄井下套管試油建議，結(jié)果獲高產(chǎn)工業(yè)油流，產(chǎn)油24.6 m3/d，打破了孫崗地區(qū)“殘余油不能有效成藏”的傳統(tǒng)認識，實現(xiàn)了該區(qū)近30年來勘探又一次新的突破。

4 結(jié)論與建議

(1)孫崗地區(qū)成藏主控因素是斷層，但由于砂體發(fā)育，總體斷層封堵性較差，導致含油帶較窄、含油面積小，單井鉆遇油層少，且主要分布在斷點以下150 m范圍內(nèi)，因此開展油氣層解釋，首先是精細地層對比，精準確定斷點位置。

(2)孫崗地區(qū)儲集層產(chǎn)液性質(zhì)與儲集層巖性、厚度及上下圍巖厚度有密切關系，因此要精準分析地質(zhì)錄井剖面，明晰剖面巖性組合。

(3)氣測錄井是孫崗地區(qū)油氣層解釋至關重要的資料，但不同斷塊氣測組分響應特征不同，因此在精細計算灌滿系數(shù)、全烴異常相對幅度，運用相關圖板進行解釋的同時，要充分分析錄井曲線形態(tài)及與鉆時曲線疊合后的幅差并結(jié)合地質(zhì)錄井巖性剖面多種方法進行解釋。

(4)巖石熱解錄井受PDC鉆頭、井斜、巖性等多種因素影響，孫崗地區(qū)儲集層巖石熱解錄井分析值較低，因此在解釋時要精選資料，選擇能夠相對較真實反映地層含油氣情況的數(shù)據(jù)進行解釋評價。