盧科良 李志軍 李 想 吳康軍 徐正建 鄭寶婧 張?jiān)贫?/p>

(1. 重慶科技學(xué)院 石油與天然氣工程學(xué)院/復(fù)雜油氣田勘探開發(fā)重慶市重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室， 重慶 401331；2. 中國石油新疆油田分公司采油二廠， 新疆 克拉瑪依 834009)

0 前 言

瑪湖1井區(qū)位于準(zhǔn)噶爾盆地瑪湖凹陷南斜坡區(qū)，緊鄰中拐凸起與瑪湖凹陷的接合部位[1-3]?，敽?井區(qū)三工河組構(gòu)造形態(tài)整體表現(xiàn)為東南傾單斜，西北高東南低，地層傾角較小(平均3°)[4-6]?，敽枷菽闲逼聟^(qū)內(nèi)發(fā)育大侏羅溝走滑斷裂、克81走滑斷裂以及伴生的次級斷裂。其中，大侏羅溝走滑斷裂和克81走滑斷裂延伸較遠(yuǎn)，控制著油氣縱向運(yùn)移；同時，次級伴生斷裂斷距較小，且延伸長度較短，對油氣運(yùn)移起到二次調(diào)整的作用[7-10]。三工河組為一套辮狀河三角洲沉積體，自下而上劃分為三一段(J1s1)、三二段(J1s2)、三三段(J1s3)，其中油層主要分布在三二段[11-15]。目的層位J1s2的儲層物源主要來自東北部和西部，為三角洲前緣亞相沉積，砂體主體的形成源自水下分流河道沉積微相。儲層的四性(巖性、物性、含油性、電性)關(guān)系和有效厚度下限對于加快油氣勘探和開發(fā)具有重要意義[16-18]。現(xiàn)有關(guān)于三工河組沉積儲層特征的研究成果豐碩，但是針對J1s2段儲層四性關(guān)系和有效厚度下限標(biāo)準(zhǔn)的系統(tǒng)性研究尚未集中開展，推動油藏勘探開發(fā)進(jìn)程的技術(shù)動力不足。本次研究將綜合利用錄井、測井和分析化驗(yàn)等資料，以瑪湖1井區(qū)三工河組為研究區(qū)，對其中J1s2段的儲層四性關(guān)系進(jìn)行系統(tǒng)性分析，并討論該區(qū)有效厚度下限標(biāo)準(zhǔn)。

1 儲層四性特征及其關(guān)系

1.1 儲層四性特征

(1) 巖性特征。在瑪湖1井區(qū)J1s2段沉積體系中，按照水下分流河道的巖性將其砂巖類型主要劃分為細(xì)砂巖，其次為泥質(zhì)粉砂巖和砂礫巖[1,11-15]。在研究區(qū)J1s2段儲層砂巖分類三角圖上進(jìn)行碎屑組分投點(diǎn)(見圖1)[19]，結(jié)果顯示主要砂巖類型為細(xì)粒長石巖屑砂巖(Ⅵ)和巖屑砂巖(Ⅶ)。巖屑砂巖顆粒的粒徑主要分布于0.125～0.250 mm，形狀多為次棱 — 次圓狀，結(jié)構(gòu)多為顆粒支撐型，接觸方式多為線接觸。取244塊砂巖樣品進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，其中填隙物的組成為：膠結(jié)物，體積分?jǐn)?shù)為63.20%，以方解石和黃鐵礦為主；雜基，體積分?jǐn)?shù)為36.80%，以高嶺石黏土礦物為主?？傮w上，該儲層砂巖的成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度較好。

圖1 研究區(qū)J1s2段儲層砂巖分類三角圖

(2) 物性特征。根據(jù)儲層物性資料，統(tǒng)計(jì)研究區(qū)J1s2段巖心實(shí)測孔隙度和滲透率。結(jié)果顯示：巖心實(shí)測孔隙度主要介于4.40%～28.30%，平均為18.80%；巖心實(shí)測滲透率主要介于(0.01～4 680)×10-3μm2，平均為286.21×10-3μm2。其中，孔隙度和滲透率的高值部分占一定比例，說明儲層中微孔隙和大孔隙并存。同時，儲層非均質(zhì)性較強(qiáng)，總體上呈中孔、中滲特征[20-21]。

(3) 含油性特征。根據(jù)取心資料和巖屑錄井資料，觀察研究區(qū)J1s2段的含油巖心。從J1s2段8口取心井中選取巖心，取心總長度為207 m，其中部分代表性巖心如圖2所示。其中，含油巖心的長度共計(jì)94.93 m，占取心總長度的45.86%，且含油性以油浸級和油斑級為主，熒光級和油跡級次之，富含油級非常少見。在這些含油巖心中：油浸級巖心的長度共計(jì)32.75 m，占含油巖心長度的34.50%；油斑級巖心的長度共計(jì)26.82 m，占含油巖心長度的28.25%；熒光級、油跡級和富含油級巖心的長度分別為21.10、9.87、4.39 m，各占含油巖心長度的22.23%、10.40%、4.62%。

