萬(wàn)昌構(gòu)造帶雙二段儲(chǔ)層有效厚度控制因素

鄧亞梅，胡望水，何彥南

（1.貴州省地質(zhì)礦產(chǎn)勘查開(kāi)發(fā)局一○五地質(zhì)大隊(duì)，貴州貴陽(yáng)550018；2.長(zhǎng)江大學(xué)油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室地球科學(xué)學(xué)院，湖北武漢430100）

萬(wàn)昌構(gòu)造帶存在大量陸相油氣藏層系，砂巖類儲(chǔ)層集中發(fā)育于雙陽(yáng)組二段、奢嶺組一段、永吉組二段、萬(wàn)昌組和齊家組[1]。由于較強(qiáng)的非均質(zhì)性和變化較大的物性，導(dǎo)致其含油氣性較一般，但總體上產(chǎn)能較高，因?yàn)楫a(chǎn)量主要受儲(chǔ)層物性和儲(chǔ)層改造效果影響[2]。雙二段作為主力產(chǎn)油氣層段，屬于典型的低滲透性復(fù)雜巖性儲(chǔ)層，對(duì)其進(jìn)行正確科學(xué)的開(kāi)發(fā)評(píng)價(jià)顯得非常重要。因此，研究雙二段四性特征及其關(guān)系，并確定含油氣儲(chǔ)層厚度控制因素的下限標(biāo)準(zhǔn)，可以為下一步油氣的開(kāi)發(fā)工作提供強(qiáng)有力支撐，最終達(dá)到高效開(kāi)發(fā)的目的。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

伊通盆地位于長(zhǎng)春與吉林兩地之間，貫穿吉林省中部東北方向。構(gòu)造位置位于佳伊盆地南段，是郯廬斷裂帶的北部延伸區(qū)，為一狹長(zhǎng)的新生代含油氣盆地[3]，面積約2200km2。以Ⅱ號(hào)斷層為界，伊通盆地內(nèi)部被分為北部和南部?jī)刹糠郑摂鄬雍鸵恋ぢ∑饘⒃撆璧刈阅舷虮狈譃槟锴鄶嘞?、鹿鄉(xiāng)斷陷以及岔路河斷陷。復(fù)雜的構(gòu)造變形特征，導(dǎo)致區(qū)域砂巖相變快、巖石類型呈現(xiàn)多樣性（砂礫巖、砂巖、粉砂巖和泥巖），碎屑顆粒粒度不一，混雜堆積，有利油氣運(yùn)移成藏[4]。本次研究范圍主要是岔路河斷陷萬(wàn)昌構(gòu)造帶雙二段儲(chǔ)層，位于岔路河斷陷的中部，區(qū)域上呈現(xiàn)出自西向北傾的單斜構(gòu)造[5]。

2 儲(chǔ)層四性特征及相互關(guān)系

2.1 儲(chǔ)層四性特征

本次研究區(qū)研究對(duì)象層為萬(wàn)昌構(gòu)造帶雙二段，通過(guò)對(duì)本研究區(qū)鉆遇該目的層位的5口取芯井進(jìn)行分析，研究發(fā)現(xiàn)雙二段巖性相對(duì)復(fù)雜，主要為淺灰色、淺棕色砂礫巖、中細(xì)砂巖、粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖，黑灰色、棕色、黃棕色粉砂質(zhì)泥巖、泥巖，泥巖多含碳屑。砂巖粒度比較細(xì)，砂泥巖交互頻繁。

通過(guò)偏光顯微鏡確定雙二段巖石薄片的礦物組分及其光學(xué)性質(zhì)表明，儲(chǔ)集巖的碎屑成份主要為石英、長(zhǎng)石、巖屑，在雙二段的28個(gè)巖石樣品中，石英含量通常為29%~46%，平均為38.0%；長(zhǎng)石含量一般為26%~54%，平均為36.1%；巖屑含量一般為5%~39%，平均為25.8%。顆粒的分選呈現(xiàn)較差至中等，磨圓度呈次棱角狀，成分成熟度與結(jié)構(gòu)成熟度都很低。

雙二段儲(chǔ)層有極強(qiáng)的非均質(zhì)性，整體上呈現(xiàn)出致密儲(chǔ)層特征，其儲(chǔ)層孔隙度為5%~20%，以6%~18%為主，滲透率為(0.1~1)×10-3μm2~(1~10)×10-3μm2。根據(jù)國(guó)內(nèi)外對(duì)儲(chǔ)層的劃分標(biāo)準(zhǔn)（表1），雙二段屬于低—特 低孔，特低—超低滲儲(chǔ)層。

表1 2011中國(guó)石油天然氣行業(yè)油氣儲(chǔ)層評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)（碎屑巖）

研究區(qū)的巖性不純，主要由陸相砂礫巖和砂巖儲(chǔ)層組成，還含有較多泥巖，油跡、油斑為其最高的含油級(jí)別，所以，儲(chǔ)層的含油氣性質(zhì)由巖性和物性控制，從表2可知，油跡、熒光為研究區(qū)的主要含油產(chǎn)狀，含油氣較高，通常以油層、氣層、油氣層為主。

