佘　剛，徐永發(fā)，倪高翔，葉高鵬，米小銀

(中國石油集團測井有限公司青海事業(yè)部，甘肅敦煌 736202)

扎哈泉地區(qū)致密油儲層特征及評價方法研究

佘剛，徐永發(fā)，倪高翔，葉高鵬，米小銀

(中國石油集團測井有限公司青海事業(yè)部，甘肅敦煌 736202)

摘要：扎哈泉致密油儲層巖性復雜，碎屑巖、碳酸鹽巖與混積巖儲層均發(fā)育，利用常規(guī)測井曲線難以進行儲層劃分與流體識別。通過測井資料深入挖掘，開展了基于自然伽馬能譜的多礦物巖性識別，采用定性與定量相結合的方法來識別儲層巖性；在聲波時差與電阻率交會圖版基礎之上綜合考慮巖性影響對圖版進行了改進，明確了流體劃分的電性標準，結合全烴-組分流體識別圖版，形成了一套適合于扎哈泉致密油儲層的評價方法，并在實際生產(chǎn)中具有較好的應用效果。

關鍵詞：柴達木盆地；扎哈泉地區(qū)；致密油；儲層劃分；流體識別；評價方法

扎哈泉地區(qū)位于柴達木盆地西部凹陷區(qū)扎哈泉構造帶之上，主要目的層位N1地層為咸化的濱淺湖沉積，其上段主要為源上構造及巖性控制的常規(guī)油藏，下段為源內(nèi)致密油藏[1-2]，砂體連片性較好，呈互層疊置，而占盆地面積2/3的斜坡凹陷區(qū)源巖發(fā)育，加之高原咸化湖盆致使源巖早期生烴，為該區(qū)致密儲層提供了有利油源[3-4]。區(qū)域內(nèi)扎7、扎9井等試油均獲得了高產(chǎn)工業(yè)油流，預示著本區(qū)有著較好的勘探開發(fā)前景[5]。然而，扎哈泉地區(qū)致密油儲層地質條件不同于國內(nèi)外其它地區(qū)，表現(xiàn)出致密儲層與低滲儲層并存，儲層巖石礦物復雜多樣，主要由砂巖、碳酸鹽巖和黏土三者混積而成，具高泥高鈣多薄層的特征；此外，由于巖性影響及地層欠壓實作用，利用常規(guī)電性特征進行巖性識別及儲層流體劃分成為難題。為此本文以測井為手段針對以上難點進行了評價方法探討。

1儲層地質特征

通過巖心觀察結合鑄體薄片等分析，認為扎哈泉致密儲層巖性主要分為三種類型：①以機械沉積作用為主的碎屑巖沉積，其巖性為以石英與長石為主的砂巖；②以化學沉積為主的碳酸鹽巖，巖性是以方解石為主的石灰?guī)r；③以咸化湖盆與陸相河流混合或交互式沉積形成的碳酸鹽巖礦物、黏土與砂巖礦物的混積巖[6-7](圖1)。砂巖巖性主要為粉砂巖，少量的泥質砂巖、中砂巖、細砂巖，其礦物成份以石英為主，鉀長石與鈉長石次之。填隙物主要以方解石及黏土礦物為主，當其膠結類型以接觸式為主時，其填隙物相對較少，一般小于5%，物性較好，孔隙度一般為5%～12%，滲透率在0.2×10-3μm2以上，是主要的優(yōu)質砂巖儲層[8-9]；當其膠結類型以基底式或孔隙式為主時，填隙物高達5%～50%，其空間多被充填或膠結，物性變得更加致密，孔隙度一般為3%～5%，滲透率(0.05～0.2)×10-3μm2。巖性主要為黏土、碳酸鹽巖礦物及砂巖礦物三者所形成的混積巖，該類儲層相對較差，是本區(qū)的二類儲層。本區(qū)的碳酸鹽巖發(fā)育較少，其主要組成礦物為方解石，含量高達50%以上，白云石或鐵白云石較少，膠結物多為硅質或泥質，該類儲層物性最差，孔隙度一般小于3%，滲透率小于0.05×10-3μm2，是本區(qū)的三類儲層。

實際生產(chǎn)證明，本區(qū)取心或巖屑含油性好、即以油跡或油斑為主時，且試油后具有自然產(chǎn)能的儲層均為物性較好、巖性較純的砂巖儲層(圖1)；而隨著泥質含量或碳酸鹽含量增加，砂巖含量減少，即巖性混積時，物性變差，含油性隨之變差，需要壓裂求產(chǎn)；而當儲層碳酸鹽含量很高或甚至為碳酸鹽或泥灰?guī)r儲層時，物性很差，一般不具含油性，壓裂后出微量油，甚至抽汲無效，基本為干層。

