冀中拗陷北部潜山带隔层有效性综合评价

王新龙 苏 敏 刘宁静 许 菲

中国石油集团测井有限公司华北事业部

冀中拗陷北部潜山带油气藏的形成与其地层的保存、储集、时空配置关系密切。尤其潜山内幕隔层的性能是潜山内幕油气藏形成的关键。进行盖隔层评价，对寻找潜山下潜山、油水界面判断、剩余油挖潜及潜山内幕新含油层系的发现有着非常重要的意义。

北部潜山带油气藏的形成主要受控于隔层分布。其隔层有效性影响因素较多，封隔质量好坏主要反映在微观封闭能力的强弱和宏观展布面积、厚度、横向稳定性等方面。以往隔层评价尤其是致密隔层往往只关注隔层的宏观特征，微观特征只考虑泥质含量、物性等少量参数，很少进行精细定量评价。而压汞法、吸附法、动态演化等试验数据评价，费用高，周期长，难以满足生产需求。

1 隔层主要地质特征

1.1 岩石学特征

根据19口井的59个混合样岩矿鉴定和X衍射全岩定量岩性、矿物含量分析结果，可知其矿物组分为方解石、白云石、石英、斜长石、钾长石、黏土、赤铁矿等。寒武系下统：黏土矿物含量介于7.0%～3.0%，平均为34.2%；石英含量介于7.0%～43.0%，平均为18.1%；方解石含量介于2.0%～47.0%，含量平均为11.2%；白云石含量平均为14.6%。青白口系：黏土矿物含量介于8.0%～ 69.3%，平均为19.8%；石英含量介于13.0%～ 55.2%，平均为32.7%；方解石含量介于30.0%～ 68.0%，含量平均41.1%；白云石含量平均为8.5%。（图1）

图1 寒武系、青白口系矿物含量取心结果分析图

根据20口井的37块矿物总量分析结果统计，黏土矿物相对含量以伊/蒙间层和伊利石为主，其次为高岭石。伊/蒙间层含量介于37%～62%，主频在45%左右；伊利石含量介于22%～100%，主频在42%左右；绿泥石含量介于1%～34%，平均在12%左右；高岭石含量小于14%。

1.2 泥质含量特征

根据12口井不同层组泥质含量数据统计结果分析，寒武系馒头组泥质含量最高，平均54.7%，其次为徐庄组，平均53.0%，最低的是张夏组、府君山组；青白口系最高的是下马岭组，其次为长龙山、景儿峪组。奥陶系峰峰组、马家沟组到亮甲山组泥质含量逐渐降低，平均19%。

1.3 物性特征

由25口井72个岩心数据做孔隙度与渗透率交会图统计分析，潜山内幕泥质岩孔隙度主频分布介于0.6%～3.5%，渗透率主频分布介于0.000 1～0.01 mD。寒武系崮山—长山组平均孔隙度2.52%，平均渗透率0.163 mD；毛庄组、徐庄组平均孔隙度2.71%，平均渗透率0.469 mD；馒头组平均孔隙度1.82%，平均渗透率0.134 mD；青白口系景儿峪、长龙山组，平均孔隙度0.50%，平均渗透率0.139 mD；奥陶系平均孔隙度2.74%，平均渗透率0.193 mD。

1.4 电性特征

优质盖隔层测井曲线响应特征为相对高自然伽马、相对低电阻率、高声波时差、低密度和低中子；局部分布的相对高伽马隔层，易和裂缝、溶洞型储层测井响应特征混淆，为相对低电阻率，相对高声波时差，相对低密度和低中子，电成像图像表现为黄棕色到棕黑色，水平层理较发育，反映为薄层状沉积，裂缝不发育，只有少量的钙质充填缝；低伽马特高电阻率岩块致密隔层，电阻率一般大于10 000 Ω·m，三孔隙度曲线接近灰岩、白云岩的骨架值，计算的基质孔隙度小，电成像呈亮色块状结构，没有裂缝及溶蚀孔，没有渗透性。

1.5 分布特征

冀中坳陷北部潜山带油气藏纵向上可划分为奥陶系峰峰组、上马家沟组、下马家沟组，寒武系府君山组、凤长崮组，青白口系景儿峪组，蓟县系雾迷山组、长城系的常州沟组几套隔层。层组之间呈连续分布和均匀分布特征[1]。连续分布的隔层往往分布在层组的底部，一定区域分布稳定，地层对比清楚，既是好的隔层又能起到盖层的作用。

