三塘湖盆地沉凝灰巖致密油藏測井評價技術與應用

焦立新，劉俊田，李留中，韓成，張品，龍飛

（中國石油吐哈油田分公司勘探開發研究院，新疆哈密839009）

三塘湖盆地沉凝灰巖致密油藏測井評價技術與應用

焦立新，劉俊田，李留中，韓成，張品，龍飛

（中國石油吐哈油田分公司勘探開發研究院，新疆哈密839009）

三塘湖盆地多口探井相繼在條湖組沉凝灰巖儲集層中獲得工業油流，使其成為吐哈油田熱點勘探領域。研究表明：沉凝灰巖的有機碳含量高、厚度大，是良好的烴源巖；儲集層巖性除沉凝灰巖外，夾有生物碎屑、炭屑及少量泥質條帶，具有一定的沉積特征；儲集層孔隙度為5.5%～24.0%，滲透率普遍小于0.5mD，含油飽和度平均在70%以上，屬于大孔隙、特低滲、高含油飽和度的沉凝灰巖致密油藏。通過Δlog R方法開展烴源巖測井定量評價；以巖石薄片鑒定和全巖礦物分析為基礎，通過巖心刻度測井，建立和完善沉凝灰巖與泥巖等的識別方法和評價標準；結合巖心分析、CT掃描和毛管壓力曲線資料開展儲集層微觀特征研究；利用組合式測井資料開展有效儲集層物性評價和孔隙度計算，在巖性油藏整體認識的基礎上開展含油性評價。基本形成了一套沉凝灰巖致密油藏測井評價配套技術與方法，在生產中取得了較好的應用效果。

沉凝灰巖；致密油藏；測井評價；條湖組；三塘湖盆地

0　引言

隨著三塘湖盆地馬朗凹陷馬55井在中二疊統條湖組沉凝灰巖儲集層中獲得工業油流，火山碎屑巖油藏逐步成為吐哈油田油氣勘探新領域。其后鉆探的馬56井和蘆1井相繼在該層位獲得突破，進一步證實了該油藏是一套廣泛分布的、受巖性和物性控制的地層-巖性復合型油藏。該儲集層巖性為沉凝灰巖［1-3］，其作為一種非常規儲集層，無論在三塘湖盆地，還是整個吐哈探區都是一個新的“挑戰”。該類油藏測井評價的內容包括：烴源巖有機碳含量的定量評價，沉凝灰巖與泥巖、泥質粉砂巖和火山熔巖礦物成分的區分，利用測井資料開展巖性識別，中—高孔、特低滲儲集層評價。此外，沉凝灰巖儲集層巖心分析含油飽和度普遍較高，但試油不產液，壓裂改造后，部分井（層）獲得工業油流，如何區分油層與干層也是測井評價面臨的主要問題。筆者利用不同類型的測井資料，結合地質、錄井與分析化驗等資料，擬形成一套沉凝灰巖致密油藏測井評價配套技術與方法，并希望這些成果能在三塘湖盆地油氣生產中取得較好的應用效果。

1　地質概況

1.1構造特征

三塘湖盆地位于西伯利亞板塊南部邊緣，南以克拉美麗—麥欽烏拉縫合帶與哈薩克斯坦板塊及準噶爾盆地東北部緊鄰，其在地質歷史時期整體屬于大陸邊緣活動帶，構造活動相當復雜［4-5］。該區二疊紀屬于斷陷盆地，其中條湖組沉積期為濱淺湖相，火山活動活躍，發育厚層火山碎屑巖建造；三疊紀以來，受南北山系持續擠壓，發育坳陷型沉積［6］。馬朗凹陷是三塘湖盆地的一個二級構造單元，面積約1 450 km2。現今凹陷的腹部地區屬于晚古生代的凸起部位，處于古構造前緣，隨著后期盆地南緣逆沖推覆抬升、北部整體抬升及南北向應力擠壓，在凹陷腹地形成了一系列低幅度古隆起構造，主要包括牛圈湖與馬中2個構造帶和中央斜坡帶［7］（圖1）。

