張文奇

油氣田開發(fā)

蘇北盆地古近系儲(chǔ)層特征及測(cè)井二次解釋

張文奇

（中國(guó)石化股份有限公司江蘇油田采油一廠，江蘇 揚(yáng)州 225265）

蘇北盆地古近系部分油藏近年來(lái)進(jìn)入勘探開發(fā)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(cè)井解釋方法，給老井挖潛增效提供技術(shù)支撐。分析了儲(chǔ)層巖性及電性特征，建立儲(chǔ)層測(cè)井參數(shù)計(jì)算模型，確定測(cè)井解釋標(biāo)準(zhǔn)。研究表明，古近系儲(chǔ)層以長(zhǎng)石砂巖、巖屑長(zhǎng)石質(zhì)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(chǔ)層，建立的儲(chǔ)層的孔滲飽參數(shù)經(jīng)過(guò)驗(yàn)證，精度滿足國(guó)家探明儲(chǔ)層參數(shù)計(jì)算要求。通過(guò)二次測(cè)井解釋梳理出了含油潛力井，有效的二次開發(fā)了潛力層位。

蘇北盆地； 儲(chǔ)層特征； 古近系； 測(cè)井解釋

隨著測(cè)井科研攻關(guān)的不斷深入，蘇北盆地古近系低對(duì)比度油層測(cè)井評(píng)價(jià)技術(shù)的不斷進(jìn)步，測(cè)井解釋方法、低對(duì)比度油層的判識(shí)標(biāo)準(zhǔn)與以前都有了很大的變化，對(duì)儲(chǔ)層的認(rèn)識(shí)更為精細(xì)[1]。測(cè)井資料的解釋結(jié)論與油田勘探開發(fā)的新壓裂工藝技術(shù)相結(jié)合，提高單井產(chǎn)量，為油田增產(chǎn)提效，貢獻(xiàn)測(cè)井的一份力量[2]。為此需要對(duì)多年來(lái)所解釋的蘇北地區(qū)油井進(jìn)行重新處理，并用現(xiàn)用的新標(biāo)準(zhǔn)、新方法更新解釋結(jié)論，對(duì)古近系儲(chǔ)層二次評(píng)價(jià)[3-4]。通過(guò)油藏形成規(guī)律和測(cè)井油水識(shí)別方法研究發(fā)現(xiàn)，以前測(cè)井油水識(shí)別方法不完善，建立和完善這些地層的油水識(shí)別方法，提高解釋試油符合率[5]。

1 古近系儲(chǔ)層特征

1.1 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

1.1.1 碎屑成分

蘇北盆地古近系儲(chǔ)層砂巖的碎屑成分以石英為主，其次為長(zhǎng)石、巖屑、云母，巖屑成分主要為變質(zhì)巖巖屑。古近系砂巖巖石以細(xì)-粗粒長(zhǎng)石質(zhì)石英砂巖、巖屑質(zhì)石英砂巖和長(zhǎng)石巖屑質(zhì)石英砂巖為主，砂巖碎屑以各類石英為主，其次為長(zhǎng)石、巖屑。石英相對(duì)含量為41%～79%，平均為60.4%；長(zhǎng)石相對(duì)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(zhì)巖屑。

儲(chǔ)層砂巖碎屑成分平均占87.1%，以各類石英為主，相對(duì)含量50%～79%，平均為63.2%；其次是巖屑、長(zhǎng)石，二者含量相近，巖屑相對(duì)含量5%～20.3%，平均為12.1%；長(zhǎng)石相對(duì)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(zhì)、長(zhǎng)石質(zhì)、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(zhì)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(jì)含量為6.5%～17.0%，平均含量為11.1%。

1.1.3 巖石結(jié)構(gòu)特征

蘇北盆地古近系砂巖巖石粒度為細(xì)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(jié)構(gòu)成熟度中等。

1.2 儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)

