姬塬油田H3區(qū)塊長(zhǎng)9儲(chǔ)層巖性與測(cè)井響應(yīng)特征分析

王新星，林忠霞，何昕睿，高銀山，樊 輝，左 琴

（1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第五采油廠，陜西西安 710200；2.中國(guó)石油測(cè)井有限公司長(zhǎng)慶事業(yè)部，陜西西安 710200）

姬塬油田H3區(qū)塊長(zhǎng)9儲(chǔ)層巖性與測(cè)井響應(yīng)特征分析

王新星1，林忠霞2，何昕睿1，高銀山1，樊 輝1，左 琴1

（1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第五采油廠，陜西西安 710200；2.中國(guó)石油測(cè)井有限公司長(zhǎng)慶事業(yè)部，陜西西安 710200）

姬塬油田H3區(qū)塊三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)9儲(chǔ)層砂體發(fā)育,是姬塬油田近年開發(fā)的新層位。針對(duì)該層系埋藏深、物性及含油性變化大，測(cè)井響應(yīng)特征復(fù)雜等特點(diǎn)，著重分析姬塬油田H3區(qū)塊長(zhǎng)9儲(chǔ)層的巖性與測(cè)井響應(yīng)特征及與儲(chǔ)層含油性的關(guān)系，為下步更好的開展長(zhǎng)9層改造提供一定的依據(jù)。

長(zhǎng)9油藏；儲(chǔ)層巖性；測(cè)井響應(yīng)

姬塬油田H3區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地西部中段，主要勘探層系長(zhǎng)8屬于典型的特低滲透巖性油藏[1、2]。隨著勘探開發(fā)的深入,姬塬油田H3區(qū)部分長(zhǎng)8井加深到長(zhǎng)9試油獲高產(chǎn)工業(yè)油流后，姬塬油田長(zhǎng)9儲(chǔ)層的開發(fā)越來越受到重視。由于受斷層、砂體構(gòu)造等因素影響，長(zhǎng)9油藏成藏因素復(fù)雜，儲(chǔ)層含油性變化大，測(cè)井響應(yīng)特征復(fù)雜多變，油水層界限模糊等問題，給測(cè)井解釋和油田開發(fā)帶來了一定的困難。根據(jù)姬塬地區(qū)H3區(qū)塊9口重點(diǎn)井長(zhǎng)9儲(chǔ)層的薄片資料,從儲(chǔ)層巖石類型、孔隙結(jié)構(gòu)以及儲(chǔ)層巖性與測(cè)井曲線對(duì)應(yīng)關(guān)系入手，對(duì)長(zhǎng)9儲(chǔ)層進(jìn)行了針對(duì)性研究。

1 區(qū)域概況

姬塬油田三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)9儲(chǔ)層砂體發(fā)育,初步研究表明，延長(zhǎng)組長(zhǎng)9期湖盆發(fā)生了第一次較大規(guī)模的湖侵，水體深度增加、范圍擴(kuò)大，在盆地西北部形成了規(guī)模較大的河控三角洲前緣亞相沉積，砂體厚度60～80 m，儲(chǔ)集層物性較好，平均孔隙度14.8%～15.8%，滲透率 3.50～21.25×10-3μm2，長(zhǎng) 9 油藏為受斷層控制的巖性-構(gòu)造油藏（見圖1），油藏油水分布總體上受砂體規(guī)模、物性、橫向相變的控制，同時(shí)局部鼻隆對(duì)成藏有一定控制作用。自該區(qū)Y40-95井長(zhǎng)9層試油獲26.1 t/d高產(chǎn)油流后,逐漸加快了H3區(qū)長(zhǎng)9儲(chǔ)層的試采規(guī)模,相繼出現(xiàn)了一批試油高產(chǎn)井。針對(duì)姬塬H3區(qū)長(zhǎng)9儲(chǔ)層試油試采的情況，對(duì)長(zhǎng)9儲(chǔ)層做以下幾方面的分析。

