冷西地区沙三中亚段Ⅲ油组有效厚度划分标准研究

马满兴

中国石油辽河油田分公司 勘探开发研究院（辽宁 盘锦 124010）

冷西地区，构造上位于辽河盆地西部凹陷东部陡坡带中段。沙三中亚段沉积时期，受台安—大洼断层的持续强烈活动影响，陈家断层下降盘不断下降和陷落，水体迅速加深，发育扇三角洲—湖底扇沉积体系[1]。该区沙三中亚段储层岩石类型主要包括砂砾岩、砂岩，发育多个小型构造-岩性油藏，Ⅱ油组是冷西地区沙三中亚段的主力产层，已经规模开发。后期钻探发现下面的Ⅲ油组储层物性尚可，含油性不错，有较大的高成熟探区挖潜能力。但该层组在探明区外开展了10口井16层的试油工作，仅2口井2层获得工业油流，试油效果不理想，难以再次申报规模储量。该区油层有效厚度，是指达到申报石油储量起算标准的具有产油能力的那部分砂砾岩、砂岩储层的厚度。一般来说单井累积有效厚度越大，试油试采产量越高。受到新疆玛湖凹陷砾岩勘探的启示[2]，借鉴储层四性关系研究方法[3-4]，有必要进一步研究冷西地区沙三中亚段Ⅲ油组储层四性关系，建立油层解释图版和有效厚度划分标准，指导试油选层，力争实现勘探增储。

1 岩性特征

在利用该区冷35、冷94、冷95、冷616、兴北3、兴北9等6口取心井沙三中亚段Ⅲ油组78.90 m岩心开展观察描述的基础上，为了开展精细储层研究，通过偏光显微镜对93块储层岩石薄片进行研究，最终将储层分为两类。一类是砂砾岩类，主要包括含砂砾岩、砂质砾岩，其砾级颗粒含量大于50%，砾石最大者可达30 mm×45 mm，多见2 mm×2 mm至10 mm×10 mm的颗粒，砾石多为次棱角状～次圆状，呈现磨圆度中等的特征，常见点接触～线接触的过渡接触类型，可见线接触类型。花岗岩是砾岩岩屑的主要母岩，火山岩、沉积岩是次要母岩。可见石英和长石矿物颗粒。泥质杂基、砂质细碎屑充填在砾石之间。另一类是砂岩类，岩心薄片鉴定结果主要有中粗粒砂岩、含砾不等粒砂岩，其次是细粒砂岩和粉砂岩，再次是中粒砂岩，少部分为含泥不等粒砂岩、含碳酸盐粗粒砂岩。碎屑颗粒有石英、长石和岩屑。岩石颗粒中等分选，呈次棱角～次圆状，颗粒之间大部分为反映压实适中的点接触～线接触的过渡接触类型，填隙物主要属于泥质类杂基，也有少量碳酸盐矿物。X射线衍射全岩定量分析结果显示砂砾岩类、砂岩类两类储层造岩矿物组成相似，主要包括石英、斜长石、钾长石、黏土矿物等（表1）。

表1 冷西地区沙三中亚段Ⅲ油组储层X射线衍射全岩定量分析主要矿物质量分数平均值

本文采用岩心刻度测井方法，研究电性与岩性、物性、含油性关系。由于钻井取心记录的深度与测井曲线深度有差异，为此要将钻井取心、实测岩心样品进行深度归位，实现与测井曲线深度对应一致。该区沙三中亚段Ⅲ油组岩屑录井岩性主要为含砂砾岩、砂质砾岩、含砾砂岩、不等粒砂岩、粗砂岩、中砂岩、细砂岩、泥质粉砂岩、粉砂岩、粉砂质泥岩、泥岩。在砂泥岩钻井剖面中电阻率、自然伽马、补偿中子曲线能够较好区分砂岩、泥岩，本次研究根据砂岩、泥岩的测井曲线特征进行深度归位，之后再根据实测岩心孔隙度与密度、时差的关系进行深度微调。

