周越

（大慶鉆探工程公司測井公司吉林事業(yè)部）

目前，我國大多數(shù)油田開展油水層測井解釋方法研究，主要是根據區(qū)塊的地質規(guī)律、測井儀器型號以及解釋模塊而進行的。但是，由于不同油田的地質規(guī)律和測井條件不同，采用的解釋方法基本只適用于本油田，不能與其他油田通用。在低孔低滲儲層解釋方法方面長慶油田開展的研究較多，地質情況與吉林油田有些類似；在低阻儲層方面，大港油田研究相對較多，其形成的成果和認識，對于吉林油田而言，只是具有指導和借鑒意義。從吉林探區(qū)的實際出發(fā)，開展解釋方法研究，包括開展油、水分布規(guī)律研究；建立油、水層半定量解釋標準；大情字井低孔低滲儲層特征研究；大情字井油田低阻儲層成因分析等。

1 區(qū)域地質概況

大情字井區(qū)塊油藏屬于構造環(huán)境下的巖性油氣藏，油氣藏成藏條件復雜，構造幅度較小處油水分異作用差。主要目的層多為底孔低滲儲層，且部分井區(qū)存在低阻油藏。目的層泥質含量、束縛水飽和度都較高，地層水的礦化度差異大，這些因素導致了不同層位或同一層位不同部位油水識別標準不一致，造成解釋過程中油水層識別困難。

1.1 地區(qū)構造特點

大情字井區(qū)塊從泉頭組泉四段到姚家組姚一段地質構造具有漸變性。區(qū)域格局是北北東走向的長軸向斜構造，向斜東西兩翼構造差異較大，東翼陡峭，西翼與之相比較緩。常見正逆斷層，從平面來看具有分帶性，基本呈雁列狀分布。斷層走向比較一致，并且大部分斷層走向與向斜軸向方向相同，基本呈南北或北北西走向，平行斷層發(fā)育，少見相交或者相切斷層。在向斜兩翼靠近軸部的位置多出現(xiàn)順向的正斷層，而在向斜的兩翼多出現(xiàn)逆向的正斷層。大部分斷層的長度是1～9km，斷距大約為5～60m。斷層多分布在泉四段的上部，越向上越少。在縱向地層剖面里呈漸變式的階梯狀構造。

1.2 儲層巖性及物性特征

大情字井油田青山口組沉積環(huán)境為三角洲前緣。青一段儲層主要沉積微相是水底分流河道，河口壩；青二段儲層主要沉積微相為水底分流河道，分流河口沙壩；青三段儲層常見水底分流河道微相。該區(qū)塊的儲層巖性主要是粉砂巖，其次為細砂巖。多數(shù)粒徑約0.03～0.26mm。顆粒的分選大部分為中等，從磨圓度來看，以次棱角狀為主。儲層的巖石的礦物成分主要以石英、長石為主，此外還有少量的巖屑，石英含量大約占 30%～47%，長石含量大約為 25%～38%，巖屑含量大約是 21%～35%，屬于巖屑質長石砂巖。巖石中常見灰質、泥質膠結物，部分地區(qū)有少量的硅質膠結物?；屹|膠結物主要為方解石，含量大約占2%～16%，部分地區(qū)含量較高，約為30%；泥質膠結物大約占4%～25%；硅質膠結物大約占1%～5%?？紫妒侥z結為主要的膠結類型。從儲層資料分析來看，該區(qū)塊的孔隙度約 5%～22%，大部分約13.2%；滲透率約0.12×10-3～25×10-3μm2，大部分約 3.24×10-3μm2。綜合分析，此區(qū)塊為低孔隙度、低滲透率儲集層。

2 研究過程及實例分析

2.1 油、水分布規(guī)律研究

根據區(qū)域地質構造特征，結合地質、測井、試油投產資料，細致研究每個區(qū)塊、小層的油、水分布規(guī)律，確定油藏類型，對于油、水層的評價具有指導意義。

例如，位于黑75區(qū)塊東部的黑71區(qū)塊，西部為一近南北向順向正斷層，區(qū)塊整體構造形態(tài)為一西傾的單斜構造，局部構造為順向斷層逆牽引而形成的局部高點。該區(qū)主力油層為青一段 6、7、8、12號小層，潛力層為青一段2號小層。整體含油性較好，含油飽和度變化范圍為26.7%～100%，個別井區(qū)如情東33-4井區(qū)周邊，情東41-3井區(qū)、情東29-12井區(qū)含油飽和度均相對較高，這幾口井區(qū)砂巖發(fā)育好，聲波時差分別為 245μs/m、245μs/m、232μs/m，說明巖性、物性越好含油飽和度越高。油藏類型主要受斷層遮擋控制，巖性物性越好含油性越好，主力層砂體自西、西南向北東方向發(fā)育，與該區(qū)斷層配置形成斷層巖性油藏。