圖1 姬塬油田H3區(qū)塊斷層剖面圖

2 儲(chǔ)層巖石類型

統(tǒng)計(jì)分析了姬塬地區(qū)9口井37塊薄片資料，三角端元投影結(jié)果（見圖2）表明延長(zhǎng)組長(zhǎng)9儲(chǔ)層巖石類型主要為巖屑長(zhǎng)石砂巖，其次為長(zhǎng)石巖屑砂巖。儲(chǔ)層以石英含量高與巖屑含量高為特征，巖屑以變質(zhì)巖巖屑和火成巖巖屑為主。長(zhǎng)9砂巖碎屑組分中均不含碳酸鹽巖屑，陸源雜基含量也普遍較低。

圖2 長(zhǎng)9儲(chǔ)層巖石類型三角分類圖

3 孔隙類型、孔隙結(jié)構(gòu)特征

3.1 孔隙類型

長(zhǎng)9儲(chǔ)層孔隙類型以剩余粒間孔為主，溶蝕孔隙次之。姬塬地區(qū)受物源、沉積環(huán)境等因素的影響，沉積物顆粒較粗，填隙物含量較低，使得粒間孔隙較發(fā)育，面孔率相對(duì)較高，長(zhǎng)9儲(chǔ)層總面孔率最高為5.1%。

3.2 孔隙結(jié)構(gòu)特征

孔隙結(jié)構(gòu)是指巖石所具有的孔隙和喉道的幾何形狀、大小、分布及其相互連通關(guān)系?？紫逗秃淼朗菦Q定砂巖孔隙結(jié)構(gòu)的兩個(gè)基本因素，孔喉的大小和產(chǎn)狀主要取決于顆粒的大小、形狀、接觸類型及膠結(jié)類型等，其發(fā)育程度和組合關(guān)系是控制油藏油水分布的主要因素[3]。姬塬地區(qū)孔隙以小孔隙為主，占44%，微孔隙次之；喉道以微細(xì)喉道為主，占62%，細(xì)喉道次之。長(zhǎng)9儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)以小孔微細(xì)喉型為主（見表1）。

表1 姬塬地區(qū)長(zhǎng)9儲(chǔ)層孔隙、喉道分級(jí)統(tǒng)計(jì)表

4 測(cè)井響應(yīng)特征分析

4.1 巖性測(cè)井響應(yīng)特征

根據(jù)薄片鑒定及巖芯觀察和測(cè)井曲線綜合分析來看，姬塬地區(qū)H3區(qū)塊不同巖性的測(cè)井響應(yīng)大致可以歸納為如下幾種特征。

4.1.1 泥巖 泥巖的電阻率值一般在8～25 Ω·m，不同探測(cè)深度的電阻率曲線重合，自然伽馬曲線為高值，有明顯的凸起，數(shù)值一般在100～150 API之間，自然電位曲線在大段泥巖段為較平直的基線，無異常幅度。泥巖的補(bǔ)償中子為高值，一般在25%～45%之間，密度值一般在2.45～2.6 g/cm3之間。泥巖層的井徑不規(guī)則，有擴(kuò)徑現(xiàn)象存在，擴(kuò)徑段自然伽馬、密度、聲波及中子曲線都受影響。聲波曲線變化幅度大，分布區(qū)間為215～250 μs/m。

4.1.2 中、細(xì)砂巖 中砂巖細(xì)砂巖是本區(qū)的主要儲(chǔ)集層，深電阻率數(shù)值一般在15～20 Ω·m，自然伽馬數(shù)值明顯低于泥巖，一般在60～80 API之間，自然電位曲線有明顯的負(fù)異常，相對(duì)變化值30 mV左右，密度值一般在2.3～2.5 g/cm3之間。中砂巖細(xì)砂巖層段的井徑一般較規(guī)則，無擴(kuò)徑或擴(kuò)徑不明顯。

