馬滿興

中國石油遼河油田分公司 勘探開發(fā)研究院（遼寧 盤錦 124010）

冷西地區(qū)，構(gòu)造上位于遼河盆地西部凹陷東部陡坡帶中段。沙三中亞段沉積時(shí)期，受臺安—大洼斷層的持續(xù)強(qiáng)烈活動影響，陳家斷層下降盤不斷下降和陷落，水體迅速加深，發(fā)育扇三角洲—湖底扇沉積體系[1]。該區(qū)沙三中亞段儲層巖石類型主要包括砂礫巖、砂巖，發(fā)育多個(gè)小型構(gòu)造-巖性油藏，Ⅱ油組是冷西地區(qū)沙三中亞段的主力產(chǎn)層，已經(jīng)規(guī)模開發(fā)。后期鉆探發(fā)現(xiàn)下面的Ⅲ油組儲層物性尚可，含油性不錯(cuò)，有較大的高成熟探區(qū)挖潛能力。但該層組在探明區(qū)外開展了10口井16層的試油工作，僅2口井2層獲得工業(yè)油流，試油效果不理想，難以再次申報(bào)規(guī)模儲量。該區(qū)油層有效厚度，是指達(dá)到申報(bào)石油儲量起算標(biāo)準(zhǔn)的具有產(chǎn)油能力的那部分砂礫巖、砂巖儲層的厚度。一般來說單井累積有效厚度越大，試油試采產(chǎn)量越高。受到新疆瑪湖凹陷礫巖勘探的啟示[2]，借鑒儲層四性關(guān)系研究方法[3-4]，有必要進(jìn)一步研究冷西地區(qū)沙三中亞段Ⅲ油組儲層四性關(guān)系，建立油層解釋圖版和有效厚度劃分標(biāo)準(zhǔn)，指導(dǎo)試油選層，力爭實(shí)現(xiàn)勘探增儲。

1 巖性特征

在利用該區(qū)冷35、冷94、冷95、冷616、興北3、興北9等6口取心井沙三中亞段Ⅲ油組78.90 m巖心開展觀察描述的基礎(chǔ)上，為了開展精細(xì)儲層研究，通過偏光顯微鏡對93塊儲層巖石薄片進(jìn)行研究，最終將儲層分為兩類。一類是砂礫巖類，主要包括含砂礫巖、砂質(zhì)礫巖，其礫級顆粒含量大于50%，礫石最大者可達(dá)30 mm×45 mm，多見2 mm×2 mm至10 mm×10 mm的顆粒，礫石多為次棱角狀～次圓狀，呈現(xiàn)磨圓度中等的特征，常見點(diǎn)接觸～線接觸的過渡接觸類型，可見線接觸類型?；◢弾r是礫巖巖屑的主要母巖，火山巖、沉積巖是次要母巖?？梢娛⒑烷L石礦物顆粒。泥質(zhì)雜基、砂質(zhì)細(xì)碎屑充填在礫石之間。另一類是砂巖類，巖心薄片鑒定結(jié)果主要有中粗粒砂巖、含礫不等粒砂巖，其次是細(xì)粒砂巖和粉砂巖，再次是中粒砂巖，少部分為含泥不等粒砂巖、含碳酸鹽粗粒砂巖。碎屑顆粒有石英、長石和巖屑。巖石顆粒中等分選，呈次棱角～次圓狀，顆粒之間大部分為反映壓實(shí)適中的點(diǎn)接觸～線接觸的過渡接觸類型，填隙物主要屬于泥質(zhì)類雜基，也有少量碳酸鹽礦物。X射線衍射全巖定量分析結(jié)果顯示砂礫巖類、砂巖類兩類儲層造巖礦物組成相似，主要包括石英、斜長石、鉀長石、黏土礦物等（表1）。

表1 冷西地區(qū)沙三中亞段Ⅲ油組儲層X射線衍射全巖定量分析主要礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均值