圖1　三塘湖盆地構造單元劃分（a）及地層綜合柱狀圖（b）Fig.1 Structuralunitdivision（a）and stratigraphic column（b）of Santanghu Basin

1.2地層與巖性特征

區域地層對比表明：馬朗凹陷二疊系條湖組自下而上可分為一、二與三段，一段巖性主要為火山熔巖，二段巖性主要為沉凝灰巖，三段在馬朗凹陷基本被剝蝕［8］。目前發現的沉凝灰巖儲集層主要分布于二段地層，其中還發育生物碎屑、炭屑及少量泥質條帶，具有一定的沉積特征。鉆井揭示，該套地層分布較廣，厚度為40～390m，平均厚度約150m。綜合分析認為：該套沉凝灰巖油藏是一套廣泛分布的、受巖性和地層雙重因素控制的致密油藏［9］。

1.3油藏特征

條湖組二段致密油藏具有以下特征：①儲集層巖性特殊，為沉凝灰巖；②儲集層巖心分析孔隙度平均為16.1%，滲透率平均為0.24mD，具有中—高孔、特低滲的特征；③巖心壓汞曲線上排驅壓力大，平均為3.92MPa，最大進汞飽和度普遍高于90%，反映了小孔隙和微細孔喉的特征；④壓裂前地層不供液，或者僅見少量油花及低產油流，壓裂后可獲得工業油流，如蘆1井2 546～2 558m井段，常規試油為干層，壓裂后獲日產10.98m3的工業油流；⑤油藏類型表現為自生自儲、近源聚集的特征。綜合分析認為屬于非常規致密油藏。

2　測井評價方法與應用

2.1烴源巖測井評價

條湖組二段沉積時期，在遠離火山活動的穩定湖盆區發育了一套空降火山灰沉積，形成了該套具有一定沉積作用的沉凝灰巖地層。火山灰中大量的微量元素提供了豐富的營養成分，促使湖盆中生物大量繁盛，在局部地區甚至形成了“生物藻席”，有機質十分豐富，有機碳（TOC）質量分數為1.37%～5.03%，平均為3.85%，生烴潛量（S1+S2）為1.16～32.8mg/g，平均為18.6mg/g，綜合評價為較好烴源巖，干酪根類型以Ⅱ2—Ⅲ型為主，熱演化程度處于低熟—成熟階段（表1）。測井曲線表現為“四高一低”的特征，即高自然伽馬、高電阻率、高聲波時差、高中子值和低密度值。筆者運用Δlog R法建立測井參數與TOC的定量關系，進而對條湖組二段烴源巖進行評價。

表1　三塘湖盆地條湖組二段烴源巖綜合評價Table 1 Comprehensiveevaluation ofhydrocarbon source rocksof the secondmember of Tiaohu Formation in Santanghu Basin

Δlog R法根據烴源巖成熟度計算有機碳含量，為一種烴源巖有機碳含量測井預測方法，其理論依據是烴源巖在孔隙度測井和電阻率測井曲線上的響應，即烴源巖有機碳含量越高，聲波時差與電阻率值均越大。目前，該技術普遍被科研人員用來評價烴源巖有機碳含量［10］。條湖組二段烴源巖有機碳含量高、厚度大（圖2），具備大量生烴能力。底部純沉凝灰巖段黏土礦物質量分數小于10%，以玻屑、晶屑火山灰沉凝灰巖為主，粒級一般為0.75～7.50μm，少量達50μm，微—細孔隙發育，具備上生下儲、近源聚集的成藏條件。

圖2　三塘湖盆地蘆1井條湖組二段烴源巖測井評價Fig.2 Evaluation of hydrocarbon source rocksof the secondmember of Tiaohu Formation in Lu 1well in Santanghu Basin

