低渗透砂岩中的低对比度油气层类型及成因分析

肖 亮，毛志强，窦伟坦 ，侯雨庭，金 燕

(1.油气资源与探测国家重点实验室 中国石油大学，北京 102249;

2.地球探测与信息技术北京市重点实验室 中国石油大学，北京 102249;

3.中油长庆油田分公司，陕西 西安 710021;

4.中油西南油气田分公司，四川 成都 610051)

低渗透砂岩中的低对比度油气层类型及成因分析

肖 亮1，2，毛志强1，2，窦伟坦3，侯雨庭3，金 燕4

(1.油气资源与探测国家重点实验室 中国石油大学，北京 102249;

2.地球探测与信息技术北京市重点实验室 中国石油大学，北京 102249;

3.中油长庆油田分公司，陕西 西安 710021;

4.中油西南油气田分公司，四川 成都 610051)

通过对四川盆地包－界地区须家河组和鄂尔多斯盆地姬塬地区长8段低渗透砂岩油气层测井响应特征的深入分析，结合试油、分析测试和岩心薄片鉴定资料，提出了广义的低对比度油气层的概念。在低渗透砂岩储层中，低对比度油气层包括4种类型:油气层和水层电阻率差异小的低对比度油气层;有自然产能的油气层和干层的孔隙度及电阻率差异小的低对比度油气层;压裂后具工业产能的油气层和干层孔、渗差异小的低对比度油气层;高产油气层和低产油气层的孔隙度和电阻率差异小的低对比度油气层。通过对低对比度油气层岩心NMR和薄片鉴定结果的深入分析表明，导致低渗透砂岩储层中产生上述4种低对比度油气层的主要原因在于其复杂的孔隙结构引起的高束缚水饱和度和成岩相差异。

低渗透砂岩;低对比度油气层;孔隙度;电阻率;束缚水饱和度;成岩相

引 言

目前，常用的低对比度油气层的概念是指在同一个油水系统中，相同的孔隙度下，油气层电阻率和邻近水层电阻率之比小于4的油气层，即低阻油气层［1－2］。这一概念在常规储层描述中一直沿用至今［3］。然而，随着对低渗透砂岩储层勘探和开发的程度不断深入，这一低对比度油气层的概念已经不能够完整的描述实际储层情况，越来越多的复杂类型油气层难以利用常规方法加以定义、识别和解释。通过对四川盆地包－界地区须家河组低渗透砂岩气层和鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长8段低渗透砂岩油层测井响应特征的深入分析，提出了针对低渗透砂岩储层的广义低对比度油气层的概念，并结合相应储层的岩心核磁共振测井资料和薄片鉴定资料，对各种类型低对比度油气层的成因进行了系统分析。

1 低渗透砂岩中的低对比度油气层类型

1.1 油气层和水层电阻率差异小的低对比度油气层

图1、2分别为四川盆地包－界地区2口井须家河组典型水层和气层常规测井响应特征图。图1的A井中1 875～1 904 m井段测试结果显示为水层，从密度测量结果可以看到，该井段的密度测井值介于2.35～2.40 g/cm3之间，储层电阻率介于4～5 Ω·m。图2的B井与A井属于同一个地区，具有相同的油水系统。图2中1 940～1 957 m井段的密度测井值在2.40 g/cm3左右，与图1中所示井段的密度值接近，表示二者具有相似的孔隙度，对应的电阻率值约等于8 Ω·m，与图1所示井段的电阻率之比小于4。试油结果表明，1 939～1 951 m井段，日产气为10.578×104m3/d，不产水，测试结果为气层。图2即为典型的气层和水层电阻率差异小的低对比度气层。

图1 包－界地区A井典型水层测井响应特征

图2 包－界地区B井典型气层测井响应特征

1.2 油气层和干层的孔隙度及电阻率差异小的低对比度油气层

1.2.1 有自然产能的油气层和干层的孔隙度、电阻率差异小的低对比度油气层

图3为四川盆地包－界地区C井须家河组测井响应特征图。从密度测井曲线可以看出，1 580～1 598 m和1 838～1 848 m井段的密度测井值均介于2.5～2.55 g/cm3之间，二者孔隙度接近。1 580～1 598 m层段的电阻率约为16 Ω·m，1 838～1 848 m井段的电阻率约为12.5 Ω·m。1 584～1 598 m井段日产气为1.33×104m3/d，不产水，而1 838～1 848 m层段试油结果为干层。从测井曲线的响应特征分析出发，难以准确区分二者。

图3 有自然产能的气层和干层孔隙度和电阻率对比

1.2.2 压裂后具工业产能的油气层和干层孔、渗差异小的低对比度油气层

对于鄂尔多斯盆地普遍发育的低渗透、超低渗透砂岩储层，在不采取任何压裂措施的情况下，无法获得工业油气流。因此，对于鄂尔多斯盆地的低渗透砂岩储层而言，第3类低对比度油气层是指压裂后具工业产能的油气层和干层孔隙度、渗透率差异小的油气层。

