蘇北盆地古近系儲層特征及測井二次解釋

張文奇

油氣田開發

蘇北盆地古近系儲層特征及測井二次解釋

張文奇

（中國石化股份有限公司江蘇油田采油一廠，江蘇 揚州 225265）

蘇北盆地古近系部分油藏近年來進入勘探開發中后期，老井潛力挖掘成了目前重要的研究方向，為建立蘇北盆地古近系油層老井測井解釋方法，給老井挖潛增效提供技術支撐。分析了儲層巖性及電性特征，建立儲層測井參數計算模型，確定測井解釋標準。研究表明，古近系儲層以長石砂巖、巖屑長石質石英砂巖為主，孔隙類型以粒間孔隙為主，溶蝕孔隙次之，屬于中低孔、中等滲透率儲層，建立的儲層的孔滲飽參數經過驗證，精度滿足國家探明儲層參數計算要求。通過二次測井解釋梳理出了含油潛力井，有效的二次開發了潛力層位。

蘇北盆地； 儲層特征； 古近系； 測井解釋

隨著測井科研攻關的不斷深入，蘇北盆地古近系低對比度油層測井評價技術的不斷進步，測井解釋方法、低對比度油層的判識標準與以前都有了很大的變化，對儲層的認識更為精細[1]。測井資料的解釋結論與油田勘探開發的新壓裂工藝技術相結合，提高單井產量，為油田增產提效，貢獻測井的一份力量[2]。為此需要對多年來所解釋的蘇北地區油井進行重新處理，并用現用的新標準、新方法更新解釋結論，對古近系儲層二次評價[3-4]。通過油藏形成規律和測井油水識別方法研究發現，以前測井油水識別方法不完善，建立和完善這些地層的油水識別方法，提高解釋試油符合率[5]。

1 古近系儲層特征

1.1 儲層巖石學特征

1.1.1 碎屑成分

蘇北盆地古近系儲層砂巖的碎屑成分以石英為主，其次為長石、巖屑、云母，巖屑成分主要為變質巖巖屑。古近系砂巖巖石以細-粗粒長石質石英砂巖、巖屑質石英砂巖和長石巖屑質石英砂巖為主，砂巖碎屑以各類石英為主，其次為長石、巖屑。石英相對含量為41%～79%，平均為60.4%；長石相對含量為0～30.5%，平均為13.6%；巖屑含量較高一般為5%～28.3%，平均為14.3%，巖屑成分主要為火成巖屑和變質巖屑。

儲層砂巖碎屑成分平均占87.1%，以各類石英為主，相對含量50%～79%，平均為63.2%；其次是巖屑、長石，二者含量相近，巖屑相對含量5%～20.3%，平均為12.1%；長石相對含量6%～22.5%，平均為11.9%（圖1）。

1.1.2 填隙物成分

古近系地層填隙物主要由水云母、高嶺石、方解石、（鐵）方解石、硬石膏、硅質、長石質、黃鐵礦、鐵白云石等碎屑黏土礦物組成。其中水云母含量一般為0.7%～15.6%，平均含量為3.1%；硅質含量為0.4%～4.8%，平均含量為2.1%；鐵方解石含量為0～8.4%，平均含量為1.8%；方解石含量為0～3.4%，平均含量為1.0%；填隙物累計含量為6.5%～17.0%，平均含量為11.1%。

1.1.3 巖石結構特征

蘇北盆地古近系砂巖巖石粒度為細砂-粗砂，最大粒徑為2.6 mm，一般為0.1～1.0 mm左右，碎屑顆粒分選中等，磨圓度以次棱角狀為主，結構成熟度中等。

1.2 儲層孔隙結構

古近系儲層孔隙類型中粒間孔、溶孔～粒間孔所占頻率較大，分別為35.7%、57.1%，粒間孔相對含量為0.2%～13%，平均含量為8.4%；溶孔相對含量為0.2%～4.3%，平均含量為2.1%；晶間孔相對含量為0～1.8%，平均含量為0.5%；微裂隙相對含量為0～0.2%，平均含量為0.01%；面孔率變化范圍1.4%～19.8%。

