大庆油田高台子致密油测井评价方法研究

刘传平，钟淑敏，谢鹏，黄旭（.中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 637；.中国地质大学（武汉），湖北 武汉 430074）



大庆油田高台子致密油测井评价方法研究

刘传平1，钟淑敏1，谢鹏1，黄旭2
（1.中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712；2.中国地质大学（武汉），湖北 武汉 430074）

针对松辽盆地北部大庆油田高台子致密油藏，采用地球化学研究结果与测井技术相结合的方法，建立了烃源岩特征参数的测井解释模型。在微观孔隙结构特征研究基础上，应用岩电实验和核磁实验资料，开展了储层有效性评价，为致密油层下限确定探索了一种新方法。以岩石力学理论和实验为基础，建立了脆性指数、地应力等参数解释模型，形成了一套致密油测井评价技术，评价结果应用于研究区储层压裂改造、井位部署和储量综合评价中，见到了良好的效果。

致密油藏；烃源岩；储层有效性；脆性指数；地应力；测井评价

当前，致密油气已成为非常规油气资源的重要领域［1-3］，作为常规油气的补充和接替具有重要地位。按其与油源的关系可以分为源储一体和近源2类［4-6］，地质条件也有别于常规油气藏［7-8］。致密油测井评价主要是对烃源岩、储层品质和工程品质等研究［9］，解决源、储配置关系、储层参数计算和储层可压性评价等问题，为勘探开发井位部署、水平井设计和压裂方案优化提供技术支撑。

1　研究区储层特征

大庆油田高台子油层在松辽盆地北部广泛发育，位于青山口组优质源岩上部，属于近源致密油藏。主要储层为三角洲前缘席状砂、远砂坝，其次为河口坝沉积。砂体由北向南逐渐减薄以至尖灭，单砂层数由多变少，砂地比由高到低。储层具有砂岩薄、含泥含钙高的特点，其中泥质质量分数一般为5%～30%，钙质质量分数为0～40%。39口井1 853块岩心分析资料统计表明，有效孔隙度主要为5%～15%，平均有效孔隙度为10%；渗透率主要为0.03×10-3～1.00×10-3μm2，平均渗透率为0.51×10-3μm2，属于典型致密油层。

2　烃源岩测井评价方法

国内外大量的油气勘探实践表明［10-11］，富含有机质的烃源岩是形成致密油藏的物质基础，一个盆地内部的油藏分布与烃源岩分布及其生排烃中心具有密切联系，主要油藏分布在烃源岩内部或周围。研究区位于齐家—古龙凹陷生油中心，青山口组沉积了一套半深湖—深湖相的厚层黑色泥岩，为富含有机质的烃源岩，其上部的高台子油层以三角洲前缘相带沉积为主，部分砂体呈指状插入烃源岩，或者直接与烃源岩接触，源储匹配关系良好。

烃源岩特性用有机碳质量分数、有机质成熟度、生烃潜量、分布面积和厚度参数来描述。烃源岩评价通常是利用地球化学分析来完成的，但存在取心样品数量少、代表性差、分析费用高、分析周期长等因素，其应用受到了一定的限制，相对而言，测井资料信息丰富、费用低、时效率高；因此，将应用地球化学研究与测井技术相结合，开展烃源岩测井评价研究。

2.1测井评价烃源岩的基础

非烃源岩由岩石骨架和孔隙的流体2部分组成，烃源岩则是由岩石骨架、孔隙的流体和固体有机质3部分组成。固体有机质一般为非导电介质且密度相对较低，因此，烃源岩与非烃源岩相比，在测井响应上具有高电阻率、高声波时差、低岩性密度和高自然伽马等特征，这为利用测井资料进行烃源岩评价提供了基础。

