白豹－华庆地区长6油层组电成像测井资料应用评价

2014-03-18刘行军中国石油集团测井有限公司长庆事业部陕西西安710201西北大学地质学系陕西西安710069

石油天然气学报 2014年10期

刘行军（中国石油集团测井有限公司长庆事业部，陕西西安710201 西北大学地质学系，陕西西安710069）

柳益群（西北大学地质学系，陕西西安710069）

史分红（中石油吐哈油田分公司，新疆哈密839000）

刘颖卓，何旭（中国石油集团测井有限公司长庆事业部，陕西西安710201）

白豹－华池地区延长组长6油层组为重要的勘探、评价目的层，随着油田勘探开发力度的加大，该区被确定为增储上产最重要的地区之一。但该区长6油层组的储层孔隙度、渗透率低，砂体在纵向剖面及横向上变化较大，上述特征使得该区的开发难度加大。近年来在该区进行了多口井的电成像测井，电成像测井具有采集精度高、纵向分辨率高等特点，能够提供大量的地下地层信息，成像测井在油气藏的勘探与评价中越来越受到重视。为此，笔者在多口井的电成像测井、常规测井资料的基础上，结合地质录井取心资料，论述了该区长6油层组湖底滑塌浊流沉积砂体的电成像测井特征，对该区电成像成果图所反映出来的储层层理及古水流分布特征进行了分析，首次探讨了储层层理特征与产量之间的关系，进一步分析了储层裂缝特征与产量之间的关系，并首次应用长6油层组底部及其下伏的长7油层组稳定泥岩的倾角和倾向数据，对长6油层组沉积时该区的湖盆地形做了分析。

1 地层概况及电成像特征

研究区北起白豹北部长官庙，南至华池地区南部，西到元城，东至紫坊畔，南北长约48km，东西宽约40km。该区含油层存在于长3、长4＋5、长6、长8油层组中，其中长6油层组为重要的勘探、评价目的层之一，厚120～140m。岩性主要由深灰色细砂岩、粉－细砂岩、钙质砂岩、灰黑色泥岩、粉砂质泥岩组成。砂岩中长石平均体积分数45．7%，其次是石英，平均体积分数为26．0%，填隙物平均体积分数约15．0%，胶结物平均体积分数约10．0%，含有5%～15%的岩屑和少量重矿物；岩石颗粒以次棱角状为主，分选好－中等。储层孔隙以原生粒间孔隙为主，其次为次生溶蚀孔隙，岩心分析孔隙度8%～12%，渗透率0．1～0．3mD，储层物性差，属于低孔、低渗储层。

郑荣才等［1］研究了白豹－华池地区长6油层组的沉积相，分析结果认为该区长6油层组主要为湖底滑塌浊流沉积，具有粒序层理、液化包卷层理、滑动截切和变形构造、小型同生断层、槽模、沟模和重荷模等浊积沉积相标志。研究区12口井电成像测井图像上也不同程度见有上述特征地层发育，从图1上可以看出，该区主要有交错层理发育的砂岩、粒序－块状构造发育的砂岩、平行层理发育的砂岩、变形层理发育的粉砂岩－砂岩、泥质粉砂岩与薄层泥岩的互层、倾斜的泥岩，储油层以粒序－块状构造发育的砂岩、平行层理发育的砂岩、交错层理发育的砂岩为主。在坡度较陡的半深湖－深湖地区，常常会伴随有滑塌作用，进而引发了浊积扇的发生，白豹－华池地区长6油层组浊积扇的物质来源是早期堆积在陡坡带的远源沉积物，或者是远源沉积物直接从缓坡带进入陡坡地区。浊积扇扇根部位由于快速沉积作用，以粒序－块状构造砂岩、变形层理砂岩最为发育，扇中地区浊积水道中常见交错层理、平行层理发育的砂岩，浊积水道间主要为粉砂质泥岩沉积，扇缘地带主要发育泥质粉砂岩与薄层泥岩。

