劉艷芬，丁亞軍

(中國石油大港油田分公司勘探開發(fā)研究院，天津 300280)

塘沽油田地理位置位于天津市濱海新區(qū)城市規(guī)劃建設(shè)區(qū)，區(qū)內(nèi)地表?xiàng)l件復(fù)雜;構(gòu)造位置處于渤海灣盆地黃驊坳陷塘沽—新港潛山構(gòu)造帶西段，北鄰蔡家堡、大神堂構(gòu)造帶，西靠滄縣隆起，東以淺鞍與新港構(gòu)造帶相接，南為海河斷層。以塘北斷層為界可進(jìn)一步將其劃分為兩個次級構(gòu)造單元，塘北斷層以北為新村斜坡構(gòu)造，以南為塘沽構(gòu)造 (圖1)。

圖1 塘沽油田E3s35油組頂面構(gòu)造位置圖Fig.1 Location of top structure of E3s35oil group in Tanggu Oilfield

2013年前塘沽油田多口井鉆遇古近系沙河街組沙三5(E3s35)油組泥質(zhì)白云巖儲層，只有9－1井鉆遇油層，其余井均失利。隨著濱海新區(qū)的建設(shè)，該區(qū)的評價迫在眉睫，2013年在精細(xì)落實(shí)構(gòu)造的基礎(chǔ)上，相繼鉆探5口井，其中2口井在沙三5油組泥質(zhì)白云巖層段試油獲得高產(chǎn)油流，并相繼投產(chǎn)。由于該儲層的非均質(zhì)性強(qiáng)，取心物性分析資料少，儲層特征及有效孔隙度的解釋成為儲層評價的難點(diǎn)，急需開展儲層特征及測井孔隙度解釋方法研究。

1 沉積儲層特征

1.1 儲層巖性特征及巖性識別

塘沽構(gòu)造E3s35油組泥質(zhì)白云巖為斷隆背景下的微咸—半咸、弱還原較深水湖相碳酸鹽巖沉積，白云巖為次生交代成因，形成于準(zhǔn)同生期高鹽度蒸發(fā)環(huán)境下，形成于滲透回流作用［1］。

據(jù)該區(qū)127塊薄片鑒定及2口井 (23井和12井)巖心觀察，E3s35油組巖性為含砂含泥泥晶白云巖及含砂泥質(zhì)泥晶白云巖。

據(jù)23井－3442～－3452m 井段 E3s35油組薄片鏡下觀察，巖性為含砂泥質(zhì)泥晶白云巖，泥質(zhì)含量為30%，白云石含量為65%，石英及長石等粉砂級陸源碎屑含量為5%。該井段投產(chǎn)后為油層，具有高自然伽馬 (93～115API)、高電阻率 (18～40Ω·m)、中聲波時差 (275～290μs/m)、中補(bǔ)償中子 (18%～21%)的電性特征 (圖2)。

12井在E3s35油組進(jìn)行鉆井取心，共取心13次，取心進(jìn)尺77.79m，心長77.45m，收獲率為99.56%。根據(jù)該井的巖心觀察，巖性可分為3部分 (圖3):

(1)頂部以深灰色泥巖、白云質(zhì)泥巖為主，局部夾薄層含泥、含灰砂質(zhì)白云巖，泥巖、白云質(zhì)泥巖電性特征為高自然伽馬 (100～115API)、高聲波時差 (340～360μs/m)的特點(diǎn)。

(2)中部為深灰色含砂含泥泥質(zhì)泥晶白云巖，為該區(qū)主要產(chǎn)油層，薄片鑒定泥質(zhì)含量15%～45%，白云石含量為50%～97%，長石、石英等陸源碎屑含量為3%～14%，電性特征具有高自然伽馬 (95～110API)、中電阻率 (5～13Ω·m)、中密度 (小于2.45g/cm3)、低—中聲波時差 (250～290μs/m)的特點(diǎn)。

(3)下部為灰白色—灰色含砂含泥泥晶白云巖，從染色薄片及陰極發(fā)光薄片上可見，該段的長石、石英等陸源碎屑礦物增加，自然伽馬比中段略低 (82～95API)，具有低電阻率 (4Ω·m)、中密度 (小于2.45g/cm3)、低—中聲波時差 (250～290μs/m)(圖3)的電性特征。

