新安边地区长7主力油藏辨识

陈德照，陈 磊，张晓明，张卫刚，郭龙飞，韩 禹，韩 明，李 强

（中国石油长庆油田分公司 第八采油厂，陕西 西安 710000）

致密油在北美地区得到了商业性的开发，给世界油气勘探开发带来了重大变革，正逐渐影响着世界能源供需的格局，也为鄂尔多斯盆地致密油的开发提供了可靠的借鉴。随着三维地震、油藏精细描述、水平井开发、体积压裂与监测、“工厂化”作业等关键技术的进步，特别是体积压裂工艺的突破，国内外致密油气单井产量大幅攀升[1-4]。一个油藏的成功开发，不仅要考虑初期单井产量，同时要兼顾持续稳产能力，提高最终采收率。鄂尔多斯盆地非常规油气资源丰富，其中中生界三叠系延长组长7段烃源岩层系内发育页岩油资源，保守评估其资源量可达百亿吨以上。对其中液态游离烃，按目前水平井体积压裂开发技术2%～8%的采收率估算，产出的石油资源量将非常可观。鄂尔多斯盆地长7段页岩油的有效勘探与开发，对保障国家能源安全和油田的持续发展均具有长远的战略意义。新安边地区位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡中部，前期的勘探开发成果显示，该区主力含油层系为三叠系延长组长7油藏。受沉积特征控制，该区长7储层多期砂体横向迁移叠置，导致储层纵向非均质性强，砂泥互层，横向连续性差，测井解释大套厚油层中往往存在致密夹层[5-11]。由于油层横向存在未知变化，水平井实施难度较大。本文通过建立长7致密油主力贡献层段识别标准，为水平井轨迹优化、确保油层钻遇率提供地质依据。

1 新安边地区长7储层特征

前人研究表明，新安边长7主要发育一套三角洲前缘沉积体系，水下分流河道砂体是主要储集体。长7储层以细粒、极细—细粒岩屑长石砂岩为主，填隙物以铁方解石、水云母、绿泥石膜为主。储层物性整体较差，孔隙度6%～12%，平均9.8%；渗透率0.1×10-3～0.4×10-3μm2，平均渗透率为0.19×10-3μm2。储层孔隙主要以粒间孔和长石溶孔为主，平均面孔率仅为2.4%。储层排驱压力为1.8 MPa，中值压力为9.3 MPa，中值半径0.08 μm，最大进汞饱和度为61.5%，退汞效率为28.0%。排驱压力和中值压力高，中值半径小，孔隙结构属于小孔微细喉型。

2 主力贡献层识别

受沉积特征控制，储层纵向隔夹层分布较多，甚至单砂体内部物性、含油性亦表现出差异性特征。因此，主力贡献层识别需要遵循小层—单砂体—主力贡献层的研究思路。

2.1 数理统计方法

数理统计方法可以很好地识别小层中含油单砂体储层特征。该方法是通过选取储层中孔隙度、渗透率、声波时差等参数进行相关性分析，依据各参数正态分布曲线进行分类从而确定主力贡献层参数标准。应用式（1）进行计算：

（1）

式中，f（x）为相应的概率，即自变量为x时的概率；μ为均数，描述正态分布的集中趋势位置，正态分布以X=μ为对称轴，左右完全对称；σ为标准差，σ越大，数据分布越分散，曲线越扁平，σ越小，数据分布越集中，曲线越瘦高（图1）。

图1 正态频率分布曲线分区示意Fig.1 Partition diagram of normal frequency distribution curve

计算结果表明：①纵向上孔隙度与渗透率、声波时差为近线性关系（图2）；②主力贡献层孔隙度>10%，渗透率>0.15×10-3μm2。

图2 新安边地区长7油藏孔隙度—渗透率、孔隙度—声波时差交汇Fig.2 Intersection diagram of porosity permeability and porosity acoustic time difference of Chang 7 reservoir in Xin′anbian area

该方法可以识别出多个含油小层中含油单砂体，但对于单砂体内部油层纵向变化还需要进一步进行识别，从而确定最优的主力贡献层特征。

2.2 岩心观察+常规测井+核磁测井识别法

岩心观察是获取油层含油性认识最直观可信的方法。在岩心含油性观察过程中，发现测井解释厚度大的油层往往岩心观察含油层厚度较小；含油层（主力贡献层）厚度为测井解释油层厚度的30%～40%，且纵向分布不连续。对于这类储层，可以通过综合利用岩心观察、常规测井、核磁测井等资料来识别主力贡献层。

首先，在平面内选定有取心资料的探评井作为基准井，主力贡献层砂岩岩性纯、含油性好，通过与测井解释对比，确定主力贡献层段测井曲线响应特征；然后利用相同层位相同测井曲线特征进行横向对比，从而确定主力贡献层段平面展布规律。该方法具有直观易识别、资料丰富、可精细到单砂体以内级别的特点。

