白豹－華慶地區(qū)長6油層組電成像測井資料應(yīng)用評價

劉行軍 （中國石油集團(tuán)測井有限公司長慶事業(yè)部，陜西 西安710201 西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系，陜西 西安710069）

柳益群 （西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系，陜西 西安710069）

史分紅 （中石油吐哈油田分公司，新疆 哈密839000）

劉穎卓，何旭 （中國石油集團(tuán)測井有限公司長慶事業(yè)部，陜西 西安710201）

白豹－華池地區(qū)延長組長6油層組為重要的勘探、評價目的層，隨著油田勘探開發(fā)力度的加大，該區(qū)被確定為增儲上產(chǎn)最重要的地區(qū)之一。但該區(qū)長6油層組的儲層孔隙度、滲透率低，砂體在縱向剖面及橫向上變化較大，上述特征使得該區(qū)的開發(fā)難度加大。近年來在該區(qū)進(jìn)行了多口井的電成像測井，電成像測井具有采集精度高、縱向分辨率高等特點(diǎn)，能夠提供大量的地下地層信息，成像測井在油氣藏的勘探與評價中越來越受到重視。為此，筆者在多口井的電成像測井、常規(guī)測井資料的基礎(chǔ)上，結(jié)合地質(zhì)錄井取心資料，論述了該區(qū)長6油層組湖底滑塌濁流沉積砂體的電成像測井特征，對該區(qū)電成像成果圖所反映出來的儲層層理及古水流分布特征進(jìn)行了分析，首次探討了儲層層理特征與產(chǎn)量之間的關(guān)系，進(jìn)一步分析了儲層裂縫特征與產(chǎn)量之間的關(guān)系，并首次應(yīng)用長6油層組底部及其下伏的長7油層組穩(wěn)定泥巖的傾角和傾向數(shù)據(jù)，對長6油層組沉積時該區(qū)的湖盆地形做了分析。

1 地層概況及電成像特征

研究區(qū)北起白豹北部長官廟，南至華池地區(qū)南部，西到元城，東至紫坊畔，南北長約48km，東西寬約40km。該區(qū)含油層存在于長3、長4＋5、長6、長8油層組中，其中長6油層組為重要的勘探、評價目的層之一，厚120～140m。巖性主要由深灰色細(xì)砂巖、粉－細(xì)砂巖、鈣質(zhì)砂巖、灰黑色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖組成。砂巖中長石平均體積分?jǐn)?shù)45．7%，其次是石英，平均體積分?jǐn)?shù)為26．0%，填隙物平均體積分?jǐn)?shù)約15．0%，膠結(jié)物平均體積分?jǐn)?shù)約10．0%，含有5%～15%的巖屑和少量重礦物；巖石顆粒以次棱角狀為主，分選好－中等。儲層孔隙以原生粒間孔隙為主，其次為次生溶蝕孔隙，巖心分析孔隙度8%～12%，滲透率0．1～0．3mD，儲層物性差，屬于低孔、低滲儲層。

鄭榮才等［1］研究了白豹－華池地區(qū)長6油層組的沉積相，分析結(jié)果認(rèn)為該區(qū)長6油層組主要為湖底滑塌濁流沉積，具有粒序?qū)永?、液化包卷層理、滑動截切和變形?gòu)造、小型同生斷層、槽模、溝模和重荷模等濁積沉積相標(biāo)志。研究區(qū)12口井電成像測井圖像上也不同程度見有上述特征地層發(fā)育，從圖1上可以看出，該區(qū)主要有交錯層理發(fā)育的砂巖、粒序－塊狀構(gòu)造發(fā)育的砂巖、平行層理發(fā)育的砂巖、變形層理發(fā)育的粉砂巖－砂巖、泥質(zhì)粉砂巖與薄層泥巖的互層、傾斜的泥巖，儲油層以粒序－塊狀構(gòu)造發(fā)育的砂巖、平行層理發(fā)育的砂巖、交錯層理發(fā)育的砂巖為主。在坡度較陡的半深湖－深湖地區(qū)，常常會伴隨有滑塌作用，進(jìn)而引發(fā)了濁積扇的發(fā)生，白豹－華池地區(qū)長6油層組濁積扇的物質(zhì)來源是早期堆積在陡坡帶的遠(yuǎn)源沉積物，或者是遠(yuǎn)源沉積物直接從緩坡帶進(jìn)入陡坡地區(qū)。濁積扇扇根部位由于快速沉積作用，以粒序－塊狀構(gòu)造砂巖、變形層理砂巖最為發(fā)育，扇中地區(qū)濁積水道中常見交錯層理、平行層理發(fā)育的砂巖，濁積水道間主要為粉砂質(zhì)泥巖沉積，扇緣地帶主要發(fā)育泥質(zhì)粉砂巖與薄層泥巖。

