致密油储集层岩性岩相测井识别方法——以鄂尔多斯盆地合水地区三叠系延长组7段为例

周正龙，王贵文, 2，冉冶，赖锦，崔玉峰，赵显令（. 中国石油大学地球科学学院；2. 中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室）

致密油储集层岩性岩相测井识别方法

——以鄂尔多斯盆地合水地区三叠系延长组7段为例

周正龙1，王贵文1, 2，冉冶1，赖锦1，崔玉峰1，赵显令1
（1. 中国石油大学地球科学学院；2. 中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室）

摘要：基于岩心的观察结果，综合利用构造分析、沉积微相分析和岩性分析等多种分析化验和测井资料，对鄂尔多斯盆地合水地区三叠系延长组7段致密油储集层岩性岩相特征进行精细描述和归纳总结，建立岩性岩相类型的测井识别标准。研究区长7段致密油储集层可划分为砂质碎屑流细砂岩相、浊积粉细砂岩相、滑塌细砂岩相、半深湖—深湖泥岩相和油页岩相5种岩性岩相类型。利用电测井和成像测井等多种手段和方法对长7段致密油储集层的岩性岩相进行测井定性和定量表征，通过分析成像测井和常规测井资料，归纳总结不同岩性岩相的测井响应特征，结合砂体结构表征参数对其进行定量表征，建立各岩性岩相的测井识别标准。对各井实际测井资料进行处理，实现了单井纵向和平面岩性岩相的识别与划分，岩性岩相识别结果与试油结论和物性分析匹配良好。深入分析岩性岩相是进行致密油储集层综合评价和“甜点”预测的重要方法。图7表2参15

关键词：致密油；岩性岩相；测井识别；鄂尔多斯盆地；合水地区；长7段

0　引言

储集层岩性识别和岩相划分是油气勘探的基础和关键，岩性岩相对岩性油气藏的油气分布具有较为显著的控制作用，因此对储集层岩性岩相特征的精细刻画和描述具有重要意义[1]。岩性岩相是形成于特定构造、沉积背景，具有一定沉积特征且岩石性质基本相同的三维岩体，既反映了现今岩石组合特征，又能体现一定的沉积环境，是对沉积微相的进一步细分和量化[2-4]。岩性岩相与单独的岩性或者岩相相比，不仅考虑了岩石的矿物成分特征，更重要的是考虑了岩石的结构构造及其组合特征，提高了岩性、岩相研究的地质预测能力[5]。

本文在岩心观察的基础上，将岩石相与沉积微相结合来命名岩性岩相[1]，利用测井资料对合水地区三叠系延长组长7段致密油储集层岩性岩相特征进行精细描述和归纳总结，建立岩性岩相类型的测井识别标准，以期促进对该地区储集层成岩作用、成岩相的研究以及储集层“甜点”分布的预测，为其他地区储集层岩性岩相研究提供借鉴。

1　研究区概况

研究区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西南部（见图1），该区构造平缓，在西倾单斜背景上发育低幅度鼻状隆起构造，以岩性油藏为主[6]。延长组自下而上可划分为长10至长1共10个油层组，其沉积特征反映了湖盆形成、发展和消亡的演化全过程[7]。研究区长7段沉积时，盆地处于最大湖泛期[8]，湖盆在长71段和长72段发育多期半深湖—深湖相重力流成因砂体，在长73段则沉积了优质的厚层烃源岩[9]，湖盆中心的该套砂质碎屑流、浊积和滑塌成因的砂岩纵向上源储一体或紧邻，平面上优质烃源岩、致密储集层大面积分布，具有形成致密油的良好地质条件[9-12]。

长7段致密油除具有分布范围广、烃源岩条件优越、含油饱和度高以及油藏压力系数低的普遍特征外[9]，也表现出储集层的“非常规”性，即储集层主要发育纳米级孔喉连通体系，孔隙小、喉道细、岩性致密、物性差、微观孔喉结构复杂为其基本特征[13]。近年来随着鄂尔多斯盆地勘探程度的不断提高，长7段发现了多个含油富集区[9]，庄230井等一大批井经压裂后获得高产工业油流，显示出良好的勘探潜力和前景[14]。

图1　研究区位置图

2　岩性岩相类型及其沉积特征

基于研究区长7段的岩心资料，结合测井资料，识别出砂质碎屑流细砂岩相、浊积粉细砂岩相、滑塌细砂岩相、半深湖—深湖泥岩相和油页岩相共5种岩性岩相，并归纳总结了各岩性岩相的沉积特征（见表1）。