2.2.1 岩心观察

新安边地区长72主要发育一套厚层块状中细砂岩、粉砂岩夹薄层泥岩和泥质粉砂岩，油层纵向含油性差异较大。砂岩中主力贡献层段岩性主要为灰褐色油斑细砂岩，纵向上不连续分布，单层厚度2～3 m，与上下含油性差的层段区别明显。

2.2.2 常规测井

通过将同深度岩心观察特征与测井曲线相对应，XP27-21井2 276～2 278 m为主力贡献层段，对应测井曲线特征为中高电阻率（40～50 Ω·m）、低密度（2.52～2.55 g/cm3）、低自然伽马（60～70 API）；滴水后呈串珠状分布，表明含油性好。与油层中的钙质夹层段2 284～2 285 m对比，钙质夹层特征为灰白色钙质粉砂岩，测井的曲线特征为高电阻率（70～100 Ω·m）、低声波时差（180～200 μs/m），滴酸后冒泡明显（图3）。

2.2.3 核磁测井

通过对新安边地区XP27-21井长7地层核磁测井测试资料分析，在2 276.0～2 278.0 m砂层段，核磁计算总孔隙度为8.41%，有效孔隙度为5.20%，毛管束缚水体积为1.36%，可动流体体积为3.84%，含油饱和度为54.72%，测井解释为差油层，综合分析该段应解释为油层，是该井长72的主力贡献层段。

位于同一砂体的2 285.0～2 287.0 m砂层段，核磁计算总孔隙度为7.81%，有效孔隙度为5.84%，毛管束缚水体积为2.79%，可动流体体积为3.05%，含油饱和度为47.64%，该层测井解释为油层；考虑该层物性差，综合分析解释为差油层，属非主力含油层段。

图3 XP27-21井长72储层岩心与测井曲线对比Fig.3 Comparison between core and logging curve of Chang 72 reservoir of well XP27-21

通过数理统计和岩心观察结合常规测井、核磁测井建立了新安边长72储层主力贡献层识别标准：岩心观察为灰褐色细砂岩；孔隙度>10%；渗透率>0.15×10-3μm2；常规测井电阻率40～50 Ω·m，声波时差>215 μs/m，自然伽马60～70 API，密度2.52～2.55 g/cm3，解释结果为油层；核磁测井有效孔隙度>5%，含油饱和度>50%，中值半径>0.3 μm。

2.3 主力贡献层段纵向特征

在上述研究的基础上，对长7储层进行井间主力贡献层连井剖面对比可以看出，新安边地区长72主力贡献层厚度仅占测井解释油层厚度30%～40%，平均厚度4～6 m。

3 水平井轨迹优化

以往的水平井轨迹设计主要沿油层顶部1/3处实施，若储层为均质厚油层，可实现储层纵向的充分动用。若储层纵向非均质性强、横向变化快则往往钻遇油层效果不理想。针对新安边地区长7储层特征，水平井轨迹设计沿主力贡献层实施，可有效提高油层钻遇率及储层改造效果。 新安边地区XP27-21和XP28-21井相邻，依据主力贡献层纵向变化特征，XP27-21和XP28-21均设计目的层长72上段，油层钻遇率分别达到93.8%和94.1%，在储层变化较快的区域可实现储量充分动用（图4、图5）。

图4 新安边XP27-21水平井油藏剖面Fig.4 Reservoir profile of XP27-21 horizontal well in Xin′anbian area

图5 新安边XP28-21水平井油藏剖面Fig.5 Reservoir profile of XP28-21 horizontal well in Xin′anbian area

通过对应用主力贡献层的认识，2013年在新安边北部试验区完钻水平井11口，井均油层钻遇率91.6%；完试4口，井均日产油30.4 m3；投产4口，初期产量达到12.2 t/d，含水32.5%，实施效果好。

4 结论

（1）通过综合应用数理统计法和岩心观察、常规测井、核磁测井识别法，建立了新安边长7主力贡献层纵向识别标准。主力贡献层段孔隙度>10%，渗透率>0.15×10-3μm2；对应测井曲线特征为中高电阻率（40～50 Ω·m）、低自然伽马（60～70 API）、低密度（2.52～2.55 g/cm3）。

（2）应用主力贡献层段研究取得的认识，对水平井钻井轨迹进行优化，2013年新安边长7水平井试验区取得了较好的应用效果。

（3）新安边地区长7段页岩油具有大面积规模成藏的重要特征，虽然砂泥岩储层总体致密，但由于油藏含油饱和度较高、油质黏度轻、气油比较高及埋藏较浅等有利因素，长7段页岩油具备规模勘探开发有利条件，是长庆油田石油持续上产稳产的重要接替领域。