劉傳平，鐘淑敏，謝鵬，黃旭（.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 637；.中國地質(zhì)大學(xué)（武漢），湖北 武漢 430074）

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大慶油田高臺子致密油測井評價方法研究

劉傳平1，鐘淑敏1，謝鵬1，黃旭2
（1.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712；2.中國地質(zhì)大學(xué)（武漢），湖北 武漢 430074）

針對松遼盆地北部大慶油田高臺子致密油藏，采用地球化學(xué)研究結(jié)果與測井技術(shù)相結(jié)合的方法，建立了烴源巖特征參數(shù)的測井解釋模型。在微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征研究基礎(chǔ)上，應(yīng)用巖電實(shí)驗(yàn)和核磁實(shí)驗(yàn)資料，開展了儲層有效性評價，為致密油層下限確定探索了一種新方法。以巖石力學(xué)理論和實(shí)驗(yàn)為基礎(chǔ)，建立了脆性指數(shù)、地應(yīng)力等參數(shù)解釋模型，形成了一套致密油測井評價技術(shù)，評價結(jié)果應(yīng)用于研究區(qū)儲層壓裂改造、井位部署和儲量綜合評價中，見到了良好的效果。

致密油藏；烴源巖；儲層有效性；脆性指數(shù)；地應(yīng)力；測井評價

當(dāng)前，致密油氣已成為非常規(guī)油氣資源的重要領(lǐng)域［1-3］，作為常規(guī)油氣的補(bǔ)充和接替具有重要地位。按其與油源的關(guān)系可以分為源儲一體和近源2類［4-6］，地質(zhì)條件也有別于常規(guī)油氣藏［7-8］。致密油測井評價主要是對烴源巖、儲層品質(zhì)和工程品質(zhì)等研究［9］，解決源、儲配置關(guān)系、儲層參數(shù)計(jì)算和儲層可壓性評價等問題，為勘探開發(fā)井位部署、水平井設(shè)計(jì)和壓裂方案優(yōu)化提供技術(shù)支撐。

1　研究區(qū)儲層特征

大慶油田高臺子油層在松遼盆地北部廣泛發(fā)育，位于青山口組優(yōu)質(zhì)源巖上部，屬于近源致密油藏。主要儲層為三角洲前緣席狀砂、遠(yuǎn)砂壩，其次為河口壩沉積。砂體由北向南逐漸減薄以至尖滅，單砂層數(shù)由多變少，砂地比由高到低。儲層具有砂巖薄、含泥含鈣高的特點(diǎn)，其中泥質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)一般為5%～30%，鈣質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0～40%。39口井1 853塊巖心分析資料統(tǒng)計(jì)表明，有效孔隙度主要為5%～15%，平均有效孔隙度為10%；滲透率主要為0.03×10-3～1.00×10-3μm2，平均滲透率為0.51×10-3μm2，屬于典型致密油層。

2　烴源巖測井評價方法

國內(nèi)外大量的油氣勘探實(shí)踐表明［10-11］，富含有機(jī)質(zhì)的烴源巖是形成致密油藏的物質(zhì)基礎(chǔ)，一個盆地內(nèi)部的油藏分布與烴源巖分布及其生排烴中心具有密切聯(lián)系，主要油藏分布在烴源巖內(nèi)部或周圍。研究區(qū)位于齊家—古龍凹陷生油中心，青山口組沉積了一套半深湖—深湖相的厚層黑色泥巖，為富含有機(jī)質(zhì)的烴源巖，其上部的高臺子油層以三角洲前緣相帶沉積為主，部分砂體呈指狀插入烴源巖，或者直接與烴源巖接觸，源儲匹配關(guān)系良好。

烴源巖特性用有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)、有機(jī)質(zhì)成熟度、生烴潛量、分布面積和厚度參數(shù)來描述。烴源巖評價通常是利用地球化學(xué)分析來完成的，但存在取心樣品數(shù)量少、代表性差、分析費(fèi)用高、分析周期長等因素，其應(yīng)用受到了一定的限制，相對而言，測井資料信息豐富、費(fèi)用低、時效率高；因此，將應(yīng)用地球化學(xué)研究與測井技術(shù)相結(jié)合，開展烴源巖測井評價研究。