2.2巖性識別

根據馬55、馬56、蘆1、馬7、牛122與馬2等6口探井的巖心觀察和107塊樣品的巖石薄片鑒定與分析，條湖組二段的巖性主要為沉凝灰巖、泥巖和玄武巖，其中沉凝灰巖體積分數為62%～79%，玄武巖體積分數為7%～23%，泥巖體積分數為2%～11%。除成分不同外，沉凝灰巖與沉積巖在黏土礦物含量、層理及硬度等方面均存在較大差別（表2），利用測井資料較易識別［11-12］。由于火山熔巖與碎屑巖及火山碎屑巖在自然放射性和巖石密度方面均有較大差別，據此可以識別玄武巖、沉凝灰巖和泥巖。與玄武巖相比，沉凝灰巖在測井曲線上表現為“三高一低”的特征，即高自然伽馬、高聲波時差、高補償中子和低密度。沉凝灰巖與泥巖在測井曲線上的響應特征極為相似，差別在于沉凝灰巖具有中等電阻率，而泥巖為低電阻率，其次，沉凝灰巖在自然伽馬能譜中表現出鉀的含量比泥巖要高。

利用對巖性變化響應敏感的自然伽馬、電阻率和聲波時差3種測井資料［13-15］，經過巖心歸位，建立了條湖組二段巖性識別圖版（圖3），確定了典型巖性的識別標準。從圖3可看出，各種巖性分布范圍均較為明顯，玄武巖的自然伽馬值一般低于40API，沉凝灰巖的聲波時差比泥巖低，通常小于310μs/m［圖3（a）］，而泥巖電阻率值比沉凝灰巖小，一般不超過12.0Ω·m［圖3（b）］。

表2　三塘湖盆地條湖組二段沉積巖與沉凝灰巖巖性特征與對比Table 2 The lithology contrastbetween sedimentary rocks and tuff of the secondmember of Tiaohu Formationin Santanghu Basin

圖3　三塘湖盆地條湖組二段沉凝灰巖巖性識別圖版Fig.3 The lithologic chartof the secondmember of Tiaohu Formation in Santanghu Basin

2.3儲集層物性表征

據鑄體薄片、掃描電鏡和CT掃描等資料揭示，條湖組二段沉凝灰巖儲集層孔隙較發育，但孔喉半徑小、滲透性差。本次研究結合巖心分析與毛管壓力曲線，利用組合測井資料開展孔隙度的計算和有效儲集層的評價。

2.3.1儲集層物性特征及孔隙類型

研究區條湖組二段巖心統計表明，沉凝灰巖儲集層孔隙度變化范圍較大，巖心分析孔隙度為5.5%～24.4%，平均孔隙度為16.0%，滲透率一般小于0.5mD，屬于中—高孔、特低滲儲集層。

鑄體薄片與掃描電鏡資料均顯示儲集層顆粒細、孔隙發育且裂縫較少，屬于孔隙型儲集層；孔隙類型以脫玻化孔、長石溶孔和粒間孔為主。脫玻化作用強，晶間微孔發育（玻璃質在水體參與下脫玻化形成石英與長石微晶，同時體積縮小，形成晶間微孔）；溶蝕作用強，溶蝕微孔及微洞發育（氣候潮濕，有機質發育，成巖環境偏酸性，長石溶蝕形成溶蝕微孔及微洞）；CT掃描建立的三維數字巖心進一步反映出該套儲集層微孔十分發育，分布均勻，且毛管壓力曲線上反映出孔喉大小集中發育，孔喉半徑主要為0.03～0.22μm，以微細孔喉為主，小于0.1μm的孔喉占80%左右。

表3　三塘湖盆地條湖組二段沉凝灰巖全巖礦物組成Table 3 Thewhole rockm ineralcontentof tuff of the secondmember of Tiaohu Formation in Santanghu Basin %

2.3.2測井評價儲集層物性

由X射線衍射全巖礦物分析結果（表3）可以看出，沉凝灰巖礦物中脆性礦物（石英、長石及碳酸鹽礦物等）體積分數超過90%，而黏土等塑性礦物體積分數不超過10%，說明凝灰質與碎屑礦物均穩定，沒有經過明顯風化蝕變作用，且由于儲集層顆粒細、孔隙發育、裂縫少，因此儲集層的有效性評價主要集中在孔隙度的計算與評價2個方面。