圖2 研究區(qū)J1s2段部分代表性巖心

(4) 電性特征。儲層的巖性、物性、含油性和地層水礦化度對其電性均有不同程度的影響[22]。由于 J1s2段地層水的礦化度過高，集中分布于25～30 g/L，導(dǎo)致部分水層電阻率大于油層電阻率，因此，很難在測井當(dāng)中準(zhǔn)確識別油水層。儲層含油層段的測井電性響應(yīng)特征顯示，自然伽馬曲線一般介于中、低值區(qū)間，自然電位曲線的負(fù)異常幅度較大，井徑曲線出現(xiàn)縮徑特征。三孔隙度測井曲線分析結(jié)果表明，聲波時差和密度均為低值，補(bǔ)償中子為高值。電性統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示，研究區(qū)代表井瑪湖37井的油、水層電阻率均為低值，油層電阻率集中分布于7～10 Ω·m (見圖3)。

圖3 瑪湖37井J1s2段電性統(tǒng)計(jì)圖

1.2 儲層四性關(guān)系

(1) 巖性與物性的關(guān)系。儲層的物性主要受到巖性的影響，J1s2段的儲層巖性主要為細(xì)砂巖，所以儲層整體物性主要由細(xì)砂巖儲層所決定[23]。 J1s2段不同巖性的孔隙度、滲透率分布如圖4、圖5所示。其中：細(xì)砂巖的孔隙度集中分布于18%～24%，平均為20.20%；滲透率集中分布于(10～100)×10-3μm2，平均為219.80×10-3μm2。整體上，物性特征表現(xiàn)良好。

圖4 研究區(qū)J1s2段不同巖性的孔隙度分布

圖5 研究區(qū)J1s2段不同巖性的滲透率分布

由儲層巖性與物性資料統(tǒng)計(jì)分析可知，J1s2段儲層特征整體上具有巖性越粗、物性越好的規(guī)律。但與細(xì)砂巖和中 — 細(xì)砂巖相比，其中巖性較粗的砂礫巖孔隙度反而較差，這與整體變化規(guī)律相矛盾。 觀察圖6所示研究區(qū)J1s2段砂礫巖鑄體薄片：a圖薄片，取自瑪湖181井深1 903.66 m處，方解石膠結(jié)痕跡明顯，存在石英次生加大現(xiàn)象；b圖薄片，取自白272井深1 606.86 m處，存在石英次生加大現(xiàn)象。由此推斷，砂礫巖膠結(jié)物(碳酸鹽)含量高且存在石英次生加大現(xiàn)象，是導(dǎo)致砂礫巖孔隙度大幅降低的主要原因。

圖6 研究區(qū)J1s2段砂礫巖鑄體薄片

(2) 巖性與含油性的關(guān)系。巖性含油級別統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示，細(xì)砂巖、砂礫巖和泥質(zhì)細(xì)砂巖的油氣顯示較多，而粒度相對較細(xì)的粉細(xì)砂巖、粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖的油氣顯示較少。同時，細(xì)砂巖及粒度更粗砂巖的含油級別較高，而粉砂巖及粒度更細(xì)砂巖的含油級別較低(見圖7)。J1s2段儲層砂巖越粗其含油性越好，這進(jìn)一步表明巖性對含油性具有一定的控制作用。與細(xì)砂巖不同，巖性較粗的砂礫巖含油性相對較差。 砂礫巖膠結(jié)物(碳酸鹽)含量過高及大量的石英次生加大現(xiàn)象，導(dǎo)致砂礫巖的孔隙度大幅降低且低于細(xì)砂巖，進(jìn)而使其含油性差于細(xì)砂巖。這表明J1s2段的儲層物性對含油性的控制作用大于巖性的影響。

圖7 J1s2段巖性與含油性的關(guān)系

(3) 物性與含油性的關(guān)系。根據(jù)J1s2段儲層物性和試油資料，繪制不同含油級別巖心孔滲交會圖(見圖8)。其中，油跡級及以上的巖心，其孔隙度主要分布于16.14%～25.95%，滲透率分布于(0.86～1 861.97)×10-3μm2，表現(xiàn)出較好的物性特征；熒光級或無顯示的巖心，其孔隙度一般介于12.25%～16.65%，滲透率一般介于(0.21～5.44)×10-3μm2，物性總體較差，具有低孔、低滲的特點(diǎn)。因此，J1s2段儲層的含油性與物性總體呈正相關(guān)性，儲層的物性越好，其含油級別就越高。但是，該儲層非均質(zhì)性較強(qiáng)，上部泥巖蓋層連續(xù)性差且厚度較薄，導(dǎo)致儲層中的油氣發(fā)生逸散，進(jìn)而使一些物性較好的儲層含油級別異常低，甚至無油氣顯示[21]。