圖1 白豹－華池地區(qū)長6油層組典型巖層電成像特征圖

2 層理特征及古水流分析

對于水下濁積扇已有很多研究，何起祥等［2］對我國湖泊濁積巖的主要特征及地質(zhì)意義進(jìn)行了分析和總結(jié)；劉孟慧等［4］對渤海地區(qū)古近系湖底扇的沉積特征進(jìn)行了研究［3］；李文厚等［5，6］分析和總結(jié)我國西北地區(qū)湖相濁流沉積；陳全紅等［5］對鄂爾多斯盆地南部延長組濁積巖體系進(jìn)行了分析；鄭榮才等［1］研究了白豹－華池地區(qū)長6油層組濁流沉積物的沉積特征。從以上研究分析可以總結(jié)出，我國許多沉積盆地內(nèi)發(fā)育有濁積巖，這些濁積巖往往由一些不完整的鮑瑪層序疊置而成，濁積巖儲集層以A段 （遞變層理段或塊狀層理段）、B段 （平行層理段 （下部平行紋理段））、C段 （波狀層理段 （流水波狀紋理段））最為發(fā)育，如東濮凹陷古近系沙河街組三、四段濁積巖以B段平行層理砂巖含油性最好，C段次之［3，7］。相比較而言，鄂爾多斯盆地白豹－華池地區(qū)長6油層組濁積巖有著特殊性，主要表現(xiàn)在：① 該區(qū)濁積巖物源距離遠(yuǎn)，巖性主要由深灰色、灰黑色細(xì)砂巖、粉－細(xì)砂巖、泥巖、粉砂質(zhì)泥巖組成，巖石顆粒細(xì)，未見濁積巖底部A段常有的含礫粗碎屑沉積物存在，大多數(shù)沉積物是在深湖－半深湖陡坡帶堆積后，經(jīng)過滑塌作用再沉積的結(jié)果。② 該區(qū)的濁積巖發(fā)育的鮑瑪層序組合類型有AB、BCD、CDE、BCDE、CDE（其中，D段為水平層理段 （上部平行紋理段）；E段為泥巖段）等5類。經(jīng)研究發(fā)現(xiàn)，C段儲集層的物性最好，其次為B、A段。研究區(qū)濁積巖C段發(fā)育的水流層理類型較多，見有小型板狀、槽狀以及楔狀交錯層理 （圖2），這些層理特征顯示出牽引水流特征，主要是由于沉積物顆粒細(xì)小，濁流在推進(jìn)過程中，A、B段沉積之后，濁流在該區(qū)迅速演變成了低密度水流，出現(xiàn)了牽引水流機(jī)制，在牽引水流機(jī)制作用下，形成了單向水流下的各種交錯層理，在交錯層理發(fā)育的砂體中形成了巖石顆粒分選好的C段儲集層。B、A段儲層是快速沉積產(chǎn)物，雖然總體上顆粒偏粗，但顆粒分選較差，物性較C段要差一些。