表1　长7段岩性岩相类型及其沉积特征

2.1砂质碎屑流细砂岩相

砂质碎屑流沉积主要为细砂岩，整体呈均质块状，颗粒分选较好（见图2a），部分块状砂岩顶部发育薄层平行层理，可能是由于砂质碎屑流向牵引流转化而形成（见图2b）。砂岩底部含大量植物碎屑，无定向分布（见图2c）。砂体规模相对较大，厚度从几十厘米至几米。与上下岩层呈顶、底突变和顶部渐变、底部突变的接触关系最常见。砂质碎屑流砂体的矿物成熟度和结构成熟度较低，杂基含量相对高。

2.2浊积粉细砂岩相

浊积岩主要由细砂岩、粉砂岩构成，发育正粒序，常以砂泥岩薄互层形式出现，构成多个韵律层（见图2d），横向延伸稳定，厚度变化小，单期浊积砂岩厚度通常小于0.6 m，但浊流的发育期次多。砂体正粒序的上部出现砂纹层理等牵引流构造（见图2e）。纵向剖面上浊积砂体往往被湖相泥岩所隔，局部发育不完整鲍马层序。小规模侵蚀时，在浊积岩层的底部形成槽模等底层面构造（见图2f）以及火焰状构造等同生变形构造（见图2g）。

图2　研究区岩心特征

2.3滑塌细砂岩相

滑塌沉积岩性主要为粉砂质泥岩或粉砂岩，砂泥高度混杂，整体呈块状。发育包卷层理（见图2h）和小型褶皱构造。滑塌砂体中见液化砂岩脉（见图2i）和大小不一的泥砾，底部发育滑动面（见图2j）和球枕构造，界面上下岩性差异显著，砂体厚度较大，一般从几十厘米至十几米。滑塌岩是滑塌作用较强烈阶段的产物，与碎屑流沉积的主要区别之一是与下伏岩层不一定有突变界面，向下和向上与正常层之间均可呈渐变接触关系。

2.4半深湖—深湖泥岩相

半深湖—深湖泥岩相呈灰黑色、黑色、厚层块状，发育广泛且连续厚度较大，含黑色炭化植物碎屑，局部发育水平层理（见图2k）。

2.5油页岩相

油页岩主要分布在长7段的中下部，属于大型内陆湖盆的湖相油页岩，厚度相对较大，品质好，成熟度适中，内部发育页理，横向上连续性好，见暗色斑点状的黄铁矿（见图2l），发育泥包砂等深水沉积构造。

3　岩性岩相测井识别方法

3.1岩性岩相测井定性识别方法

在岩心观察的基础上，以成像测井图像为核心结合常规测井曲线对几口资料齐全的关键井进行分析，归纳总结出各岩性岩相的测井响应特征，建立不同岩性岩相的测井识别标准。

砂质碎屑流细砂岩相在常规测井曲线上表现为低伽马、高电阻率、低声波时差、泥质含量小于20%，伽马曲线形态常呈箱形或钟形；成像测井上表现为均质亮色块状厚层，具平行层理（见图3）。

浊积粉细砂岩相在常规测井曲线上表现为中伽马、中高电阻率、中低声波时差、泥质含量为20%～70%，伽马曲线形态多为齿状或钟形多期叠加；成像测井上表现为暗色的粉砂岩与亮色的细砂岩互层，多为不完整的鲍马序列，亮色细砂岩对应鲍马序列中的A段，暗色粉砂岩对应鲍马序列中的C段（见图3）。

滑塌细砂岩相在常规测井曲线上表现为中伽马、中高电阻率、中低声波时差，伽马曲线形态呈不规则齿状叠加；成像测井上表现为顶部可见亮色块体的滑塌变形构造，底部为球枕构造，顶底均有泥岩与上下地层突变接触（见图3）。

半深湖—深湖泥岩相在常规测井曲线上表现为中高伽马、低电阻率、中声波时差、泥质含量大于70%，伽马曲线形态呈指状或齿状；成像测井上表现为暗色条带状，水平层理发育（见图3）。