图1 白豹－华池地区长6油层组典型岩层电成像特征图

2 层理特征及古水流分析

对于水下浊积扇已有很多研究，何起祥等［2］对我国湖泊浊积岩的主要特征及地质意义进行了分析和总结；刘孟慧等［4］对渤海地区古近系湖底扇的沉积特征进行了研究［3］；李文厚等［5，6］分析和总结我国西北地区湖相浊流沉积；陈全红等［5］对鄂尔多斯盆地南部延长组浊积岩体系进行了分析；郑荣才等［1］研究了白豹－华池地区长6油层组浊流沉积物的沉积特征。从以上研究分析可以总结出，我国许多沉积盆地内发育有浊积岩，这些浊积岩往往由一些不完整的鲍玛层序叠置而成，浊积岩储集层以A段（递变层理段或块状层理段）、B段（平行层理段（下部平行纹理段））、C段（波状层理段（流水波状纹理段））最为发育，如东濮凹陷古近系沙河街组三、四段浊积岩以B段平行层理砂岩含油性最好，C段次之［3，7］。相比较而言，鄂尔多斯盆地白豹－华池地区长6油层组浊积岩有着特殊性，主要表现在：① 该区浊积岩物源距离远，岩性主要由深灰色、灰黑色细砂岩、粉－细砂岩、泥岩、粉砂质泥岩组成，岩石颗粒细，未见浊积岩底部A段常有的含砾粗碎屑沉积物存在，大多数沉积物是在深湖－半深湖陡坡带堆积后，经过滑塌作用再沉积的结果。② 该区的浊积岩发育的鲍玛层序组合类型有AB、BCD、CDE、BCDE、CDE（其中，D段为水平层理段（上部平行纹理段）；E段为泥岩段）等5类。经研究发现，C段储集层的物性最好，其次为B、A段。研究区浊积岩C段发育的水流层理类型较多，见有小型板状、槽状以及楔状交错层理（图2），这些层理特征显示出牵引水流特征，主要是由于沉积物颗粒细小，浊流在推进过程中，A、B段沉积之后，浊流在该区迅速演变成了低密度水流，出现了牵引水流机制，在牵引水流机制作用下，形成了单向水流下的各种交错层理，在交错层理发育的砂体中形成了岩石颗粒分选好的C段储集层。B、A段储层是快速沉积产物，虽然总体上颗粒偏粗，但颗粒分选较差，物性较C段要差一些。

图2 层理类型及特征图

该次研究对浊积水道中发育层理的古水流方向做了统计分析，从白豹－华池地区长6油层组的古水流分布图（图3）上可以看出，在白197井～白412-26井～白266井一线的东北方向地区，古水流方向主要呈南偏东－西南的小扇形方向展开，白194井为东北方向地区的一口井，电成像图像上显示出，该井长6油层组浊积水道砂岩的层理倾向东南；而在白286井～白270井一线西南方向地区，古水流方向主要呈东偏南－东北的小扇形方向展开；白478井为西南方向地区的一口井，电成像图像上显示出，该井长6油层组浊积水道砂岩层理倾向东北、东偏南（图2）。在东北及西南两线的中间部位，古水流显示出西－西偏南的特征。综合以上古水流分布特点，分析认为研究区的东北地区主要受控于东北物源，西南地区主要受控于西南物源，中间存在一个混合沉积区带，整体上来看，东北物源区影响范围要大一些。

3 层理及裂缝特征与储层产量关系分析

3.1 层理特征与产量分析

白豹－华池地区长6油层组浊积岩储层主要有交错层理发育的砂岩、粒序－块状构造发育的砂岩、平行层理发育的砂岩、变形层理发育的粉砂岩－砂岩，交错层理的类型主要有小型的板状、槽状、楔状交错层理，纵向上浊积岩发育的鲍玛层序组合类型有 AB、BCD、CDE、BCDE、CDE组合。经研究发现，交错层理发育的C段储层物性最好，其次为平行层理砂岩B段、块状构造砂岩A段。

从白478井长6油层组常规测井与电成像测井层理特征图（图4）上可以看出，2054．0～2060．7m常规测井密度2．44g／cm3，声波时差 232．0μs／m，自然电位异常幅度13．0mV，深感应电阻率平均35．1Ω·m，该段电阻率较高，物性比上、下邻层显示好，录井为油斑级细砂岩，测井解释该段为油层；电成像测井图上显示2054．0～2055．1m、2057．0～2060．8m交错层理发育，层理倾角4～30°，层理倾向东北、东偏南，2055．1～2057．0m发育平行层理，2060．8～2062．0m为块状砂岩；该段经压裂试油，出油4．17t，产水0m3。

从白270井长6油层组1985～1996m常规测井与电成像测井层理特征图（图5）上可以看出，1987．0～1994．0m常规测井密度2．50g／cm3，声波时差235．8μs／m，自然电位异常幅度10．1mV，深感应电阻率平均值27．9Ω·m，物性比邻近砂岩层好，测井解释该段为油层；电成像测井图上显示该段下部板状交错层理发育，层理倾角11～21°，层理倾向东北、东偏南，该段上部波状层理发育，层理倾角向砂体顶部变小，倾向变化快；该段经压裂试油，出油6．72t，产水13．9m3。

该井长6油层组1956．0～1966．0m常规测井密度2．46g／cm3，声波时差240．1μs／m，自然电位异常幅度11．2mV，深感应电阻率平均31．4Ω·m，物性明显比邻近砂岩层好，测井解释该段为油层；电成像测井图上显示该段1957．6～1958．2m、1960．2～1963．2m、1964．1～1965．1m砂体交错层理发育，层理倾角10～38°，1958．2～1960．2m、1963．2～1964．1m发育平行层理；该段经压裂试油，出油10．3t，产水11．1m3。