（1）利用常規測井資料評價儲集層物性

條湖組二段沉凝灰巖聲波時差為230～310μs/m，密度為2.15～2.55 g/cm3。通過巖心刻度測井，并經過巖心歸位，利用巖心分析數據與聲波時差或密度等測井數據建立經驗公式來計算孔隙度。受微縫與微洞的影響，利用聲波時差測井數據與巖心分析孔隙度回歸得到的經驗公式相關性較低。因此，通過密度測井數據與巖心分析孔隙度建立條湖組二段儲集層孔隙度計算公式為

式中：φ為儲集層孔隙度，%；DEN為巖石密度，g/cm3。其相關系數為0.808 7。

（2）利用核磁共振測井資料評價儲集層物性

由于核磁共振測井不受巖性和巖石骨架的影響，可獲得地層的孔隙及流體信息，T2譜（橫向馳豫）的形態和分布特征與孔隙大小及結構直接相關［16-20］。核磁共振測井技術不僅能夠提供準確的儲集層參數，同時也為研究孔隙結構提供了一種新的方法。

通過對馬56井條湖組核磁共振測井資料進行處理與分析，認為沉凝灰巖儲集層段T2譜一般為雙峰特征，分布范圍較寬，為10～200ms，而在泥巖、凝灰質泥巖或下部的玄武巖等非儲集層段，一般呈單峰特征，且譜峰大部分小于10ms，表現出孔隙小的特征（圖4）。從處理結果看，沉凝灰巖儲集層段具有孔隙度大而滲透率小的特征，與常規測井資料計算的孔隙度及巖心分析孔隙度均較吻合，可用于沉凝灰巖儲集層孔隙度的計算與評價。

圖4　三塘湖盆地馬56井條湖組二段儲集層段測井解釋綜合圖Fig.4 The integrated log interpretation of the secondmember of Tiaohu Formation in Ma 56well in Santanghu Basin

2.3.3儲集層分類

結合巖心、巖石薄片與毛管壓力曲線等資料，認為條湖組沉凝灰巖儲集層可以分為2種類型：第一類儲集層位于條湖組二段底部，儲集性能普遍好，次生溶孔、粒間孔和微洞都比較發育，儲集層基質孔隙度較大，滲透性較好，孔隙度普遍大于14%，滲透率大于0.05mD，最大進汞飽和度大于90%，毛管壓力曲線形態較為平緩，儲集層孔隙結構配置關系好。圖5（a）為馬56井2 145.68～2 145.75m井段的毛管壓力曲線，形態好，該段試油獲日產12.89m3的工業油流。第二類儲集層位于條湖組二段中上部，主要發育次生溶孔與殘余粒間孔，孔隙度為6.0%～14.0%，滲透性相對較低，一般小于0.05mD，最大進汞飽和度小于45%，毛管壓力曲線形態較陡，儲集層孔隙結構配置關系較差。圖5（b）為馬59H井1 981.13～1 981.25m井段的毛管壓力曲線，形態較差，測井解釋為油水層，試油為干層。

圖5　三塘湖盆地條湖組二段油層段沉凝灰巖壓汞毛管壓力曲線Fig.5 The capillary pressure curveof tuffof the second member of Tiaohu Formation in Santanghu Basin

2.4流體性質判別

根據已鉆井的錄井、氣測、測井、巖心分析和試油試采結果認為，目前發現的條湖組沉凝灰巖油層段巖心分析的含油飽和度普遍較高，為50%～90%，平均為70%，屬高含油飽和度致密油藏。另外，已試油的7口井中4口井獲得工業油流，3口井不出液或獲得低產油流，反映沉凝灰巖儲集層中流體性質的判別比較復雜。沉凝灰巖油層與干層的電性特征相似，應在儲集層有效性評價的基礎上開展油層與干層的判別。

2.4.1流體性質

據試采及原油實驗分析數據，條湖組二段沉凝灰巖致密油藏原油密度為0.89～0.91 g/cm3，地層溫度為53～64℃，地層中原油黏度為58～83mPa·s，凝固點在18℃左右，屬中質、高黏、高蠟、中凝油藏，壓力系數為0.90～1.16，地層水類型通常為NaHCO3，礦化度為6～10 g/L，油藏屬正常壓力系統。