油页岩相在常规测井曲线上表现为高伽马、高电阻率、高声波时差、泥质含量大于70%；成像测井上表现为亮色厚层含斑点状黄铁矿，页理发育（见图3）。

依据不同岩性岩相测井响应特征的差异性，对研究区长7段单井纵向上岩性岩相进行识别与划分。长7段纵向上岩性岩相类型以砂质碎屑流细砂岩相和浊积粉细砂岩相为主，其中长71段以浊积粉细砂岩相为主，多为细粉砂岩与泥岩互层沉积；长72段多为砂质碎屑流细砂岩相，整体以块状致密砂岩为主，中间夹杂薄层半深湖—深湖相泥岩沉积，砂质碎屑流细砂岩相对应的层段多为油层；长73段以浊积粉细砂岩相和厚层的油页岩相为主，不发育砂质碎屑流细砂岩相，有机质含量高，浊积粉细砂岩相多为油层或差油层；长71段、长72段和长73段均偶见厚层的滑塌细砂岩相（见图4）。

3.2岩性岩相测井定量识别方法

上述测井识别标准对有成像测井资料的井识别效果较好，对于只有常规测井资料或资料较少的井识别精度较低，所以需要在定性识别的基础上通过分析测井参数对岩性岩相进行定量表征。通过分析自然伽马、声波时差和电阻率等测井参数发现自然伽马对岩性岩相的识别具有较高的灵敏度，另外，砂体结构对岩性岩相的识别以及储集层的优选具有重要的指示作用。

利用测井曲线的光滑程度结合泥质含量定量表征砂体结构，实现对单井或多井砂体结构的定量对比和优选：

S2和γm分别代表砂体内部测井曲线的整体波动性和局部波动性，Gs反映砂层段测井曲线的整体波动性，即光滑程度，Gs值越小，表明测井曲线越光滑[15]。结合反映砂层段岩性的平均泥质含量，计算得砂体结构表征参数Pss，Pss能够反映砂体岩性均质程度，其值越小，表明砂层越接近块状，储集层质量越好。根据Pss值大小，结合自然伽马测井值可以实现岩性岩相的定量表征。利用Pss值、自然伽马测井值，结合储集层物性参数，对研究区长7段不同岩性岩相进行定量表征（见表2），由于长73段有机质含量高，表征参数有明显差异，将长73段浊积粉细砂岩相和滑塌细砂岩相单独分类。

砂质碎屑流细砂岩相的GR值和Pss值相对较低，储集层物性相对良好，可作为有利的储集层，与前述砂质碎屑流细砂岩相多对应油层的认识一致；浊积粉细砂岩相的GR值和Pss值略高于砂质碎屑流细砂岩相，储集层物性参数区间较大，与浊积岩本身岩性差异大有关，其砂体中的细砂岩部分可作为储集体，物性较好，粉砂岩与泥岩薄互层部分GR值和Pss值较高，物性较差；滑塌细砂岩相虽然GR值较低，但由于砂体内部滑塌变形严重导致砂泥混杂，所以Pss值较高，储集层物性条件较差；半深湖—深湖泥岩相和油页岩相作为烃源岩，GR和Pss均为高值，尤其是油页岩相的GR值和Pss值明显大于其他岩性岩相，较容易与其他岩性岩相区分。

为了更直观地研究岩性岩相与GR和Pss之间的关系，绘制GR-Pss交会图，由图5可见，在GR和Pss两个参数的控制下可以较好地区分不同岩性岩相类型，从而建立不同岩性岩相类型的定量识别标准。

图4　C井长7段岩性岩相划分单井成果图

表2　岩性岩相定量表征参数

结合表2中的储集层物性参数综合分析认为，砂质碎屑流细砂岩相和浊积粉细砂岩相中的细砂岩段可作为较好的储集层，多对应油层或差油层；滑塌细砂岩相由于砂体内部滑塌变形严重导致储集物性较差，层段多为干层；半深湖—深湖泥岩相和油页岩相则作为烃源岩，与其他储集体形成源储一体或紧邻的生储组合。

图5　不同岩性岩相GR-Pss交会图

图6　Z193井岩性岩相划分单井成果图

基于上述分析，将建立的岩性岩相测井识别标准应用到研究区其他井，从识别结果来看（见图6），基本实现了岩性岩相的精细划分，识别效果良好，符合长7段岩性岩相的分布规律，验证了建立的测井识别标准的可行性。在单井分析的基础上，绘制出研究区长7段岩性岩相的平面分布图（见图7），从图中可以看出砂体主要以北东—南西向从盆地四周向湖盆中央汇聚，其中北东方向主要发育砂质碎屑流细砂岩相，南西方向以浊积粉细砂岩相为主，湖盆中央发育半深湖—深湖泥岩相和油页岩相。通过纵向上和平面上的分析，对研究区长7段岩性岩相的分布规律有了较为全面的认识，表明岩性岩相对长7段致密油储集层有利区带的预测具有一定的控制作用。