同样的情况出现在白194井的长6油层组的含油层段，该段物性最好的储层段发育交错层理和平行层理，主要以交错层理最为发育，当长6油层组浊积水道砂体交错层理不发育时，平行层理砂岩、块状砂岩也可以是好的储油层。如白403-35井长6油层组的含油层段2273．0～2282．0m主要发育平行层理，该段声波时差230．1μs／m，自然电位异常幅度13．2mV，深感应电阻率平均37．7Ω·m，录井为油迹、油斑级细砂岩，测井解释该段为差油层、油层；该段经压裂试油，出油15．96t，产水0m3。

综合以上分析结果认为：白豹－华池地区长6油层组物性、含油性最好的砂体为交错层理发育的砂岩，其次为平行层理发育的砂岩以及块状砂岩。长6油层组浊流沉积物在A段块状砂岩和B平行层理发育的砂岩快速沉积之后，浊流在该区迅速演变成了低密度水流，出现了牵引水流机制，形成了单向水流下岩石颗粒分选好的、交错层理发育的C段储层，B、A段储层是快速沉积的产物，岩石颗粒分选较差，物性和含油性较C段差一些。

图3 白豹－华池地区长6油层组古水流分布平面图

图4 白478井长6油层组常规测井与电成像测井层理特征图

3.2 裂缝特征与产量分析

研究区统计的9口井16个长6油层组的含油层中，有4个储层内部见有裂缝，占整个统计层数的25%，有7层围岩发育裂缝，占整个统计层数的44%。在地层脆性程度较大的粉砂岩中常见裂缝发育，尽管围岩比储层内部更易见到裂缝，但是石油并没有因为围岩裂缝的存在而运移掉，主要是因为这些天然缝在地下平面延伸的距离有限，据野外岩石露头统计分析，延长组中裂缝的平面延伸长度一般从几十厘米到十多米［8，9］。裂缝发育段的周围，更致密的地层遮挡了石油的运移，在大面积生油背景下，使石油在储层中得以保存。

从白403-35井长6油层组的含油层段常规测井与电成像测井裂缝特征图（图6）上可以看出，该井含油层的上围岩2269．5～2273．8m 发育裂缝，射孔段深度分别为2278．0～2282．0m、2284．0～2288．0m，射孔段的顶部距离裂缝发育段4．2m；该段经压裂试油，出油15．96t，产水0m3。该井没有因为围岩发育裂缝使石油保存条件变差，也没有因为围岩裂缝的发育使压裂效果受到影响。

从白269井长6油层组的含油层段常规测井与电成像测井裂缝特征图（图7）上可以看出，该井油层段内部1949．2～1950．7m发育有裂缝，油层的下围岩1954．2～1956．8m见有裂缝，该井射孔段深度1947．0～1951．0m，下围岩裂缝距离射孔段底部3．2m；该段经压裂试油，出油22．62t，产水0m3。储层内部裂缝的发育改善了储层渗透性，同时该段油层下部的围岩裂缝没有影响到压裂效果，还有可能起到沟通下部差油层的作用，从而使得该井获得了较好的试油产量。

图5 白270井长6油层组1985～1996m常规测井与电成像测井层理特征图

图6 白403-35井长6油层组的含油层段常规测井与电成像测井裂缝特征图

白478井2046．8～2049．5m发育裂缝，该井射孔段深度2058．0～2062．0m，射孔段顶部距离裂缝段底部8．5m。由于裂缝段距离射孔段距离较大，该井围岩裂缝几乎不会影响到压裂效果。该井63、64、65号油层物性、含油性较好，经压裂试油，出油4．17t，产水0m3。

图7 白269井长6油层组的含油层段常规测井与电成像测井裂缝特征图

白豹－华池地区油层围岩的裂缝发育程度几乎是储层内部的2倍，地层脆性程度较大的粉砂岩中常见裂缝发育，尽管围岩比储层内部更易见到裂缝，但在大面积生油背景下，由于更致密的岩性遮挡，石油并没有因为围岩裂缝的存在而运移掉，当含油储层内部发育裂缝时，会改善储层的渗透性。射孔段和围岩裂缝段距离小时，一般认为是小于3m时，压裂效果会受到一定的影响，压裂砂可能会串到围岩裂缝中去；但当压裂的规模和强度大时，围岩和储层都会得到压裂改造。建议对于含油性较好、厚度大、邻近水层不发育的储层加大压裂规模，保证在围岩裂缝存在的条件下，储层得到好的改造。总的来看，储层围岩裂缝的存在对压裂效果和含油层段产量影响不大，控制储层产量的主要因素是含油层段的岩性、含油性、孔隙度、渗透率以及厚度。