本文采用巖心刻度測井方法，研究電性與巖性、物性、含油性關(guān)系。由于鉆井取心記錄的深度與測井曲線深度有差異，為此要將鉆井取心、實(shí)測巖心樣品進(jìn)行深度歸位，實(shí)現(xiàn)與測井曲線深度對應(yīng)一致。該區(qū)沙三中亞段Ⅲ油組巖屑錄井巖性主要為含砂礫巖、砂質(zhì)礫巖、含礫砂巖、不等粒砂巖、粗砂巖、中砂巖、細(xì)砂巖、泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥巖。在砂泥巖鉆井剖面中電阻率、自然伽馬、補(bǔ)償中子曲線能夠較好區(qū)分砂巖、泥巖，本次研究根據(jù)砂巖、泥巖的測井曲線特征進(jìn)行深度歸位，之后再根據(jù)實(shí)測巖心孔隙度與密度、時(shí)差的關(guān)系進(jìn)行深度微調(diào)。

考慮測井資料分辨率及后續(xù)儲層整體研究評價(jià)的需要，根據(jù)巖石礦物組分及巖石結(jié)構(gòu)將沙三中亞段Ⅲ油組碎屑巖歸納為測井可識別的四大類：砂礫巖、砂巖、粉砂巖、泥巖。利用自然伽馬-深側(cè)向電阻率交會圖和補(bǔ)償中子-自然伽馬交會圖，結(jié)合巖屑錄井等資料綜合建立了測井巖性分類識別標(biāo)準(zhǔn)（表2）。砂礫巖表現(xiàn)為高電阻率、低伽馬、低中子的特征；砂巖呈現(xiàn)中電阻率、低伽馬，中中子的特征；粉砂巖表現(xiàn)為低電阻率、中伽馬、中中子的特征；泥巖呈現(xiàn)低電阻率、高伽馬、高中子的特征。

表2 測井巖性分類方案及識別標(biāo)準(zhǔn)

2 物性特征

觀察分析冷西地區(qū)沙三中亞段Ⅲ油組68塊儲層巖石樣品的鑄體薄片照片，認(rèn)為儲集空間以孔隙為主，可見少量裂縫?？紫吨饕ｉg孔以及粒內(nèi)溶孔，另外常見鑄?？?，以及少量填隙物溶蝕微孔、殘余粒間孔，偶見雜基礦物晶間孔。裂縫主要有顆粒裂縫、粒緣縫，偶見構(gòu)造微裂縫。砂巖類儲層孔隙直徑最大為697μm，多見直徑120μm左右的孔隙，面孔率最小值為0.7%，最大值為8.1%，平均值為2.4%，喉道寬度最小1.1μm，最大73.3μm，多見寬度7μm左右的喉道。其中含泥砂巖的面孔率普遍較低，一般小于3.5%，喉道寬度較窄，一般小于10μm；含碳酸鹽砂巖的面孔率更低，一般小于2.5%，喉道寬度更窄，多數(shù)小于5μm。砂礫巖類儲層孔隙直徑最大573μm，多見直徑100μm左右的孔隙，面孔率最小值為0.6%，最大值為3.4%，平均值為1.4%，喉道寬度最小為2.2μm，最大為60.5μm，多見寬度7μm左右的喉道。裂縫會使喉道寬度變寬（圖1）。

圖1 冷西地區(qū)沙三中Ⅲ油組儲集空間類型、孔喉參數(shù)分布圖

依據(jù)冷西地區(qū)沙三中亞段Ⅲ油組50塊儲層樣品測量的孔隙度、滲透率數(shù)據(jù)，得出砂巖類儲層孔隙度介于3.5%至18.2%之間，中值為10.6%，屬于特低孔-低孔儲層；滲透率分布在0.037×10-3μm2至2.890×10-3μm2之間，中值為0.301×10-3μm2，屬于超低滲-特低滲儲層。砂礫巖類儲層孔隙度介于5.9%至11.2%之間，中值為9.0%，屬于特低孔-低孔儲層；滲透率分布在0.165×10-3μm2至3.820×10-3μm2之間，中值為0.505×10-3μm2，屬于超低滲-特低儲層。根據(jù)Ⅲ油組30塊同時(shí)測試了孔隙度、滲透率、X衍射全巖樣品的數(shù)據(jù)，繪制孔隙度、滲透率與黏土礦物、碳酸鹽礦物含量關(guān)系散點(diǎn)圖（圖2），可以看出孔隙度隨黏土礦物、碳酸鹽礦物含量增加而降低，滲透率也隨黏土礦物、碳酸鹽礦物含量增加而降低。

