胡尖山—姬塬地區長7段油頁巖定性定量評價及長9油藏勘探評價

鄭奎，楊晉玉，胡曉雪，張換果，李海菲，李彥秋

中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西 西安 710200

鄂爾多斯盆地是中國陸上重要的含油氣沉積盆地，盆地油氣資源豐富，建成了長慶、延長兩個大型油氣生產基地[1]。盆地石油勘探先后經歷了3個發展階段：勘探早期以侏羅系古地貌油藏成藏理論為指導，先后發現了馬嶺、擺宴井等油田；進入2000年以后，隨著三角洲成藏理論的實踐和突破，先后發現了以長6段為目的層的志靖-安塞和華慶大油田，以及以長8段為目的層的西峰和姬塬大油田；2010年以來，隨著致密油(頁巖油)理論的實踐與發展，發現了以長7段為目的層的新安邊油田[2]，2018年，依托“十三五”國家科技重大專項《鄂爾多斯盆地致密油開發示范工程》，創新突破了頁巖油開發技術系列，形成了陸相低壓致密油效益開發模式，并建立了隴東頁巖油示范區，實現了頁巖油規模效益開發。

由于以往油氣勘探主要集中在長8段以上，對長9段與長10段的認識程度相對較低，但近年來，隨著巖性油氣藏勘探理論和技術的不斷發展，鄂爾多斯盆地石油勘探在長9段也不斷取得突破[3]，展現出了良好的勘探前景。通過近幾年長9段的勘探開發效果來看，長9段的油藏(以下稱為長9油藏)油水分布關系復雜，油藏呈規模小、多點發育的特征，給勘探帶來了較大困難。前人在長9油藏的油氣來源、成藏模式等方面做了大量研究，認為胡尖山—姬塬地區長9油藏的油源來自于長7段油頁巖，二者構成“上生下儲”型組合。為此，筆者在前人對長9油藏成藏規律研究的基礎上，將長9油藏的油源作為研究對象，開展基于測井資料的長7段油頁巖識別，量化油頁巖發育程度，分析其對長9油藏成藏的影響，進而指導長9油藏的高效勘探。

1 地質概況

延長組沉積時期，鄂爾多斯盆地內湖泊逐漸經歷由擴張向萎縮，到最終消亡的過程[4]。延長組進入長9沉積期后，湖盆快速下沉，沉積了一套廣泛湖侵背景下的產物。巖性以砂巖夾泥巖為主，由灰白色中細砂巖、灰黑色泥巖、灰色粉砂巖等不等厚互層組成[5-7]。胡尖山—姬塬地區主要位于陜西省榆林市定邊縣境內(見圖1)，該區屬于黃土塬地貌，地表被100～200m厚的黃土覆蓋。

圖1 研究區位置

研究區長9段埋深2300m左右，地層厚度100m左右，按照沉積旋回特征，可將長9段劃分為長93、長92及長91共3個小層，各小層厚度分別在24、34、38m左右，石油主要聚集在長91、長92小層，長93小層砂體總體不發育。長9段砂體呈大面積連片分布，平面連續性較好、規模較大，單砂體厚度主要在6～10m左右，多期單砂體縱向疊加，單河道寬度200～500m左右。

長9油藏巖性主要為巖屑長石砂巖，其次為長石砂巖、長石巖屑砂巖。填隙物平均含量為11.21%，以黏土礦物、方解石和硅質為主，但不同地區填隙物成分差異較大。長9油藏以中、細砂巖為主，分選中等，磨圓度以次棱為主。儲層孔隙空間以粒間孔為主，其次為長石溶孔及巖屑溶孔，總面孔率6.2%。儲層孔隙半徑一般在20～150μm，發育縮頸型喉道、孔隙縮小型喉道、片狀喉道、彎片狀喉道共4種孔喉形態。通過壓汞試驗表明，長9油藏平均排驅壓力1.24MPa，最大進汞飽和度79.0%，中值半徑0.16μm，總體孔隙結構較好，其中姬塬地區優于胡尖山地區。儲層物性方面，長9油藏平均孔隙度13.0%，平均滲透率8.1mD，不同開發單元物性差異大。測井解釋表明，長9油藏總體表現為中、低電阻率特征，但不同開發單元差異較大，各開發單元平均電阻率10.4～35.9Ω·m，含油飽和度44.0%～51.3%，分布范圍寬，導致有效儲層識別難度大。目前研究區長9油藏的采油井有253口，不同開發單元開發效果差異性大，平均單井產能1.03～3.21t/d，平均綜合含水率24.7%～78.1%，因此開展長9油藏“甜點”預測具有重要的研究意義。