圖2 層理類型及特征圖

該次研究對濁積水道中發(fā)育層理的古水流方向做了統(tǒng)計(jì)分析，從白豹－華池地區(qū)長6油層組的古水流分布圖 （圖3）上可以看出，在白197井～白412-26井～白266井一線的東北方向地區(qū)，古水流方向主要呈南偏東－西南的小扇形方向展開，白194井為東北方向地區(qū)的一口井，電成像圖像上顯示出，該井長6油層組濁積水道砂巖的層理傾向東南；而在白286井～白270井一線西南方向地區(qū)，古水流方向主要呈東偏南－東北的小扇形方向展開；白478井為西南方向地區(qū)的一口井，電成像圖像上顯示出，該井長6油層組濁積水道砂巖層理傾向東北、東偏南 （圖2）。在東北及西南兩線的中間部位，古水流顯示出西－西偏南的特征。綜合以上古水流分布特點(diǎn)，分析認(rèn)為研究區(qū)的東北地區(qū)主要受控于東北物源，西南地區(qū)主要受控于西南物源，中間存在一個混合沉積區(qū)帶，整體上來看，東北物源區(qū)影響范圍要大一些。

3 層理及裂縫特征與儲層產(chǎn)量關(guān)系分析

3.1 層理特征與產(chǎn)量分析

白豹－華池地區(qū)長6油層組濁積巖儲層主要有交錯層理發(fā)育的砂巖、粒序－塊狀構(gòu)造發(fā)育的砂巖、平行層理發(fā)育的砂巖、變形層理發(fā)育的粉砂巖－砂巖，交錯層理的類型主要有小型的板狀、槽狀、楔狀交錯層理，縱向上濁積巖發(fā)育的鮑瑪層序組合類型有 AB、BCD、CDE、BCDE、CDE組合。經(jīng)研究發(fā)現(xiàn)，交錯層理發(fā)育的C段儲層物性最好，其次為平行層理砂巖B段、塊狀構(gòu)造砂巖A段。

從白478井長6油層組常規(guī)測井與電成像測井層理特征圖 （圖4）上可以看出，2054．0～2060．7m常規(guī)測井密度2．44g／cm3，聲波 時 差 232．0μs／m， 自 然 電 位 異 常 幅 度13．0mV，深感應(yīng)電阻率平均35．1Ω·m，該段電阻率較高，物性比上、下鄰層顯示好，錄井為油斑級細(xì)砂巖，測井解釋該段為油層；電成像測井圖上顯示2054．0～2055．1m、2057．0～2060．8m交錯層理發(fā)育，層理傾角4～30°，層理傾向東北、東偏南，2055．1～2057．0m發(fā)育平行層理，2060．8～2062．0m為塊狀砂巖；該段經(jīng)壓裂試油，出油4．17t，產(chǎn)水0m3。

從白270井長6油層組1985～1996m常規(guī)測井與電成像測井層理特征圖 （圖5）上可以看出，1987．0～1994．0m常規(guī)測井密度2．50g／cm3，聲波時差235．8μs／m，自然電位異常幅度10．1mV，深感應(yīng)電阻率平均值27．9Ω·m，物性比鄰近砂巖層好，測井解釋該段為油層；電成像測井圖上顯示該段下部板狀交錯層理發(fā)育，層理傾角11～21°，層理傾向東北、東偏南，該段上部波狀層理發(fā)育，層理傾角向砂體頂部變小，傾向變化快；該段經(jīng)壓裂試油，出油6．72t，產(chǎn)水13．9m3。

該井長6油層組1956．0～1966．0m常規(guī)測井密度2．46g／cm3，聲波時差240．1μs／m，自然電位異常幅度11．2mV，深感應(yīng)電阻率平均31．4Ω·m，物性明顯比鄰近砂巖層好，測井解釋該段為油層；電成像測井圖上顯示該段1957．6～1958．2m、1960．2～1963．2m、1964．1～1965．1m砂體交錯層理發(fā)育，層理傾角10～38°，1958．2～1960．2m、1963．2～1964．1m發(fā)育平行層理；該段經(jīng)壓裂試油，出油10．3t，產(chǎn)水11．1m3。

