短軸物源型致密砂巖“甜點”儲層測井劃分方法初探
——以大民屯凹陷西部斜坡帶為例

2015-07-02 01:40:52劉興周吳文柱孫晶瑩顧國忠

石油地質與工程 2015年4期

劉興周，吳文柱，孫晶瑩，顧國忠，牟春

(中國石油遼河油田分公司勘探開發研究院，遼寧盤錦 124010)

劉興周，吳文柱，孫晶瑩，顧國忠，牟春

(中國石油遼河油田分公司勘探開發研究院，遼寧盤錦 124010)

大民屯凹陷西部斜坡帶沙四段短軸物源砂礫巖體具有分選差、儲集類型復雜、有效儲層識別難度大等特點，針對上述難題，開展儲集類型研究及控油因素分析等工作，并針對性開展自然電位幅度差的“甜點”識別方法構建工作。研究表明，結構成熟度、成分成熟度低是研究區儲層致密的關鍵因素；本區的儲層存在裂縫，滲透性控制了儲集體的含油性；自然電位幅度差能夠較好地表征儲層滲透性的變化。通過開展單井致密砂礫巖體儲層劃分及分類，確定了研究區單井“甜點段”劃分標準，為下步勘探奠定基礎。

大民屯凹陷；湖相短軸物源；砂礫巖體；致密儲層；“甜點段” ；測井評價

湖相短軸砂礫巖體具有分選差、巖性致密、含油顯示差等特點，其孔隙度低(小于12%)、滲透率小(小于0.1×10-3μm2)，因此以往的勘探開發過程中經常受到忽略。從分布來看，陸相斷陷湖盆中此類砂巖分布十分廣泛，以遼河坳陷為例，大民屯凹陷的西陡坡、西部凹陷的東陡坡以及東部凹陷的西斜坡均存在這種厚度大、分布廣的致密儲層，這類致密儲層的形成主要是由于沉積過程中分選較差、搬運距離較近形成，區別于埋深大(大于3 500 m)由于壓實作用形成的致密儲層。以往的研究中經常以地層巖性油氣藏的勘探思路來面對這類目標，雖然勘探取得了一定的進展[1]，但在遼河地區的發現之路一直較為曲折。2007年“致密油氣”概念引入后，學者及專家開展了廣泛的研究工作[2-3]，并且在長慶等國內外其他油田取得了較好的勘探效果[4]。本文基于大民屯短軸物源砂礫巖體資料深入分析的基礎上，建立研究區致密砂巖儲層分類測井識別標準，開展老井重新認識，取得較好效果。

1 大民屯西部砂礫巖體沉積特點

大民屯凹陷沙四段砂礫巖體沉積時期，主要發育扇三角洲-濱淺湖沉積體系，在盆地邊緣發育大套的厚層砂礫巖體，最大厚度可達300 m，平均厚度可達100 m以上，受邊界斷裂和物源的影響本套砂礫巖體向凹陷中心迅速相變為油頁巖，砂巖與源巖直接接觸，成藏條件十分有利。沙四段沉積末期是大民屯凹陷最大水進期，湖泊沉積幾乎占據了整個凹陷，凹陷內廣泛發育大套巨厚暗色泥巖沉積，該套泥巖是大民屯凹陷重要的生油巖，本套泥巖覆蓋在砂礫巖體以上，成為砂礫巖體良好的蓋層。

本套砂礫巖體整體規模較大，在大民屯的西部地區均有發育，整體面積達200 km2。本區砂巖埋藏較淺(2 800～3 200 m)，但其物性較差，孔隙度主要分布于7%～15%，完鉆井常規測試基本上沒有工業產能，以前按照地層巖性油氣藏的勘探理念在本區獲得一些發現，但規模相對較小。

2 致密砂巖的儲層特征

2.1 巖性特征

低位域儲集巖體顆粒粗大、結構混雜、分選及磨圓較差，其碎屑顆粒成份與母巖巖性相似。大量的薄片統計資料顯示，本區主要發育長石巖屑砂巖、巖屑長石砂巖、巖屑砂巖。砂巖在成分上，石英含量較低，僅為20%～26%；長石含量較高，一般20%～50%，高者可達70%；巖屑含量普遍較高，可達20%～40%，高者可超過50%。

從粒度分析資料來看，顆粒分選較差，按照粒級分類，可以分為礫巖、不等粒砂巖、中粗砂巖、細砂巖、粉砂巖五種粒級的巖性，砂巖粒級變化迅速，巖心中顆粒均勻或較均勻類型較少，礦屑顆粒大小不等，分選程度中等-較差，顆粒磨圓程度不等，以次圓和次棱角狀較多見；碎屑顆粒接觸方式以點-線為主，具有較強的壓實作用，巖性較堅硬；碎屑顆粒的風化程度不一，深度風化不多，以中等和較淺風化為主。總體分析，儲集巖性的成分成熟度及結構成熟度均較低，反映了沉積過程中的近物源搬運的特點，這是本區儲層致密的關鍵。