表2 巖性、物性、含油氣性對(duì)比數(shù)據(jù)表

2.2 巖性與物性的關(guān)系

砂礫巖、砂巖和粉砂巖分別對(duì)應(yīng)于孔隙—滲透率關(guān)系，并且通過(guò)孔隙、滲透率分析數(shù)據(jù)建立巖性與物性之間的關(guān)系。通過(guò)分析可以得出，雙二段中砂巖、粗砂巖和砂礫巖物性相對(duì)較好，孔隙度在9%~18%之間，滲透率在（1~80）×10-3μm2之間；細(xì)砂巖和粉砂巖的物性相對(duì)較差，孔隙度在4%~10%之間，滲透率在（0.1~1）×10-3μm2之間。從碳酸鹽含量、石英含量以及孔隙度與滲透率交會(huì)圖結(jié)果分析來(lái)看，儲(chǔ)層的物性明顯受巖性及其膠結(jié)物含量的控制，也就是說(shuō)，巖性越粗、泥質(zhì)含量越低，而碳酸鹽含量越低，其儲(chǔ)層的物性越好[6-7]，此外，當(dāng)碳酸鹽含量增加，物性變差，而當(dāng)石英含量增加時(shí)，孔滲趨于變好。

2.3 巖性與含油氣性的關(guān)系

通過(guò)對(duì)岔路河地區(qū)萬(wàn)昌構(gòu)造帶雙二段取芯資料進(jìn)行統(tǒng)計(jì)得出：粉砂巖占1.56%，細(xì)砂巖、中砂巖和粗砂巖分別占21.88%、15.62%、29.69%，不等粒砂巖占4.69%，砂礫巖占26.56%。儲(chǔ)層巖性主要為砂礫巖和粗砂巖，其次是細(xì)砂巖和中砂巖，少量粉砂巖。油氣顯示良好區(qū)域主要為粗砂巖、中砂巖、細(xì)砂巖和少量粉砂巖。因此，粗砂巖、中砂巖以及細(xì)砂巖是萬(wàn)昌構(gòu)造帶雙二段儲(chǔ)層的有利巖性。研究區(qū)巖性的下限是粉砂巖。

2.4 巖性、電性、物性及含油氣性關(guān)系

目前，測(cè)井系列可以更好識(shí)別儲(chǔ)層的巖性、物性和含油性[8]。5700測(cè)井中的自然伽馬、自然電位、陣列感應(yīng)電阻率曲線可清楚反映儲(chǔ)層界面，很好地識(shí)別儲(chǔ)層巖性和物性，而陣列感應(yīng)電阻率曲線在反映儲(chǔ)層含油性方面效果最佳。

從萬(wàn)昌構(gòu)造帶昌4井四性關(guān)系（圖1）來(lái)看，該井段主要為砂礫巖和泥質(zhì)粉砂巖，泥質(zhì)含量較高，自然電位出現(xiàn)異常，自然伽馬顯示弱齒形，聲波曲線與實(shí)際測(cè)得的孔隙度有很好的對(duì)應(yīng)關(guān)系，電阻率電性特征顯示高值。另外，從圖中還看出巖性與其對(duì)應(yīng)物性呈正相關(guān)，并且物性與聲波時(shí)差也有較好的相關(guān)性，在孔深2170~2185m之間物性較好，對(duì)應(yīng)深側(cè)向電阻率值也較高，含油性也更好，屬于常規(guī)含油水層，電阻率一般為15~40Ω·m。

圖1 昌4井雙二段儲(chǔ)層四性關(guān)系圖

通過(guò)對(duì)儲(chǔ)層的四性特征進(jìn)行綜合分析，最終確定了控制雙二段含油氣儲(chǔ)層的巖性、含油性下限標(biāo)準(zhǔn)，其下限分別是粉砂巖和油跡。

3 含油氣厚度下限研究

3.1 經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)法

本次研究中，使用了兩種不同方法來(lái)確定儲(chǔ)層物性下限，其中一種為經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)法[9]。該方法是根據(jù)雙二段儲(chǔ)層3口取芯井，共計(jì)77個(gè)和57個(gè)樣品的分析數(shù)據(jù)，繪制出孔隙度與滲透率的分布直方圖，并結(jié)合其率累積能力丟失曲線和累計(jì)頻率曲線（圖2）。結(jié)果顯示：雙二段取φ值等于6.0%時(shí)，其累積孔隙能力丟失（儲(chǔ)油能力丟失）在5.6%；取K值等于0.1×10-3μm2時(shí)，累計(jì)滲透能力丟失（產(chǎn)油能力丟失）在5.2%。因此，孔隙度下限是6.0%，并且滲透率下限是0.1×10-3μm2。