2 長9油藏成藏模式及主控因素

關于研究區長9油藏成藏主控因素及成藏模式，前人做了大量研究[8-11]，并得出較為一致的結論，因此該次研究對此不做過多討論。鄂爾多斯盆地大部分地區長9油藏的油源來源于長7段油頁巖，只有志丹地區長9油藏的油源來自長9段烴源巖，胡尖山—姬塬地區長9油藏的油源來自于長7段油頁巖，成藏模式為“上生下儲” 型生儲組合[12-14](見圖2)。

注：胡148油藏位于胡尖山—姬塬地區內。

在成藏的主控因素方面，長9油藏主要受油氣運移的動力、運移通道及形成有效圈閉的地質條件等因素影響。在油氣運移的動力方面，許多學者[9，10，13]認為研究區長7烴源巖的過剩壓力遠遠大于長9油藏，相差14MPa以上，該差值足以克服油水密度差產生的浮力，使得油氣向下倒灌；在運移通道方面，通過對研究區胡148油藏附近一些鉆井巖心的詳細觀察及地震剖面的構造解釋[12]，發現研究區發育一系列垂直裂縫，它們直接溝通了長7段油頁巖與長9油藏；在形成有效圈閉的地質條件方面，通過研究區內Y196、A160及H120開發單元的地質條件發現，長9油藏受微構造及巖性雙重控制(見圖3)，不同開發單元差異較大，總體上，構造油藏開發效果明顯優于巖性油藏。

3 長7段油頁巖測井響應特征

目前研究區已開發的探井、評價井及開發井均未對烴源巖定性或定量解釋，為此筆者根據常規測井響應特征定性識別優質烴源巖，再通過優質烴源巖的發育情況研究其對長9油藏的影響。根據研究區長7段取心及野外露頭觀察，長7段的烴源巖以油頁巖為主[15]，因此選擇以有機質豐度評價為“極好”的油頁巖作為優質烴源巖的研究目標。

3.1 油頁巖單一測井識別

油頁巖含有固體有機質，而有機質具有密度低和吸附性強等特征；此外，與純泥巖不同，油頁巖具有較好的滲透性。因此，油頁巖在很多測井曲線上具有異常反映[16-20]。該次研究主要通過常用的5條測井曲線開展油頁巖的定性識別(見圖4)。

圖4 Y196井長7段油頁巖測井響應特征圖

1)自然伽馬曲線。地層中的鈾、鉀、釷等元素的含量與巖石中有機質的含量有一定的正相關性，而研究區長7段油頁巖有機質豐度評價為好～極好，因此富含有機質的油頁巖往往吸附較多的放射性元素鈾，所以在自然伽馬曲線上表現為高異常。但純泥巖自然伽馬曲線也表現為高值，因此在識別泥巖與油頁巖時應綜合考慮。

2)自然電位曲線。自然電位測井是探測井眼中地層所具有的天然電勢的變化，地層在井壁處形成的天然電勢主要與擴散-吸附電勢、過濾電勢有關，自然電位測井在滲透層處有明顯的異常顯示；與純泥巖不同的是，頁巖滲透性較好，自然電位曲線幅度異常增大。因此，可以通過綜合自然電位、自然伽馬曲線的形態特征，直觀地判別頁巖與泥巖。

