川口地區長6致密油藏成藏因素分析及儲層評價

梁承春，聶小創，吳云飛，吉園園，楊　帆

(中國石化華北油氣分公司采油一廠，甘肅慶陽 745000)

?

川口地區長6致密油藏成藏因素分析及儲層評價

梁承春，聶小創，吳云飛，吉園園，楊帆

(中國石化華北油氣分公司采油一廠，甘肅慶陽 745000)

紅河油田川口地區長6致密油藏油氣富集程度及產能差異較大，通過油藏主控因素分析、儲層四性關系研究對儲層重新評價;結合探明區塊開發情況，分析認為沉積相帶、砂體厚度、儲層物性、風化殼淋濾作用是影響油氣富集程度的重要因素；基于試油結果及測井資料的研究，確定了該地區長6油藏儲層的巖性與含油性下限、物性下限、電性下限，并分層位建立了吻合率較高的二次解釋模型，對儲層的綜合評價和該區開發部署具有指導作用。

紅河油田川口地區；主控因素；儲層評價；致密油藏

紅河油田川口地區的長6油藏為典型特低滲透油藏，目前已在ST2和ST1井區開展產能建設試驗并獲得較好的開發效果。與ST2相比，其它區塊開發效果差且試油結果與測井解釋結論吻合度低，含油性在縱向上及平面上差異較大，特低滲透油藏富集規律的主控因素有待進一步明確。本文在分析已有地質資料基礎上，探討了影響致密油藏富集程度及產能的主控因素[1-5]，并通過開展長6特低滲透油藏四性關系等研究建立了測井二次解釋模型[6-7]；依據模型解釋結果，對應用效果進行分析。

1　成藏主控因素分析

1.1有利沉積相帶控制油藏平面分布

鄂爾多斯盆地大量勘探實踐表明，延長組生油凹陷控制長6油藏平面分布，三角洲前緣水下分流河道是油氣聚集的有利指向場所[8]。紅河油田長6儲集層所處相帶主要為三角洲前緣水下分流河道、河口壩和水下分流河道間灣微相(圖1)。對紅河油田試油井生產情況及其特征的分析表明，沉積微相與產能有直接關系。已開發高產井均分布在水下分流河道沉積微相上，而低產井位于水下天然堤和河口壩沉積微相。分析不同沉積微相下的砂體類型與儲層孔隙結構可知，有利沉積微相控制儲集體的物性，進而影響低滲油藏的平面分布。

1.2砂體厚度控制油氣儲量規模

研究區發育多個巖性圈閉，具有較大砂巖厚度的巖性油藏是儲量的主體[9]。分析長62亞段砂體厚度平面分布圖，在HH105井區、ST2井區砂體厚度最大，基本上沿HH105-ST2方向，兩側砂體沉積厚度變小，反映出主河道與HH105-ST2方向一致。結合前人研究成果認為，沉積時期，物源自南西向北東向推進，形成多條分流河道。通過砂體分布、幾何形態、規模及連續性進行非均質性研究，長6油藏縱向及平面分布受砂體展布控制作用明顯。將高產井與儲層中心疊合，兩者吻合度較高，說明砂巖發育厚度和分布范圍是儲量規模及產能高低的先決條件。

圖1　高產井與長62沉積相關系

1.3儲層物性是影響油氣富集的關鍵因素

油氣從生烴凹陷向周圍運移過程中，當遇到儲層物性變差或者側向被泥巖封堵時即可聚集成藏；相對而言具有較好物性條件的儲層油氣容易聚集成藏。這是由于孔隙度、滲透率較高區域，生油巖與儲層配置關系好，源儲接觸面積大，油氣驅替原始流體所需動力較小。

結合研究區沉積特征，儲層孔隙度、滲透率的平面分布規律與沉積規律一致性較強，高孔高滲帶的走向與河道的走向一致，單一河道內部孔隙度、滲透率較大的地區，也是儲層厚度較大的地區(圖2、圖3)。因此主力砂體長62的辮狀水道是孔隙度、滲透率最大的地區，是下步尋找有利區的主要方向，且從試油井情況來看，儲層高產對物性要求更高。