2.4.2圖版法

據巖心分析數據的統計表明，沉凝灰巖儲集層孔隙度與含油飽和度呈正相關關系，即孔隙度越大、含油飽和度越高，說明沉凝灰巖儲集層孔隙喉道細小，成藏后不易被破壞和散失。根據該特征可以繪制出條湖組二段巖心分析含油飽和度與孔隙度的相關關系圖（圖6）。從圖6可以看出，工業油流井的孔隙度普遍大于14%，含油飽和度普遍大于55%，即使是物性相對較差的馬55井，孔隙度和含油飽和度也分別為6%和38%，可以此作為產層的物性下限值。

圖6　三塘湖盆地條湖組二段巖心分析含油飽和度與孔隙度相關關系Fig.6 Relationship between porosity and oilsaturation by core analysisof the secondmember of Tiaohu Formation in Santanghu Basin

結合錄井、氣測及解釋圖版（圖7）等資料，綜合開展流體判別。其原理為儲集層中所含流體成分的不同將使氣測組分具有不同的烴平衡比（Bh）和烴濕度比（Wh）等特征值［21］。烴平衡比可用來幫助識別煤層效應，因為甲烷氣含有大量C1和C2，故在其分子上設置這2個數，可以把甲烷氣顯示和油氣顯示區別開；烴濕度比是重烴與全烴的比，其大小是烴密度的近似值，為指示油氣基本特征類型的指標。它們的計算公式分別為

式（2）～（3）中：C1，C2，C3，C4和C5分別為各烷烴占總含氣量的相對質量分數，%。

圖7　三塘湖盆地條湖組二段流體解釋圖版Fig.7 The fluid interpretation of the secondmember of Tiaohu Formation in Santanghu Basin

通常根據Wh和Bh的4種關系進行流體性質判別：①當Wh為0.5～17.5，且Bh大于Wh并小于100時，為有產能的天然氣；②當Wh為0.5～17.5，且Wh大于Bh時，為有產能的凝析氣或凝析油；③當Wh為17.5～40.0，且Wh大于Bh時，為有產能的中質油；④當Wh大于40，且Wh大于Bh時，為低產能的稠油或殘余油。從三塘湖盆地條湖組二段流體解釋圖版（參見圖7）中可以看出，流體主要分布于常規油區及常規油與輕質油的邊界附近，與該區原油性質基本吻合。

2.5含油飽和度計算

2.5.1巖心分析法

由于條湖組二段沉凝灰巖儲集層孔隙度與含油飽和度呈正相關關系，在缺少沉凝灰巖儲集層巖-電實驗等資料的情況下，應用試油及巖心分析孔隙度等資料，建立了基于孔隙度的飽和度經驗公式：

式中：Soi為儲集層含油飽和度，%。其相關系數為0.826 7。

計算含油飽和度、巖心分析飽和度及核磁測井飽和度度具有較好的一致性（圖8）。

圖8　三塘湖盆地馬55井條湖組二段測井解釋綜合圖Fig.8 The integrated log interpretation of the secondmember of Tiaohu Formation in Ma 55well in Santanghu Basin

2.5.2核磁共振差譜法

核磁共振測井的優勢在于觀測信號僅來源于孔隙及其流體，而固體骨架對其測量信息沒有任何影響。孔隙中的流體（黏土束縛水、毛管束縛水、可動水、天然氣、輕質油或稠油等）具有不同的核磁共振性質。根據不同流體T1（縱向馳豫），T2及D（擴散系數）的差異，通過一定的方式或切片觀測模式，可有效地識別不同的流體，并進行定量解釋［22］。鑒于該區油質屬于中質原油，筆者主要利用核磁測井差譜法進行流體性質判別。研究區P型核磁采集主要為DTW10001模式，可以采用2個不同的等待時間測井數據，獲得不同激發頻率的T2時間譜，進而利用差譜法進行油氣水層的判別。