考虑测井资料分辨率及后续储层整体研究评价的需要，根据岩石矿物组分及岩石结构将沙三中亚段Ⅲ油组碎屑岩归纳为测井可识别的四大类：砂砾岩、砂岩、粉砂岩、泥岩。利用自然伽马-深侧向电阻率交会图和补偿中子-自然伽马交会图，结合岩屑录井等资料综合建立了测井岩性分类识别标准（表2）。砂砾岩表现为高电阻率、低伽马、低中子的特征；砂岩呈现中电阻率、低伽马，中中子的特征；粉砂岩表现为低电阻率、中伽马、中中子的特征；泥岩呈现低电阻率、高伽马、高中子的特征。

表2 测井岩性分类方案及识别标准

2 物性特征

观察分析冷西地区沙三中亚段Ⅲ油组68块储层岩石样品的铸体薄片照片，认为储集空间以孔隙为主，可见少量裂缝。孔隙主要包括粒间孔以及粒内溶孔，另外常见铸模孔，以及少量填隙物溶蚀微孔、残余粒间孔，偶见杂基矿物晶间孔。裂缝主要有颗粒裂缝、粒缘缝，偶见构造微裂缝。砂岩类储层孔隙直径最大为697μm，多见直径120μm左右的孔隙，面孔率最小值为0.7%，最大值为8.1%，平均值为2.4%，喉道宽度最小1.1μm，最大73.3μm，多见宽度7μm左右的喉道。其中含泥砂岩的面孔率普遍较低，一般小于3.5%，喉道宽度较窄，一般小于10μm；含碳酸盐砂岩的面孔率更低，一般小于2.5%，喉道宽度更窄，多数小于5μm。砂砾岩类储层孔隙直径最大573μm，多见直径100μm左右的孔隙，面孔率最小值为0.6%，最大值为3.4%，平均值为1.4%，喉道宽度最小为2.2μm，最大为60.5μm，多见宽度7μm左右的喉道。裂缝会使喉道宽度变宽（图1）。

图1 冷西地区沙三中Ⅲ油组储集空间类型、孔喉参数分布图

依据冷西地区沙三中亚段Ⅲ油组50块储层样品测量的孔隙度、渗透率数据，得出砂岩类储层孔隙度介于3.5%至18.2%之间，中值为10.6%，属于特低孔-低孔储层；渗透率分布在0.037×10-3μm2至2.890×10-3μm2之间，中值为0.301×10-3μm2，属于超低渗-特低渗储层。砂砾岩类储层孔隙度介于5.9%至11.2%之间，中值为9.0%，属于特低孔-低孔储层；渗透率分布在0.165×10-3μm2至3.820×10-3μm2之间，中值为0.505×10-3μm2，属于超低渗-特低储层。根据Ⅲ油组30块同时测试了孔隙度、渗透率、X衍射全岩样品的数据，绘制孔隙度、渗透率与黏土矿物、碳酸盐矿物含量关系散点图（图2），可以看出孔隙度随黏土矿物、碳酸盐矿物含量增加而降低，渗透率也随黏土矿物、碳酸盐矿物含量增加而降低。

图2 储层物性与黏土矿物含量、碳酸盐矿物含量关系图

综上所述，该区沙三中亚段Ⅲ油组储层孔隙度、渗透率等物性随着以黏土矿物为代表的泥质、碳酸盐矿物含量增加而降低，渗流能力随裂缝增多而提高。

3 含油性特征

冷西地区沙三中亚段Ⅲ组有6口取心井，砂岩、砂砾岩储层可见各种级别的油气显示，油浸、油斑较为常见。兴北3井在沙三中亚段Ⅲ组射孔，射孔顶界深度2 522.8 m，底界深度2 546.5 m，打开测井解释的53、54、55、56号层，累计射孔厚度11.6 m，地层测试累计产油0.96 m3，地层压力系数1.14，随后加入压裂液117 m3和陶粒17 m3改造储层，压后测液面求产，日产油7.24 m3，测试结果为油层。该井在2 531.80~2 535.95 m钻井取心，收获岩心长4.10 m，储层岩心长3.85 m，其中富含油岩心长度占储层的1%，油浸岩心长度占储层的82%，以油浸为主。兴北9井在沙三中亚段Ⅲ油组射孔，射孔顶界深度2 733.5 m，底界深度2 745.0 m，打开测井解释的61、62、63号层，累计射孔厚度9.5 m，地层测试累计产油0.102 m3，地层压力系数1.21，随后加入压裂液108 m3和陶粒18 m3改造储层，压后测液面求产，日产液3.66 t，累产油44.01 m3，测试结果为油层。该井在2 741.14m~2 744.00 m钻井取心，收获岩心长2.86 m，储层岩心长2.86 m，其中油浸岩心长度占储层的28%，油斑岩心长度占储层的68%。结合冷西地区冷169块、冷46块沙三中亚段上报探明储量时采用油浸作为有效厚度的岩心含油性下限。基于上面三点，综合分析认为具有油浸及以上级别油气显示的砂砾岩、砂岩储层，经压裂改造后可获得工业油流，所以把油浸作为冷西地区沙三中亚段Ⅲ油组有效厚度的岩心含油性下限。