圖8 J1s2段不同含油級別的巖心孔滲交會圖

(4) 電性與含油性的關(guān)系。以研究區(qū)白272井為代表，分析J1s2段儲層電性與含油性的關(guān)系，繪制四性關(guān)系綜合柱狀圖(見圖9)。從圖上可以看出，在含油飽和度高的地方，對應(yīng)曲線的自然伽馬與聲波時差均表現(xiàn)為低值，且自然電位負(fù)異常現(xiàn)象較明顯，含油層段電阻率集中于7～10 Ω·m，油層電阻率與純水層電阻率之比小于2，在深側(cè)向電阻率(RT)、沖洗帶電阻率(RXO)的疊合曲線上出現(xiàn)了明顯的包絡(luò)面。這些特征均表明，J1s2段儲層為典型的低阻油層[22]。

圖9 研究區(qū)白272井J1s2段四性關(guān)系綜合圖

2 儲層參數(shù)測井解釋模型

2.1 泥質(zhì)含量解釋模型

研究區(qū)現(xiàn)有巖電統(tǒng)計(jì)資料顯示，常規(guī)測井系列中的自然伽馬曲線與J1s2段的測井泥質(zhì)含量具有相對較好的響應(yīng)關(guān)系。在此，利用自然伽馬曲線建立儲層泥質(zhì)含量解釋模型。對泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)和自然伽馬相對值進(jìn)行線性回歸分析，得到泥質(zhì)含量解釋模型，如式(1)所示：

lgVsh=c×ΔqAPI+0.432 1

(1)

(2)

式中：Vsh—— 泥質(zhì)含量， %；

ΔqAPI—— 自然伽馬相對值；

qAPI—— 校正后的自然伽馬測井值，API；

c—— 地區(qū)性經(jīng)驗(yàn)系數(shù)，老地層取2.0，新地層取3.7；

qAPI,min—— 純砂巖自然伽馬測井值，API；

qAPI,max—— 純泥巖自然伽馬測井值，API。

2.2 孔隙度解釋模型

對研究區(qū)取心井進(jìn)行了巖心深度歸位處理，并在此基礎(chǔ)上對J1s2段的巖心實(shí)測孔隙度和相關(guān)典型測井參數(shù)進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)分析，得到孔隙度解釋圖版(見圖10)。巖心實(shí)測孔隙度與聲波時差曲線的相關(guān)性良好，且聲波時差曲線相對于其他電性參數(shù)較為完整，所以選用聲波時差曲線建立孔隙度解釋模型，如式(3)所示：

圖10 孔隙度解釋圖版

(3)

式中：φ—— 孔隙度，%；

Δt—— 聲波時差，μs/m。

2.3 滲透率解釋模型

現(xiàn)有的儲層孔滲關(guān)系研究結(jié)果表明，滲透率會隨著孔隙度的變化而改變，并且受孔隙結(jié)構(gòu)等因素的制約[23]。通過研究區(qū)J1s2段的孔隙度與滲透率相關(guān)性分析，得到滲透率解釋圖版(見圖11)。可以看出，孔隙度和滲透率之間呈正相關(guān)性，同時滲透率隨著孔隙度的增大而呈指數(shù)上升。因此，建立滲透率解釋模型，如式(4)所示：

圖11 滲透率解釋圖版

(4)

式中：K—— 儲層滲透率，10-3μm2。

2.4 含油飽和度解釋模型

阿爾奇(Archie)公式主要適用于純砂巖骨架模型中的含油飽和度計(jì)算，若儲層砂巖的泥質(zhì)含量較高，則計(jì)算所得的含油飽和度結(jié)果無效。研究區(qū) J1s2段含油層的巖性以細(xì)砂巖為主，其泥質(zhì)含量對于飽和度計(jì)算結(jié)果的影響較小，因此，采用阿爾齊公式計(jì)算含油飽和度，如式(5)所示：

(5)

式中：So—— 含油飽和度，%；

Sw—— 含水飽和度，%；

Rt—— 地層電阻率，Ω·m；

Rw—— 地層水電阻率，Ω·m；

a、b—— 巖性相關(guān)系數(shù)；

m—— 膠結(jié)指數(shù)；

n—— 飽和度指數(shù)。

根據(jù)研究區(qū)瑪湖37井、白272井的巖電實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，將式(5)中的Rw及a、b、m、n分別確定為0.15 Ω·m及0.95、1.04、1.54、2.06。