同樣的情況出現(xiàn)在白194井的長6油層組的含油層段，該段物性最好的儲層段發(fā)育交錯層理和平行層理，主要以交錯層理最為發(fā)育，當(dāng)長6油層組濁積水道砂體交錯層理不發(fā)育時，平行層理砂巖、塊狀砂巖也可以是好的儲油層。如白403-35井長6油層組的含油層段2273．0～2282．0m主要發(fā)育平行層理，該段聲波時差230．1μs／m，自然電位異常幅度13．2mV，深感應(yīng)電阻率平均37．7Ω·m，錄井為油跡、油斑級細(xì)砂巖，測井解釋該段為差油層、油層；該段經(jīng)壓裂試油，出油15．96t，產(chǎn)水0m3。

綜合以上分析結(jié)果認(rèn)為：白豹－華池地區(qū)長6油層組物性、含油性最好的砂體為交錯層理發(fā)育的砂巖，其次為平行層理發(fā)育的砂巖以及塊狀砂巖。長6油層組濁流沉積物在A段塊狀砂巖和B平行層理發(fā)育的砂巖快速沉積之后，濁流在該區(qū)迅速演變成了低密度水流，出現(xiàn)了牽引水流機(jī)制，形成了單向水流下巖石顆粒分選好的、交錯層理發(fā)育的C段儲層，B、A段儲層是快速沉積的產(chǎn)物，巖石顆粒分選較差，物性和含油性較C段差一些。

圖3 白豹－華池地區(qū)長6油層組古水流分布平面圖

圖4 白478井長6油層組常規(guī)測井與電成像測井層理特征圖

3.2 裂縫特征與產(chǎn)量分析

研究區(qū)統(tǒng)計(jì)的9口井16個長6油層組的含油層中，有4個儲層內(nèi)部見有裂縫，占整個統(tǒng)計(jì)層數(shù)的25%，有7層圍巖發(fā)育裂縫，占整個統(tǒng)計(jì)層數(shù)的44%。在地層脆性程度較大的粉砂巖中常見裂縫發(fā)育，盡管圍巖比儲層內(nèi)部更易見到裂縫，但是石油并沒有因?yàn)閲鷰r裂縫的存在而運(yùn)移掉，主要是因?yàn)檫@些天然縫在地下平面延伸的距離有限，據(jù)野外巖石露頭統(tǒng)計(jì)分析，延長組中裂縫的平面延伸長度一般從幾十厘米到十多米［8，9］。裂縫發(fā)育段的周圍，更致密的地層遮擋了石油的運(yùn)移，在大面積生油背景下，使石油在儲層中得以保存。

從白403-35井長6油層組的含油層段常規(guī)測井與電成像測井裂縫特征圖 （圖6）上可以看出，該井含油層的上圍巖2269．5～2273．8m 發(fā)育裂縫，射孔段深度分別為2278．0～2282．0m、2284．0～2288．0m，射孔段的頂部距離裂縫發(fā)育段4．2m；該段經(jīng)壓裂試油，出油15．96t，產(chǎn)水0m3。該井沒有因?yàn)閲鷰r發(fā)育裂縫使石油保存條件變差，也沒有因?yàn)閲鷰r裂縫的發(fā)育使壓裂效果受到影響。

從白269井長6油層組的含油層段常規(guī)測井與電成像測井裂縫特征圖 （圖7）上可以看出，該井油層段內(nèi)部1949．2～1950．7m發(fā)育有裂縫，油層的下圍巖1954．2～1956．8m見有裂縫，該井射孔段深度1947．0～1951．0m，下圍巖裂縫距離射孔段底部3．2m；該段經(jīng)壓裂試油，出油22．62t，產(chǎn)水0m3。儲層內(nèi)部裂縫的發(fā)育改善了儲層滲透性，同時該段油層下部的圍巖裂縫沒有影響到壓裂效果，還有可能起到溝通下部差油層的作用，從而使得該井獲得了較好的試油產(chǎn)量。