圖2 儲層物性與黏土礦物含量、碳酸鹽礦物含量關(guān)系圖

綜上所述，該區(qū)沙三中亞段Ⅲ油組儲層孔隙度、滲透率等物性隨著以黏土礦物為代表的泥質(zhì)、碳酸鹽礦物含量增加而降低，滲流能力隨裂縫增多而提高。

3 含油性特征

冷西地區(qū)沙三中亞段Ⅲ組有6口取心井，砂巖、砂礫巖儲層可見各種級別的油氣顯示，油浸、油斑較為常見。興北3井在沙三中亞段Ⅲ組射孔，射孔頂界深度2 522.8 m，底界深度2 546.5 m，打開測井解釋的53、54、55、56號層，累計(jì)射孔厚度11.6 m，地層測試?yán)塾?jì)產(chǎn)油0.96 m3，地層壓力系數(shù)1.14，隨后加入壓裂液117 m3和陶粒17 m3改造儲層，壓后測液面求產(chǎn)，日產(chǎn)油7.24 m3，測試結(jié)果為油層。該井在2 531.80~2 535.95 m鉆井取心，收獲巖心長4.10 m，儲層巖心長3.85 m，其中富含油巖心長度占儲層的1%，油浸巖心長度占儲層的82%，以油浸為主。興北9井在沙三中亞段Ⅲ油組射孔，射孔頂界深度2 733.5 m，底界深度2 745.0 m，打開測井解釋的61、62、63號層，累計(jì)射孔厚度9.5 m，地層測試?yán)塾?jì)產(chǎn)油0.102 m3，地層壓力系數(shù)1.21，隨后加入壓裂液108 m3和陶粒18 m3改造儲層，壓后測液面求產(chǎn)，日產(chǎn)液3.66 t，累產(chǎn)油44.01 m3，測試結(jié)果為油層。該井在2 741.14m~2 744.00 m鉆井取心，收獲巖心長2.86 m，儲層巖心長2.86 m，其中油浸巖心長度占儲層的28%，油斑巖心長度占儲層的68%。結(jié)合冷西地區(qū)冷169塊、冷46塊沙三中亞段上報(bào)探明儲量時(shí)采用油浸作為有效厚度的巖心含油性下限?；谏厦嫒c(diǎn)，綜合分析認(rèn)為具有油浸及以上級別油氣顯示的砂礫巖、砂巖儲層，經(jīng)壓裂改造后可獲得工業(yè)油流，所以把油浸作為冷西地區(qū)沙三中亞段Ⅲ油組有效厚度的巖心含油性下限。

根據(jù)42塊儲層巖石聯(lián)測結(jié)果，分析孔隙度、滲透率、礦物組分對西部凹陷沙三中亞段Ⅲ油組含油性的影響。結(jié)果表明，具有油斑、油跡、熒光等低級別油氣顯示的砂巖、砂礫巖儲層物性相對較差，孔隙度低于12.0%，平均值為9.0%，滲透率平均值為0.251×10-3μm2。從礦物含量角度分析，黏土含量相對較高，最高可達(dá)13.6%，平均值為9.2%。碳酸鹽含量相對較高，最高可達(dá)21.9%，平均值為6.4%；而具有油浸、富含油、飽含油等高級別油氣顯示的砂巖、砂礫巖儲層物性相對較好，孔隙度一般大于10.0%，平均值為13.3%，滲透率平均值為0.858×10-3μm2。從礦物含量角度分析，黏土礦物含量相對較低，一般低于10.0%，平均值為7.6%，碳酸鹽含量相對較低，一般低于7.0%，平均值為3.8%。對比上述數(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)儲層含油性受孔隙度、滲透率影響，孔滲性能好，含油性就好。在黏土礦物、碳酸鹽礦物含量增加的情況下，儲層的孔隙度以及滲透率會隨之降低，進(jìn)而引起儲層含油性變差。

4 有效厚度劃分標(biāo)準(zhǔn)