利用上述測井解釋模型所得的孔隙度和滲透率，與巖心測試孔隙度、測試滲透率進(jìn)行擬合，繪制出二者的交會圖(見圖12)，檢驗(yàn)?zāi)Ｐ偷膽?yīng)用效果。可以看出，測井模型計(jì)算值與巖心測試值擬合效果較好，且投點(diǎn)均沿著直線y=x兩側(cè)均勻分布，其誤差值保持一個數(shù)量級。結(jié)果表明，孔滲測井解釋模型的應(yīng)用效果良好[24]，適用于瑪湖1井區(qū)的地質(zhì)條件。

圖12 巖心測試與測井解釋的孔隙度、滲透率交會圖

3 儲層有效厚度下限的確定

3.1 巖性及含油級別下限

該區(qū)錄井和試油資料統(tǒng)計(jì)分析結(jié)果顯示，J1s2段儲層巖性主要為細(xì)砂巖；該區(qū)已獲工業(yè)油流儲層巖性統(tǒng)計(jì)分析結(jié)果顯示，儲層巖性至少為細(xì)砂巖。因此，將該區(qū)儲層巖性的下限確定為細(xì)砂巖。試油結(jié)果為油層的層段，其巖心含油級別一般為油跡級及以上，故將含油級別下限確定為油跡級。圖13 所示為J1s2段物性與巖性、含油性的關(guān)系。

圖13 J1s2段物性與巖性、含油性的關(guān)系

取研究區(qū)J1s2段101塊巖樣的壓汞資料，分析其物性與排驅(qū)壓力、中值壓力的關(guān)系(見圖14)?？梢钥闯觯寒?dāng)儲層孔隙度小于16%時，排驅(qū)壓力和中值壓力開始快速上升；當(dāng)儲層滲透率小于2.5×10-3μm2時，儲層的排驅(qū)壓力和中值壓力也開始快速上升。這表明，從儲層孔隙度小于16%、滲透率小于2.5×10-3μm2這一刻開始，儲層內(nèi)壓力迅速增大，流體排向壓力小的地方，導(dǎo)致難以形成有效儲層[25]。因此，應(yīng)將該區(qū)的有效厚度物性下限確定為孔隙度16%、滲透率2.5×10-3μm2。

圖14 J1s2段物性與排驅(qū)壓力、中值壓力的關(guān)系

3.3 電性及含油飽和度下限

對J1s2段46個測井解釋層的孔隙度、電阻率、聲波時差及含水飽和度進(jìn)行了綜合分析。在此基礎(chǔ)上，確定J1s2段有效儲層的孔隙度下限為16%，電阻率下限為4.5 Ω·m，聲波時差下限為82 μs/m。當(dāng)J1s2段含水飽和度小于60%時，含油飽和度大于40%，測井解釋層為油層或油水同層，因此將J1s2段的含油飽和度下限設(shè)定為40%。經(jīng)過綜合分析，最終確定了有效厚度巖性、物性、含油性及電性的下限標(biāo)準(zhǔn)，具體如表1所示。

表1 研究區(qū)J1s2段儲層有效厚度下限標(biāo)準(zhǔn)

4 結(jié) 語

根據(jù)瑪湖1井區(qū)錄井、測井和分析化驗(yàn)等資料，對其J1s2段的儲層四性關(guān)系及有效厚度下限標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行了研究。該段儲層巖性主要為細(xì)砂巖，其次為泥質(zhì)粉砂巖和砂礫巖，屬于中孔、中滲儲層。通過儲層四性關(guān)系綜合研究發(fā)現(xiàn)：除砂礫巖以外，儲層含油級別與巖性粒度、物性呈正相關(guān)；砂礫巖的鈣質(zhì)膠結(jié)作用和硅質(zhì)膠結(jié)作用導(dǎo)致儲層的物性較差，從而影響了儲層的含油性，且物性對含油性的控制作用強(qiáng)于巖性。利用該區(qū)測井、錄井和分析化驗(yàn)等資料構(gòu)建了測井解釋模型，本模型適用于研究區(qū)地質(zhì)條件。

經(jīng)過綜合分析，確定了研究區(qū)J1s2段儲層的有效厚度下限標(biāo)準(zhǔn)：巖性下限為細(xì)砂巖；物性下限為孔隙度16%、滲透率2.5×10-3μm2；含油性下限為油跡級、含油飽和度40%；電性下限為電阻率4.5 Ω·m、聲波時差82 μs/m。