苏北盆地古近系储层特征及测井二次解释

张文奇

油气田开发

苏北盆地古近系储层特征及测井二次解释

张文奇

（中国石化股份有限公司江苏油田采油一厂，江苏 扬州 225265）

苏北盆地古近系部分油藏近年来进入勘探开发中后期，老井潜力挖掘成了目前重要的研究方向，为建立苏北盆地古近系油层老井测井解释方法，给老井挖潜增效提供技术支撑。分析了储层岩性及电性特征，建立储层测井参数计算模型，确定测井解释标准。研究表明，古近系储层以长石砂岩、岩屑长石质石英砂岩为主，孔隙类型以粒间孔隙为主，溶蚀孔隙次之，属于中低孔、中等渗透率储层，建立的储层的孔渗饱参数经过验证，精度满足国家探明储层参数计算要求。通过二次测井解释梳理出了含油潜力井，有效的二次开发了潜力层位。

苏北盆地； 储层特征； 古近系； 测井解释

随着测井科研攻关的不断深入，苏北盆地古近系低对比度油层测井评价技术的不断进步，测井解释方法、低对比度油层的判识标准与以前都有了很大的变化，对储层的认识更为精细[1]。测井资料的解释结论与油田勘探开发的新压裂工艺技术相结合，提高单井产量，为油田增产提效，贡献测井的一份力量[2]。为此需要对多年来所解释的苏北地区油井进行重新处理，并用现用的新标准、新方法更新解释结论，对古近系储层二次评价[3-4]。通过油藏形成规律和测井油水识别方法研究发现，以前测井油水识别方法不完善，建立和完善这些地层的油水识别方法，提高解释试油符合率[5]。

1 古近系储层特征

1.1 储层岩石学特征

1.1.1 碎屑成分

苏北盆地古近系储层砂岩的碎屑成分以石英为主，其次为长石、岩屑、云母，岩屑成分主要为变质岩岩屑。古近系砂岩岩石以细-粗粒长石质石英砂岩、岩屑质石英砂岩和长石岩屑质石英砂岩为主，砂岩碎屑以各类石英为主，其次为长石、岩屑。石英相对含量为41%～79%，平均为60.4%；长石相对含量为0～30.5%，平均为13.6%；岩屑含量较高一般为5%～28.3%，平均为14.3%，岩屑成分主要为火成岩屑和变质岩屑。

储层砂岩碎屑成分平均占87.1%，以各类石英为主，相对含量50%～79%，平均为63.2%；其次是岩屑、长石，二者含量相近，岩屑相对含量5%～20.3%，平均为12.1%；长石相对含量6%～22.5%，平均为11.9%（图1）。

1.1.2 填隙物成分

古近系地层填隙物主要由水云母、高岭石、方解石、（铁）方解石、硬石膏、硅质、长石质、黄铁矿、铁白云石等碎屑黏土矿物组成。其中水云母含量一般为0.7%～15.6%，平均含量为3.1%；硅质含量为0.4%～4.8%，平均含量为2.1%；铁方解石含量为0～8.4%，平均含量为1.8%；方解石含量为0～3.4%，平均含量为1.0%；填隙物累计含量为6.5%～17.0%，平均含量为11.1%。

1.1.3 岩石结构特征

苏北盆地古近系砂岩岩石粒度为细砂-粗砂，最大粒径为2.6 mm，一般为0.1～1.0 mm左右，碎屑颗粒分选中等，磨圆度以次棱角状为主，结构成熟度中等。

1.2 储层孔隙结构

古近系储层孔隙类型中粒间孔、溶孔～粒间孔所占频率较大，分别为35.7%、57.1%，粒间孔相对含量为0.2%～13%，平均含量为8.4%；溶孔相对含量为0.2%～4.3%，平均含量为2.1%；晶间孔相对含量为0～1.8%，平均含量为0.5%；微裂隙相对含量为0～0.2%，平均含量为0.01%；面孔率变化范围1.4%～19.8%。