北部潜山带主要分布在奥陶系下统，寒武系中、下统的不同层组中；均匀分布的隔层，一般分布在层组底部及层段中间，北部潜山带主要分布在峰峰组、马家沟组底，雾迷山组中间层段等；局部分布的致密隔层，普遍存在奥陶系峰峰组、马家沟组、府君山组灰岩地层中，一般位于层组的下段，埋深不一，厚度不等（图2）。

图2 冀中潜山地层主要盖隔层分布及评价示意图

2 隔层评价

2.1 评价参数优选

不同黏土矿物组合会导致渗透率发生不同程度的变化，影响封隔性。北部潜山带地层以伊利石／蒙脱石／绿泥石、伊利石／高岭石／绿泥石、伊利石／绿泥石组合为主，且高岭石含量较低，地层不易发生自溶蚀效应引起的渗透率变化，即以自封闭作用为主。另外不同层组都存在绿泥石，容易发生自封闭效应，对封闭性的形成具有积极作用[2]。

泥质岩类是潜山隔层优势岩性，泥质灰岩、泥质白云岩是隔层的主要岩性。泥岩、页岩，泥灰岩具有较好的封闭能力，泥岩中白云石的增多，晶间孔隙明显增大，不利于封隔。从泥质岩、泥质灰岩/泥质白云岩、致密泥晶灰岩/泥晶白云岩，封隔能力依次减弱。岩性判别是隔层评价的前提。

总孔隙度代表地层流体可流动部分和被黏土矿物束缚部分占据的孔隙空间之和与岩石体积之比。泥质岩盖隔层总孔隙度的大小反映泥岩的压实程度，总孔隙度越小，压实程度越高，孔隙喉道半径越小，泥岩孔隙毛细管力越大，渗透率越低，封闭性能越好。因此,泥页岩总孔隙度是反映盖隔层质量的重要参数之一。

当储集层中的天然气浓度大于盖隔层中天然气的浓度时，气藏中的天然气就会在扩散作用下通过盖隔层而散失。当地层中具有一定的烃浓度时，将抑制、阻碍扩散运移的进行[3]。浓度封闭评价是天然气地层评价的重要指标。

盖隔层的排替压力取决于岩石中最大连通孔隙的大小，是反映盖隔层微观封闭能力最直接、最根本的评价参数。排替压力越大，封闭能力越强，反之则越弱；排替压力差越大，物性封闭能力越强；反之，物性封闭能力越弱[4]。

不同参数对盖隔层有效性、封闭性的贡献程度不同，在评价等级时所起的作用也不同。岩性、泥质含量、孔隙度（次生孔隙）、渗透率、岩石力学参数（杨氏模量、体积模量、破裂压力）、排替压力（突破压力）、厚度、工程及动态数据（压力系数、钻井液漏失、产液量、试油数据）等分别是影响隔层微观封闭能力和空间展布的主要因素。其中岩性、泥质含量、孔隙度、渗透率、排替压力5个参数是隔层品质等级的主要参数。

2.2 评价方法

2.2.1 矿物组成及岩性评价

可以通过自然伽马能谱资料Th、U、K含量来分析矿物含量特征。黏土含量相对高的层段，钍值高、钾值高；碳酸盐岩含量高的层段钍值低，钾值低。用钍含量作为泥质含量的指示剂；在泥质成分是以伊利石为主的地层中，用钾含量作为泥质含量的指示剂效果最好。利用自然伽马能谱TTK-GR、TH-K等交会图（图3）能很好地区分泥质岩、泥灰岩、白云质泥岩、泥质灰岩、黏土等岩性。为了更好反映地层矿物组成，通过特征曲线的概念来反映碳酸盐地层的特性，用如下公式评价盖隔层矿物特征。

图3 自然伽马能谱交会图

式中UT表示铀特征曲线；GRSL表示总伽马，API；KTH表示去铀伽马，API；THT表示钍特征曲线；TH表示钍元素含量，mg/l；U表示铀元素含量。

2.2.2 物性封隔性评价

潜山内幕隔层纯泥岩层较少，只能根据泥质含量相对较高的层段和区域经验来选择。该类层物性评价，三孔隙度曲线骨架值选取最重要。通过绘制M-AC、M-CNL、M-DEN频率交会图并画出泥质趋势线，再根据理论淡水泥浆条件下黏土的M值来确定，即依据中子—密度频率交会图得到黏土的中子、密度测井值，将频率图的下边缘线作为中子、密度交会的零孔隙度岩石骨架点和湿黏土骨架点进行参数选取，然后计算泥质岩盖隔层的总孔隙度和有效孔隙度[5]。

由25口井72个岩心分析数据孔隙度与渗透率交会图统计分析，泥质岩孔隙度主频分布区间介于0.6%～3.5%，渗透率主频分布区间介于0.000 1～0.01 mD。由此可以得出考虑盖隔层特点的矿物成分含量计算渗透率模型。