巖心分析數據對古近系儲層孔隙度和滲透率進行了統計，儲層以大孔隙為主，主要分布在8%～20%，集中分布在12%～16%，平均13.94%。

2 測井二次解釋

2.1 孔隙度公式計算

聲波時差計算孔隙度公式：

密度計算孔隙度公式：

聲波時差與密度雙元回歸計算孔隙度公式：

由建立的經驗公式可見，測井密度與巖心分析孔隙度的相關性最好。

2.2 滲透率公式計算

蘇北盆地古近系地層利用7口取心井樣品進行巖心分析孔隙度與滲透率回歸，得到滲透率計算公式（圖2）。

2.3 孔隙度計算公式驗證

古近系儲層孔隙度公式檢驗，利用4口井的43個層點對聲波時差計算孔隙度進行檢驗，50個層點對密度計算孔隙進行檢驗，48個層點對聲波時差與密度交會計算孔隙度進行檢驗，由計算孔隙度與分析孔隙度對比分析，三種方法計算孔隙度中分別有97.67%、98.00%、95.83%的數據點計算孔隙度的絕對誤差控制在±1.5個孔隙度單位范圍內（圖3）。

圖3 地層孔隙度公式驗證關系圖

2.4 飽和度公式計算

含水飽和度計算采用阿爾奇公式，含水飽和度模型中孔隙度指數m、飽和度指數n和膠結系數a、b值由巖電實驗“氣驅法”確定。

蘇北盆地古近系利用5口井樣品確定了地層因素（F），利用4口井塊樣品確定了電阻增大率（I），從而確定了a、b、m、n參數值，見圖4、表1。

表1 古近系儲層巖電參數取值表

2.5 地層水電阻率求取

利用采油廠礦區內32口地層的水分析資料對蘇北盆地的地層的水型和平均地層水電阻率做了研究，分析表明：地層水型主要為Na2SO4型，其次為CaCl2、NaHCO3型，地層水電阻率約為0.07 ?·m（表2）。相同礦化度條件下，Na2SO4水型的儲層電阻率整體高于CaCl2水型的儲層電阻率，表明復雜的水型對儲層的電阻影響較大。

3 二次解釋標準及案例

3.1 水性分析的油水識別方法

蘇北盆地古近系地層水水型變化復雜，主要為CaCl2、Na2SO4和NaHCO3水型，出油層位水型主要為CaCl2、Na2SO4水型，個別井水型為MgCl2，低對比度油層的水型多為CaCl2水型，油氣判別比較困難。NaHCO3水型的儲層基本不含油，相同礦化度條件下，Na2SO4水型的儲層電阻率整體高于CaCl2水型的儲層電阻率，表明復雜的水型對儲層的電阻影響較大。在相同水型下，地層視電阻率基本隨礦化度的增加而減小，這符合常規測井解釋理論。在相同水型、相同礦化度條件下，油層電阻率基本高于水層電阻率。但儲層電阻率也受到巖性、物性的影響，在相同水型、礦化度時，巖性、物性較差的水層電阻值可能也會高于油層的電阻。一般來說，蘇北盆地古近系地層水礦化度高于4萬ppm才可能出油。

表2 古近系地層水分析情況

SH145為蘇北盆地一口評價井，古近系第24層錄井為油跡，測井解釋為油水同層。該層聲波時差為248.59 μs/m，密度為2.38 g·cm-3，電阻率為8.28 Ω·m，自然伽馬為69.2 API，自然電位負異常幅度為37.63 mV，儲層巖性一般，物性較好，試油獲得油1.95 t，水3.8 m3。利用蘇北盆地古近系地層水礦化度等值線分布，SH145井的總礦化度為67.18 g·L-1，在古近系地層水礦化度與地層視電阻率交會圖中落在CaCl2水型含油水界限上，與試油結果吻合。

3.2 交會圖版法

本次交會圖版法是利用2009年以來的生產井及2013年以來探評井的試油資料，利用動態圖版軟件制作古近系儲層圖版，從而定量地建立起地層流體識別標準。分析認為：古近系地層純油區主要分布在聲波時差大于230 μs·m-1，電阻率大于8 Ω·m，密度小于2.53 g·m-3，孔隙度大于9.5%，滲透率大于0.9 mD；當聲波時差大于255.0 μs·m-1時，存在低阻油層。