圖2 萬(wàn)昌構(gòu)造帶雙二段孔隙度與滲透率直方圖

3.2 孔隙結(jié)構(gòu)分類法

第二種方法是利用孔隙結(jié)構(gòu)分類法來(lái)確定。該方法是根據(jù)雙二段的8塊巖芯壓汞實(shí)驗(yàn)得到的飽和度中值壓力(Pc50)和排驅(qū)壓力(Pd)數(shù)據(jù)，建立飽和度中值壓力和排驅(qū)壓力分別與孔隙度和滲透率的交匯圖。并根據(jù)其劃分的儲(chǔ)層與非儲(chǔ)層突變點(diǎn)的相應(yīng)孔隙度、滲透率值，得到研究區(qū)的有效儲(chǔ)層孔隙度、滲透率下限。分析發(fā)現(xiàn)：在雙二段中，孔隙度與中值壓力和排驅(qū)壓力顯示的相關(guān)性，均優(yōu)于滲透率與中值壓力和排驅(qū)壓力，但它們的值變化都不大（圖3、圖4），即孔隙度、滲透率與中值壓力交匯圖呈現(xiàn)出油層孔隙度、滲透率下限值分別是6%、0.11×10-3μm2；而從孔隙度、滲透率與排驅(qū)壓力交匯圖顯示儲(chǔ)層孔隙度、滲透率下限值分別是6.1%、0.12×10-3μm2。事實(shí)證明，兩種類型的交匯圖表現(xiàn)出的孔滲下限值都相當(dāng)，均較低。

圖3 萬(wàn)昌構(gòu)造帶雙二段儲(chǔ)層壓汞中值壓力（左）和排驅(qū)壓力（右）與孔隙度關(guān)系

圖4 萬(wàn)昌構(gòu)造帶雙二段儲(chǔ)層壓汞中值壓力（左）和排驅(qū)壓力（右）與滲透率關(guān)系

通過(guò)對(duì)以上兩種方法綜合分析，確定了控制萬(wàn)昌構(gòu)造帶雙二段油氣層的孔隙度下限為6.2%，滲透率下限為0.11×10-3μm2（表4）。

3.3 試油資料約束法

在該研究中，運(yùn)用了試油資料約束方法來(lái)確定電性下限值。根據(jù)試油結(jié)果，并結(jié)合測(cè)井、地質(zhì)參數(shù)，分別建立雙二段儲(chǔ)層聲波時(shí)差、孔隙度與地層電阻率（主要是感應(yīng)電阻率）之間的關(guān)系（圖5），從解釋圖版中可以得到：含油水層電阻率、聲波時(shí)差分別高于18Ω·m、208μs/m；氣水層電阻率、聲波時(shí)差分別高于25Ω·m、223μs/m；水層電阻率、聲波時(shí)差分別高于12Ω·m、208μs/m（表3）。

表3 萬(wàn)昌構(gòu)造帶雙二段儲(chǔ)層油氣水層識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)

圖5 雙二段儲(chǔ)層聲波時(shí)差、孔隙度與電阻率交會(huì)圖

3.4 含油氣厚度下限確定

在參考測(cè)井資料、巖芯薄片化驗(yàn)分析，以及綜合測(cè)試試油資料分析的基礎(chǔ)上，對(duì)雙二段儲(chǔ)層四性下限進(jìn)行了研究,最終得到了該油田萬(wàn)昌構(gòu)造帶雙二段含油氣儲(chǔ)層厚度控制因素的下限標(biāo)準(zhǔn)(表4)。對(duì)于有效油氣層頂部、底部界面確定，這里是基于自然伽馬曲線的半幅點(diǎn)值、微電極曲線[10]，并結(jié)合電阻率曲線進(jìn)行綜合判斷。但是，夾層對(duì)于后期儲(chǔ)量計(jì)算和油田開(kāi)發(fā)來(lái)說(shuō)，都具有非常嚴(yán)重的影響，因此在確定有效厚度下限的同時(shí)，必須扣除夾層帶來(lái)的影響。本次對(duì)夾層的剔除，主要是根據(jù)微電極、自然伽馬和聲波時(shí)差對(duì)它所反映的靈敏度，來(lái)綜合判斷儲(chǔ)層夾層的厚度，最終確定雙二段儲(chǔ)層夾層的起扣厚度為0.2m，有效厚度的起算為0.5m。

表4 萬(wàn)昌構(gòu)造帶雙二段含油氣儲(chǔ)層厚度控制因素下限標(biāo)準(zhǔn)

4 結(jié)論

（1）對(duì)取芯試驗(yàn)、化驗(yàn)分析和測(cè)井四性特征及其關(guān)系研究，確定雙二段儲(chǔ)層巖性主要由砂礫巖、粗砂巖和細(xì)砂巖組成，并含大量泥巖；物性變化較大，儲(chǔ)層主要為低—特低孔，特低—超低滲儲(chǔ)層；研究區(qū)含油現(xiàn)象主要是油跡和熒光，電性曲線特征復(fù)雜。

（2）通過(guò)綜合分析，確定了雙二段儲(chǔ)層有效厚度下限控制因素為巖性、物性、含油性和電性，巖性的下限為粉砂巖，物性下限標(biāo)準(zhǔn)孔隙度、滲透率分別是6.2%、0.11×10-3μm2，含油性下限為油跡，電性下限電阻率、聲波時(shí)差分別是18Ω·m、208μs/m。