三塘湖盆地沉凝灰岩致密油藏测井评价技术与应用

焦立新，刘俊田，李留中，韩成，张品，龙飞

（中国石油吐哈油田分公司勘探开发研究院，新疆哈密839009）

三塘湖盆地沉凝灰岩致密油藏测井评价技术与应用

焦立新，刘俊田，李留中，韩成，张品，龙飞

（中国石油吐哈油田分公司勘探开发研究院，新疆哈密839009）

三塘湖盆地多口探井相继在条湖组沉凝灰岩储集层中获得工业油流，使其成为吐哈油田热点勘探领域。研究表明：沉凝灰岩的有机碳含量高、厚度大，是良好的烃源岩；储集层岩性除沉凝灰岩外，夹有生物碎屑、炭屑及少量泥质条带，具有一定的沉积特征；储集层孔隙度为5.5%～24.0%，渗透率普遍小于0.5mD，含油饱和度平均在70%以上，属于大孔隙、特低渗、高含油饱和度的沉凝灰岩致密油藏。通过Δlog R方法开展烃源岩测井定量评价；以岩石薄片鉴定和全岩矿物分析为基础，通过岩心刻度测井，建立和完善沉凝灰岩与泥岩等的识别方法和评价标准；结合岩心分析、CT扫描和毛管压力曲线资料开展储集层微观特征研究；利用组合式测井资料开展有效储集层物性评价和孔隙度计算，在岩性油藏整体认识的基础上开展含油性评价。基本形成了一套沉凝灰岩致密油藏测井评价配套技术与方法，在生产中取得了较好的应用效果。

沉凝灰岩；致密油藏；测井评价；条湖组；三塘湖盆地

0　引言

随着三塘湖盆地马朗凹陷马55井在中二叠统条湖组沉凝灰岩储集层中获得工业油流，火山碎屑岩油藏逐步成为吐哈油田油气勘探新领域。其后钻探的马56井和芦1井相继在该层位获得突破，进一步证实了该油藏是一套广泛分布的、受岩性和物性控制的地层-岩性复合型油藏。该储集层岩性为沉凝灰岩［1-3］，其作为一种非常规储集层，无论在三塘湖盆地，还是整个吐哈探区都是一个新的“挑战”。该类油藏测井评价的内容包括：烃源岩有机碳含量的定量评价，沉凝灰岩与泥岩、泥质粉砂岩和火山熔岩矿物成分的区分，利用测井资料开展岩性识别，中—高孔、特低渗储集层评价。此外，沉凝灰岩储集层岩心分析含油饱和度普遍较高，但试油不产液，压裂改造后，部分井（层）获得工业油流，如何区分油层与干层也是测井评价面临的主要问题。笔者利用不同类型的测井资料，结合地质、录井与分析化验等资料，拟形成一套沉凝灰岩致密油藏测井评价配套技术与方法，并希望这些成果能在三塘湖盆地油气生产中取得较好的应用效果。

1　地质概况

1.1构造特征

三塘湖盆地位于西伯利亚板块南部边缘，南以克拉美丽—麦钦乌拉缝合带与哈萨克斯坦板块及准噶尔盆地东北部紧邻，其在地质历史时期整体属于大陆边缘活动带，构造活动相当复杂［4-5］。该区二叠纪属于断陷盆地，其中条湖组沉积期为滨浅湖相，火山活动活跃，发育厚层火山碎屑岩建造；三叠纪以来，受南北山系持续挤压，发育坳陷型沉积［6］。马朗凹陷是三塘湖盆地的一个二级构造单元，面积约1 450 km2。现今凹陷的腹部地区属于晚古生代的凸起部位，处于古构造前缘，随着后期盆地南缘逆冲推覆抬升、北部整体抬升及南北向应力挤压，在凹陷腹地形成了一系列低幅度古隆起构造，主要包括牛圈湖与马中2个构造带和中央斜坡带［7］（图1）。

图1　三塘湖盆地构造单元划分（a）及地层综合柱状图（b）Fig.1 Structuralunitdivision（a）and stratigraphic column（b）of Santanghu Basin