2.1測井評價烴源巖的基礎(chǔ)

非烴源巖由巖石骨架和孔隙的流體2部分組成，烴源巖則是由巖石骨架、孔隙的流體和固體有機(jī)質(zhì)3部分組成。固體有機(jī)質(zhì)一般為非導(dǎo)電介質(zhì)且密度相對較低，因此，烴源巖與非烴源巖相比，在測井響應(yīng)上具有高電阻率、高聲波時差、低巖性密度和高自然伽馬等特征，這為利用測井資料進(jìn)行烴源巖評價提供了基礎(chǔ)。

2.2測井解釋方法

2.2.1有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)評價

2.2.1.1利用核磁與巖性密度測井資料評價

對于烴源巖，巖性密度測井信息是巖石骨架、干酪根（固體有機(jī)質(zhì)）和孔隙流體的綜合反映，由于干酪根密度與孔隙流體的密度值相近，因此，測井密度孔隙度大小代表的是孔隙和干酪根2部分。核磁共振測井信息取決于氫核的旋磁比、含量及賦存狀態(tài)，在固體有機(jī)質(zhì)內(nèi)，由于氫核馳豫時間快，記錄不到，因此，核磁共振測井確定的孔隙度僅反映了流體孔隙部分。密度孔隙度與核磁孔隙度之間的差值反映了干酪根質(zhì)量分?jǐn)?shù)的多少［12-13］，二者差值越大反映干酪根含量越高。

2.2.1.2利用常規(guī)測井資料評價

選用7口井巖心分析TOC與電阻率、聲波時差和密度等敏感參數(shù)進(jìn)行相關(guān)性分析，結(jié)果發(fā)現(xiàn)，TOC與深側(cè)向電阻率和聲波時差曲線疊合面積具有較好相關(guān)性［14］，因此，應(yīng)用深側(cè)向電阻率與聲波時差曲線構(gòu)建一條新曲線（M），選用4口井292塊巖心分析TOC與M曲線，采用巖心刻度測井方法，建立TOC測井解釋模型（見式（1）），式（1）的相關(guān)系數(shù)為0.87。

式中：TOC為有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)，%；M為構(gòu)建的與深側(cè)向和聲波時差疊合面積相關(guān)曲線。

2.2.2利用鏡質(zhì)體反射率評價

Ro反映的是有機(jī)質(zhì)成熟度，研究表明［15］，Ro與深度和自然伽馬相關(guān)性較好（見圖1）。應(yīng)用8口井27層巖心分析Ro與深度和自然伽馬參數(shù)，建立了Ro解釋模型（見式（2）），式（2）的相關(guān)系數(shù)0.95。

式中：D為井深，m；GR為自然伽馬，API。

圖1　烴源巖地層巖心分析Ro與測井參數(shù)關(guān)系

2.3模型精度評價

應(yīng)用12口井取心資料，對上述模型進(jìn)行精度評價。4口井292塊巖心分析的TOC與測井計(jì)算的TOC對比表明，其平均絕對誤差為0.29%；應(yīng)用8口井27層巖心分析與測井計(jì)算的Ro對比發(fā)現(xiàn)，其精度較高，平均絕對誤差為0.04%。

2.4烴源巖分布規(guī)律

應(yīng)用上述測井解釋模型，對研究區(qū)75口井進(jìn)行TOC解釋。單井測井解釋結(jié)果分析發(fā)現(xiàn)，縱向上TOC變化特點(diǎn)是高四油層組下部和青一段較高 （見圖2），一般為2.0%～3.0%。

圖2　#281井烴源巖參數(shù)解釋成果

由烴源巖特征參數(shù)平面分布上可看出 （見圖3），TOC一般為2.0%以上，Ro為0.7%～1.1%，厚度為60～120 m。平面上成熟烴源巖呈連續(xù)分布。