2儲層評價方法

2.1巖性識別

圖1　扎哈泉地區(qū)N1下段礦物成份三角圖

扎哈泉地區(qū)N1下段儲層普遍分布于3 000m以下地層，壓實作用較強，儲層十分致密，使之自然電位缺乏回路而無明顯的負異常，薄互層發(fā)育又使自然伽馬無明顯的分層界限[10]；此外，儲層上壓實明顯，而圍巖上泥巖欠壓實使中子、密度與聲波時差三孔隙度系列表現(xiàn)出較儲層更好的特征；碳酸鹽巖礦物的發(fā)育又使儲層上陣列感應電阻率明顯增高且無明顯的幅度差，即依靠常規(guī)方法劃分儲層基本失效。從前面的分析得到本區(qū)的儲層按其巖性可以分為三類，所以儲層劃分的基礎即巖性的識別。

據(jù)巖石礦物實驗分析，儲層中黃鐵礦、石膏成分含量很低，可將其忽略，而白云石和方解石可統(tǒng)歸為碳酸鹽巖，鉀長石、鈉長石和石英可統(tǒng)歸為砂巖，蒙脫石、伊利石都為黏土的主要成份，即儲層巖性可以總體劃分為砂巖、碳酸鹽巖與黏土三者的組合。依據(jù)鑄體薄片等巖性分析的結果，通過巖電對照尋找能夠反應巖性的測井敏感性參數(shù)，發(fā)現(xiàn)自然伽馬能譜測井的釷含量與黏土含量具有較好的正相關性，鈾含量與碳酸鹽礦物含量具有一定的正相關性(圖2、圖3)，因此可以用釷、鈾曲線反刻度形成包絡面(圖8)，在包絡面積大的井段結合常規(guī)曲線劃分儲層[11-12]；此外，按照分步剝離的思路建立了巖性定性識別圖版，用以區(qū)分砂巖儲層和泥灰?guī)r及泥巖(圖4)。

圖2　碳酸巖含量與鈾交會圖

圖3　黏土含量與釷交會圖

圖4　扎哈泉地區(qū)巖性定性識別圖版

通過圖版明確了巖性劃分，但并不能直觀、定量地顯示地層巖性及其礦物含量，而且對于混積巖骨架密度的確定也存在一定的難度。斯倫貝謝公司的巖性掃描測井可以清楚地測量出地層所含礦物成分及其含量，并形成全井段連續(xù)的多礦物地層剖面[13]，經(jīng)過與相應取心段全巖分析的黏土含量、碳酸鹽含量等進行對比發(fā)現(xiàn)，測量結果與實驗結果比較接近，即通過該測量結果可以直觀快速地指示儲層巖性，但巖性掃描測井成本很高，不具普遍應用性。然而在定性識別巖性基礎之上，利用巖性測井可以標定自然伽馬能譜，用鈾回歸計算碳酸鹽巖含量，用釷回歸計算黏土含量[14]，再計算得出砂巖含量，形成“碳酸鹽、黏土及砂巖”三巖性地層剖面來準確識別儲層。二者回歸關系精度較高(圖2、圖3)，計算結果與巖性掃描測井結果具有高度一致性，從而完全擺脫了對巖性測井的依賴，也無需要大量的實驗分析數(shù)據(jù)。

2.2流體識別

由于本區(qū)井眼普遍擴徑，密度或中子受擴徑影響普遍失準，而補償聲波居中測量基本不受井眼的影響[15]，因此利用聲波時差評價孔隙性是首要選擇，而電阻率又是反映含油性的主要參數(shù)[16]，這里以已經(jīng)試油的11口井共22個試油層位數(shù)據(jù)作為約束，對其聲波時差及電阻率進行標準化后，依據(jù)礦物巖性剖面選擇砂巖最發(fā)育的層點讀取其特征值，建立了聲波時差與深感應電阻率交會圖版。圖版中有油層11個，水層5個，干層6個，各自分布具有一定的規(guī)律性，但部分干層及水層與油層仍混雜在一起，沒有十分明確的界限(圖5)。復查該幾處誤入點后發(fā)現(xiàn)，對于巖性致密的地層有3處誤入點上泥質含量較高，其對聲波時差影響較大，當泥質含量增高時，聲波時差有明顯增大的趨勢，因此并不能真實地反應儲層孔隙性；而另外1處誤入點碳酸鹽含量較高，其對電阻率影響較大，當碳酸鹽含量增加時電阻率也明顯增加，反應了巖性而并非含油性變化。因此，在原有聲波時差-電阻率交會圖版的基礎之上，構建聲波時差與泥質含量比-電阻率與碳酸鹽含量比交會圖，以消除或減小泥質及碳酸鹽含量的影響。由于鈾含量與泥質含量有較好的相關性，釷含量與碳酸鹽含量有著較好的關系，直接用用鈾代替泥質含量，用釷代替碳酸鹽含量用于圖版之中，以減小計算誤差。改進的圖版綜合考慮了巖性影響，使原有的誤入點基本落入相應區(qū)域，明確了流體的劃分界限，認為扎哈泉致密油油層的界限為：AC/THOR>20，RT/URAN>2，其中AC為聲波時差，μs/m；RT為深感應電阻率，Ω·m。