图7　合水地区长7段岩性岩相平面分布图

4　结论

研究区长7段发育的岩性岩相类型主要有砂质碎屑流细砂岩相、浊积粉细砂岩相、滑塌细砂岩相、半深湖—深湖泥岩相和油页岩相5种，其中砂质碎屑流细砂岩相和浊积粉细砂岩相较为发育，通常也是储集性较好的层段。

根据不同岩性岩相的测井响应特征，结合砂体结构表征参数，建立了不同岩性岩相的测井识别标准，并对研究区的实际测井资料进行了处理，实现了单井纵向上和平面上岩性岩相的识别与划分，识别结果表明岩性岩相对储集层物性具有一定的控制作用，验证了划分储集层岩性岩相的实用价值，对后续成岩相的研究和优质储集体的预测具有重要作用。

符号注释：

Gs——变差方差根，无因次；GR——自然伽马，API；K——渗透率，10-3μm2；N——测井曲线采样点数量，个；Nm——测井曲线上相隔m个采样点的数据对的数量，个；Pss——砂体结构表征参数，无因次；Rt——地层电阻率，Ω·m；S2——方差，无因次；——平均泥质含量，无因次；xi——测井曲线第i个采样点的值；——测井曲线采样点的平均值；γm——相隔m个采样点时，砂层对应的测井曲线变差函数，无因次；ρ——密度，g/cm3；Dt——声波时差，us/m；f——孔隙度，%。

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联系作者：王贵文（1966-），男，山西大同人，博士，中国石油大学（北京）教授，从事沉积学、储集层地质学与测井地质学方面的教学与科研工作。地址：北京市昌平区府学路18号，中国石油大学地球科学学院地质楼906，邮政编码：102249。E-mail：wanggw@cup.edu.cn

（编辑魏玮王大锐）

A logging identification method of tight oil reservoir lithology and lithofacies: A case from Chang7 Member of Triassic Yanchang Formation in Heshui area, Ordos Basin, NW China

ZHOU Zhenglong1, WANG Guiwen1,2, RAN Ye1, LAI Jin1, CUI Yufeng1, ZHAO Xianling1
(1. College of Geosciences, China University of Petroleum, Beijing 102249, China; 2. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting, China University of Petroleum, Beijing 102249, China)

Abstract:Based on the observation results of cores, structural analysis, sedimentary microfacies analysis, lithologic analysis and other analytical tests and logging data, the characteristics of lithology and lithofacies of the Member Chang7 tight oil reservoir of the Triassic Yanchang Formation in Heshui area are described and summarized and the criteria for identification of lithology and lithofacies by logging are established. The lithofacies in the Chang7 tight oil reservoir were classified into five types: fine sandstone deposited by sandy debris flow, turbidite fine siltstone, fine sandstone deposited by slump, semi-deep to deep lacustrine mudstone, and oil shale. The lithology and lithofacies in the Chang7 tight oil reservoir were characterized, both qualitatively and quantitatively, with electric logging and imaging logging and several means and methods, the response characteristics of different lithology and lithofacies were summarized through analyzing the image log and conventional log data, and the parameters characterizing sandstone’s structures were used to quantitatively characterize the lithology and lithofacies, the criteria for identification of different lithology and lithofacies by logging were established. The vertical and horizontal identification and classification of lithology and lithofacies in a single well was then accomplished by processing the log data from each well, the results of lithology and lithofacies identification tally well with the results of formation testing. In-depth lithology and lithofacies analysis proves to be an important method of tight oil reservoir evaluation and “sweet spot” prediction.

Key words:tight oil; lithology and lithofacies; logging identification; Ordos Basin; Heshui area; Chang7 Member

基金项目：国家科技重大专项（2016ZX05019005-006）；国家自然科学基金（41472115）

中图分类号：TE122

文献标识码：A

文章编号：1000-0747(2016)01-0061-08

DOI:10.11698/PED.2016.01.07

第一作者简介：周正龙（1991-），男，河北唐山人，中国石油大学（北京）在读硕士研究生，从事沉积学、储集层地质学与测井地质学研究。地址：北京市昌平区府学路18号，中国石油大学地球科学学院地质楼906，邮政编码：102249。E-mail：zhouzhenglong7090@163.com

收稿日期：2015-10-14修回日期：2015-11-25