綜合不同巖性對(duì)應(yīng)測(cè)井響應(yīng)特征分析來看，H3區(qū)塊自然伽馬曲線對(duì)區(qū)分儲(chǔ)層與非儲(chǔ)層分辨率較高，結(jié)合聲波時(shí)差、密度、電阻率曲線可以進(jìn)一步劃分有效儲(chǔ)層。自然電位曲線對(duì)儲(chǔ)層和非儲(chǔ)層、儲(chǔ)層含油性都有明顯的反映，儲(chǔ)層有較大的負(fù)異常，而非儲(chǔ)層異常幅度小或無異常，油層相對(duì)于水層負(fù)異常幅度小，因此它可以作為劃分判別儲(chǔ)層含油性的重要判別曲線[4]。

4.2 儲(chǔ)層流體電性響應(yīng)特征分析

目前H3區(qū)長(zhǎng)9層試油井共223口，其中132口井出油，平均感應(yīng)電阻 17.6 Ω·m，聲波時(shí)差 230.7 μs/m。通過132口試油出油井的詳細(xì)分析，發(fā)現(xiàn)該區(qū)長(zhǎng)9儲(chǔ)層中的流體存在以下幾種電性響應(yīng)類型:

4.2.1 低電阻，高時(shí)差 該類型井共有37口，感應(yīng)電阻低于區(qū)塊平均值，平均僅12.5 Ω·m，聲波時(shí)差較高，平均234.7 μs/m，測(cè)井解釋油層居多。Y38-95為典型的低電阻高時(shí)差的油層，儲(chǔ)層在深度2748～2760 m處，電性曲線與聲速隨深度增加，電性、物性逐漸變好，反映趨勢(shì)一致，解釋油層電阻僅13.5 Ω·m，聲波時(shí)差239.2 μs/m，試油產(chǎn)純油 25.2 t/d。

4.2.2 中高電阻，中時(shí)差 該類型井共有95口，感應(yīng)電阻高于區(qū)塊平均值，均值19.7 Ω·m，聲波時(shí)差228.3 μs/m，低于區(qū)塊平均值。解釋多為油水層。Y33-96井同一儲(chǔ)層2729.7～2751.8 m深度內(nèi),物性變化不大的情況下電阻率曲線臺(tái)階特征明顯,儲(chǔ)層上部較下部電阻率高約2.5倍,說明油水分異明顯，是典型的上油下水儲(chǔ)層。該層試油結(jié)果：油24.6 t/d，水11.1 m3/d。

4.2.3 中高電阻，低時(shí)差 該類型井共有91口，感應(yīng)電阻略高于區(qū)塊平均值，聲波時(shí)差低于區(qū)塊平均值，最低達(dá)到215.3 μs/m。這類油層比較難識(shí)別，一般都解釋為差油層活致密層。該井從測(cè)井曲線特征上來看，儲(chǔ)層頂部物性差，電阻值中等偏高，儲(chǔ)層底部物性好，電阻值偏低，儲(chǔ)層含油性變差，試油出水70.8 m3/d。

通過以上實(shí)例綜合分析，H3區(qū)塊儲(chǔ)層流體測(cè)井響應(yīng)特征比較復(fù)雜，電阻率高低對(duì)含油性的反映具有不確定性。表現(xiàn)為：產(chǎn)油的儲(chǔ)層電阻率會(huì)比產(chǎn)水的井低的特征，例如，Y47-90井的2768～2773 m井段電阻率為19.0 Ω·m，試油結(jié)果為出水70.8 m3/d，而Y38-95井的2748～2760 m井段電阻率為13.5 Ω·m，試油結(jié)果產(chǎn)油25.2 t/d。分析原因，這主要是由于儲(chǔ)層巖性、物性縱向上變化比較大，造成電阻率變化大，出現(xiàn)了水層相對(duì)于油層電阻率更高的現(xiàn)象。