古近系儲(chǔ)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(duì)含量為0.2%～13%，平均含量為8.4%；溶孔相對(duì)含量為0.2%～4.3%，平均含量為2.1%；晶間孔相對(duì)含量為0～1.8%，平均含量為0.5%；微裂隙相對(duì)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(shù)據(jù)對(duì)古近系儲(chǔ)層孔隙度和滲透率進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)，儲(chǔ)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(cè)井二次解釋

2.1 孔隙度公式計(jì)算

聲波時(shí)差計(jì)算孔隙度公式：

密度計(jì)算孔隙度公式：

聲波時(shí)差與密度雙元回歸計(jì)算孔隙度公式：

由建立的經(jīng)驗(yàn)公式可見，測(cè)井密度與巖心分析孔隙度的相關(guān)性最好。

2.2 滲透率公式計(jì)算

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

2.3 孔隙度計(jì)算公式驗(yàn)證

古近系儲(chǔ)層孔隙度公式檢驗(yàn)，利用4口井的43個(gè)層點(diǎn)對(duì)聲波時(shí)差計(jì)算孔隙度進(jìn)行檢驗(yàn)，50個(gè)層點(diǎn)對(duì)密度計(jì)算孔隙進(jìn)行檢驗(yàn)，48個(gè)層點(diǎn)對(duì)聲波時(shí)差與密度交會(huì)計(jì)算孔隙度進(jìn)行檢驗(yàn)，由計(jì)算孔隙度與分析孔隙度對(duì)比分析，三種方法計(jì)算孔隙度中分別有97.67%、98.00%、95.83%的數(shù)據(jù)點(diǎn)計(jì)算孔隙度的絕對(duì)誤差控制在±1.5個(gè)孔隙度單位范圍內(nèi)（圖3）。

圖3 地層孔隙度公式驗(yàn)證關(guān)系圖

2.4 飽和度公式計(jì)算

含水飽和度計(jì)算采用阿爾奇公式，含水飽和度模型中孔隙度指數(shù)m、飽和度指數(shù)n和膠結(jié)系數(shù)a、b值由巖電實(shí)驗(yàn)“氣驅(qū)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(shù)值，見圖4、表1。

表1 古近系儲(chǔ)層巖電參數(shù)取值表

2.5 地層水電阻率求取

利用采油廠礦區(qū)內(nèi)32口地層的水分析資料對(duì)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(chǔ)層電阻率整體高于CaCl2水型的儲(chǔ)層電阻率，表明復(fù)雜的水型對(duì)儲(chǔ)層的電阻影響較大。

3 二次解釋標(biāo)準(zhǔn)及案例

3.1 水性分析的油水識(shí)別方法

蘇北盆地古近系地層水水型變化復(fù)雜，主要為CaCl2、Na2SO4和NaHCO3水型，出油層位水型主要為CaCl2、Na2SO4水型，個(gè)別井水型為MgCl2，低對(duì)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(chǔ)層基本不含油，相同礦化度條件下，Na2SO4水型的儲(chǔ)層電阻率整體高于CaCl2水型的儲(chǔ)層電阻率，表明復(fù)雜的水型對(duì)儲(chǔ)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(guī)測(cè)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(chǔ)層電阻率也受到巖性、物性的影響，在相同水型、礦化度時(shí)，巖性、物性較差的水層電阻值可能也會(huì)高于油層的電阻。一般來(lái)說(shuō)，蘇北盆地古近系地層水礦化度高于4萬(wàn)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(píng)價(jià)井，古近系第24層錄井為油跡，測(cè)井解釋為油水同層。該層聲波時(shí)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(fù)異常幅度為37.63 mV，儲(chǔ)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(huì)圖中落在CaCl2水型含油水界限上，與試油結(jié)果吻合。

3.2 交會(huì)圖版法

本次交會(huì)圖版法是利用2009年以來(lái)的生產(chǎn)井及2013年以來(lái)探評(píng)井的試油資料，利用動(dòng)態(tài)圖版軟件制作古近系儲(chǔ)層圖版，從而定量地建立起地層流體識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)。分析認(rèn)為：古近系地層純油區(qū)主要分布在聲波時(shí)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(dāng)聲波時(shí)差大于255.0 μs·m-1時(shí)，存在低阻油層。