1.2地层与岩性特征

区域地层对比表明：马朗凹陷二叠系条湖组自下而上可分为一、二与三段，一段岩性主要为火山熔岩，二段岩性主要为沉凝灰岩，三段在马朗凹陷基本被剥蚀［8］。目前发现的沉凝灰岩储集层主要分布于二段地层，其中还发育生物碎屑、炭屑及少量泥质条带，具有一定的沉积特征。钻井揭示，该套地层分布较广，厚度为40～390m，平均厚度约150m。综合分析认为：该套沉凝灰岩油藏是一套广泛分布的、受岩性和地层双重因素控制的致密油藏［9］。

1.3油藏特征

条湖组二段致密油藏具有以下特征：①储集层岩性特殊，为沉凝灰岩；②储集层岩心分析孔隙度平均为16.1%，渗透率平均为0.24mD，具有中—高孔、特低渗的特征；③岩心压汞曲线上排驱压力大，平均为3.92MPa，最大进汞饱和度普遍高于90%，反映了小孔隙和微细孔喉的特征；④压裂前地层不供液，或者仅见少量油花及低产油流，压裂后可获得工业油流，如芦1井2 546～2 558m井段，常规试油为干层，压裂后获日产10.98m3的工业油流；⑤油藏类型表现为自生自储、近源聚集的特征。综合分析认为属于非常规致密油藏。

2　测井评价方法与应用

2.1烃源岩测井评价

条湖组二段沉积时期，在远离火山活动的稳定湖盆区发育了一套空降火山灰沉积，形成了该套具有一定沉积作用的沉凝灰岩地层。火山灰中大量的微量元素提供了丰富的营养成分，促使湖盆中生物大量繁盛，在局部地区甚至形成了“生物藻席”，有机质十分丰富，有机碳（TOC）质量分数为1.37%～5.03%，平均为3.85%，生烃潜量（S1+S2）为1.16～32.8mg/g，平均为18.6mg/g，综合评价为较好烃源岩，干酪根类型以Ⅱ2—Ⅲ型为主，热演化程度处于低熟—成熟阶段（表1）。测井曲线表现为“四高一低”的特征，即高自然伽马、高电阻率、高声波时差、高中子值和低密度值。笔者运用Δlog R法建立测井参数与TOC的定量关系，进而对条湖组二段烃源岩进行评价。

表1　三塘湖盆地条湖组二段烃源岩综合评价Table 1 Comprehensiveevaluation ofhydrocarbon source rocksof the secondmember of Tiaohu Formation in Santanghu Basin

Δlog R法根据烃源岩成熟度计算有机碳含量，为一种烃源岩有机碳含量测井预测方法，其理论依据是烃源岩在孔隙度测井和电阻率测井曲线上的响应，即烃源岩有机碳含量越高，声波时差与电阻率值均越大。目前，该技术普遍被科研人员用来评价烃源岩有机碳含量［10］。条湖组二段烃源岩有机碳含量高、厚度大（图2），具备大量生烃能力。底部纯沉凝灰岩段黏土矿物质量分数小于10%，以玻屑、晶屑火山灰沉凝灰岩为主，粒级一般为0.75～7.50μm，少量达50μm，微—细孔隙发育，具备上生下储、近源聚集的成藏条件。

图2　三塘湖盆地芦1井条湖组二段烃源岩测井评价Fig.2 Evaluation of hydrocarbon source rocksof the secondmember of Tiaohu Formation in Lu 1well in Santanghu Basin

2.2岩性识别

根据马55、马56、芦1、马7、牛122与马2等6口探井的岩心观察和107块样品的岩石薄片鉴定与分析，条湖组二段的岩性主要为沉凝灰岩、泥岩和玄武岩，其中沉凝灰岩体积分数为62%～79%，玄武岩体积分数为7%～23%，泥岩体积分数为2%～11%。除成分不同外，沉凝灰岩与沉积岩在黏土矿物含量、层理及硬度等方面均存在较大差别（表2），利用测井资料较易识别［11-12］。由于火山熔岩与碎屑岩及火山碎屑岩在自然放射性和岩石密度方面均有较大差别，据此可以识别玄武岩、沉凝灰岩和泥岩。与玄武岩相比，沉凝灰岩在测井曲线上表现为“三高一低”的特征，即高自然伽马、高声波时差、高补偿中子和低密度。沉凝灰岩与泥岩在测井曲线上的响应特征极为相似，差别在于沉凝灰岩具有中等电阻率，而泥岩为低电阻率，其次，沉凝灰岩在自然伽马能谱中表现出钾的含量比泥岩要高。

