低滲透砂巖中的低對比度油氣層類型及成因分析

肖 亮，毛志強，竇偉坦 ，侯雨庭，金 燕

(1.油氣資源與探測國家重點實驗室 中國石油大學，北京 102249;

2.地球探測與信息技術北京市重點實驗室 中國石油大學，北京 102249;

3.中油長慶油田分公司，陜西 西安 710021;

4.中油西南油氣田分公司，四川 成都 610051)

低滲透砂巖中的低對比度油氣層類型及成因分析

肖 亮1，2，毛志強1，2，竇偉坦3，侯雨庭3，金 燕4

(1.油氣資源與探測國家重點實驗室 中國石油大學，北京 102249;

2.地球探測與信息技術北京市重點實驗室 中國石油大學，北京 102249;

3.中油長慶油田分公司，陜西 西安 710021;

4.中油西南油氣田分公司，四川 成都 610051)

通過對四川盆地包－界地區(qū)須家河組和鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)長8段低滲透砂巖油氣層測井響應特征的深入分析，結合試油、分析測試和巖心薄片鑒定資料，提出了廣義的低對比度油氣層的概念。在低滲透砂巖儲層中，低對比度油氣層包括4種類型:油氣層和水層電阻率差異小的低對比度油氣層;有自然產(chǎn)能的油氣層和干層的孔隙度及電阻率差異小的低對比度油氣層;壓裂后具工業(yè)產(chǎn)能的油氣層和干層孔、滲差異小的低對比度油氣層;高產(chǎn)油氣層和低產(chǎn)油氣層的孔隙度和電阻率差異小的低對比度油氣層。通過對低對比度油氣層巖心NMR和薄片鑒定結果的深入分析表明，導致低滲透砂巖儲層中產(chǎn)生上述4種低對比度油氣層的主要原因在于其復雜的孔隙結構引起的高束縛水飽和度和成巖相差異。

低滲透砂巖;低對比度油氣層;孔隙度;電阻率;束縛水飽和度;成巖相

引 言

目前，常用的低對比度油氣層的概念是指在同一個油水系統(tǒng)中，相同的孔隙度下，油氣層電阻率和鄰近水層電阻率之比小于4的油氣層，即低阻油氣層［1－2］。這一概念在常規(guī)儲層描述中一直沿用至今［3］。然而，隨著對低滲透砂巖儲層勘探和開發(fā)的程度不斷深入，這一低對比度油氣層的概念已經(jīng)不能夠完整的描述實際儲層情況，越來越多的復雜類型油氣層難以利用常規(guī)方法加以定義、識別和解釋。通過對四川盆地包－界地區(qū)須家河組低滲透砂巖氣層和鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)延長組長8段低滲透砂巖油層測井響應特征的深入分析，提出了針對低滲透砂巖儲層的廣義低對比度油氣層的概念，并結合相應儲層的巖心核磁共振測井資料和薄片鑒定資料，對各種類型低對比度油氣層的成因進行了系統(tǒng)分析。

1 低滲透砂巖中的低對比度油氣層類型

1.1 油氣層和水層電阻率差異小的低對比度油氣層

圖1、2分別為四川盆地包－界地區(qū)2口井須家河組典型水層和氣層常規(guī)測井響應特征圖。圖1的A井中1 875～1 904 m井段測試結果顯示為水層，從密度測量結果可以看到，該井段的密度測井值介于2.35～2.40 g/cm3之間，儲層電阻率介于4～5 Ω·m。圖2的B井與A井屬于同一個地區(qū)，具有相同的油水系統(tǒng)。圖2中1 940～1 957 m井段的密度測井值在2.40 g/cm3左右，與圖1中所示井段的密度值接近，表示二者具有相似的孔隙度，對應的電阻率值約等于8 Ω·m，與圖1所示井段的電阻率之比小于4。試油結果表明，1 939～1 951 m井段，日產(chǎn)氣為10.578×104m3/d，不產(chǎn)水，測試結果為氣層。圖2即為典型的氣層和水層電阻率差異小的低對比度氣層。