通過觀察該區(qū)沙三中亞段Ⅲ油組冷35、冷94、冷95、冷616、興北3、興北9等6口取心井的巖心巖性、含油性，建立巖性、含油性統(tǒng)計(jì)關(guān)系圖（圖3）。巖石粒度在細(xì)砂及以上的巖石均有油浸級別及以上的油氣顯示，故此認(rèn)為有效厚度對應(yīng)的巖性包括細(xì)砂巖、中砂巖、粗砂巖、砂礫巖。從巖石粒度角度分析，巖性下限為細(xì)砂巖。綜合表2測井巖性分類，可知有效厚度對應(yīng)的巖性包括測井可識別的砂礫巖、砂巖兩類巖石。

圖3 冷西地區(qū)沙三中Ⅲ油組巖心含油性統(tǒng)計(jì)關(guān)系圖

巖心含油性受孔隙結(jié)構(gòu)影響較大，采用壓汞實(shí)驗(yàn)方法研究儲層孔隙結(jié)構(gòu)[5-6]。由該區(qū)22塊巖石樣品的壓汞實(shí)驗(yàn)進(jìn)汞曲線看出（圖4），砂礫巖、砂巖的孔隙結(jié)構(gòu)相近。該區(qū)沙三中亞段Ⅲ油組儲層以孔隙型為主，含油性受孔滲影響較大。參照有效厚度物性下限研究方法[7-8]，采用含油性與物性交會圖法確定物性下限。根據(jù)該區(qū)冷35、冷94、冷95、冷616、興北3、興北9等6口取心井該層段巖心實(shí)測孔隙度、滲透率與巖心油氣顯示級別的交會圖（圖5），分析得出在孔隙度以及滲透率增加方向，巖心含油級別逐漸增高，說明物性控制含油性。以油浸作為巖心含油性下限，可以從圖上確定物性下限為：φ≥11%，K≥0.5×10-3μm2。

圖4 冷西地區(qū)沙三中Ⅲ油組巖石進(jìn)汞曲線

圖5 冷西地區(qū)沙三中Ⅲ油組含油性-物性交會圖

對冷35、冷94、冷95、冷616、興北3、興北9等6口取心井的實(shí)測巖心孔隙度進(jìn)行篩選，選用巖性均勻、巖電對應(yīng)關(guān)系較好的97個(gè)樣品點(diǎn)14層實(shí)測巖心孔隙度與聲波時(shí)差進(jìn)行統(tǒng)計(jì)回歸，得到計(jì)算孔隙度的公式。

式中：φ為孔隙度，無量綱；△t為聲波時(shí)差，μs/m；r，相關(guān)系數(shù)，無量綱。

采用26塊巖心實(shí)測的巖電實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，根據(jù)地層因素與孔隙度的關(guān)系，以及電阻增大系數(shù)與含水飽和度關(guān)系，可以確定冷西地區(qū)沙三中亞段Ⅲ油組巖石 巖 電 參 數(shù)：a=1.004 4，b=1.040 8，m=1.597，n=1.601。根據(jù)該區(qū)試油、試采、生產(chǎn)數(shù)據(jù)，讀取油層、低產(chǎn)油層、含水油層、油水同層、含油水層、干層數(shù)據(jù)點(diǎn)，按照阿爾奇公式計(jì)算含水飽和度[9-10]，投點(diǎn)建立油層解釋圖版（圖6），得出油層電阻率下限為9 Ω·m，含油飽和度下限為45%，孔隙度下限為11%，依據(jù)公式（1）計(jì)算得到聲波時(shí)差下限為236μs/m。

圖6 冷西地區(qū)沙三中Ⅲ油組油層解釋圖版

綜合上面含油性、巖性、物性、電性研究結(jié)果，建立冷西地區(qū)沙三中亞段Ⅲ油組有效厚度劃分標(biāo)準(zhǔn)（表3）。根據(jù)該標(biāo)準(zhǔn)，對冷35井區(qū)7口開發(fā)井進(jìn)行有效厚度劃分，生產(chǎn)層段射開有效厚度12.2～33.8 m，初期平均日產(chǎn)油9.1～17.4 t/d，有效厚度平均采油強(qiáng)度0.5 t/(d?m)。根據(jù)勘探試油工作規(guī)范（SY/T 6293—2008），陸地油層深度＞2 000～3 000 m和＞3 000～4 000 m時(shí)工業(yè)油流下限分別為3.0 m3/d和5.0 m3/d，已知該區(qū)原油平均密度為0.88 t/m3，則對應(yīng)的累積有效厚度分別不低于5.3 m和8.8 m。