岩心分析数据对古近系储层孔隙度和渗透率进行了统计，储层以大孔隙为主，主要分布在8%～20%，集中分布在12%～16%，平均13.94%。

2 测井二次解释

2.1 孔隙度公式计算

声波时差计算孔隙度公式：

密度计算孔隙度公式：

声波时差与密度双元回归计算孔隙度公式：

由建立的经验公式可见，测井密度与岩心分析孔隙度的相关性最好。

2.2 渗透率公式计算

苏北盆地古近系地层利用7口取心井样品进行岩心分析孔隙度与渗透率回归，得到渗透率计算公式（图2）。

2.3 孔隙度计算公式验证

古近系储层孔隙度公式检验，利用4口井的43个层点对声波时差计算孔隙度进行检验，50个层点对密度计算孔隙进行检验，48个层点对声波时差与密度交会计算孔隙度进行检验，由计算孔隙度与分析孔隙度对比分析，三种方法计算孔隙度中分别有97.67%、98.00%、95.83%的数据点计算孔隙度的绝对误差控制在±1.5个孔隙度单位范围内（图3）。

图3 地层孔隙度公式验证关系图

2.4 饱和度公式计算

含水饱和度计算采用阿尔奇公式，含水饱和度模型中孔隙度指数m、饱和度指数n和胶结系数a、b值由岩电实验“气驱法”确定。

苏北盆地古近系利用5口井样品确定了地层因素（F），利用4口井块样品确定了电阻增大率（I），从而确定了a、b、m、n参数值，见图4、表1。

表1 古近系储层岩电参数取值表

2.5 地层水电阻率求取

利用采油厂矿区内32口地层的水分析资料对苏北盆地的地层的水型和平均地层水电阻率做了研究，分析表明：地层水型主要为Na2SO4型，其次为CaCl2、NaHCO3型，地层水电阻率约为0.07 Ω·m（表2）。相同矿化度条件下，Na2SO4水型的储层电阻率整体高于CaCl2水型的储层电阻率，表明复杂的水型对储层的电阻影响较大。

3 二次解释标准及案例

3.1 水性分析的油水识别方法

苏北盆地古近系地层水水型变化复杂，主要为CaCl2、Na2SO4和NaHCO3水型，出油层位水型主要为CaCl2、Na2SO4水型，个别井水型为MgCl2，低对比度油层的水型多为CaCl2水型，油气判别比较困难。NaHCO3水型的储层基本不含油，相同矿化度条件下，Na2SO4水型的储层电阻率整体高于CaCl2水型的储层电阻率，表明复杂的水型对储层的电阻影响较大。在相同水型下，地层视电阻率基本随矿化度的增加而减小，这符合常规测井解释理论。在相同水型、相同矿化度条件下，油层电阻率基本高于水层电阻率。但储层电阻率也受到岩性、物性的影响，在相同水型、矿化度时，岩性、物性较差的水层电阻值可能也会高于油层的电阻。一般来说，苏北盆地古近系地层水矿化度高于4万ppm才可能出油。

表2 古近系地层水分析情况

SH145为苏北盆地一口评价井，古近系第24层录井为油迹，测井解释为油水同层。该层声波时差为248.59 μs/m，密度为2.38 g·cm-3，电阻率为8.28 Ω·m，自然伽马为69.2 API，自然电位负异常幅度为37.63 mV，储层岩性一般，物性较好，试油获得油1.95 t，水3.8 m3。利用苏北盆地古近系地层水矿化度等值线分布，SH145井的总矿化度为67.18 g·L-1，在古近系地层水矿化度与地层视电阻率交会图中落在CaCl2水型含油水界限上，与试油结果吻合。

3.2 交会图版法

本次交会图版法是利用2009年以来的生产井及2013年以来探评井的试油资料，利用动态图版软件制作古近系储层图版，从而定量地建立起地层流体识别标准。分析认为：古近系地层纯油区主要分布在声波时差大于230 μs·m-1，电阻率大于8 Ω·m，密度小于2.53 g·m-3，孔隙度大于9.5%，渗透率大于0.9 mD；当声波时差大于255.0 μs·m-1时，存在低阻油层。

依据复查区域历年来的生产井做出来的解释图版来验证探评井做出来的解释图版的适用性；二者相比较，生产井做出来的解释图版较为精细，由于不同的地层水型和沉积背景构造位置的不同，油水界限略有不同；通过对比老井复查解释标准适用性较好。