根據(jù)薄片鑒定結(jié)果及各種巖性的電性特征，對該區(qū)白云巖開展巖性識別，建立自然伽馬相對值與聲波時差交會圖(圖4)，圖中白云質(zhì)泥巖和泥巖主要分布在聲波時差大于290μs/m、自然伽馬相對值大于0.67的區(qū)間內(nèi);含砂含泥白云巖主要分布在聲波時差小于260μs/m、自然伽馬相對值小于0.67的區(qū)間內(nèi);含砂泥質(zhì)白云巖主要分布在聲波時差小于290μs/m、自然伽馬相對值大于0.67的區(qū)間內(nèi)。

圖2 23井測井曲線圖Fig.2 Logging curves of Well No.23

圖3 12井E3s35油組巖性特征圖Fig.3 E3s35lithology characters of Well No.12

圖4 自然伽馬相對值與聲波時差交會圖Fig.4 Crossplot of natural gamma relative value and acoustic time difference

1.2 儲層物性特征

按照非碎屑巖儲層的分類標(biāo)準(zhǔn)，該區(qū)E3s35油組白云巖儲層為中—高孔隙度、低滲透率型儲層。

據(jù)12井、9－1井E3s35油組45塊實(shí)測孔隙度樣品 (直徑為2.5～3.8mm，長度為4.3～7.1mm)統(tǒng)計(jì)，儲層基質(zhì)孔隙度為6.29%～16.15%，平均為9.73%，主要分布于7%～11%，占總樣品的59.2%。對12井E3s35油組進(jìn)行5塊大直徑孔隙度樣品分析 (直徑為 10.4cm，長度為 12.6～15.2cm)，覆壓孔隙度為7.7%～13.73%，平均為9.9%。

12井E3s35油組22塊常規(guī)實(shí)測滲透率樣品的滲透率為0.0016～1.8914mD，幾何平均滲透率為0.2mD。其中小于0.01mD的樣品6塊，占總樣品的27.3%;0.01～0.3mD的樣品11塊，占總樣品的50.0%;大于0.3mD的樣品5塊，占總樣品的22.7%。

1.3 儲層儲集空間類型

據(jù)巖心、薄片及掃描電鏡觀察，E3s35油組含砂含泥白云巖或含砂泥質(zhì)白云巖儲層儲集空間由裂縫、晶間溶孔、晶內(nèi)溶孔組成，儲集類型為孔隙—裂縫型［2］。

1.3.1 宏觀儲集空間特征

根據(jù)12井取心段的巖心觀察及巖心掃描分析，共識別裂縫695條，裂縫成因以構(gòu)造成因(685條，98.56%)為主，層理縫 (10條)僅占1.44%，裂縫長度較短，多見方沸石、瀝青質(zhì)充填—半充填，發(fā)生溶蝕的裂縫占11.94%。

圖5為含砂泥質(zhì)白云巖與含砂含泥白云巖薄互層中的裂縫發(fā)育情況:－3131.14m和－3124.08m，構(gòu)造張裂縫發(fā)育，開度為1～5mm，含油性好;－3134.51m和－3144.46m泥質(zhì)白云巖發(fā)育沿層理面滑動形成的微裂縫及溶蝕孔。

圖6為含砂、含泥白云巖的裂縫特征:－3154.18m和－3155.09m，裂縫為構(gòu)造成因，形成少量較大裂縫，含油性好，針孔狀、豆?fàn)钊芸拙植砍蓪影l(fā)育;－3152.1m和－3154.81m，巖心剪切微裂縫極發(fā)育，多為閉合，少量見油跡。

圖6 12井含砂含泥白云巖裂縫特征圖Fig.6 Fracture characters of dolostone containing sand and mud in Well No.12

1.3.2 微觀儲集空間特征

白云巖微觀儲集空間主要為晶間溶孔、微裂縫，其次為晶內(nèi)溶孔。

晶間溶孔:12井－3131.32m、－3142.09m和－3162.12m巖心掃描電鏡照片顯示，晶間溶孔大量發(fā)育，大小不等，形狀不規(guī)則，互相連通，造成孔隙度增大，該孔隙類型是白云巖中方沸石等被溶解后留下的孔隙，是非常重要的儲集空間。