依據(jù)復(fù)查區(qū)域歷年來(lái)的生產(chǎn)井做出來(lái)的解釋圖版來(lái)驗(yàn)證探評(píng)井做出來(lái)的解釋圖版的適用性；二者相比較，生產(chǎn)井做出來(lái)的解釋圖版較為精細(xì)，由于不同的地層水型和沉積背景構(gòu)造位置的不同，油水界限略有不同；通過(guò)對(duì)比老井復(fù)查解釋標(biāo)準(zhǔn)適用性較好。

（1）復(fù)查解釋實(shí)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(duì)幅度中等為42.42 mV，聲波時(shí)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(qū)，在聲波時(shí)差與電阻率交會(huì)、密度與電阻率交會(huì)圖版中均落在油區(qū)，故將常規(guī)測(cè)井原解釋結(jié)論由水同層提升為油層，該層具有試油潛力。

（2）復(fù)查解釋實(shí)例SH292井

SH292井為一口生產(chǎn)井，屬于低阻油，地層第46、47層（原層號(hào)）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(duì)幅度中等為36.06 mV，44.04 mV；聲波時(shí)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(shí)差與電阻率交會(huì)、孔隙度與電阻率交會(huì)圖、滲透率與電阻率交會(huì)圖中均落在油區(qū)，故將常規(guī)測(cè)井原解釋結(jié)論由油水同層提升為油層，該層具有試油潛力。

4 結(jié) 論

（1）蘇北盆地古近系地層主要以長(zhǎng)石砂巖、巖屑長(zhǎng)石質(zhì)石英砂巖為主，孔隙類型以粒間孔隙為主，溶蝕孔隙次之?？紫抖燃蟹植荚?2.0%～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(chǔ)層。

（2）利用巖心刻度測(cè)井的方法分區(qū)，建立了儲(chǔ)層的孔滲飽參數(shù)，并對(duì)公式進(jìn)行了驗(yàn)證，其精度滿足國(guó)家探明儲(chǔ)層參數(shù)計(jì)算要求，為老井復(fù)查提供重要依據(jù)。

［1］王清輝，馮進(jìn)，管耀，等. 基于動(dòng)態(tài)資料的低孔低滲砂巖儲(chǔ)層滲透率測(cè)井評(píng)價(jià)方法——以陸豐凹陷古近系為例[J] .石油學(xué)報(bào)，2019，40(z1): 206-216.

［2］肖飛，成志剛，李戈理，等. 致密氣藏水平井測(cè)井產(chǎn)能預(yù)測(cè)方法研究[J]. 測(cè)井技術(shù)，2019，43 (2): 143-148.

［3］譚忠健，胡云，張國(guó)強(qiáng)，等. 渤中19-6構(gòu)造復(fù)雜儲(chǔ)層流體評(píng)價(jià)及產(chǎn)能預(yù)測(cè)[J]. 石油鉆采工藝，2018，40 (6): 764-774.

［4］白玉湖. 不確定性致密氣產(chǎn)能預(yù)測(cè)技術(shù)[J]. 中國(guó)石油勘探，2018，23 (4): 107-113.

［5］萬(wàn)金彬，白松濤，郭笑鍇，等. 南堡凹陷深層低孔隙度低滲透率儲(chǔ)層產(chǎn)能預(yù)測(cè)方法[J]. 測(cè)井技術(shù)，2015，39 (3): 373-378.

［6］李媛，劉曉軍，李赟，等. 基于測(cè)井資料的產(chǎn)能預(yù)測(cè)[J]. 石油化工應(yīng)用，2016，35 (3): 33-36.

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(yáng)州市人，研究方向：從事開發(fā)地質(zhì)研究工作。

P 631.84

A

1004-0935（2020）07-0783-04