（1）复查解释实例SH300井

SH300井1 893.0～1 899.2 m，自然伽马值为62.3 API，自然电位相对幅度中等为42.42 mV，声波时差为250.64ms·m-1，密度为2.44 g·cm-3，电阻率值6.43 Ω·m，视孔隙度为15.86%，视渗透率为12.79 mD；由于SH300井落在低阻油区，在声波时差与电阻率交会、密度与电阻率交会图版中均落在油区，故将常规测井原解释结论由水同层提升为油层，该层具有试油潜力。

（2）复查解释实例SH292井

SH292井为一口生产井，属于低阻油，地层第46、47层（原层号）深度分别是：2 112.6～2 113.6 m，2 114.9～2 117.6 m；自然伽马值为62.1 API，55.3 API；自然电位相对幅度中等为36.06 mV，44.04 mV；声波时差为248.11ms·m-1，233.59ms·m-1；电阻率值9.6 Ω·m，12.57 Ω·m；视孔隙度为15.46%，12.90%；视渗透率为9.99 mD，4.64 mD；在声波时差与电阻率交会、孔隙度与电阻率交会图、渗透率与电阻率交会图中均落在油区，故将常规测井原解释结论由油水同层提升为油层，该层具有试油潜力。

4 结 论

（1）苏北盆地古近系地层主要以长石砂岩、岩屑长石质石英砂岩为主，孔隙类型以粒间孔隙为主，溶蚀孔隙次之。孔隙度集中分布在12.0%～18.0%，平均值为14.2%。渗透率集中分布在（10～100）×10-3μm2，平均值为63.2×10-3μm2，属于中低孔、中等渗透率储层。

（2）利用岩心刻度测井的方法分区，建立了储层的孔渗饱参数，并对公式进行了验证，其精度满足国家探明储层参数计算要求，为老井复查提供重要依据。

［1］王清辉，冯进，管耀，等. 基于动态资料的低孔低渗砂岩储层渗透率测井评价方法——以陆丰凹陷古近系为例[J] .石油学报，2019，40(z1): 206-216.

［2］肖飞，成志刚，李戈理，等. 致密气藏水平井测井产能预测方法研究[J]. 测井技术，2019，43 (2): 143-148.

［3］谭忠健，胡云，张国强，等. 渤中19-6构造复杂储层流体评价及产能预测[J]. 石油钻采工艺，2018，40 (6): 764-774.

［4］白玉湖. 不确定性致密气产能预测技术[J]. 中国石油勘探，2018，23 (4): 107-113.

［5］万金彬，白松涛，郭笑锴，等. 南堡凹陷深层低孔隙度低渗透率储层产能预测方法[J]. 测井技术，2015，39 (3): 373-378.

［6］李媛，刘晓军，李赟，等. 基于测井资料的产能预测[J]. 石油化工应用，2016，35 (3): 33-36.

Paleogene Reservoir Characteristics and Logging Secondary Interpretation in Subei Basin

（No.1 Oil Production Plant of Sinopec Jiangsu Oilfield Company, Yangzhou Jiangsu 225265, China）

In recent years, part of Paleogene reservoirs in Subei basin have entered the middle and late stage of exploration and development, and the exploration of old well potential has become an important research direction at present, which provides technical support for the establishment of old well logging interpretation method of Paleogene reservoirs in Subei basin, and for the exploration of old well potential and efficiency. In this paper, the characteristics of reservoir lithology and electricity were analyzed, the calculation model of reservoir logging parameters was established, and the logging interpretation standard was determined. The study shows that the Paleogene reservoir is mainly feldspathic sandstone and lithic feldspathic quartz sandstone, and the pore type is mainly intergranular pore, followed by dissolution pore, which belongs to medium-low porosity and medium permeability reservoir. The pore permeability and saturation parameters of the established reservoir have been verified, and the accuracy meets the calculation requirements of national proven reservoir parameters. Through secondary logging interpretation, potential oil-bearing wells were sorted out, and potential horizons were effectively developed.

Subei basin; Reservoir characteristics; Paleogene; Logging interpretation

2020-03-13

张文奇（1989-），男，助理工程师，硕士，江苏省扬州市人，研究方向：从事开发地质研究工作。

P 631.84

A

1004-0935（2020）07-0783-04