微裂縫:巖石薄片、鑄體薄片、掃描電鏡照片顯示微裂縫發(fā)育，從－3148.62m鑄體薄片看，裂縫部分被方沸石充填。

晶內(nèi)溶孔:見于結(jié)晶粗大的白云石晶體表面，孔隙常呈溶蝕港灣狀，多孤立產(chǎn)出，連通性很差。

2 有效孔隙度解釋

2.1 巖心覆壓孔隙度

12井E3s35油組白云巖進(jìn)行了8塊巖心的覆壓孔隙度分析:首先，根據(jù)該區(qū)的油藏埋深，確定樣品承受的油藏有效上覆壓力，將對應(yīng)壓力下分析的三軸孔隙度轉(zhuǎn)換為地層孔隙度;然后建立地面孔隙度與地層孔隙度的關(guān)系圖，關(guān)系式為:

式中 φf——覆壓孔隙度，%;

φs——地面孔隙度，%。

n——樣品數(shù);

R——相關(guān)系數(shù)。

2.2 巖心歸位

該區(qū)12井、9－1井在E3s35油組取心，進(jìn)尺83.91m，心長83.57m，收獲率為99.59%，巖心常規(guī)孔隙度分析45塊樣品，滲透率分析22塊樣品，覆壓孔隙度和滲透率分析8塊樣品，碳酸鹽含量分析37塊樣品。

巖心分析的深度來自于鉆井深度，因此要通過巖心歸位將巖心深度校正到測井深度，從而建立巖心與測井之間的關(guān)系。巖心歸位分兩步完成:第一步是初步歸位，利用取心井段的巖性描述與相應(yīng)深度匹配的測井曲線歸位，這一步控制各取心段的移動;第二步是詳細(xì)歸位，在初步歸位的基礎(chǔ)上，將巖心分析的物性資料與初步測井處理結(jié)果對比，通過上下移動巖心孔隙度，使兩者數(shù)據(jù)趨于吻合，從而確定巖心小范圍的移動量。

利用上述方法，對2口井14筒共計(jì)83.91m巖心進(jìn)行了系統(tǒng)的歸位，根據(jù)歸位結(jié)果開展有效孔隙度解釋方法研究。

2.3 有效孔隙度解釋方法

該區(qū)E3s35油組巖性為含砂含泥白云巖和泥質(zhì)白云巖，儲集類型為裂縫—孔隙型，基質(zhì)孔隙度、裂縫孔隙度的解釋如下［3－4］。

2.3.1 基質(zhì)孔隙度

根據(jù)4口井58塊含泥—泥質(zhì)白云巖薄片的分析結(jié)果，對泥質(zhì)含量進(jìn)行統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，85.7%的樣品泥質(zhì)含量大于10%;因此，在計(jì)算孔隙度時，需對泥質(zhì)含量進(jìn)行校正。

根據(jù)巖心歸位結(jié)果，選取2口井23個層點(diǎn)，讀取其對應(yīng)的聲波時差值，利用威利公式對孔隙度進(jìn)行計(jì)算，并將聲波時差計(jì)算孔隙度與巖心覆壓孔隙度進(jìn)行對比 (圖7)，由對比圖可見，兩者相關(guān)性較好，相對誤差為－7.83%～6.49%，在探明儲量規(guī)范允許的±8%的誤差范圍內(nèi)。

圖7 巖心覆壓孔隙度與聲波時差計(jì)算孔隙度關(guān)系圖Fig.7 Relationship between core pressure porosity and acoustic time difference calculating porosity

威利公式［5］為:

式中 Δt——目的層聲波時差，μs/m;

Δtma——巖石骨架聲波時差;μs/m;

Δtf——流體聲波時差，取620μs/m;

Δtsh——泥巖聲波時差;μs/m;

Vsh——泥質(zhì)含量，%。

根據(jù)4口井58塊薄片樣品分析的礦物含量，白云石平均含量為84%，方解石平均含量為4%，長石、石英平均含量為12%;白云石聲波時差選取143μs/m，方解石聲波時差選取156μs/m，長石、石英聲波時差選取182μs/m，按各種礦物百分含量計(jì)算的混合巖石骨架的聲波時差為148μs/m。

泥質(zhì)含量利用自然伽馬曲線計(jì)算［5］。公式為:

式中 ΔGR——自然伽馬相對測井值;

GR——自然伽馬測井值，API;

GRmax——泥巖的自然伽馬測井值，API;

GRmin——純白云巖的自然伽馬測井值，API;

Vsh——泥質(zhì)含量，%;