2.2 油、水層解釋標準的建立

在研究了不同區(qū)塊油、水分布規(guī)律的基礎上，根據不同的油藏類型，建立不同的油、水層快速識別方法，對于巖性為主油藏，建立快速解釋圖版，確定解釋標準進行快速識別，效果較好。在建立圖版的過程中，首先是將整個區(qū)塊建立統(tǒng)一的圖版，但是，實際應用中常常會有該圖版在一些砂組不適用的情況，尤其是一些物性、含油性不好的邊界層，效果較差，因此，對投產資料較多的砂組或小層又單獨建立了圖版。

2.3 低孔低滲儲層特征研究

形成低孔低滲儲層的原因是復雜多樣的，但是，特定地區(qū)可能以某一種或兩種因素為主。壓實作用是普遍存在的，在大情字井油田，形成低孔低滲儲層的主要原因是結構成熟度和成分成熟度低，這些因素使孔隙結構復雜化，使以前建立在中高孔滲儲層、均勻介質和線性響應的解釋模型已不適用于低孔低滲儲層評價。

2.4 大情字井油田低阻儲層成因分析

該地區(qū)低電阻率油層巖心數(shù)據分析資料有巖石薄片、巖石顆粒的粒度、X射線衍射、儲集層物性、汞孔隙率、潤濕程度、掃描電子顯微鏡、油水兩相滲透率、核磁共振、高溫高壓巖電試驗等。根據對低阻儲層形成的沉積環(huán)境、儲集層巖屑的構成、黏土礦物的種類組成、巖石顆粒的粒度、巖石導電成分的含量、巖石孔隙類型和結構、孔隙內液體的類型和潤濕性等方面的分析，大情字井地區(qū)低阻儲層的控制因素主要有低阻儲層形成的地質背景、低阻儲層巖礦物特征、孔隙結構特征。

2.4.1 低阻儲層形成的地質背景

該區(qū)塊的沉積環(huán)境是在三角洲前緣地區(qū)。沉積的構造方向近似平行于盆地長軸軸向，從水平方向上來看，近似扁平狀向北東方向延伸，總長度較遠，兩側構造變化較明顯。該區(qū)塊常見的沉積微相包括：水底分支河道、支流間灣、河口分流沙壩、前緣席狀砂和遠沙壩等。該區(qū)塊青一段低電阻率儲層的生成受湖侵沉積體系影響較大；青二段和青三段的沉積環(huán)境與青一段相似，主要的沉積微相為遠砂壩、前緣席狀砂、湖相泥等，這種沉積環(huán)境是導致低電阻率儲層產生的直接原因。

2.4.2 低阻儲層巖礦物特征

2.4.2.1 巖石結構特征

該區(qū)塊巖石顆粒分選度為中-好，磨圓度為次磨圓狀，支撐類型以顆粒支撐為主。青二加三段的低電阻率巖層顆粒的接觸方式主要是點、線接觸，主要的膠結類型是孔隙式膠結，由這些巖石顆粒結構特點來看，該區(qū)塊低電阻率儲層處于低演化階段，從沉積位置來看，該區(qū)塊處于水動力較大的物源附近。

2.4.2.2 巖石粒度特征

低阻儲層巖石顆粒的共同特征是粒度較細，研究區(qū)顆粒以粗粉砂、極細砂和細砂為主，泥質含量普遍較高，基本都超過10%，極細砂及粗粉砂，細粒成分充填富集，導致產層中微孔隙十分發(fā)育，在這種孔隙結構條件下，層內孔隙結構中的原有束縛水的量增加，其地層電阻率低，而大量的黏土含量也會是束縛水含量增大，從而導致泥巖附加導電性增大，使地層電阻率變低。

2.4.3 孔隙結構特征

該區(qū)塊低電阻率油層孔隙結構多樣性，分布復雜，并且常見微孔隙。從孔隙類型上看，低電阻率產層與高電阻率產層相比，低電阻率產層具備雙孔隙峰的現(xiàn)象。油氣運移到這類儲層中，出現(xiàn)低電阻率特征的同時還有一部分大孔隙度產層，因此，仍具有較高的油氣產能。

3 結論

將測井單井解釋與區(qū)域油、水層分布規(guī)律相結合，分區(qū)塊分層位開展測井解釋方法研究，取得了一些重要認識和成果。

一是，研究了不同區(qū)塊、不同層位油、水分布規(guī)律。通過構造、砂體、含油飽和度分析等，確定各區(qū)塊油藏類型主要包括巖性為主的油藏和構造為主的油藏，在此基礎上分析了各類油藏的油、水分布規(guī)律，為測井解釋提供較好的地質依據。

二是，針對不同油藏類型建立了產層解釋圖版及評價標準。如對以巖性為主的油藏，通過建立快速解釋圖版及確定解釋標準進行評價，圖版解釋符合率超過90%。

三是，將研究成果及時與生產實際相結合，見到較好效果。

[1] 魏兆勝，劉運成，于孝玉，等.吉林大情字井油田復雜巖性油藏評價與預測[M].北京： 石油工業(yè)出版社，2011.

[2] 張玉，王雅春.松遼盆地大情字井地區(qū)青二段沉積微相與砂體特征[J].特種油氣藏，2010，17(1)： 47-48.