圖1 包－界地區(qū)A井典型水層測井響應特征

圖2 包－界地區(qū)B井典型氣層測井響應特征

1.2 油氣層和干層的孔隙度及電阻率差異小的低對比度油氣層

1.2.1 有自然產(chǎn)能的油氣層和干層的孔隙度、電阻率差異小的低對比度油氣層

圖3為四川盆地包－界地區(qū)C井須家河組測井響應特征圖。從密度測井曲線可以看出，1 580～1 598 m和1 838～1 848 m井段的密度測井值均介于2.5～2.55 g/cm3之間，二者孔隙度接近。1 580～1 598 m層段的電阻率約為16 Ω·m，1 838～1 848 m井段的電阻率約為12.5 Ω·m。1 584～1 598 m井段日產(chǎn)氣為1.33×104m3/d，不產(chǎn)水，而1 838～1 848 m層段試油結果為干層。從測井曲線的響應特征分析出發(fā)，難以準確區(qū)分二者。

圖3 有自然產(chǎn)能的氣層和干層孔隙度和電阻率對比

1.2.2 壓裂后具工業(yè)產(chǎn)能的油氣層和干層孔、滲差異小的低對比度油氣層

對于鄂爾多斯盆地普遍發(fā)育的低滲透、超低滲透砂巖儲層，在不采取任何壓裂措施的情況下，無法獲得工業(yè)油氣流。因此，對于鄂爾多斯盆地的低滲透砂巖儲層而言，第3類低對比度油氣層是指壓裂后具工業(yè)產(chǎn)能的油氣層和干層孔隙度、滲透率差異小的油氣層。

圖4為鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)D井長8段測井解釋成果圖。圖中2 749～2 754 m井段經(jīng)壓裂后測試結果顯示日產(chǎn)油為10.63 t/d，不產(chǎn)水;而上部2 739～2 742 m井段測試結果為干層。從測井解釋結果看，二者的孔隙度均約等于8.5%，滲透率等于0.1×10－3μm2。從孔隙度和滲透率很難將二者加以區(qū)分，不同之處在于下部油層的電阻率略 高于上部干層。

圖4 鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)D井長8段測井響應特征

1.3 高產(chǎn)油氣層和低產(chǎn)油氣層孔隙度及電阻率差異小的低對比度油氣層

此類油氣層是指在相同的沉積環(huán)境和油水系統(tǒng)中，從孔隙度和電阻率測井曲線上難以準確的將其區(qū)分，而二者產(chǎn)能差異較大的油氣層。

圖5、6分別為鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)E井和F井延長組長8段測井響應特征。圖5中試油結果顯示2 566～2 569 m井段經(jīng)過壓裂措施后，日產(chǎn)油為32.56 t/d，不產(chǎn)水，為高產(chǎn)純油層。而圖6所示在2 819～2 824 m井段井壓裂措施后，日產(chǎn)油為6.80 t/d，不產(chǎn)水，為產(chǎn)量相對較低的油層。從2口井試油層段的常規(guī)測井響應特征分析看，二者的自然伽馬接近，表明其具有相同的巖性，聲波時差均接近于230 μs/ft，E井的電阻率略大于F井?？傮w來看，利用常規(guī)測井曲線難以對二者加以區(qū)分。

圖5 鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)E井長8段測井響應特征

圖6 鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)F井長8段測井響應特征

2 低滲透砂巖儲層低對比度油氣層成因分析

大量的地質(zhì)資料分析表明，導致低滲透砂巖油氣層低對比度的主要原因在于其復雜的孔隙結構［4－5］。通過對鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)長8段和四川盆地包－界地區(qū)須家河組相應低滲透砂巖儲層巖心核磁共振測井、薄片鑒定資料的深入分析，將低對比度油氣層成因分為2類。