圖3　齊家地區(qū)烴源巖TOC分布

3　儲層品質(zhì)評價

確定儲層物性下限最直接的方法是試油法，即對取心井段進(jìn)行巖心分析，針對物性較差的儲層進(jìn)行單層試油，這樣可以直接確定物性下限。但在以往致密油層評價中取心資料少，且沒有單層試油，因此無法用試油法確定儲層物性下限。此次應(yīng)用巖電、核磁實(shí)驗(yàn)分析資料，開展了致密油層有效性評價研究。

3.1巖電法

巖電實(shí)驗(yàn)采用油驅(qū)替飽和水樣品的方法，選取13塊低孔滲樣品模擬地層條件開展了巖電實(shí)驗(yàn)研究 （見表1）。巖電實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析表明：滲透率為0.03×10-3μm2時，樣品中的水幾乎無法驅(qū)動；當(dāng)滲透率為0.05× 10-3μm2時，有30%左右的水可以驅(qū)出。由此確定，滲透率下限為0.05×10-3μm2（見圖4）。

3.2核磁法

選10口井22塊不同孔、滲樣品開展核磁實(shí)驗(yàn)研究。首先，將樣品飽含水后進(jìn)行T2譜測量；然后，施加不同離心力后再進(jìn)行核磁T2譜測量。不同離心力下T2譜變化結(jié)果表明：當(dāng)滲透率為0.02×10-3μm2時，離心前和離心后T2譜重合（見圖5），說明無可動流體流出；當(dāng)滲透率為0.04×10-3μm2時，離心前和離心后T2譜有一定變化，說明有可動水流出。

表1　研究區(qū)巖電實(shí)驗(yàn)樣品巖心分析孔滲數(shù)據(jù)

圖4　電阻增大系數(shù)與含水飽和度關(guān)系

圖5　油層樣品不同離心力后的T2譜

圖5a的樣品的孔隙度為7.4%，滲透率為0.02× 10-3μm2，圖5b的樣品的孔隙度為8.1%，滲透率為0.04×10-3μm2。進(jìn)一步選3塊樣品，進(jìn)行油驅(qū)水后核磁實(shí)驗(yàn)。當(dāng)油驅(qū)后，油T2譜和水T2譜有明顯不同時，表明驅(qū)替油已經(jīng)進(jìn)入部分孔隙內(nèi)，改變了T2譜的形態(tài)（見圖6）。由圖6可見，滲透率為0.05×10-3μm2時，水和油的T2譜有一定變化，說明樣品中的水是有一定流動能力的。綜合上述2種實(shí)驗(yàn)結(jié)果，確定下限滲透率為0.05×10-3μm2。圖6a的樣品的孔隙度為7.3%，滲透率為0.06×10-3μm2；圖6b的樣品的孔隙度為7.7%，滲透率為0.05×10-3μm2。

圖6　高臺子油層油驅(qū)水前后T2譜特征

3.3流度法

分析已開發(fā)的三肇地區(qū)和葡萄花油田扶余油層流度下限，其有效厚度物性下限滲透率為0.10×10-3μm2，對應(yīng)的流度下限為0.02×10-3μm2/（mPa·s）。若以流度0.02×10-3μm2/（mPa·s）為儲層可流動的物性下限，反推齊家地區(qū)高臺子油層滲透率下限為0.05×10-3μm2（見表2）。

表2　三肇和葡萄花等油田儲層流度情況統(tǒng)計(jì)

上述研究表明，齊家地區(qū)高臺子致密油層物性下限空氣滲透率為0.05×10-3μm2。由研究區(qū)孔滲關(guān)系可以得出，當(dāng)滲透率為0.05×10-3μm2時，對應(yīng)有效孔隙度為7.0%。

4　工程品質(zhì)評價

工程品質(zhì)評價包括巖石力學(xué)參數(shù)、巖石脆性指數(shù)和地應(yīng)力評價［16］。應(yīng)用研究區(qū)11口井交叉偶極子測井資料提取的縱、橫波時差值，采用巖石動態(tài)彈性力學(xué)參數(shù)的解釋公式［17］，可直接計(jì)算得到動態(tài)的泊松比、彈性模量和剪切模量。