圖5 白270井長6油層組1985～1996m常規(guī)測井與電成像測井層理特征圖

圖6 白403-35井長6油層組的含油層段常規(guī)測井與電成像測井裂縫特征圖

白478井2046．8～2049．5m發(fā)育裂縫，該井射孔段深度2058．0～2062．0m，射孔段頂部距離裂縫段底部8．5m。由于裂縫段距離射孔段距離較大，該井圍巖裂縫幾乎不會影響到壓裂效果。該井63、64、65號油層物性、含油性較好，經(jīng)壓裂試油，出油4．17t，產(chǎn)水0m3。

圖7 白269井長6油層組的含油層段常規(guī)測井與電成像測井裂縫特征圖

白豹－華池地區(qū)油層圍巖的裂縫發(fā)育程度幾乎是儲層內(nèi)部的2倍，地層脆性程度較大的粉砂巖中常見裂縫發(fā)育，盡管圍巖比儲層內(nèi)部更易見到裂縫，但在大面積生油背景下，由于更致密的巖性遮擋，石油并沒有因?yàn)閲鷰r裂縫的存在而運(yùn)移掉，當(dāng)含油儲層內(nèi)部發(fā)育裂縫時，會改善儲層的滲透性。射孔段和圍巖裂縫段距離小時，一般認(rèn)為是小于3m時，壓裂效果會受到一定的影響，壓裂砂可能會串到圍巖裂縫中去；但當(dāng)壓裂的規(guī)模和強(qiáng)度大時，圍巖和儲層都會得到壓裂改造。建議對于含油性較好、厚度大、鄰近水層不發(fā)育的儲層加大壓裂規(guī)模，保證在圍巖裂縫存在的條件下，儲層得到好的改造?？偟膩砜?，儲層圍巖裂縫的存在對壓裂效果和含油層段產(chǎn)量影響不大，控制儲層產(chǎn)量的主要因素是含油層段的巖性、含油性、孔隙度、滲透率以及厚度。

4 長6濁積巖形成時地形分析

白豹－華池地區(qū)長6～長7油層組底部穩(wěn)定泥巖段的電成像地層傾角圖 （圖8）表明，在原始沉積條件下的水平泥巖發(fā)生了傾斜，如白167井長7油層組2070．0～2075．0m泥巖段的平均傾角35°，傾向西南－西偏南，長6油層組底部2054．0～2058．8m泥巖段平均傾角27°，傾向西南。根據(jù)長7油層組穩(wěn)定泥巖段的地層傾角，繪制了研究區(qū)長6油層組濁積巖形成時的地形圖 （圖9），可以看出，長7油層組穩(wěn)定泥巖段在研究區(qū)東北和西南地區(qū)傾向明顯不同，研究區(qū)東北地區(qū)傾向主要為西南－西偏北，西南地區(qū)傾向主要為東北方向。傾角的變化較大，如東北地區(qū)白167井長7油層組泥巖平均傾角35°，向中部地區(qū)推移，傾角有所減小，西南地區(qū)白496井長7油層組泥巖平均傾角只有3°，近于水平，到白478井時，上升到了35°，隨后向中部地區(qū)傾角有所減小，依據(jù)長7油層組穩(wěn)定泥巖段的地層傾角和傾向，將白豹－華池地區(qū)長6油層組濁積巖形成時的地形從東北到西南依次劃分為：東北陡坡帶、中部較平緩帶、西南陡坡帶、西南平緩帶。需要說明的是，研究區(qū)東北陡坡區(qū)域帶的分界線是較為明顯的，而西南地區(qū)地形起伏規(guī)律性不明顯，西南地區(qū)陡坡區(qū)域帶的劃分還有待于進(jìn)一步分析。