2.1 高束縛水飽和度導致的低對比度油氣層

在低滲透砂巖油氣藏中，由于儲層孔隙度小、滲透率低、孔隙連通性差，小孔隙角隅發(fā)育，導致大量的小孔隙空間被束縛水所充填，油氣藏的束縛水飽和度高，油氣充填不飽滿，引起電阻率的低對比度［6］。四川盆地包－界地區(qū)須家河組36塊巖心NMR測井分析結果表明，在電阻率較低的層段，小孔隙發(fā)育，束縛水飽和度主要分布在30% ～60%之間，平均束縛水飽和度高達44.3%。較高的束縛水飽和度引起儲層巖石的導電性能增強，導致對應的電阻率與標準水層的電阻率之比小于常規(guī)儲層。對于該類儲層而言，孔隙水主要以賦存在小孔隙空間和孔隙表面的束縛水為主，實際生產(chǎn)過程中在采取措施后難以產(chǎn)出。因此，該類儲層能夠形成純油氣層。為了在實際儲層評價中準確的識別該類低對比度油氣層，需要測量一定數(shù)量的巖心NMR測井資料以了解儲層的孔隙結構分布及束縛水飽和度信息。

2.2 儲層成巖相差異導致的低對比度油氣層

石玉江等人［7］通過對鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)長8段低滲透砂巖儲層巖石薄片鑒定結果的分析表明，引起該地區(qū)孔隙結構復雜的主要原因在于其成巖相差異。對于不同的成巖相地層，往往具有不同的孔隙結構，建設性成巖相往往與優(yōu)質(zhì)儲層的發(fā)育相關，而破壞性成巖相地層往往難以形成有效的儲層，或者只能形成產(chǎn)能相對較差的儲層。薄片鑒定資料表明，鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)長8段主要的成巖相類型包括綠泥石襯邊弱溶蝕成巖相、不穩(wěn)定組分溶蝕成巖相、高嶺石充填成巖相、壓實致密成巖相和碳酸鹽膠結成巖相5類。其中綠泥石襯邊弱溶蝕成巖相和不穩(wěn)定組分溶蝕成巖相屬于建設性成巖相，發(fā)育這2類成巖相的儲層往往具有相對較高的產(chǎn)能，而綠泥石襯邊弱溶蝕成巖相是最有效的成巖相類型，對應儲層的產(chǎn)能也較高。高嶺石充填成巖相、壓實致密成巖相和碳酸鹽膠結成巖相屬于破壞性成巖相，發(fā)育這3類成巖相的儲層相應的產(chǎn)能較低，甚至不能形成有效儲層［7］。

利用相應的薄片鑒定資料對鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)D井長8段儲層成巖相進行分析表明，2 747～2 757 m井段主要的成巖相類型為綠泥石襯邊弱溶蝕成巖相，為較好的成巖相類型，但中間夾有碳酸鹽膠結成巖相夾層，導致儲層的孔隙度和滲透率較低，與上部干層的差異變小。2 739～2 743 m井段為高嶺石充填成巖相儲層，不具有產(chǎn)液能力，為干層。

結合姬塬地區(qū)長8段成巖相和試油資料的統(tǒng)計結果表明，對于不同成巖相類型的儲層，往往具有不同的產(chǎn)能。成巖相類型較好的儲層，產(chǎn)能級別也較高。一般綠泥石襯邊弱溶蝕成巖相儲層產(chǎn)能級別最高，不穩(wěn)定組分成巖相儲層的產(chǎn)能級別低于綠泥石襯邊弱溶蝕成巖相儲層，含碳酸鹽膠結成巖相的儲層產(chǎn)能級別最低，而高嶺石充填成巖相儲層和壓實致密成巖相儲層不能形成有效的儲層，為干層。

對圖5、6分析表明，E井長8段儲層主要成巖相類型為綠泥石襯邊弱溶蝕成巖相，而F井長8段則主要是不穩(wěn)定組分溶蝕成巖相儲層，這種儲層成巖相的差異，導致E井的每米日產(chǎn)油量明顯高于F井。

為了準確識別由于成巖相差異引起的低對比度油氣層，必須獲取一定數(shù)量的巖心薄片鑒定資料，以劃分儲層的成巖相類型。

3 結論

(1)低滲透砂巖儲層中廣義的低對比度油氣層包括如下4種:油氣層和水層電阻率差異小的低對比度油氣層;有自然產(chǎn)能的油氣層和干層的孔隙度及電阻率差異小的低對比度油氣層;壓裂后具工業(yè)產(chǎn)能的油氣層和干層孔、滲差異小的低對比度油氣層;高產(chǎn)油氣層和低產(chǎn)油氣層的孔隙度、電阻率差異小的低對比度油氣層。