根据42块储层岩石联测结果，分析孔隙度、渗透率、矿物组分对西部凹陷沙三中亚段Ⅲ油组含油性的影响。结果表明，具有油斑、油迹、荧光等低级别油气显示的砂岩、砂砾岩储层物性相对较差，孔隙度低于12.0%，平均值为9.0%，渗透率平均值为0.251×10-3μm2。从矿物含量角度分析，黏土含量相对较高，最高可达13.6%，平均值为9.2%。碳酸盐含量相对较高，最高可达21.9%，平均值为6.4%；而具有油浸、富含油、饱含油等高级别油气显示的砂岩、砂砾岩储层物性相对较好，孔隙度一般大于10.0%，平均值为13.3%，渗透率平均值为0.858×10-3μm2。从矿物含量角度分析，黏土矿物含量相对较低，一般低于10.0%，平均值为7.6%，碳酸盐含量相对较低，一般低于7.0%，平均值为3.8%。对比上述数据，发现储层含油性受孔隙度、渗透率影响，孔渗性能好，含油性就好。在黏土矿物、碳酸盐矿物含量增加的情况下，储层的孔隙度以及渗透率会随之降低，进而引起储层含油性变差。

4 有效厚度划分标准

通过观察该区沙三中亚段Ⅲ油组冷35、冷94、冷95、冷616、兴北3、兴北9等6口取心井的岩心岩性、含油性，建立岩性、含油性统计关系图（图3）。岩石粒度在细砂及以上的岩石均有油浸级别及以上的油气显示，故此认为有效厚度对应的岩性包括细砂岩、中砂岩、粗砂岩、砂砾岩。从岩石粒度角度分析，岩性下限为细砂岩。综合表2测井岩性分类，可知有效厚度对应的岩性包括测井可识别的砂砾岩、砂岩两类岩石。

图3 冷西地区沙三中Ⅲ油组岩心含油性统计关系图

岩心含油性受孔隙结构影响较大，采用压汞实验方法研究储层孔隙结构[5-6]。由该区22块岩石样品的压汞实验进汞曲线看出（图4），砂砾岩、砂岩的孔隙结构相近。该区沙三中亚段Ⅲ油组储层以孔隙型为主，含油性受孔渗影响较大。参照有效厚度物性下限研究方法[7-8]，采用含油性与物性交会图法确定物性下限。根据该区冷35、冷94、冷95、冷616、兴北3、兴北9等6口取心井该层段岩心实测孔隙度、渗透率与岩心油气显示级别的交会图（图5），分析得出在孔隙度以及渗透率增加方向，岩心含油级别逐渐增高，说明物性控制含油性。以油浸作为岩心含油性下限，可以从图上确定物性下限为：φ≥11%，K≥0.5×10-3μm2。

图4 冷西地区沙三中Ⅲ油组岩石进汞曲线

图5 冷西地区沙三中Ⅲ油组含油性-物性交会图

对冷35、冷94、冷95、冷616、兴北3、兴北9等6口取心井的实测岩心孔隙度进行筛选，选用岩性均匀、岩电对应关系较好的97个样品点14层实测岩心孔隙度与声波时差进行统计回归，得到计算孔隙度的公式。