式中Vsh表示黏土含量；Vsand表示砂质含量；Vlime表示灰质含量；φy表示有效孔隙度。

2.2.3 浓度封闭定量评价

烃浓度封闭能力有绝对量和相对量两种标准衡量。通过扩散绝对量和浓度封闭相对强度的计算，得出具体的扩散强度，来定量评价烃浓度的封闭能力[6]。测井评价烃浓度主要用三孔隙度曲线。相对于密度、声波测井，中子测井受含烃指数的影响最大。通过精确计算泥质岩中子、密度、声波孔隙度，利用下式评价浓度封闭。

式中φd表示密度孔隙度；φcn表示中子孔隙度；φac表示声波孔隙度；φb、φc表示孔隙度差值。

2.2.4 压力封隔参数计算

1） 泥质含量、埋深等回归计算排替压力方法

根据9口井，22块样品实测排替压力数据分析，随着泥质含量的升高，排替压力呈指数规律升高。总孔隙度由小到大增加时，排替压力变化速率则由大到小急剧减小，呈非线性函数变化关系。有效孔隙度在大于2.6%的区间内的变化对排替压力影响最为显著，是影响盖隔层质量的敏感区间；小于2.6%的范围内, 排替压力趋于稳定,对盖隔层质量影响变小。

由实验数据分析，泥质岩排替压力与埋深、泥质含量之间存在如下关系：

式中pdc表示岩石排替压力，MPa ；h表示岩石埋深，m；Vsh表示岩石中泥质含量；a、b表示与地区有关的常数。

根据岩心分析结果分别做排替压力和自然伽马、泥质含量、泥质含量与埋深的乘积/100等交会图。由图4可以看出排替压力与三者都有一定的相关性，与泥质含量相关性较高，与考虑地层埋深与泥质含量的乘积/100相关性最高。根据测井计算的泥质含量等数据，建立的排替压力与埋深、泥质含量之间如下经验关系式。

式中pdc表示排替压力，MPa；x表示泥质含量与埋深的乘积/100。

2）孔隙度计算排替压力方法

前人在砂泥岩剖面做了许多声波时差计算排替压力的方法研究，认为泥岩排替压力与声波时差值之间具有反比关系,即声波时差值越小,排替压力越大；反之则越小[7]。

由岩心分析排替压力数据与声波时差数值交会图分析，并不像砂泥岩剖面有好的函数关系。主要原因是声波时差受岩性、埋深、压实、岩石结构、孔隙流体性质等因素影响，所以直接用声波时差数值计算排替压力效果不好。

为了消除这些影响因素，在选准泥质岩骨架基础上，利用三孔隙度曲线求出孔隙度。然后利用孔隙度和排替压力建立关系。孔隙度越大，排替压力越小；反之，则排替压力越大。通过12口井，16个点的岩心分析数据，建立孔隙度与排替压力交会图，相关系数和声波时差计算结果对比，由0.57上升到0.77，计算精度明显升高。回归关系式为：

图4 排替压力与不同参数交会图

式中φy表示有效孔隙度。

3）岩石力学特性计算压力参数方法

影响隔层有效性的岩石力学参数主要有弹性模量、抗拉强度、杨氏模量、泊松比、地应力等。弹性模量越大，对隔层的封隔性越不利。弹性模量越小，隔层的封闭性、分隔性越好。同样杨氏模量、体积模量越小，隔层的封闭性、分隔性越好。隔层的最小水平主应力越大，储层中的净压力就相对越大，隔层中越不易产生裂缝，而储层中裂缝的宽度则相对较大。抗拉强度越高，隔层的封隔性能越强。所以最小水平应力越大，抗拉强度越高，越有利于隔层的封隔性能[8]。

利用阵列声波资料的岩石力学特性参数，结合试验分析数据及工程数据，通过解下列方程，可以求得封隔性压力参数。

式中ptz表示封隔性压力品质参数；μ表示泊松比；E表示杨氏模量，MPa ；ptcs表示在三向地应力状态下突破压力值，MPa ；ptc表示地面实验测试时的突破压力值，MPa ；r01表示喉道半径，μm；φy表示有效孔隙度，%；W1～W4表示4项指标的权系数。

反映封闭性能力有效性的好坏，除排替压力外，与下伏储层的排替压力差是一个重要指标，当排替压力差达到一定区域数值后，尽管本身的排替压力值较小，仍可封闭分隔下伏油气，起到有效封隔的作用[9]。