圖2　高產井與長62砂厚關系

圖3　高產井與長62物性關系

1.4風化殼淋濾作用有效改變下伏儲層物性

風化殼具有較好的封堵能力時，可與沉積砂巖組合形成油藏；當封堵能力差時，亦可作為油氣運移通道破壞油氣聚集[10-11]。就研究區而言，風化殼的形成過程對成藏有三個作用：①成藏動力作用。在地層抬升到地面遭受風化形成古河槽時，河槽下伏地層壓力明顯減小，導致離古河槽稍遠區域產生剩余壓力，剩余壓力驅動孔隙流體向古河槽附近砂體流動到風化不整合面，不整合面起到油氣運移的通道作用；②砂體上傾方向遮擋成藏作用。當風化不整合面在后期壓實、膠結等物理、化學作用下可能失去原有的滲透性，與鄰近的砂體組合形成油藏；③淋濾改善儲層物性作用。通過編制研究區孔隙度、滲透率值與不整合面距離交會圖可知，剝蝕面之下儲層隨著距剝蝕面距離的增加，孔隙度、滲透率總體逐漸減小，說明淋濾作用向深部逐漸減弱，但深度達到距風化剝蝕面65 m后，孔隙度、滲透率隨深度的增加變得沒有規律，說明此時的砂巖物性不再受淋濾作用的影響。通過對長62亞段初期產量最高的4口井(ST1-2井，15.8 t/d；SK1-6井，10.6 t/d；SK1-7井，14.0 t/d；SK1-1井，11.7 t/d)的分析，4口井產油層距風化不整合面距離分別為40 m、49 m、28 m和29 m，在風化殼淋濾作用有效距離65 m內(圖4)。風化淋濾作用也能很好地解釋該井區最靠近風化不整合面的亞段儲層優先改造成藏的實際生產特征。

圖4　高產井與長62底-不整合面地層厚度關系

1.5裂縫發育對油氣富集具有雙重作用

裂縫對改善儲層物性、促進油氣運移及聚集有重要意義。不同組系的構造裂縫對儲層物性改善程度以及油氣運聚能力的影響取決于構造應力場[8]。儲層中裂縫改變了儲層孔隙結構，長6特低滲透油藏油氣運移受裂縫控制作用明顯。裂縫發育程度既可以改善儲層物性形成良好的油氣運聚場所，又可疏導油氣造成油氣逸散，不利于油藏形成。

綜上分析可知，影響長6特低滲透油藏油氣富集程度及產能大小因素是多方面的，無論是風化殼淋濾作用或是裂縫發育均是改善儲層物性的重要方面，但沉積相以及儲層物性是關鍵因素。

2　儲層評價

2.1低滲透儲層形成原因

根據巖心和鑄體薄片鑒定，長6儲層巖石顆粒以中、細粒為主，巖屑和長石體積分數81.5%，成分成熟度低，破壞性的成巖作用如機械壓實和膠結作用使砂巖孔隙度大幅度降低[12]。結構成熟度低，顆粒膠結類型主要為孔隙式，膠結物以泥質為主，顆粒支撐，點線接觸為主，流體運移困難，進一步降低儲層的滲透性[12-14]。因此巖石顆粒較細、破壞性成巖作用強、成分及結構成熟度低、雜基含量較高是造成儲層低滲透性的主要因素。

2.2巖性與含油性下限

研究區取心資料少，無法用取心井的試油結果確定巖性、含油性的最低出油界限。統計52層具有試油數據層段的巖性數據及錄井含油級別結果表明，巖性均為細砂巖，油氣顯示級別為油跡以上(圖5)。由于電性對油氣響應特征明顯，因此測井解釋的含油飽和度作為油氣評價的重要參數，統計60個試油產油層的測井解釋含油飽和度均在22%以上。因此確定將細砂巖、油跡、含油飽和度22%作為巖性和含油性下限。

2.3物性下限

利用經過試油測試達到工業油流標準層段的孔隙度、滲透率作為研究區油層有效厚度的物性下限。通過96個試油數據點的孔、滲數據建立交會圖版，表明油層點的孔隙度主要為12.0%～15.4%，滲透率主要分布為(0.51～12.12)×10-3μm2；油水同層點的孔隙度跨度較大，主要為9.0%～15.2%，滲透率在0.18×10-3μm2之上。最終確定油層有效厚度的物性下限為：孔隙度為9.0%，滲透率為0.18×10-3μm2。

2.4電性下限

四性關系研究表明，儲層含油性與電阻率、聲波時差、補償中子和補償密度密切相關，尤其與電阻率和聲波時差相關性最大[13-14]。利用96個試油數據點的補償中子以及補償密度建立交會圖版，油層的補償中子主要為10.4%～20.0%，補償密度基本上在2.49 g/cm3之下(圖5)。因此將補償中子孔隙度10.4%、補償密度2.49 g/cm3作為電性下限標準之一。

圖5　測井二次解釋有效厚度下限標準

電性下限中的聲波時差和電阻率下限是判別油水層的最重要依據，重點研究如何利用交會圖使測井解釋結論和試油成果吻合度更高。利用特殊測井資料建立交會圖并統計吻合率，再分層位建交會圖。

在陣列感應電阻率與聲波時差交會圖的基礎上，利用常規電阻率與陣列感應電阻率之間的線性關系反推出長6油藏深感應電阻率與聲波時差交會圖，結合96個試油數據點進行驗證，認為導致電阻率明顯偏低的油層點原因主要為距不整合面距離近、存在裂縫及讀值存在誤差等。去掉異常點后吻合率為87%，相對測井解釋有所提高。