表3 冷西地區(qū)沙三中亞段Ⅲ油組有效厚度劃分標(biāo)準(zhǔn)

依據(jù)上述標(biāo)準(zhǔn)，開展老井試油選層工作，首期實(shí)施了冷95井。該井3 164.5～3 188.8 m，17.3 m/2層，巖屑錄井為油斑砂巖，測井電阻率為9～13 Ω?m，聲波時(shí)差240～272μs/m。1992年，地層測試，平均液面2 978.39 m，流壓1.95 MPa，靜壓38.5 MPa，折算日產(chǎn)液0.305 m3，累產(chǎn)油0.84 m3，累產(chǎn)水0.052 m3。壓裂后，平均液面1 371.43 m，折算日產(chǎn)液1.194 m3，累產(chǎn)油24.1 m3，試油結(jié)論低產(chǎn)油層。根據(jù)有效厚度劃分標(biāo)準(zhǔn)，該射孔段可以劃分有效厚度10.4 m，認(rèn)為該層段可以獲得工業(yè)油流。2020年6月重新試油，最高日產(chǎn)油12.7 t，達(dá)到了工業(yè)油流標(biāo)準(zhǔn)。以此為契機(jī)，開展了冷西地區(qū)沙三中亞段Ⅲ油組精細(xì)勘探研究，部署實(shí)施控制井冷10-52-50，在沙三中亞段Ⅲ油組3 220.9～3 264.0 m井段，射開18.3 m/12層，劃分有效厚度11.0 m，壓后日產(chǎn)油7.6 m3，達(dá)到工業(yè)油流標(biāo)準(zhǔn)。2021年依據(jù)此標(biāo)準(zhǔn)開展了該區(qū)66口老井測井二次解釋和有效厚度劃分，認(rèn)為該層段可新增千萬噸級石油地質(zhì)儲量，支持了高成熟探區(qū)勘探增儲工作。

5 結(jié)論

1）冷西地區(qū)沙三中亞段Ⅲ油組發(fā)育湖底扇沉積，以巖心巖石學(xué)特征為基礎(chǔ)，依據(jù)測井曲線特征將其分四大巖石類別，為砂礫巖、砂巖、粉砂巖、泥巖。根據(jù)興北3井、興北9井的試油、巖心油氣顯示情況，以油浸作為有效厚度巖心含油性下限。統(tǒng)計(jì)巖心與含油性關(guān)系，得出砂礫巖、粗砂巖、中砂巖、細(xì)砂巖巖心存在油浸及以上油氣顯示，可知有效厚度的主要測井巖性類別為砂礫巖、砂巖兩大類。

2）通過鑄體薄片、壓汞曲線、巖電實(shí)驗(yàn)分析，認(rèn)為該區(qū)沙三中亞段Ⅲ油組砂礫巖、砂巖儲層孔隙結(jié)構(gòu)相近，儲集空間主要有粒間孔、粒內(nèi)溶孔、鑄?？?、雜基微孔、殘余粒間孔，少量填隙物晶間孔，可見少量微裂縫，物性差別不大，屬于特低孔-低孔超低滲-特低滲儲層。泥質(zhì)、碳酸鹽礦物含量增高會降低儲層物性、含油性，微裂縫能夠提高儲層滲流能力。

3）根據(jù)該區(qū)試油、試采、生產(chǎn)情況，確定該區(qū)沙三中亞段Ⅲ油組有效厚度物性下限為孔隙度11%、滲透率0.5×10-3μm2。建立油層解釋圖版，確定電阻率下限值9Ω?m，聲波時(shí)差下限值236μs/m，并據(jù)此建立有效厚度劃分標(biāo)準(zhǔn)，指出試油層段獲得工業(yè)油流的累積有效厚度下限。據(jù)此提出冷95井老井試油建議和新井冷10-52-50井試油建議，并取得了成功，支持了高成熟探區(qū)勘探增儲工作。