馬55井在2 269.0～2 291.0m井段常規測井計算孔隙度為8.2%～15.0%，核磁測井孔隙度為3.7%～12.6%，平均為8.0%；核磁滲透率為0.09～5.31mD，平均為1.28mD，與巖心分析的儲集層物性參數（巖心孔隙度為5.5%～11.7%，平均為8.4%）相近，表明儲集層物性較好。利用經驗公式計算的含油飽和度為37.5%～64.3%，平均為53.9%，與巖心分析及核磁測井含油飽和度均較為接近，表明儲集層具有較好含油性；在2 274～2 275m與2 283～2 287m井段，經過長、短等待時間獲得的T2時間譜，其譜峰主要分布于10～100ms，幅度較大、不拖曳，反映含油特征。2 278～2 284m井段壓裂改造后，獲日產5.7m3的工業油氣流。

3　結論

（1）三塘湖盆地條湖組二段沉凝灰巖在常規測井資料上表現為高自然伽馬、高聲波時差、高補償中子和低密度的特征，其中的烴源巖有機碳含量高、厚度大，生烴能力強，為下部凝灰巖儲集層提供了充足的油源。

（2）沉凝灰巖儲集層屬于中—高孔、特低滲儲集層，孔隙類型以脫玻化孔、長石溶孔和粒間孔為主，溶蝕作用強，溶蝕微孔和微洞均發育，常規測井及核磁共振測井資料均可用于沉凝灰巖儲集層孔隙度的計算與評價。

（3）條湖組沉凝灰巖儲集層孔隙度與含油飽和度呈正相關關系，以飽和度下限為38%作為產層的界限值，用來識別油層和干層；通過試油及巖心分析孔隙度等資料，初步建立了基于孔隙度的飽和度經驗公式，且在核磁共振測井資料上，油層段T2譜峰主要分布于10～100ms，幅度較大，反映含油特征。

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（本文編輯：李在光）

Logging evaluation technology and application of tight tuff reservoir in Santanghu Basin

JIAO Lixin，LIU Juntian，LILiuzhong，HAN Cheng，ZHANG Pin，LONG Fei
（Research InstituteofExploration and Development，PetroChina TuhaOilfield Company，Hami839009，Xinjiang，China）

The tuff reservoirof Tiaohu Formation obtained industrialoil flow inmanywellsin Santanghu Basin，which makes itbecomeanew hot field ofexploration in TuhaOilfield.Research shows thatexcept tuff，the reservoir lithologies includebiodetritus，charcoaland a fewmuddy strips，with some sedimentary characteristics，and the tuffhasabundant organic carbon，with large thickness，asgood source rocks.The reservoirporosity ranges from 5.5%to24.0%，thepermeability isgenerally less than 0.5mD，and theaverageoilsaturation isabove70%，so itbelongs to tight tuff reservoirwith largepores，ultra-low permeabilityand high oilsaturation.Based onΔlog R logging technology，thispaper carried outa quantitativeevaluation ofhydrocarbon source rocks；on thebasisof rock slicesandwhole-rockmineralanalysis，established and improved the identificationmethodsand standardsof tuffandmudstoneby core logging；combinedwith core analysis，CTscanningandmercury capillary pressure data，studiedmicroscopic characteristicsof the reservoir；conducted effective reservoirevaluation and porosity calculation by combined logging data；on thebasisof the reservoir lithology，carried outoil-bearingproperty evaluation，basically formed a setof techniquesandmethodsof logging evaluation for tighttuffreservoir，and achieved good effectsin production.

tuff；tightreservoir；loggingevaluation；Tiaohu Formation；Santanghu Basin

TE122.2

A

1673-8926（2015）02-0083-09

2014-04-20；

2014-07-16

國家重大科技專項“巖性地層油氣藏成藏規律、關鍵技術及目標評價”（編號：2011ZX05001-002-004）與中國石油股份有限公司“新疆大慶”重大科技專項“中小型疊合盆地石油地質條件整體評價及勘探技術研究”（編號：2012E-34-04）聯合資助

焦立新（1969-），男，博士，高級工程師，主要從事石油地質綜合研究工作。地址：（839009）新疆哈密市石油基地勘探開發研究院。電話：（0902）2765361。E-mail：jiaolx@petrochina.com.cn。