2.2 物性特征

2.2.1 孔隙類型

本區砂巖儲層中的孔隙主要分原生孔隙和次生孔隙，原生孔隙包括巖石中顆粒支撐的粒間孔隙和基質中的微孔隙，以粒間孔隙為主；次生孔隙是成巖作用產生的孔隙，包括溶蝕孔隙和構造運動形成的裂縫。

原生孔隙：本區較常見，它是原生粒間孔隙經壓實作用后，又被次生礦物充填的殘余粒間孔，構成了本區較好的儲集空間。

次生孔隙：本區主要為溶蝕孔隙，包括粒間溶孔、粒內溶孔，主要是由于本區的長石含量較高，經過地層水及有機酸溶蝕后形成的。在本區角礫巖發育區存在構造裂縫，在碳酸鹽膠結區也可見裂縫存在。

2.2.2 巖性與物性關系

根據本區的實際分析測試資料，研究區的巖性對物性有較好的控制作用(表1)。

表1 大民屯西部沙四下部砂礫巖體巖性與物性關系

從孔隙度分布來看，分選作用控制了孔隙度的大小，分選較高的細砂巖表現出較高的孔隙度(15.65%)，而分選較差的礫巖、不等粒砂巖則表現出較低的孔隙度；從滲透率分布來看，滲透率與孔隙度的相關性較差，孔隙度大的細砂巖并沒有表現出較高的滲透率，恰恰是分選較差的礫巖滲透率較高，這與本區儲層存在裂縫具有較好的對應關系。物性分析結果表明，裂縫是本區滲透性的關鍵控制因素。

2.3 含油性特征

本區已鉆井含油顯示級別差異較大，從富含油至油浸到油斑、油跡、熒光均存在，從已完鉆試油井的分析來看，油跡顯示段壓裂后能夠獲得工業產能；從含油顯示與物性關系來看，滲透率對含油性的影響十分巨大(圖1)。

圖1 砂礫巖體物性與含油顯示級別關系

3 致密砂巖“甜點”預測方法構建及應用

從上述分析可以看出，致密砂巖段儲層物性整體較差，但在個別層段或區域存在較好的儲層分布區，這些地方在以往的部署工作中已經鉆探完成，并且獲得了較好的產能，但相對整體致密段而言，已經探明的地區僅占4%，剩余的大部分地區儲層均較差，如何在這些地區當中尋找相對優質的儲層進而開展部署是勘探工作直接面臨的問題。

3.1 “甜點段”識別方法的構建

致密砂巖儲層中所謂“甜點”指的是在儲層中孔隙度較大、滲透率較大并且含油顯示較好的層段或區域[5-8]，在上文分析中已經認識到，本區的致密砂巖其含油性受物性控制作用明顯，因此，對于“甜點”預測來說，主要考慮的就是儲層的物性。

在常規測井解釋過程中，孔隙度的求取相對簡單，由于巖心分析孔隙度、滲透率數據相關性較差，因此滲透率需要用別的方式來進行表征[9-12]。

自然電位測量是最早的測井方式，常規砂巖油藏中，用來表征儲層中滲透性的好壞，也可以根據其幅度大小來判斷油氣水層。在本區研究過程中發現，致密儲層的含油性與自然電位具有相對較好的相關性，如圖2所示，顯示較好井段的自然電位幅度差值較顯示較差井段的自然電位幅度差大，而在無顯示層段，自然電位基本與基線重合。上文已述，含油性是孔隙度、滲透率的具體體現，因此，可以用自然電位的幅度差來描述滲透率的變化(圖2)。

圖2 自然電位幅度與含油性關系

在自然電位的處理過程中，首先開展自然電位的基線校正，為了保證多井之間可以開展對比，必須將各井經過基線校正后的自然電位進行歸一化處理。根據本區試油、投產井段測井響應，建立了本區致密砂巖“甜點”儲層的測井劃分圖版(圖3)。

圖3 致密砂礫巖體儲層劃分及分類圖版

根據本區的儲層劃分圖版，給出本區儲層的識別標準(表2)。

3.2 “甜點”識別方法的應用

研究區域以前的目的層是元古界、太古界潛山，在認識到致密砂巖的勘探潛力后，開展大規模的復查工作，本套識別方法在研究中得到了較好的實踐驗證。以S351井為例(圖4)，該井砂礫巖發育段主要集中于2 880～2 980 m井段，2 930 m以上△SP<0.45，計算孔隙度較高，基本大于10%，能定為二類儲層，在2 938 m以下，△SP>0.45，計算孔隙度平均值可達10.2%，在錄井上也見到熒光顯示，說明本段的滲透性較好。綜合考慮處理結果以及錄井顯示以及氣測資料，在本段優選2 938～2 972 m建議試油，壓后獲得了11.7 m3的工業油流，試油期間累計出油80.7 m3。該井的成功實施，驗證了該方法的適用性，試油結果也證實了本區致密段的勘探潛力。