3)密度曲線。由于有機質的密度較小，而黏土質礦物的骨架密度大，因此，當有機質取代巖石骨架時，使得巖石密度減小。油頁巖中含有豐富的有機質，因此其密度較小，在密度曲線上表現為低異常。但泥巖的密度曲線也表現為低值，不能單獨用密度測井來識別油頁巖。

4)聲波時差曲線。地層中富含有機質時，由于有機質的聲波時差大于巖石骨架的聲波時差，因此，會造成油頁巖段聲波時差的增加。與密度曲線類似，在區分非滲透性泥巖時，也不能單獨用聲波時差測井來識別油頁巖。

5)電阻率曲線。巖石骨架及孔隙內的地層水均導電，而非滲透性泥巖的導電性較好，因此，電阻率曲線一般表現為低電阻率。但富含有機質的油頁巖，由于有導電性較差的干酪根存在，減小了油頁巖中泥質的導電能力，使油頁巖的電阻率增大，因此可以利用高電阻率作為識別油頁巖的標志。另一方面，成熟的油頁巖由于含有不易導電的液態烴類，因而在電阻率曲線上表現為高異常，利用該響應特征可識別油頁巖的成熟與否。但一些特殊的巖性層段或泥漿侵入等也可能導致電阻率增大，因此不能單獨使用電阻率測井來評價油頁巖。

3.2 油頁巖綜合測井識別方法——“三步法”定性識別

雖然自然伽馬測井、自然電位測井、電阻率測井、聲波時差測井、密度測井等都可以在不同程度上識別油頁巖，但也存在一定局限性。為了更加精準地開展油頁巖識別，筆者采用多測井組合方法來識別油頁巖。油頁巖在測井曲線上表現為“三高兩低”的特征，即高自然伽馬、高電阻率、高聲波時差和低自然電位、低密度，在識別油頁巖時，應綜合考慮所有測井曲線響應特征。

根據油頁巖各條測井曲線特點，通過“三步法”開展油頁巖的識別：第1步，利用自然伽馬曲線形態特征排除砂巖；第2步，在第1步的基礎上，依據頁巖滲透性好的特點，利用自然電位曲線基本確定頁巖，這是識別油頁巖最關鍵的一步；第3步，輔助利用聲波時差、密度、電阻率曲線形態特征，最終確定油頁巖。為了更加直觀地定性識別油頁巖，該次研究采用多測井組合疊合圖開展識別，主要采用自然伽馬與自然電位疊合、聲波時差與密度疊合、自然電位與泥巖基線疊合，通過疊合區形態特征快速識別油頁巖。

以研究區內Y196井長7段油頁巖識別為例(見圖5)，利用“三步法”定性識別油頁巖：第1步，利用自然伽馬>砂巖基線(即圖5中右起第2道灰色面積部分)排除砂巖；第2步，在第一步確定的非砂巖地層，利用自然電位<泥巖基線(即圖5中右起第3道金黃色面積部分)排除非滲透泥巖；第3步，輔助利用“高密度、低聲波時差、低電阻率”排除非油頁巖，即圖5中密度與聲波時差曲線無疊合或疊合面積小、電阻率小則表明地層為非油頁巖，反之為油頁巖。通過“三步法”識別，Y196井長7段油頁巖可分為3段，其厚度為46.1m。

圖5 Y196井長7段油頁巖“三步法”解釋成果圖

3.3 方法準確性驗證

為了驗證油頁巖綜合測井識別方法“三步法”的準確性，采用最直觀的礦場動態法驗證，即對識別出的油頁巖實施補孔壓裂開采，通過開發數據分析其動用潛力。研究區內H237-45井，通過“三步法”測井綜合識別油頁巖(見圖6)，識別出長7段共發育11.7m的油頁巖。通過對識別出的油頁巖2246.0～2250.0m層段實施補孔壓裂試采，初期日產油達到2.0t以上(見圖7)，說明“三步法”測井綜合識別油頁巖是準確的；開發9個月后，因無能量補給，產能遞減至0.3t。