式中：φ为孔隙度，无量纲；△t为声波时差，μs/m；r，相关系数，无量纲。

采用26块岩心实测的岩电实验数据，根据地层因素与孔隙度的关系，以及电阻增大系数与含水饱和度关系，可以确定冷西地区沙三中亚段Ⅲ油组岩石 岩 电 参 数：a=1.004 4，b=1.040 8，m=1.597，n=1.601。根据该区试油、试采、生产数据，读取油层、低产油层、含水油层、油水同层、含油水层、干层数据点，按照阿尔奇公式计算含水饱和度[9-10]，投点建立油层解释图版（图6），得出油层电阻率下限为9 Ω·m，含油饱和度下限为45%，孔隙度下限为11%，依据公式（1）计算得到声波时差下限为236μs/m。

图6 冷西地区沙三中Ⅲ油组油层解释图版

综合上面含油性、岩性、物性、电性研究结果，建立冷西地区沙三中亚段Ⅲ油组有效厚度划分标准（表3）。根据该标准，对冷35井区7口开发井进行有效厚度划分，生产层段射开有效厚度12.2～33.8 m，初期平均日产油9.1～17.4 t/d，有效厚度平均采油强度0.5 t/(d∙m)。根据勘探试油工作规范（SY/T 6293—2008），陆地油层深度＞2 000～3 000 m和＞3 000～4 000 m时工业油流下限分别为3.0 m3/d和5.0 m3/d，已知该区原油平均密度为0.88 t/m3，则对应的累积有效厚度分别不低于5.3 m和8.8 m。

表3 冷西地区沙三中亚段Ⅲ油组有效厚度划分标准

依据上述标准，开展老井试油选层工作，首期实施了冷95井。该井3 164.5～3 188.8 m，17.3 m/2层，岩屑录井为油斑砂岩，测井电阻率为9～13 Ω∙m，声波时差240～272μs/m。1992年，地层测试，平均液面2 978.39 m，流压1.95 MPa，静压38.5 MPa，折算日产液0.305 m3，累产油0.84 m3，累产水0.052 m3。压裂后，平均液面1 371.43 m，折算日产液1.194 m3，累产油24.1 m3，试油结论低产油层。根据有效厚度划分标准，该射孔段可以划分有效厚度10.4 m，认为该层段可以获得工业油流。2020年6月重新试油，最高日产油12.7 t，达到了工业油流标准。以此为契机，开展了冷西地区沙三中亚段Ⅲ油组精细勘探研究，部署实施控制井冷10-52-50，在沙三中亚段Ⅲ油组3 220.9～3 264.0 m井段，射开18.3 m/12层，划分有效厚度11.0 m，压后日产油7.6 m3，达到工业油流标准。2021年依据此标准开展了该区66口老井测井二次解释和有效厚度划分，认为该层段可新增千万吨级石油地质储量，支持了高成熟探区勘探增储工作。

5 结论

1）冷西地区沙三中亚段Ⅲ油组发育湖底扇沉积，以岩心岩石学特征为基础，依据测井曲线特征将其分四大岩石类别，为砂砾岩、砂岩、粉砂岩、泥岩。根据兴北3井、兴北9井的试油、岩心油气显示情况，以油浸作为有效厚度岩心含油性下限。统计岩心与含油性关系，得出砂砾岩、粗砂岩、中砂岩、细砂岩岩心存在油浸及以上油气显示，可知有效厚度的主要测井岩性类别为砂砾岩、砂岩两大类。

2）通过铸体薄片、压汞曲线、岩电实验分析，认为该区沙三中亚段Ⅲ油组砂砾岩、砂岩储层孔隙结构相近，储集空间主要有粒间孔、粒内溶孔、铸模孔、杂基微孔、残余粒间孔，少量填隙物晶间孔，可见少量微裂缝，物性差别不大，属于特低孔-低孔超低渗-特低渗储层。泥质、碳酸盐矿物含量增高会降低储层物性、含油性，微裂缝能够提高储层渗流能力。

3）根据该区试油、试采、生产情况，确定该区沙三中亚段Ⅲ油组有效厚度物性下限为孔隙度11%、渗透率0.5×10-3μm2。建立油层解释图版，确定电阻率下限值9Ω∙m，声波时差下限值236μs/m，并据此建立有效厚度划分标准，指出试油层段获得工业油流的累积有效厚度下限。据此提出冷95井老井试油建议和新井冷10-52-50井试油建议，并取得了成功，支持了高成熟探区勘探增储工作。