利用对岩性变化响应敏感的自然伽马、电阻率和声波时差3种测井资料［13-15］，经过岩心归位，建立了条湖组二段岩性识别图版（图3），确定了典型岩性的识别标准。从图3可看出，各种岩性分布范围均较为明显，玄武岩的自然伽马值一般低于40API，沉凝灰岩的声波时差比泥岩低，通常小于310μs/m［图3（a）］，而泥岩电阻率值比沉凝灰岩小，一般不超过12.0Ω·m［图3（b）］。

表2　三塘湖盆地条湖组二段沉积岩与沉凝灰岩岩性特征与对比Table 2 The lithology contrastbetween sedimentary rocks and tuff of the secondmember of Tiaohu Formationin Santanghu Basin

图3　三塘湖盆地条湖组二段沉凝灰岩岩性识别图版Fig.3 The lithologic chartof the secondmember of Tiaohu Formation in Santanghu Basin

2.3储集层物性表征

据铸体薄片、扫描电镜和CT扫描等资料揭示，条湖组二段沉凝灰岩储集层孔隙较发育，但孔喉半径小、渗透性差。本次研究结合岩心分析与毛管压力曲线，利用组合测井资料开展孔隙度的计算和有效储集层的评价。

2.3.1储集层物性特征及孔隙类型

研究区条湖组二段岩心统计表明，沉凝灰岩储集层孔隙度变化范围较大，岩心分析孔隙度为5.5%～24.4%，平均孔隙度为16.0%，渗透率一般小于0.5mD，属于中—高孔、特低渗储集层。

铸体薄片与扫描电镜资料均显示储集层颗粒细、孔隙发育且裂缝较少，属于孔隙型储集层；孔隙类型以脱玻化孔、长石溶孔和粒间孔为主。脱玻化作用强，晶间微孔发育（玻璃质在水体参与下脱玻化形成石英与长石微晶，同时体积缩小，形成晶间微孔）；溶蚀作用强，溶蚀微孔及微洞发育（气候潮湿，有机质发育，成岩环境偏酸性，长石溶蚀形成溶蚀微孔及微洞）；CT扫描建立的三维数字岩心进一步反映出该套储集层微孔十分发育，分布均匀，且毛管压力曲线上反映出孔喉大小集中发育，孔喉半径主要为0.03～0.22μm，以微细孔喉为主，小于0.1μm的孔喉占80%左右。

表3　三塘湖盆地条湖组二段沉凝灰岩全岩矿物组成Table 3 Thewhole rockm ineralcontentof tuff of the secondmember of Tiaohu Formation in Santanghu Basin %

2.3.2测井评价储集层物性

由X射线衍射全岩矿物分析结果（表3）可以看出，沉凝灰岩矿物中脆性矿物（石英、长石及碳酸盐矿物等）体积分数超过90%，而黏土等塑性矿物体积分数不超过10%，说明凝灰质与碎屑矿物均稳定，没有经过明显风化蚀变作用，且由于储集层颗粒细、孔隙发育、裂缝少，因此储集层的有效性评价主要集中在孔隙度的计算与评价2个方面。

（1）利用常规测井资料评价储集层物性

条湖组二段沉凝灰岩声波时差为230～310μs/m，密度为2.15～2.55 g/cm3。通过岩心刻度测井，并经过岩心归位，利用岩心分析数据与声波时差或密度等测井数据建立经验公式来计算孔隙度。受微缝与微洞的影响，利用声波时差测井数据与岩心分析孔隙度回归得到的经验公式相关性较低。因此，通过密度测井数据与岩心分析孔隙度建立条湖组二段储集层孔隙度计算公式为

式中：φ为储集层孔隙度，%；DEN为岩石密度，g/cm3。其相关系数为0.808 7。

（2）利用核磁共振测井资料评价储集层物性

由于核磁共振测井不受岩性和岩石骨架的影响，可获得地层的孔隙及流体信息，T2谱（横向驰豫）的形态和分布特征与孔隙大小及结构直接相关［16-20］。核磁共振测井技术不仅能够提供准确的储集层参数，同时也为研究孔隙结构提供了一种新的方法。

通过对马56井条湖组核磁共振测井资料进行处理与分析，认为沉凝灰岩储集层段T2谱一般为双峰特征，分布范围较宽，为10～200ms，而在泥岩、凝灰质泥岩或下部的玄武岩等非储集层段，一般呈单峰特征，且谱峰大部分小于10ms，表现出孔隙小的特征（图4）。从处理结果看，沉凝灰岩储集层段具有孔隙度大而渗透率小的特征，与常规测井资料计算的孔隙度及岩心分析孔隙度均较吻合，可用于沉凝灰岩储集层孔隙度的计算与评价。