圖6 H237-45井長7段油頁巖解釋成果圖

圖7 H237-45井長7段油頁巖生產曲線

4 長7段油頁巖發育程度定量評價

研究區長9油藏的油源來自于長7段油頁巖[8-11]，通過長7段油頁巖(以有機質豐度評價為“極好”的油頁巖作為目標)測井響應特征，利用測井曲線重構法對油頁巖發育程度量化賦值，通過量化賦值大小與油藏實際開發對比驗證，明確長9油藏含油性與長7段油頁巖發育程度的相關關系，可用以指導長9油藏的勘探評價。

在油頁巖綜合測井定性識別的基礎上，提出表征油頁巖發育程度的5項參數：油頁巖厚度H、自然電位與泥巖基線交會面積SΔSP、自然伽馬與砂巖基線交會面積SΔGR、自然電位與自然伽馬交會面積SSP&GR、聲波時差與密度交會面積SAC&DEN。對上述5項參數設置權重，引入表征油頁巖發育程度的綜合影響系數K。因研究區密度測井曲線數量較少，定義K=H·(SΔSP+SΔGR+SSP&GR)。通過對胡尖山～姬塬地區已開發的長9油藏的K與長9油藏初期含水率(見表1)對比發現，長9油藏原始含油飽和度與長7段油頁巖發育程度呈正相關關系，說明長7段油頁巖越發育，即油源越充足，則相應的長9油藏的開發效果越好。

表1 研究區長9油藏開發初期含水率及長7段油頁巖發育程度情況統計表

5 應用實例

利用長7段油頁巖快速識別及量化評價方法，近年來在研究區發現了H89等3個長9油藏，且快速確定了有利區面積，實現了長9油藏的高效勘探，在開發中取得了良好的應用效果。

由H89井長7段油頁巖(2267～2284m井段、2368～2383m井段)測井解釋成果圖(見圖8)可見，其表征油頁巖發育程度的5項參數H為21.9m、SΔSP為303m·mV、SΔGR為977m·API、SSP&GR為1297m·API、K為56436.3，其K值稍高于A160開發單元，因此初步認定該井長9油藏具有開發潛力。由H89井長9油藏測井解釋成果圖(見圖9)可以看出，長9段(2492.5～2499.4m井段)平均泥巖含量26.1%、孔隙度13.0%、滲透率1.12mD，說明該井段具有儲集能力；平均電阻率23.0Ω·m、聲波時差240.1μs/m、含油飽和度42.1%，認為該井段出油潛力大；通過對長9段射孔壓裂(射孔段2492.5～2495.5m)，投產后日產油量2.64t、綜合含水率50.3%。由圖8、圖9可以看出，H89井長9油藏含油飽和度與長7段油頁巖發育程度匹配度較高，說明利用油頁巖的定性識別及定量表征對長9油藏進行勘探評價是有效可行的。

圖8 H89井長7段油頁巖測井解釋成果圖

圖9 H89井長9油藏測井解釋成果圖

6 結論

1)鄂爾多斯盆地胡尖山—姬塬地區長9油藏的原油來源于長7段油頁巖，因此根據長7段油頁巖發育程度來開展長9油藏的快速識別具有一定的理論基礎。

2)研究區長7段油頁巖主要表現高自然伽馬、高電阻率、高聲波時差、低密度、低自然電位的測井響應特征，通過測井曲線重構，利用“三步法”可有效識別油頁巖。

3)長7段油頁巖的發育程度可以利用油頁巖厚度、自然電位與泥巖基線交會面積、自然伽馬與砂巖基線交會面積、自然電位與自然伽馬交會面積、聲波時差與密度交會面積來表征。

4)研究區油藏開發實際結果分析表明，長9油藏初始含水率與相應長7段油頁巖發育程度具有良好的相關關系，油頁巖發育程度越高，長9油藏含油飽和度也越高。因此，可以根據長7段油頁巖的發育程度來指導長9油藏的勘探評價。