4 长6浊积岩形成时地形分析

白豹－华池地区长6～长7油层组底部稳定泥岩段的电成像地层倾角图（图8）表明，在原始沉积条件下的水平泥岩发生了倾斜，如白167井长7油层组2070．0～2075．0m泥岩段的平均倾角35°，倾向西南－西偏南，长6油层组底部2054．0～2058．8m泥岩段平均倾角27°，倾向西南。根据长7油层组稳定泥岩段的地层倾角，绘制了研究区长6油层组浊积岩形成时的地形图（图9），可以看出，长7油层组稳定泥岩段在研究区东北和西南地区倾向明显不同，研究区东北地区倾向主要为西南－西偏北，西南地区倾向主要为东北方向。倾角的变化较大，如东北地区白167井长7油层组泥岩平均倾角35°，向中部地区推移，倾角有所减小，西南地区白496井长7油层组泥岩平均倾角只有3°，近于水平，到白478井时，上升到了35°，随后向中部地区倾角有所减小，依据长7油层组稳定泥岩段的地层倾角和倾向，将白豹－华池地区长6油层组浊积岩形成时的地形从东北到西南依次划分为：东北陡坡带、中部较平缓带、西南陡坡带、西南平缓带。需要说明的是，研究区东北陡坡区域带的分界线是较为明显的，而西南地区地形起伏规律性不明显，西南地区陡坡区域带的划分还有待于进一步分析。

图8 白豹－华池地区长6～长7油层组典型泥岩电成像特征图

白豹－华池地区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡南部，一般认为伊陕斜坡中生代地层倾角不到1°，但是根据地层倾角测井结果来看，白豹－华池部分地区长7油层组泥岩层倾角较大，上覆长6油层组泥岩层倾角迅速减小，这说明鄂尔多斯湖盆在开始萎缩、长6油层组浊积岩形成时期，半深湖地区存在地形坡度较陡的地带，远源来的细粒碎屑沉积物在斜坡带堆积，当沉积物堆积角度超过稳定休止角度时，或在外力作用下导致沉积体失稳时，大量沉积物在重力作用下沿斜坡发生液化、移动和滑塌，最终以浊流的形式被再搬运到前三角洲或更远的深水湖区，从而形成在湖底广泛发育的滑塌浊积扇沉积。地形的因素控制了浊积砂体的展布方向，图3所示的浊积水道显示出来的古水流方向也正体现了地形的特征，长6油层组浊积岩形成时期的地形特征和浊积水道古水流方向研究结果较为一致。

5 结论

1）白豹－华池地区长6油层组浊积岩储层主要为交错层理发育的砂岩、粒序－块状构造发育的砂岩、平行层理发育的砂岩、变形层理发育的粉砂岩－砂岩，物性、含油性最好的砂体为交错层理发育的砂岩，其次为平行层理发育的砂岩以及块状砂岩。长6油层组浊流沉积物在A段块状砂岩和B平行层理砂岩快速沉积之后，浊流在该区迅速演变成了低密度水流，出现了牵引水流机制，形成了单向水流下岩石颗粒分选好的、交错层理发育的C段储层，B、A段储层是快速沉积的产物，岩石颗粒分选较差，物性和含油性较C段差一些。浊积水道的古水流分析认为，研究区东北地区主要受控于东北物源，西南地区主要受控于西南物源，中间存在一个混合沉积的区带，整体上来看，东北物源区的影响范围要大一些。

2）白豹－华池地区储层内部发育裂缝时，会改善储层的渗透性，能获得较好的产量。尽管围岩比储层内部更易见到裂缝，但在大面积生油的背景下，由于更致密的岩性遮挡，石油并没有因为围岩裂缝的存在而运移掉。研究区由于岩性致密，含油层段上下水层极少发育。在现今压裂工艺条件下、固井质量好的情况下，当压裂砂串到围岩裂缝中时，储层也必然得到一定的改造。围岩裂缝的存在，对压裂效果和含油层段产量影响不大，控制储层产量的主要因素是含油层段的岩性、含油性、孔隙度、渗透率以及厚度。

3）白豹－华池地区长7油层组泥岩层倾角较大，长6油层组浊积岩形成时湖盆存在有明显的陡坡地带，为滑塌作用的发生提供了地形上的条件，依据长7油层组稳定泥岩段的倾角和倾向，将研究区长6油层组浊积岩形成时的地形从东北到西南依次划分为：东北陡坡带、中部较平缓带、西南陡坡带、西南平缓带。地形因素控制了浊积砂体的展布方向，长6油层组浊积岩形成时期的地形特征和浊积水道古水流方向研究结果较为一致。