2.3 评价结果

根据岩心分析资料及3个层系，5个潜山构造带9个区块134口井的岩性、物性、排替压力、综合评价指标等结果，将隔层级别划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类。

Ⅰ类：主要由泥岩、泥灰岩等泥质岩组成,泥质含量高，中值半径小,孔隙度低，渗透率最低，排替压力高，连续分布厚度大，压力品质参数高，靠自身形成的压差屏障即能阻止油气层。

Ⅱ类：主要由泥灰岩、泥质灰岩等泥质含量较高的岩性组成，孔隙度、渗透率较低，排替压力较高，连续分布厚度较大。在不发育裂缝的情况下，才能封隔油气层，成为有效隔层。

Ⅲ类：岩性一般为泥质白云岩、石灰岩等。泥质含量较低，孔隙度、渗透率大于下限值，微裂缝发育，排替压力较低，分布厚度较小，分布不连续，变化较大。基本上不能起到封隔作用。

根据实验和区域评价成果有效性好坏的主要评价指标见表1。

根据评价结果，北部潜山带影响盖层有效性、封闭性质量的主要参数为泥质含量大于25%，孔隙度小于2.6%，渗透率小于0.01mD，突破压力大于4.0 MPa，与储层的压差大于2.5 MPa，连续厚度大于10.0 m。

表1 评价成果参数表

3 应用实例

Hxw潜山带奥陶系的峰峰组下部和上马家沟组上部为主要储层发育段。在峰峰组—上马家沟组时期，主要为开阔台地、局限台地沉积，为小型滩—准滩发育区[10]，发育云坪、灰云坪相类型。奥陶系峰峰组—下马家沟组自下而上划分为4个沉积旋回，2套连续分布的泥灰岩盖隔层，1套局部分布的致密盖隔层。在储盖组合下，峰峰组、上马家沟上—中部，形成层1块状复合型潜山油气藏，上马家沟底部、下马家沟底部—亮甲山组顶部，形成潜山内幕层状油气藏。

代表井AT1x井，4 870.0～4 952.0 m，峰峰组。元素俘获测井显示，地层硅、钙和镁元素含量较高，个别层段铁含量较高，其它元素含量很低。处理结果矿物以方解石／白云石／伊利石／绿泥石组合为主，不含高岭石。电成像及取心实物显示，岩性为灰岩泥灰岩互层、泥晶灰岩、粉晶白云岩、泥粉晶云岩，见晶间孔，局部溶孔及微细裂缝发育,被方解石及泥质全充填。自然伽马介于40～100 API，深探测电阻率介于200～1 000 Ω·m，计算的泥质含量平均16%，孔隙度平均2.4%，渗透率平均0.16 mD，计算的排替压力小于10 MPa，和下伏地层压差大于2.5 MPa，综合评价为Ⅱ类隔层，对下伏储层中油气具有一定的封隔作用，见图5。而上、下马家沟界面层段，除排替压力降低外，和其下储层相比，压差只有1.4 MPa，封隔作用明显减弱，不能成为有效隔层。同样上马家沟组高阻层与下伏储层的排替压力差只有1.2 MPa左右，封闭性更差，不能起到封隔作用。综合分析Hxw潜山带峰峰组底部以Ⅱ类隔层为主，对上下地层能起到一定的封隔作用，但形成于海退高位域沉积背景云岩型地层，随着云质含量的增加，隔层有效性明显变差，不能完全形成有效封隔。上、下马家沟组界面地层，以Ⅲ类隔层为主，地层封隔性差，主要为压力差封隔；而岩性较纯的致密地层，基本不能形成有效隔层。所以该井试油建议时，充分考虑隔层的有效性，避开了底部含水层，获得了高产油气流（气：40.88×104m3/d），无水。

图5 Hxw潜山带AT1x井峰峰组储隔层综合评价成果图

4 结论

1）利用自然伽马能谱、ECS元素测井资料，分析黏土矿物对封隔质量的影响，定量计算矿物组分含量，准确判断岩性，为关键参数提供精确数值。

2）交会图技术，可提高泥质岩物性计算精度，为物性封闭评价方法提供准确参数。

3）三孔隙度曲线结合电成像、阵列声波资料，提高了的浓度封闭及有效性评价计算精度。

4）对封隔性重要参数排替压力求取方法进行了研究，提高了判断纵向封闭能力的准确性，解决了单纯依靠岩心分析数据的技术难题。

5）分析了该潜山带隔层分布特征，确定了隔层发育区分布规律，为潜山内幕新含油层系的发现、潜山下面找潜山、油水界面判断、油气重新聚集、剩余油挖潜及寻找有利勘探方向提供了技术支撑。

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