圖8 白豹－華池地區(qū)長6～長7油層組典型泥巖電成像特征圖

白豹－華池地區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡南部，一般認(rèn)為伊陜斜坡中生代地層傾角不到1°，但是根據(jù)地層傾角測井結(jié)果來看，白豹－華池部分地區(qū)長7油層組泥巖層傾角較大，上覆長6油層組泥巖層傾角迅速減小，這說明鄂爾多斯湖盆在開始萎縮、長6油層組濁積巖形成時期，半深湖地區(qū)存在地形坡度較陡的地帶，遠(yuǎn)源來的細(xì)粒碎屑沉積物在斜坡帶堆積，當(dāng)沉積物堆積角度超過穩(wěn)定休止角度時，或在外力作用下導(dǎo)致沉積體失穩(wěn)時，大量沉積物在重力作用下沿斜坡發(fā)生液化、移動和滑塌，最終以濁流的形式被再搬運(yùn)到前三角洲或更遠(yuǎn)的深水湖區(qū)，從而形成在湖底廣泛發(fā)育的滑塌濁積扇沉積。地形的因素控制了濁積砂體的展布方向，圖3所示的濁積水道顯示出來的古水流方向也正體現(xiàn)了地形的特征，長6油層組濁積巖形成時期的地形特征和濁積水道古水流方向研究結(jié)果較為一致。

5 結(jié)論

1）白豹－華池地區(qū)長6油層組濁積巖儲層主要為交錯層理發(fā)育的砂巖、粒序－塊狀構(gòu)造發(fā)育的砂巖、平行層理發(fā)育的砂巖、變形層理發(fā)育的粉砂巖－砂巖，物性、含油性最好的砂體為交錯層理發(fā)育的砂巖，其次為平行層理發(fā)育的砂巖以及塊狀砂巖。長6油層組濁流沉積物在A段塊狀砂巖和B平行層理砂巖快速沉積之后，濁流在該區(qū)迅速演變成了低密度水流，出現(xiàn)了牽引水流機(jī)制，形成了單向水流下巖石顆粒分選好的、交錯層理發(fā)育的C段儲層，B、A段儲層是快速沉積的產(chǎn)物，巖石顆粒分選較差，物性和含油性較C段差一些。濁積水道的古水流分析認(rèn)為，研究區(qū)東北地區(qū)主要受控于東北物源，西南地區(qū)主要受控于西南物源，中間存在一個混合沉積的區(qū)帶，整體上來看，東北物源區(qū)的影響范圍要大一些。

2）白豹－華池地區(qū)儲層內(nèi)部發(fā)育裂縫時，會改善儲層的滲透性，能獲得較好的產(chǎn)量。盡管圍巖比儲層內(nèi)部更易見到裂縫，但在大面積生油的背景下，由于更致密的巖性遮擋，石油并沒有因?yàn)閲鷰r裂縫的存在而運(yùn)移掉。研究區(qū)由于巖性致密，含油層段上下水層極少發(fā)育。在現(xiàn)今壓裂工藝條件下、固井質(zhì)量好的情況下，當(dāng)壓裂砂串到圍巖裂縫中時，儲層也必然得到一定的改造。圍巖裂縫的存在，對壓裂效果和含油層段產(chǎn)量影響不大，控制儲層產(chǎn)量的主要因素是含油層段的巖性、含油性、孔隙度、滲透率以及厚度。

3）白豹－華池地區(qū)長7油層組泥巖層傾角較大，長6油層組濁積巖形成時湖盆存在有明顯的陡坡地帶，為滑塌作用的發(fā)生提供了地形上的條件，依據(jù)長7油層組穩(wěn)定泥巖段的傾角和傾向，將研究區(qū)長6油層組濁積巖形成時的地形從東北到西南依次劃分為：東北陡坡帶、中部較平緩帶、西南陡坡帶、西南平緩帶。地形因素控制了濁積砂體的展布方向，長6油層組濁積巖形成時期的地形特征和濁積水道古水流方向研究結(jié)果較為一致。

圖9 白豹－華池地區(qū)長6濁積巖形成時地形簡圖

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