研究中還發(fā)現(xiàn)，流體在氣測全烴(QT)與組分上具有不同的特征，當為油層時全烴普遍較高，具有輕組分C1下降而重組分C2～C5上升的“鏡像”特征(圖8)。全烴-輕烴交會圖版對流體也具有較好的識別作用(圖7)，認為油層的界限為：組分C1含量<80%，全烴QT含量>3%。但當油層段取心后一般全烴會普遍降低(圖7中誤出的油點)，部分油層段打開后沒有循環(huán)干凈全烴會延續(xù)至后面井段，或換低密度泥漿鉆井也會出現(xiàn)水層上高全烴的特征等，這些鉆井或錄井因素使該圖版具有不完全精準性(圖7誤入的水點)。因此這些特征只可作為現(xiàn)場快速識別流體或輔助電性圖版識別流體的一種方法。

圖5　聲波時差-電阻率流體識別圖版

圖6　改進的聲波時差-電阻率流體識別圖版

圖7　輕烴-全烴流體識別圖版

3應用效果評價

扎X井是本區(qū)一口評價井，參考常規(guī)測井曲線不易識別巖性，儲層劃分、流體識別較難(圖8)。從第十四道的巖性掃描測井的多礦物巖性剖面可以看到，本段砂巖儲層不很發(fā)育，混積巖是其主要巖性，上部(3 240.00～3 250.00m)發(fā)育碳酸鹽巖，下部(3 276.00～3 279.80m與3 284.80～3 295.80m)發(fā)育泥灰?guī)r，其含量與分析的碳酸鹽含量比較接近。第十三道為將多礦物剖面化歸后的砂巖、黏土與碳酸鹽巖的組合剖面，而十四道為基于自然伽馬能譜所計算的礦物巖性剖面，其計算而填充的剖面與其左側的巖性掃描測井剖面比較接近，可用于本段的巖性識別。通過三礦物剖面對本段進行了儲層劃分，認為上段的209號儲層為一低泥低鈣的混積巖儲層，鈾與鉀曲線形成豐滿的包絡，209號層分析孔隙度最大值8.89%，滲透率最大值0.32×10-3μm2，聲波時差201.52μs/m，深感應電阻率為16.40Ω·m；下段的212號層泥質與鈣質含量略高，分析孔隙度最大值7.26%，滲透率最大值0.15×10-3μm2，聲波時差212.52μs/m，深感應電阻率21.87Ω·m，全烴為19.2%，且其輕、重組分間“鏡像”特征明顯，通過改進的聲波時差與電阻率交會圖版及全烴-組分圖版均判識其為油層。依據(jù)試油從底到頂?shù)脑瓌t，該層先期進行試油，自然產(chǎn)能為7.59m3/d。目前已經(jīng)建議對上部的209號層也進行試油求產(chǎn)。用以上評價方法對區(qū)域內(nèi)最近所鉆的3口評價井進行了巖性與流體識別，均收到了良好效果，從而為扎哈泉地區(qū)今后致密油的快速滾動開發(fā)奠定了基礎。

圖8　扎X井巖性與流體識別結果

4結論

(1)扎哈泉致密油儲層巖性復雜，砂巖、碳酸鹽巖與混積巖儲層均有發(fā)育，砂巖是優(yōu)質儲層，隨著泥質與碳酸鹽含量增加儲層變差。

(2)通過巖性測井標定自然伽馬能譜確定了定性識別巖性的方法，同時對黏土含量及碳酸鹽含量進行了精確計算，建立的三巖性地層剖面明確了地層礦物分布和定量識別巖性及劃分儲層的方法。

(3)通過改進的聲波時差與泥質含量比-電阻率與碳酸鹽含量比的測井交會識別圖版對流體具有明確的識別作用，全烴-組份圖版對流體識別也具有輔助作用，測錄井相結合的識別方法適于實際生產(chǎn)的需要，具有較好的應用效果。

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編輯：吳官生

文章編號：1673-8217(2016)02-0075-05

收稿日期：2015-11-20

作者簡介：佘剛，工程師，碩士，1982年生，2011年畢業(yè)于西安石油大學礦產(chǎn)普查與勘探專業(yè)，現(xiàn)從事測井資料解釋與評價工作。

基金項目：中國石油天然氣集團公司重大科技專項“柴達木盆地高原咸化湖盆油氣藏測井評價技術攻關”(2011E-0305)。

中圖分類號：TE112.23

文獻標識碼：A