4.3 巖性與含油性關(guān)系

通過對(duì)姬塬地區(qū)長(zhǎng)9油層12口取心井共計(jì)190個(gè)樣品的分析，長(zhǎng)9油藏儲(chǔ)層的主要含油巖性為細(xì)砂巖和中砂巖，細(xì)砂巖儲(chǔ)層油斑占33.7%，油跡占31%；中砂巖儲(chǔ)層油跡占90%以上（見圖3）。從測(cè)井解釋成果圖曲線上也反映出細(xì)砂巖含油性要好于中砂巖，與樣品統(tǒng)計(jì)結(jié)果趨勢(shì)一致。伽馬曲線深度在2753.5 m至2754 m處為細(xì)砂巖和中砂巖的交界處，深度在2730～2753.5 m段，GR值在75～79 API之間,巖性為細(xì)砂巖；深度在2754～2770.6 m段，GR數(shù)值在65～75 API之間，巖性為中砂巖。從GR數(shù)值上看，儲(chǔ)層巖性自上往下由細(xì)變粗，綜合電性和物性聲速曲線，儲(chǔ)層頂部巖性細(xì)，含油性好，解釋為油水層；儲(chǔ)層底部巖性變粗含油性變差，解釋為含油水層。

姬塬長(zhǎng)9儲(chǔ)層巖性以細(xì)砂巖和中砂巖為主，巖性比較單一，巖心分析含油性分布直方圖表明細(xì)砂巖含油性最好，中砂巖次之。粒度分析粘土含量在0.5%～5.5%;孔隙度屬于中低孔，孔隙結(jié)構(gòu)變化不大。長(zhǎng)9儲(chǔ)層受巖性、物性和鈣質(zhì)夾層等多種因素影響。

圖3 姬塬長(zhǎng)9儲(chǔ)層巖心分析含油性分布直方圖

5 結(jié)論

（1）姬塬油田H3區(qū)塊延長(zhǎng)組長(zhǎng)9儲(chǔ)層巖石類型主要為巖屑長(zhǎng)石砂巖，其次為長(zhǎng)石巖屑砂巖，儲(chǔ)層以石英含量高與巖屑含量高為特征，孔隙類型以粒間孔為主，溶蝕孔隙次之。

（2）長(zhǎng)9儲(chǔ)層流體測(cè)井響應(yīng)特征比較復(fù)雜。利用感應(yīng)和聲波時(shí)差組合可定性的判定油層，感應(yīng)值一般大于17 Ω·m，聲波時(shí)差值大于230 μs/m的可初步定為油層。聲波時(shí)差值低于230 μs/m的儲(chǔ)層，在測(cè)井解釋時(shí)，應(yīng)多參考巖性、孔隙度等曲線。

（3）長(zhǎng)9儲(chǔ)層巖性以細(xì)砂巖和中砂巖為主，其中細(xì)砂巖含油性最好，中砂巖次之。

[1] 劉化清，袁劍英，李相博，等.鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)期湖盆演化及其成因分析[J] .巖性油氣藏，2007，19（1）:52-56.

[2] 何自新，等.鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)期湖盆演化與油氣[M] .北京：石油工業(yè)出版社，2003.

[3] 沈明道主編，礦物巖石學(xué)及沉積相簡(jiǎn)明教程[M] .北京：石油大學(xué)出版社，1996.

[4] 楚澤涵著，測(cè)井學(xué)[M] .北京：石油工業(yè)出版社，1998.

TE311

A

1673-5285（2012）04-0065-03

2012－02-14

王新星，男（1981-），工程師。2005年畢業(yè)于長(zhǎng)江大學(xué)資源勘查工程專業(yè)，現(xiàn)在長(zhǎng)慶油田第五采油廠地質(zhì)研究所工作，郵箱：wxx1_cq@petrochina.com.cn。