分層建圖版主要是基于隨著深度增加，儲層壓實作用增強，而風化殼淋濾作用減弱，導致油層電阻率及物性要求相應提高的考慮，最終分3個亞段建立交會圖。通過試油數據修正后，總體上長61亞段吻合率為91%，長62亞段吻合率為93%，長63亞段吻合率為90%，與長6段圖版吻合率87%相比均有所提高。造成不吻合點的原因為所處沉積相帶差異以及剝蝕程度差異不同，風化殼淋濾強度不同等，因此反映物性的聲波時差和反映含油性的電阻率也有變化。

上述分析可知，儲層物性及電性響應特征的差異是沉積相帶、風化殼淋濾作用、地層埋深等多種因素共同作用的，通過分析對比，結合儲層含油性下限標準，最終測井二次解釋模型如表1、表2所示。

表1　最終測井二次解釋圖版數據

表2　儲層含油性下限數據

3　儲層評價應用效果分析

依據二次解釋模型對研究區內井進行儲層重新評價，共解釋3 167層，其中解釋結論提高的有159層,解釋結論降低的有463層，解釋結論不變的有2 145層，新解釋儲層有400層。根據解釋結果，選擇部分井建議試油。以HH373井為例，在垂直井段1 789.9～1 795.0 m聲波時差平均值為235 μs/m，深感應電阻率為24 Ω·m，原來的測井解釋為含油水層。結合儲層含油性下限及電性解釋圖版，本次解釋為油層，試油初期產油2.4 m3，含水6%。

在測井二次解釋及小層平面圖基礎上，應選擇處在有利相帶、高孔高滲區、砂體厚度大的井進行試油。除此原則外，選擇試油井時，要結合原始測井解釋結論，選取原始解釋和二次解釋均為油層的井以及原始結論為水層及二次解釋為油層的井進行試油。

4　結論

(1)油氣富集程度及產能差異是多種因素共同作用的結果，其中沉積相及儲層物性是關鍵因素，風化殼淋濾作用及裂縫發育均可有效改善儲層物性。

(2)巖石顆粒較細、破壞性成巖作用強、成分及結構成熟度低、雜基含量較高是造成低滲透儲層的主要因素。

(3)通過對比分層位，選取分層位交會圖作為最終測井解釋模型，吻合度在90%以上，可滿足油層識別精度及儲層評價要求。

[1]楊華，劉顯陽，張才利，等.鄂爾多斯盆地三疊系延長組低滲透巖性油藏主控因素及其分布規律[J].巖性油氣藏，2007,19(3)：1-6.

[2]王震，李仲東，惠寬洋，等.鄂爾多斯盆地鎮涇地區中生界油氣成藏主控因素分析[J].新疆石油天然氣，2007,3(1)：34-39.

[3]許艷爭,畢明柱.紅河油田前侏羅紀古地貌與延安組油氣富集關系研究[J].石油地質與工程,2015,29(3):38-41，146.

[4]楊偉偉,柳廣弟,劉顯陽,等.鄂爾多斯盆地隴東地區延長組低滲透砂巖油藏成藏機理與成藏模式[J].地學前緣,2013,20(2):132-139.

[5]黃思靜,武文慧,劉潔,等.大氣水在碎屑巖次生孔隙形成中的作用——以鄂爾多斯盆地三疊系延長組為例[J].地球科學,2003,27(4):419-424.

[6]邢長林,英亞歌.鄂爾多斯盆地隴東地區長8段儲層特征與儲層四性關系研究[J].石油地質與工程,2012,26(4):42-46，6.

[7]李偉華，陳永嶠，周容安.西峰油田西259井區長32特低滲儲層測井二次解釋研究[J].巖性油氣藏，2007,19(3)：1-6.

[8]楊俊杰.鄂爾多斯盆地構造演化與油氣分布規律[M].北京：石油工業出版社，2002：180-200.

[9]王震，李仲東，惠寬洋，等.鄂爾多斯盆地鎮涇地區中生界油氣成藏主控因素分析[J].新疆石油天然氣，2007,14(3)：34-39.

[10]何登發.不整合面的結構與油氣聚集[J].石油勘探與開發，2010，34(3)：142-149.

[11]潘鐘祥.不整合對油氣運移聚集的重要性[J].石油學報，1983,4(4)：1-10.

[12]陳小梅. 鄂爾多斯盆地鎮涇地區延長組長6、長8油層組儲層特征研究[J].石油地質與工程,2007,21(6):29-32.

[13]江春明，胡興中，張曉武，等.冷家油田低阻儲層測井二次解釋模型研究[J].油氣地質與采收率，2006,13(2) ：59-65.

[14]吳春萍. 鄂爾多斯盆地北部上古生界致密砂巖儲層測井地質評價[J].特種油氣藏,2004,11(1):9-11.

編輯：趙川喜

1673-8217(2016)04-042-05

2016-04-07

梁承春，高級工程師，碩士，1973年生，1998年畢業于中國地質大學(北京)油藏工程專業，2007年碩士畢業于長江大學石油與天然氣工程專業，現主要從事低滲透油藏綜合研究及油水井生產動態分析與管理工作。

中國石化集團開發先導項目“紅河油田延安組低幅度構造油藏評價與目標優選”(YTKF-2012-02)。

TE112.115

A