4.1巖石脆性指數(shù)確定

巖石脆性指數(shù)是指巖石中易碎礦物占總礦物的百分比，反映巖石易于破裂程度，是致密油層體積壓裂設(shè)計(jì)中的重要參數(shù)［18-19］，一般采用彈性參數(shù)計(jì)算［18］或者礦物組分法計(jì)算，比較常用的是北美油頁巖礦物組分法［20-22］。研究區(qū)礦物組分主要由石英、長石、方解石和黏土組成，由于長石與方解石脆性相當(dāng)，屬于非易碎性礦物，所以在北美油頁巖礦物組分模型中分母增加了長石體積分?jǐn)?shù)，而分子不變，改進(jìn)后的模型作為本區(qū)計(jì)算巖石脆性指數(shù)模型。

北美油頁巖礦物組分模型：

研究區(qū)礦物組分模型：

式中：BI為巖石脆性指數(shù)，%；Vs為石英體積分?jǐn)?shù)，%；Vc為長石體積分?jǐn)?shù)，%；Vf為方解石體積分?jǐn)?shù)，%；Vn為黏土體積分?jǐn)?shù)，%。

石英體積分?jǐn)?shù)是通過13口井33層巖石薄片分析的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)和聲波時差、巖性密度和自然伽馬相對值測井參數(shù)建立模型得到的。

式中：AC為聲波時差，μs/m；DEN為巖性密度，g/cm3；ΔGR為自然伽馬相對值；GR為目的層自然伽馬，API；GRmin為純砂巖的自然伽馬值，API；GRmax為純泥巖的自然伽馬值，API。

利用式（5）和式（4）可以計(jì)算儲層巖石脆性指數(shù)，對#26-直2井進(jìn)行處理解釋，其結(jié)果與巖心分析數(shù)據(jù)對比吻合較好（見圖7）。應(yīng)用模型對全區(qū)75口井進(jìn)行計(jì)算，研究區(qū)儲層巖石脆性指數(shù)一般在30%～70%。

圖7　#26-2井巖心分析與測井脆性指數(shù)對比

4.2地應(yīng)力和破裂壓力確定

地應(yīng)力是各種巖石工程變形和破壞的根本作用力，是影響油層壓裂改造的重要因素。一般情況下，地應(yīng)力主要是指構(gòu)造應(yīng)力和上覆巖層壓力，在油田應(yīng)用主要是最大、最小水平主應(yīng)力，評價方法是采用油田廣泛應(yīng)用的黃氏模型［16］：

式中：σh為最小水平主應(yīng)力，MPa；σH為最大水平主應(yīng)力，MPa；μs為靜態(tài)泊松比；σv為上覆巖層壓力，MPa；ξ1，ξ2為構(gòu)造應(yīng)力系數(shù)；α為有效應(yīng)力系數(shù)；σt為抗拉強(qiáng)度，MPa；pf為破裂壓力，MPa；pp為孔隙壓力，MPa。

利用研究區(qū)9塊樣品實(shí)驗(yàn)室差應(yīng)變法分析地應(yīng)力及巖石力學(xué)參數(shù)，確定出公式中重要參數(shù)［21］，ξ1為0.35，ξ2為0.53。

其中，靜態(tài)彈性模量和靜態(tài)泊松比采用研究區(qū)4塊樣品實(shí)驗(yàn)結(jié)果。將相同圍壓下縱橫波測量的動態(tài)彈性模量（Ed）和動態(tài)泊松比（μd）參數(shù)與實(shí)驗(yàn)測量的靜態(tài)參數(shù)比較，確定靜動態(tài)參數(shù)轉(zhuǎn)換公式為式 （10）、式（11），其相關(guān)系數(shù)分別為0.71，0.91。

式中：Es為靜態(tài)彈性模量，GPa；μs為靜態(tài)泊松比；h為地層厚度，m；po為上覆地層壓力，MPa；pw為地層水靜液柱壓力，MPa；x為伊頓指數(shù)，本文取值0.914；AC為標(biāo)準(zhǔn)聲波時差，即計(jì)算點(diǎn)深度對應(yīng)的正常趨勢線上的聲波時差值，μs/m；AC′為實(shí)測聲波時差，μs/m。

利用4口井9塊樣品差應(yīng)變實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)及深側(cè)向電阻率和自然伽馬相對值測井參數(shù)，建立了抗拉強(qiáng)度（σt）表達(dá)式為