2.2测井解释方法

2.2.1有机碳质量分数评价

2.2.1.1利用核磁与岩性密度测井资料评价

对于烃源岩，岩性密度测井信息是岩石骨架、干酪根（固体有机质）和孔隙流体的综合反映，由于干酪根密度与孔隙流体的密度值相近，因此，测井密度孔隙度大小代表的是孔隙和干酪根2部分。核磁共振测井信息取决于氢核的旋磁比、含量及赋存状态，在固体有机质内，由于氢核驰豫时间快，记录不到，因此，核磁共振测井确定的孔隙度仅反映了流体孔隙部分。密度孔隙度与核磁孔隙度之间的差值反映了干酪根质量分数的多少［12-13］，二者差值越大反映干酪根含量越高。

2.2.1.2利用常规测井资料评价

选用7口井岩心分析TOC与电阻率、声波时差和密度等敏感参数进行相关性分析，结果发现，TOC与深侧向电阻率和声波时差曲线叠合面积具有较好相关性［14］，因此，应用深侧向电阻率与声波时差曲线构建一条新曲线（M），选用4口井292块岩心分析TOC与M曲线，采用岩心刻度测井方法，建立TOC测井解释模型（见式（1）），式（1）的相关系数为0.87。

式中：TOC为有机碳质量分数，%；M为构建的与深侧向和声波时差叠合面积相关曲线。

2.2.2利用镜质体反射率评价

Ro反映的是有机质成熟度，研究表明［15］，Ro与深度和自然伽马相关性较好（见图1）。应用8口井27层岩心分析Ro与深度和自然伽马参数，建立了Ro解释模型（见式（2）），式（2）的相关系数0.95。

式中：D为井深，m；GR为自然伽马，API。

图1　烃源岩地层岩心分析Ro与测井参数关系

2.3模型精度评价

应用12口井取心资料，对上述模型进行精度评价。4口井292块岩心分析的TOC与测井计算的TOC对比表明，其平均绝对误差为0.29%；应用8口井27层岩心分析与测井计算的Ro对比发现，其精度较高，平均绝对误差为0.04%。

2.4烃源岩分布规律

应用上述测井解释模型，对研究区75口井进行TOC解释。单井测井解释结果分析发现，纵向上TOC变化特点是高四油层组下部和青一段较高 （见图2），一般为2.0%～3.0%。

图2　#281井烃源岩参数解释成果

由烃源岩特征参数平面分布上可看出 （见图3），TOC一般为2.0%以上，Ro为0.7%～1.1%，厚度为60～120 m。平面上成熟烃源岩呈连续分布。

图3　齐家地区烃源岩TOC分布

3　储层品质评价

确定储层物性下限最直接的方法是试油法，即对取心井段进行岩心分析，针对物性较差的储层进行单层试油，这样可以直接确定物性下限。但在以往致密油层评价中取心资料少，且没有单层试油，因此无法用试油法确定储层物性下限。此次应用岩电、核磁实验分析资料，开展了致密油层有效性评价研究。

3.1岩电法

岩电实验采用油驱替饱和水样品的方法，选取13块低孔渗样品模拟地层条件开展了岩电实验研究 （见表1）。岩电实验结果分析表明：渗透率为0.03×10-3μm2时，样品中的水几乎无法驱动；当渗透率为0.05× 10-3μm2时，有30%左右的水可以驱出。由此确定，渗透率下限为0.05×10-3μm2（见图4）。

3.2核磁法

选10口井22块不同孔、渗样品开展核磁实验研究。首先，将样品饱含水后进行T2谱测量；然后，施加不同离心力后再进行核磁T2谱测量。不同离心力下T2谱变化结果表明：当渗透率为0.02×10-3μm2时，离心前和离心后T2谱重合（见图5），说明无可动流体流出；当渗透率为0.04×10-3μm2时，离心前和离心后T2谱有一定变化，说明有可动水流出。