(2)在低滲透砂巖儲層，導致油氣層和水層電阻率低對比度的主要原因是儲層孔隙度小，孔隙連通性差，滲透率低，小孔隙角隅發(fā)育導致油氣層束縛水飽和度高。

(3)低滲透砂巖儲層成巖相差異是導致有效儲層和干層、高產(chǎn)油氣層和低產(chǎn)油氣層孔隙度和電阻率低對比度的主要原因。在相似的孔隙度和電阻率下，建設性成巖相儲層能夠形成具工業(yè)價值油氣流，而破壞性成巖相地層為干層。成巖相類型越好，儲層的產(chǎn)能也較高。

(4)為了準確地識別低滲透砂巖儲層中的低對比度油氣層，必須獲取一定數(shù)量的巖心NMR測井和巖心薄片鑒定資料。

［1］歐陽健，修立軍，石玉江，等.測井低對比度油層飽和度評價與分布研究及其應用［J］.中國石油勘探，2009，15(1):38 －52.

［2］程相志，范宜仁，周燦燦，等.基于鉆井液性能優(yōu)化設計的低對比度油層識別新技術［J］.中國石油大學學報:自然科學版，2008，32(3):50 －54.

［3］歐陽健，毛志強，修立軍，等.測井低對比度油層成因機理與評價方法［M］.北京:石油工業(yè)出版社，2009:352－357.

［4］中國石油勘探與生產(chǎn)分公司.低阻油氣藏測井評價技術及應用［M］.北京:石油工業(yè)出版社，2009:194－200.

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［6］Hamada G M.Can NMR solve conventional logs interpretation problems in low resistivity beds evaluation［J］．Engineering Journal of the University of Qatar，2003，23(16):19－28.

［7］石玉江，肖亮，毛志強，等.低滲透砂巖儲層成巖相測井識別方法及其地質(zhì)意義——以鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)長8段儲層為例［J］.石油學報，2011，32(5):797－805.

Types and genesis of low contrast hydrocarbon reservoirs in low permeability sandstones

XIAO Liang1，2，MAO Zhi － qiang1，2，DOU Wei － tan3，HOU Yu － ting3，JIN Yan4
(1．State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting，China University of Petroleum，Beijing102249，China;
2．Beijing Key Laboratory of Earth Prospecting and Information Technology，China University of Petroleum，Beijing102249，China;
3．Changqing Oilfield Company，PetroChina，Xi’an，Shaanxi710021，China;
4．Southwest Oil＆Gas Field Company，PetroChina，Chengdu，Sichuan，610051，China)

This paper introduces a general concept of low contrast hydrocarbon reservoir based on deep analyses on log response features of the low permeability sandstone reservoirs in the Xujiahe formation of Bao－jie area，Sichuan Basin and the Chang8 formation in Jiyuan area，Ordos Basin in conjunction with well testing and thin section identification data．In low permeability sandstone reservoirs，there are four types of low contrast hydrocarbon reservoirs:reservoirs with little resistivity difference from aquifer，reservoirs with natural productivity and little differences in porosity and resistivity from dry bed;reservoirs with commercial productivity after fracturing and with little differences in porosity and permeability from dry bed，and reservoirs of high and low productivity with little differences in porosity and resistivity．Analysis of the core NMR and thin section identification results of the low contrast hydrocarbon reservoirs shows that the main cause of the above four types of low contrast hydrocarbon reservoirs in low permeability sandstones lies in high irreducible water saturation due to complicated pore structure and the difference in diagenetic facies．

low permeability sandstone;low contrast hydrocarbon reservoir;porosity;resistivity;irreducible water saturation;diagenetic facies

TE122

A

1006－6535(2012)01－0042－05

20110731;改回日期20111026

中油長慶油田分公司項目“鄂爾多斯盆地西北部延長組低滲透砂巖成巖相測井評價應用基礎研究”(2009－119)

肖亮(1981－)，男，講師，2004年畢業(yè)于江漢石油學院勘查技術與工程專業(yè)，現(xiàn)為中國石油大學(北京)地質(zhì)資源與地質(zhì)工程專業(yè)在讀博士研究生，從事復雜儲層測井評價及測井新技術應用研究工作。

編輯 林樹龍