图4　三塘湖盆地马56井条湖组二段储集层段测井解释综合图Fig.4 The integrated log interpretation of the secondmember of Tiaohu Formation in Ma 56well in Santanghu Basin

2.3.3储集层分类

结合岩心、岩石薄片与毛管压力曲线等资料，认为条湖组沉凝灰岩储集层可以分为2种类型：第一类储集层位于条湖组二段底部，储集性能普遍好，次生溶孔、粒间孔和微洞都比较发育，储集层基质孔隙度较大，渗透性较好，孔隙度普遍大于14%，渗透率大于0.05mD，最大进汞饱和度大于90%，毛管压力曲线形态较为平缓，储集层孔隙结构配置关系好。图5（a）为马56井2 145.68～2 145.75m井段的毛管压力曲线，形态好，该段试油获日产12.89m3的工业油流。第二类储集层位于条湖组二段中上部，主要发育次生溶孔与残余粒间孔，孔隙度为6.0%～14.0%，渗透性相对较低，一般小于0.05mD，最大进汞饱和度小于45%，毛管压力曲线形态较陡，储集层孔隙结构配置关系较差。图5（b）为马59H井1 981.13～1 981.25m井段的毛管压力曲线，形态较差，测井解释为油水层，试油为干层。

图5　三塘湖盆地条湖组二段油层段沉凝灰岩压汞毛管压力曲线Fig.5 The capillary pressure curveof tuffof the second member of Tiaohu Formation in Santanghu Basin

2.4流体性质判别

根据已钻井的录井、气测、测井、岩心分析和试油试采结果认为，目前发现的条湖组沉凝灰岩油层段岩心分析的含油饱和度普遍较高，为50%～90%，平均为70%，属高含油饱和度致密油藏。另外，已试油的7口井中4口井获得工业油流，3口井不出液或获得低产油流，反映沉凝灰岩储集层中流体性质的判别比较复杂。沉凝灰岩油层与干层的电性特征相似，应在储集层有效性评价的基础上开展油层与干层的判别。

2.4.1流体性质

据试采及原油实验分析数据，条湖组二段沉凝灰岩致密油藏原油密度为0.89～0.91 g/cm3，地层温度为53～64℃，地层中原油黏度为58～83mPa·s，凝固点在18℃左右，属中质、高黏、高蜡、中凝油藏，压力系数为0.90～1.16，地层水类型通常为NaHCO3，矿化度为6～10 g/L，油藏属正常压力系统。

2.4.2图版法

据岩心分析数据的统计表明，沉凝灰岩储集层孔隙度与含油饱和度呈正相关关系，即孔隙度越大、含油饱和度越高，说明沉凝灰岩储集层孔隙喉道细小，成藏后不易被破坏和散失。根据该特征可以绘制出条湖组二段岩心分析含油饱和度与孔隙度的相关关系图（图6）。从图6可以看出，工业油流井的孔隙度普遍大于14%，含油饱和度普遍大于55%，即使是物性相对较差的马55井，孔隙度和含油饱和度也分别为6%和38%，可以此作为产层的物性下限值。

图6　三塘湖盆地条湖组二段岩心分析含油饱和度与孔隙度相关关系Fig.6 Relationship between porosity and oilsaturation by core analysisof the secondmember of Tiaohu Formation in Santanghu Basin

结合录井、气测及解释图版（图7）等资料，综合开展流体判别。其原理为储集层中所含流体成分的不同将使气测组分具有不同的烃平衡比（Bh）和烃湿度比（Wh）等特征值［21］。烃平衡比可用来帮助识别煤层效应，因为甲烷气含有大量C1和C2，故在其分子上设置这2个数，可以把甲烷气显示和油气显示区别开；烃湿度比是重烃与全烃的比，其大小是烃密度的近似值，为指示油气基本特征类型的指标。它们的计算公式分别为

式（2）～（3）中：C1，C2，C3，C4和C5分别为各烷烃占总含气量的相对质量分数，%。

图7　三塘湖盆地条湖组二段流体解释图版Fig.7 The fluid interpretation of the secondmember of Tiaohu Formation in Santanghu Basin