表1　研究区岩电实验样品岩心分析孔渗数据

图4　电阻增大系数与含水饱和度关系

图5　油层样品不同离心力后的T2谱

图5a的样品的孔隙度为7.4%，渗透率为0.02× 10-3μm2，图5b的样品的孔隙度为8.1%，渗透率为0.04×10-3μm2。进一步选3块样品，进行油驱水后核磁实验。当油驱后，油T2谱和水T2谱有明显不同时，表明驱替油已经进入部分孔隙内，改变了T2谱的形态（见图6）。由图6可见，渗透率为0.05×10-3μm2时，水和油的T2谱有一定变化，说明样品中的水是有一定流动能力的。综合上述2种实验结果，确定下限渗透率为0.05×10-3μm2。图6a的样品的孔隙度为7.3%，渗透率为0.06×10-3μm2；图6b的样品的孔隙度为7.7%，渗透率为0.05×10-3μm2。

图6　高台子油层油驱水前后T2谱特征

3.3流度法

分析已开发的三肇地区和葡萄花油田扶余油层流度下限，其有效厚度物性下限渗透率为0.10×10-3μm2，对应的流度下限为0.02×10-3μm2/（mPa·s）。若以流度0.02×10-3μm2/（mPa·s）为储层可流动的物性下限，反推齐家地区高台子油层渗透率下限为0.05×10-3μm2（见表2）。

表2　三肇和葡萄花等油田储层流度情况统计

上述研究表明，齐家地区高台子致密油层物性下限空气渗透率为0.05×10-3μm2。由研究区孔渗关系可以得出，当渗透率为0.05×10-3μm2时，对应有效孔隙度为7.0%。

4　工程品质评价

工程品质评价包括岩石力学参数、岩石脆性指数和地应力评价［16］。应用研究区11口井交叉偶极子测井资料提取的纵、横波时差值，采用岩石动态弹性力学参数的解释公式［17］，可直接计算得到动态的泊松比、弹性模量和剪切模量。

4.1岩石脆性指数确定

岩石脆性指数是指岩石中易碎矿物占总矿物的百分比，反映岩石易于破裂程度，是致密油层体积压裂设计中的重要参数［18-19］，一般采用弹性参数计算［18］或者矿物组分法计算，比较常用的是北美油页岩矿物组分法［20-22］。研究区矿物组分主要由石英、长石、方解石和黏土组成，由于长石与方解石脆性相当，属于非易碎性矿物，所以在北美油页岩矿物组分模型中分母增加了长石体积分数，而分子不变，改进后的模型作为本区计算岩石脆性指数模型。

北美油页岩矿物组分模型：

研究区矿物组分模型：

式中：BI为岩石脆性指数，%；Vs为石英体积分数，%；Vc为长石体积分数，%；Vf为方解石体积分数，%；Vn为黏土体积分数，%。

石英体积分数是通过13口井33层岩石薄片分析的实验数据和声波时差、岩性密度和自然伽马相对值测井参数建立模型得到的。

式中：AC为声波时差，μs/m；DEN为岩性密度，g/cm3；ΔGR为自然伽马相对值；GR为目的层自然伽马，API；GRmin为纯砂岩的自然伽马值，API；GRmax为纯泥岩的自然伽马值，API。

利用式（5）和式（4）可以计算储层岩石脆性指数，对#26-直2井进行处理解释，其结果与岩心分析数据对比吻合较好（见图7）。应用模型对全区75口井进行计算，研究区储层岩石脆性指数一般在30%～70%。

图7　#26-2井岩心分析与测井脆性指数对比

4.2地应力和破裂压力确定

地应力是各种岩石工程变形和破坏的根本作用力，是影响油层压裂改造的重要因素。一般情况下，地应力主要是指构造应力和上覆岩层压力，在油田应用主要是最大、最小水平主应力，评价方法是采用油田广泛应用的黄氏模型［16］：

式中：σh为最小水平主应力，MPa；σH为最大水平主应力，MPa；μs为静态泊松比；σv为上覆岩层压力，MPa；ξ1，ξ2为构造应力系数；α为有效应力系数；σt为抗拉强度，MPa；pf为破裂压力，MPa；pp为孔隙压力，MPa。

利用研究区9块样品实验室差应变法分析地应力及岩石力学参数，确定出公式中重要参数［21］，ξ1为0.35，ξ2为0.53。

其中，静态弹性模量和静态泊松比采用研究区4块样品实验结果。将相同围压下纵横波测量的动态弹性模量（Ed）和动态泊松比（μd）参数与实验测量的静态参数比较，确定静动态参数转换公式为式 （10）、式（11），其相关系数分别为0.71，0.91。