C——經(jīng)驗(yàn)系數(shù)，本區(qū)塊計(jì)算層位為古近系，取3.7。

2.3.2 裂縫孔隙度

裂縫孔隙度采用歐陽健、李善軍［6－7］等建立的線性、非線性簡化方程計(jì)算。其原理如下:在裂縫性致密灰?guī)r儲層中，影響雙側(cè)向響應(yīng)的因素有裂縫產(chǎn)狀、裂縫孔隙度 (與開度等效，即按平行板模型1%的裂縫孔隙度相當(dāng)于1m厚的地層中發(fā)育有1cm的裂縫)、裂縫內(nèi)流體電阻率 (一般為鉆井液電阻率)、基質(zhì)電阻率 (無裂縫侵入的基質(zhì)部分電阻率)。具體計(jì)算流程如下:

(1)利用深、淺電阻率差異Y判斷裂縫性質(zhì)。

式中 Y——差異;

Rlld——深側(cè)向電阻率，Ω·m;

Rlls——淺側(cè)向電阻率，Ω·m。

當(dāng)Y＞0.1，指示高角度裂縫;0≤Y≤0.1，指示傾斜裂縫;Y＜0，指示低角度裂縫。

(2)根據(jù)裂縫性質(zhì)選取相應(yīng)的裂縫孔隙度解釋模型。

其中:

式中 φf——雙側(cè)向計(jì)算的裂縫孔隙度;

A1、A2、A3——不同裂縫性質(zhì)下所取的常數(shù)(表1);

Rmf——鉆井液濾液電阻率，Ω·m;

G——鉆井液密度，g/cm3;

Rm—— 鉆井液電阻率，Ω·m。

表1 裂縫孔隙度解釋模型常數(shù)取值表Table 1 Constant values of fracture porosity interpreting models

2.3.3 總孔隙度

基質(zhì)孔隙度與裂縫孔隙度之和為總孔隙度。

2.4 有效孔隙度參數(shù)選取

12井、9－1井E3s35油組白云巖平均地面孔隙度為10.5%，覆壓后孔隙度為9.73%。利用威利公式，采用聲波時差計(jì)算5口井29層的單層孔隙度為6.93%～15.20%，單井孔隙度采用厚度權(quán)衡，孔隙度為9.11%～10.37%，區(qū)塊孔隙度采用算數(shù)平均，5口井算數(shù)平均值為9.71%。基質(zhì)孔隙度綜合選值為9.7%。

利用前述經(jīng)驗(yàn)公式，計(jì)算4口井28層孔隙度，單層孔隙度為0.05%～0.29%，單井孔隙度采用厚度權(quán)衡，孔隙度為0.08%～0.24%，區(qū)塊孔隙度采用算數(shù)平均，4口井算數(shù)平均值為0.18%，選值為0.2%。總孔隙度結(jié)果為9.9%［8］。

2.5 計(jì)算結(jié)果可信度評價

上述有效孔隙度的解釋方法及選值應(yīng)用于新增探明儲量的參數(shù)研究中，通過了國土資源部儲量評審辦公室專家的評審。

3 結(jié)束語

(1)塘沽油田沙三5油組白云巖為含泥—泥質(zhì)泥晶白云巖，儲集空間包括裂縫、晶間溶孔、晶內(nèi)溶孔。按照非碎屑巖儲層的分類標(biāo)準(zhǔn)，該區(qū)沙三5油組白云巖為中—高孔隙度、低滲透率型儲層。

(2)塘沽油田沙三5油組白云巖具有高自然伽馬、高電阻率、中聲波時差、中補(bǔ)償中子的電性特征，白云質(zhì)泥巖、泥巖分布在聲波時差大于290μs/m、自然伽馬相對值大于0.67的區(qū)間內(nèi);含泥白云巖分布在聲波時差小于260μs/m、自然伽馬相對值小于0.67的區(qū)間內(nèi);含砂泥質(zhì)白云巖分布在聲波時差小于290μs/m、自然伽馬相對值大于0.67的區(qū)間內(nèi)。

(3)對于含泥—泥質(zhì)白云巖儲層，基質(zhì)孔隙度求取的關(guān)鍵參數(shù)為泥質(zhì)含量和骨架參數(shù)的選取，骨架參數(shù)可根據(jù)該區(qū)薄片分析資料確定的巖石組分來確定，測井計(jì)算泥質(zhì)含量應(yīng)與X射線衍射分析資料的結(jié)果保持一致。

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