图4为鄂尔多斯盆地姬塬地区D井长8段测井解释成果图。图中2 749～2 754 m井段经压裂后测试结果显示日产油为10.63 t/d，不产水;而上部2 739～2 742 m井段测试结果为干层。从测井解释结果看，二者的孔隙度均约等于8.5%，渗透率等于0.1×10－3μm2。从孔隙度和渗透率很难将二者加以区分，不同之处在于下部油层的电阻率略 高于上部干层。

图4 鄂尔多斯盆地姬塬地区D井长8段测井响应特征

1.3 高产油气层和低产油气层孔隙度及电阻率差异小的低对比度油气层

此类油气层是指在相同的沉积环境和油水系统中，从孔隙度和电阻率测井曲线上难以准确的将其区分，而二者产能差异较大的油气层。

图5、6分别为鄂尔多斯盆地姬塬地区E井和F井延长组长8段测井响应特征。图5中试油结果显示2 566～2 569 m井段经过压裂措施后，日产油为32.56 t/d，不产水，为高产纯油层。而图6所示在2 819～2 824 m井段井压裂措施后，日产油为6.80 t/d，不产水，为产量相对较低的油层。从2口井试油层段的常规测井响应特征分析看，二者的自然伽马接近，表明其具有相同的岩性，声波时差均接近于230 μs/ft，E井的电阻率略大于F井。总体来看，利用常规测井曲线难以对二者加以区分。

图5 鄂尔多斯盆地姬塬地区E井长8段测井响应特征

图6 鄂尔多斯盆地姬塬地区F井长8段测井响应特征

2 低渗透砂岩储层低对比度油气层成因分析

大量的地质资料分析表明，导致低渗透砂岩油气层低对比度的主要原因在于其复杂的孔隙结构［4－5］。通过对鄂尔多斯盆地姬塬地区长8段和四川盆地包－界地区须家河组相应低渗透砂岩储层岩心核磁共振测井、薄片鉴定资料的深入分析，将低对比度油气层成因分为2类。

2.1 高束缚水饱和度导致的低对比度油气层

在低渗透砂岩油气藏中，由于储层孔隙度小、渗透率低、孔隙连通性差，小孔隙角隅发育，导致大量的小孔隙空间被束缚水所充填，油气藏的束缚水饱和度高，油气充填不饱满，引起电阻率的低对比度［6］。四川盆地包－界地区须家河组36块岩心NMR测井分析结果表明，在电阻率较低的层段，小孔隙发育，束缚水饱和度主要分布在30% ～60%之间，平均束缚水饱和度高达44.3%。较高的束缚水饱和度引起储层岩石的导电性能增强，导致对应的电阻率与标准水层的电阻率之比小于常规储层。对于该类储层而言，孔隙水主要以赋存在小孔隙空间和孔隙表面的束缚水为主，实际生产过程中在采取措施后难以产出。因此，该类储层能够形成纯油气层。为了在实际储层评价中准确的识别该类低对比度油气层，需要测量一定数量的岩心NMR测井资料以了解储层的孔隙结构分布及束缚水饱和度信息。

2.2 储层成岩相差异导致的低对比度油气层

石玉江等人［7］通过对鄂尔多斯盆地姬塬地区长8段低渗透砂岩储层岩石薄片鉴定结果的分析表明，引起该地区孔隙结构复杂的主要原因在于其成岩相差异。对于不同的成岩相地层，往往具有不同的孔隙结构，建设性成岩相往往与优质储层的发育相关，而破坏性成岩相地层往往难以形成有效的储层，或者只能形成产能相对较差的储层。薄片鉴定资料表明，鄂尔多斯盆地姬塬地区长8段主要的成岩相类型包括绿泥石衬边弱溶蚀成岩相、不稳定组分溶蚀成岩相、高岭石充填成岩相、压实致密成岩相和碳酸盐胶结成岩相5类。其中绿泥石衬边弱溶蚀成岩相和不稳定组分溶蚀成岩相属于建设性成岩相，发育这2类成岩相的储层往往具有相对较高的产能，而绿泥石衬边弱溶蚀成岩相是最有效的成岩相类型，对应储层的产能也较高。高岭石充填成岩相、压实致密成岩相和碳酸盐胶结成岩相属于破坏性成岩相，发育这3类成岩相的储层相应的产能较低，甚至不能形成有效储层［7］。

利用相应的薄片鉴定资料对鄂尔多斯盆地姬塬地区D井长8段储层成岩相进行分析表明，2 747～2 757 m井段主要的成岩相类型为绿泥石衬边弱溶蚀成岩相，为较好的成岩相类型，但中间夹有碳酸盐胶结成岩相夹层，导致储层的孔隙度和渗透率较低，与上部干层的差异变小。2 739～2 743 m井段为高岭石充填成岩相储层，不具有产液能力，为干层。

结合姬塬地区长8段成岩相和试油资料的统计结果表明，对于不同成岩相类型的储层，往往具有不同的产能。成岩相类型较好的储层，产能级别也较高。一般绿泥石衬边弱溶蚀成岩相储层产能级别最高，不稳定组分成岩相储层的产能级别低于绿泥石衬边弱溶蚀成岩相储层，含碳酸盐胶结成岩相的储层产能级别最低，而高岭石充填成岩相储层和压实致密成岩相储层不能形成有效的储层，为干层。