式中：Es为静态弹性模量，GPa；μs为静态泊松比；h为地层厚度，m；po为上覆地层压力，MPa；pw为地层水静液柱压力，MPa；x为伊顿指数，本文取值0.914；AC为标准声波时差，即计算点深度对应的正常趋势线上的声波时差值，μs/m；AC′为实测声波时差，μs/m。

利用4口井9块样品差应变实验数据及深侧向电阻率和自然伽马相对值测井参数，建立了抗拉强度（σt）表达式为

式中：RLLD为深侧向电阻率，Ω·m。

用黄氏模型计算研究区地应力与岩心测量的地应力相比，最大地应力相对误差2.58%，最小地应力相对误差2.16%。应用式（9）计算破裂压力与试油数据相比，平均绝对误差2.26 MPa，精度均较高。

5　应用效果

利用本文的致密油测井评价技术，对研究区75口井进行了重新解释，包括烃源岩评价、储层参数解释和工程品质评价。以单井评价结果为依据，编制了有机碳质量分数、砂岩厚度和孔隙度等平面分布图。在烃源岩和储层评价的基础上，开展综合地质研究，优选烃源岩和储层厚度大且物性好的区块成功部署了3口预探水平井，其中2口井试油产量分别为31.96 t/d和16.08 t/ d，见到了较好的效果。

6　结论

1）应用岩电和核磁实验确定的研究区致密油层物性下限，经已开发油田应用表明，该方法是可以应用到致密油有效性评价中。

2）应用矿物组分法模型计算岩石脆性指数时，应根据研究区岩石骨架成分不同对模型进行改进，以得到适合研究区的解释模型。

3）研究区全区发育成熟的烃源岩，有机碳质量分数一般都在2.0%以上，镜质体反射率在0.7%以上，但凹陷区烃源岩品质相对较差。北部储层砂体发育物性相对较好，且源储匹配关系好，是致密油评价有利区。

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（编辑杨会朋）

Logging evaluation method for tight oil sandstone reservoir in Gaotaizi Formation，Daqing Oilfield

Liu Chuanping1，Zhong Shumin1，Xie Peng1，Huang Xu2
（1.Research Institute of Exploration and Development，Daqing Oilfield Company Ltd.，PetroChina，Daqing 163712，China；2.China University of Geosciences，Wuhan 430074，China）

For the tight oil sandstone reservoir in Gaotaizi Formation in northern Songliao Basin，the logging interpretation model for source rock characteristic parameter was set up by geochemical and well logging technology.Based on the microscopic pore structure study on mercury injection data studies，reservoir effectiveness evaluation was carried out by rock-electric experiment and NMR data，which explored a new method to determine the reservoir low limit of the tight oil sandstone formation.On the basis of rock mechanics theory and experiment，parameter interpretation models of brittleness index and earth stress were established.The above methods form a set of logging evaluation techniques for tight sandstone formation.The application of these technical evaluations in fracturing innovation，wellplan and reserves comprehensive evaluation shows good results.

tight oil reservoir；source rock；reservoir effectiveness；brittleness index；earth stress；logging evaluation

中国石油天然气股份有限公司科学研究与技术开发攻关项目（2012E-2603-05）

TE132

A

10.6056/dkyqt201601010

2015-07-10；改回日期：2015-11-21。

刘传平，男，1959年生，教授级高级工程师，1984年毕业于大庆石油学院矿场地球物理，从事裸眼井测井评价和地质研究。E-mail：liuchp@petrochina.com.cn。

引用格式：刘传平，钟淑敏，谢鹏，等.大庆油田高台子致密油测井评价方法研究［J］.断块油气田，2016，23（1）：46-51.

Liu Chuanping，Zhong Shumin，Xie Peng，et al.Logging evaluation method for tight oil sandstone reservoir in Gaotaizi Formation，Daqing Oilfield ［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（1）：46-51.