通常根据Wh和Bh的4种关系进行流体性质判别：①当Wh为0.5～17.5，且Bh大于Wh并小于100时，为有产能的天然气；②当Wh为0.5～17.5，且Wh大于Bh时，为有产能的凝析气或凝析油；③当Wh为17.5～40.0，且Wh大于Bh时，为有产能的中质油；④当Wh大于40，且Wh大于Bh时，为低产能的稠油或残余油。从三塘湖盆地条湖组二段流体解释图版（参见图7）中可以看出，流体主要分布于常规油区及常规油与轻质油的边界附近，与该区原油性质基本吻合。

2.5含油饱和度计算

2.5.1岩心分析法

由于条湖组二段沉凝灰岩储集层孔隙度与含油饱和度呈正相关关系，在缺少沉凝灰岩储集层岩-电实验等资料的情况下，应用试油及岩心分析孔隙度等资料，建立了基于孔隙度的饱和度经验公式：

式中：Soi为储集层含油饱和度，%。其相关系数为0.826 7。

计算含油饱和度、岩心分析饱和度及核磁测井饱和度度具有较好的一致性（图8）。

图8　三塘湖盆地马55井条湖组二段测井解释综合图Fig.8 The integrated log interpretation of the secondmember of Tiaohu Formation in Ma 55well in Santanghu Basin

2.5.2核磁共振差谱法

核磁共振测井的优势在于观测信号仅来源于孔隙及其流体，而固体骨架对其测量信息没有任何影响。孔隙中的流体（黏土束缚水、毛管束缚水、可动水、天然气、轻质油或稠油等）具有不同的核磁共振性质。根据不同流体T1（纵向驰豫），T2及D（扩散系数）的差异，通过一定的方式或切片观测模式，可有效地识别不同的流体，并进行定量解释［22］。鉴于该区油质属于中质原油，笔者主要利用核磁测井差谱法进行流体性质判别。研究区P型核磁采集主要为DTW10001模式，可以采用2个不同的等待时间测井数据，获得不同激发频率的T2时间谱，进而利用差谱法进行油气水层的判别。

马55井在2 269.0～2 291.0m井段常规测井计算孔隙度为8.2%～15.0%，核磁测井孔隙度为3.7%～12.6%，平均为8.0%；核磁渗透率为0.09～5.31mD，平均为1.28mD，与岩心分析的储集层物性参数（岩心孔隙度为5.5%～11.7%，平均为8.4%）相近，表明储集层物性较好。利用经验公式计算的含油饱和度为37.5%～64.3%，平均为53.9%，与岩心分析及核磁测井含油饱和度均较为接近，表明储集层具有较好含油性；在2 274～2 275m与2 283～2 287m井段，经过长、短等待时间获得的T2时间谱，其谱峰主要分布于10～100ms，幅度较大、不拖曳，反映含油特征。2 278～2 284m井段压裂改造后，获日产5.7m3的工业油气流。

3　结论

（1）三塘湖盆地条湖组二段沉凝灰岩在常规测井资料上表现为高自然伽马、高声波时差、高补偿中子和低密度的特征，其中的烃源岩有机碳含量高、厚度大，生烃能力强，为下部凝灰岩储集层提供了充足的油源。

（2）沉凝灰岩储集层属于中—高孔、特低渗储集层，孔隙类型以脱玻化孔、长石溶孔和粒间孔为主，溶蚀作用强，溶蚀微孔和微洞均发育，常规测井及核磁共振测井资料均可用于沉凝灰岩储集层孔隙度的计算与评价。

（3）条湖组沉凝灰岩储集层孔隙度与含油饱和度呈正相关关系，以饱和度下限为38%作为产层的界限值，用来识别油层和干层；通过试油及岩心分析孔隙度等资料，初步建立了基于孔隙度的饱和度经验公式，且在核磁共振测井资料上，油层段T2谱峰主要分布于10～100ms，幅度较大，反映含油特征。

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（本文编辑：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

国家重大科技专项“岩性地层油气藏成藏规律、关键技术及目标评价”（编号：2011ZX05001-002-004）与中国石油股份有限公司“新疆大庆”重大科技专项“中小型叠合盆地石油地质条件整体评价及勘探技术研究”（编号：2012E-34-04）联合资助

焦立新（1969-），男，博士，高级工程师，主要从事石油地质综合研究工作。地址：（839009）新疆哈密市石油基地勘探开发研究院。电话：（0902）2765361。E-mail：jiaolx@petrochina.com.cn。