式中：RLLD為深側(cè)向電阻率，Ω·m。

用黃氏模型計(jì)算研究區(qū)地應(yīng)力與巖心測量的地應(yīng)力相比，最大地應(yīng)力相對誤差2.58%，最小地應(yīng)力相對誤差2.16%。應(yīng)用式（9）計(jì)算破裂壓力與試油數(shù)據(jù)相比，平均絕對誤差2.26 MPa，精度均較高。

5　應(yīng)用效果

利用本文的致密油測井評價技術(shù)，對研究區(qū)75口井進(jìn)行了重新解釋，包括烴源巖評價、儲層參數(shù)解釋和工程品質(zhì)評價。以單井評價結(jié)果為依據(jù)，編制了有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)、砂巖厚度和孔隙度等平面分布圖。在烴源巖和儲層評價的基礎(chǔ)上，開展綜合地質(zhì)研究，優(yōu)選烴源巖和儲層厚度大且物性好的區(qū)塊成功部署了3口預(yù)探水平井，其中2口井試油產(chǎn)量分別為31.96 t/d和16.08 t/ d，見到了較好的效果。

6　結(jié)論

1）應(yīng)用巖電和核磁實(shí)驗(yàn)確定的研究區(qū)致密油層物性下限，經(jīng)已開發(fā)油田應(yīng)用表明，該方法是可以應(yīng)用到致密油有效性評價中。

2）應(yīng)用礦物組分法模型計(jì)算巖石脆性指數(shù)時，應(yīng)根據(jù)研究區(qū)巖石骨架成分不同對模型進(jìn)行改進(jìn)，以得到適合研究區(qū)的解釋模型。

3）研究區(qū)全區(qū)發(fā)育成熟的烴源巖，有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)一般都在2.0%以上，鏡質(zhì)體反射率在0.7%以上，但凹陷區(qū)烴源巖品質(zhì)相對較差。北部儲層砂體發(fā)育物性相對較好，且源儲匹配關(guān)系好，是致密油評價有利區(qū)。

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（編輯楊會朋）

Logging evaluation method for tight oil sandstone reservoir in Gaotaizi Formation，Daqing Oilfield

Liu Chuanping1，Zhong Shumin1，Xie Peng1，Huang Xu2
（1.Research Institute of Exploration and Development，Daqing Oilfield Company Ltd.，PetroChina，Daqing 163712，China；2.China University of Geosciences，Wuhan 430074，China）

For the tight oil sandstone reservoir in Gaotaizi Formation in northern Songliao Basin，the logging interpretation model for source rock characteristic parameter was set up by geochemical and well logging technology.Based on the microscopic pore structure study on mercury injection data studies，reservoir effectiveness evaluation was carried out by rock-electric experiment and NMR data，which explored a new method to determine the reservoir low limit of the tight oil sandstone formation.On the basis of rock mechanics theory and experiment，parameter interpretation models of brittleness index and earth stress were established.The above methods form a set of logging evaluation techniques for tight sandstone formation.The application of these technical evaluations in fracturing innovation，wellplan and reserves comprehensive evaluation shows good results.

tight oil reservoir；source rock；reservoir effectiveness；brittleness index；earth stress；logging evaluation

中國石油天然氣股份有限公司科學(xué)研究與技術(shù)開發(fā)攻關(guān)項(xiàng)目（2012E-2603-05）

TE132

A

10.6056/dkyqt201601010

2015-07-10；改回日期：2015-11-21。

劉傳平，男，1959年生，教授級高級工程師，1984年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院礦場地球物理，從事裸眼井測井評價和地質(zhì)研究。E-mail：liuchp@petrochina.com.cn。

引用格式：劉傳平，鐘淑敏，謝鵬，等.大慶油田高臺子致密油測井評價方法研究［J］.斷塊油氣田，2016，23（1）：46-51.

Liu Chuanping，Zhong Shumin，Xie Peng，et al.Logging evaluation method for tight oil sandstone reservoir in Gaotaizi Formation，Daqing Oilfield ［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（1）：46-51.