依據復查區域歷年來的生產井做出來的解釋圖版來驗證探評井做出來的解釋圖版的適用性；二者相比較，生產井做出來的解釋圖版較為精細，由于不同的地層水型和沉積背景構造位置的不同，油水界限略有不同；通過對比老井復查解釋標準適用性較好。

（1）復查解釋實例SH300井

SH300井1 893.0～1 899.2 m，自然伽馬值為62.3 API，自然電位相對幅度中等為42.42 mV，聲波時差為250.64ms·m-1，密度為2.44 g·cm-3，電阻率值6.43 Ω·m，視孔隙度為15.86%，視滲透率為12.79 mD；由于SH300井落在低阻油區，在聲波時差與電阻率交會、密度與電阻率交會圖版中均落在油區，故將常規測井原解釋結論由水同層提升為油層，該層具有試油潛力。

（2）復查解釋實例SH292井

SH292井為一口生產井，屬于低阻油，地層第46、47層（原層號）深度分別是：2 112.6～2 113.6 m，2 114.9～2 117.6 m；自然伽馬值為62.1 API，55.3 API；自然電位相對幅度中等為36.06 mV，44.04 mV；聲波時差為248.11ms·m-1，233.59ms·m-1；電阻率值9.6 Ω·m，12.57 Ω·m；視孔隙度為15.46%，12.90%；視滲透率為9.99 mD，4.64 mD；在聲波時差與電阻率交會、孔隙度與電阻率交會圖、滲透率與電阻率交會圖中均落在油區，故將常規測井原解釋結論由油水同層提升為油層，該層具有試油潛力。

4 結 論

（1）蘇北盆地古近系地層主要以長石砂巖、巖屑長石質石英砂巖為主，孔隙類型以粒間孔隙為主，溶蝕孔隙次之。孔隙度集中分布在12.0%～18.0%，平均值為14.2%。滲透率集中分布在（10～100）×10-3μm2，平均值為63.2×10-3μm2，屬于中低孔、中等滲透率儲層。

（2）利用巖心刻度測井的方法分區，建立了儲層的孔滲飽參數，并對公式進行了驗證，其精度滿足國家探明儲層參數計算要求，為老井復查提供重要依據。

［1］王清輝，馮進，管耀，等. 基于動態資料的低孔低滲砂巖儲層滲透率測井評價方法——以陸豐凹陷古近系為例[J] .石油學報，2019，40(z1): 206-216.

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Paleogene Reservoir Characteristics and Logging Secondary Interpretation in Subei Basin

（No.1 Oil Production Plant of Sinopec Jiangsu Oilfield Company, Yangzhou Jiangsu 225265, China）

In recent years, part of Paleogene reservoirs in Subei basin have entered the middle and late stage of exploration and development, and the exploration of old well potential has become an important research direction at present, which provides technical support for the establishment of old well logging interpretation method of Paleogene reservoirs in Subei basin, and for the exploration of old well potential and efficiency. In this paper, the characteristics of reservoir lithology and electricity were analyzed, the calculation model of reservoir logging parameters was established, and the logging interpretation standard was determined. The study shows that the Paleogene reservoir is mainly feldspathic sandstone and lithic feldspathic quartz sandstone, and the pore type is mainly intergranular pore, followed by dissolution pore, which belongs to medium-low porosity and medium permeability reservoir. The pore permeability and saturation parameters of the established reservoir have been verified, and the accuracy meets the calculation requirements of national proven reservoir parameters. Through secondary logging interpretation, potential oil-bearing wells were sorted out, and potential horizons were effectively developed.

Subei basin; Reservoir characteristics; Paleogene; Logging interpretation

2020-03-13

張文奇（1989-），男，助理工程師，碩士，江蘇省揚州市人，研究方向：從事開發地質研究工作。

P 631.84

A

1004-0935（2020）07-0783-04