对图5、6分析表明，E井长8段储层主要成岩相类型为绿泥石衬边弱溶蚀成岩相，而F井长8段则主要是不稳定组分溶蚀成岩相储层，这种储层成岩相的差异，导致E井的每米日产油量明显高于F井。

为了准确识别由于成岩相差异引起的低对比度油气层，必须获取一定数量的岩心薄片鉴定资料，以划分储层的成岩相类型。

3 结论

(1)低渗透砂岩储层中广义的低对比度油气层包括如下4种:油气层和水层电阻率差异小的低对比度油气层;有自然产能的油气层和干层的孔隙度及电阻率差异小的低对比度油气层;压裂后具工业产能的油气层和干层孔、渗差异小的低对比度油气层;高产油气层和低产油气层的孔隙度、电阻率差异小的低对比度油气层。

(2)在低渗透砂岩储层，导致油气层和水层电阻率低对比度的主要原因是储层孔隙度小，孔隙连通性差，渗透率低，小孔隙角隅发育导致油气层束缚水饱和度高。

(3)低渗透砂岩储层成岩相差异是导致有效储层和干层、高产油气层和低产油气层孔隙度和电阻率低对比度的主要原因。在相似的孔隙度和电阻率下，建设性成岩相储层能够形成具工业价值油气流，而破坏性成岩相地层为干层。成岩相类型越好，储层的产能也较高。

(4)为了准确地识别低渗透砂岩储层中的低对比度油气层，必须获取一定数量的岩心NMR测井和岩心薄片鉴定资料。

［1］欧阳健，修立军，石玉江，等.测井低对比度油层饱和度评价与分布研究及其应用［J］.中国石油勘探，2009，15(1):38 －52.

［2］程相志，范宜仁，周灿灿，等.基于钻井液性能优化设计的低对比度油层识别新技术［J］.中国石油大学学报:自然科学版，2008，32(3):50 －54.

［3］欧阳健，毛志强，修立军，等.测井低对比度油层成因机理与评价方法［M］.北京:石油工业出版社，2009:352－357.

［4］中国石油勘探与生产分公司.低阻油气藏测井评价技术及应用［M］.北京:石油工业出版社，2009:194－200.

［5］赵政璋，欧阳健，刘德来，等.渤海湾地区低电阻油气层测井技术与解释方法［M］.北京:石油工业出版社，2000:168－175.

［6］Hamada G M.Can NMR solve conventional logs interpretation problems in low resistivity beds evaluation［J］．Engineering Journal of the University of Qatar，2003，23(16):19－28.

［7］石玉江，肖亮，毛志强，等.低渗透砂岩储层成岩相测井识别方法及其地质意义——以鄂尔多斯盆地姬塬地区长8段储层为例［J］.石油学报，2011，32(5):797－805.

Types and genesis of low contrast hydrocarbon reservoirs in low permeability sandstones

XIAO Liang1，2，MAO Zhi － qiang1，2，DOU Wei － tan3，HOU Yu － ting3，JIN Yan4
(1．State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting，China University of Petroleum，Beijing102249，China;
2．Beijing Key Laboratory of Earth Prospecting and Information Technology，China University of Petroleum，Beijing102249，China;
3．Changqing Oilfield Company，PetroChina，Xi’an，Shaanxi710021，China;
4．Southwest Oil＆Gas Field Company，PetroChina，Chengdu，Sichuan，610051，China)

This paper introduces a general concept of low contrast hydrocarbon reservoir based on deep analyses on log response features of the low permeability sandstone reservoirs in the Xujiahe formation of Bao－jie area，Sichuan Basin and the Chang8 formation in Jiyuan area，Ordos Basin in conjunction with well testing and thin section identification data．In low permeability sandstone reservoirs，there are four types of low contrast hydrocarbon reservoirs:reservoirs with little resistivity difference from aquifer，reservoirs with natural productivity and little differences in porosity and resistivity from dry bed;reservoirs with commercial productivity after fracturing and with little differences in porosity and permeability from dry bed，and reservoirs of high and low productivity with little differences in porosity and resistivity．Analysis of the core NMR and thin section identification results of the low contrast hydrocarbon reservoirs shows that the main cause of the above four types of low contrast hydrocarbon reservoirs in low permeability sandstones lies in high irreducible water saturation due to complicated pore structure and the difference in diagenetic facies．

low permeability sandstone;low contrast hydrocarbon reservoir;porosity;resistivity;irreducible water saturation;diagenetic facies

TE122

A

1006－6535(2012)01－0042－05

20110731;改回日期20111026

中油长庆油田分公司项目“鄂尔多斯盆地西北部延长组低渗透砂岩成岩相测井评价应用基础研究”(2009－119)

肖亮(1981－)，男，讲师，2004年毕业于江汉石油学院勘查技术与工程专业，现为中国石油大学(北京)地质资源与地质工程专业在读博士研究生，从事复杂储层测井评价及测井新技术应用研究工作。

编辑 林树龙