胡英杰

(中国石油辽河油田分公司，辽宁 盘锦 124010)

0 引 言

20世纪90年代，辽河油田在雷家地区沙四段储层发现湖相碳酸盐岩油藏，探明石油地质储量为1 342×104t，并按常规油藏进行了开发。2012年以来，研究人员按照致密油理念对该油藏进行地质-工程一体化评价。截至目前，该油藏探明储量仅开发动用40%，采出程度为5%。前人对湖相碳酸盐岩致密油的研究多集中在油藏基本地质特征及地震资料处理解释，缺少系统的岩石物理研究，对致密油的主控因素认识不清，也未制订出致密油储层定量分类标准及适用于老油田的“甜点”刻画方法[1-5]。通过研究雷家地区沙四段构造、岩性、物性、含油性、地应力与油层产能之间的关系，明确岩性是致密油主控因素，建立了湖相碳酸盐岩致密油储层定量分类标准，利用测井资料精细刻画了“甜点”分布，在 “甜点”区新增了亿吨级规模储量，并形成了一套利用测井资料刻画致密油“甜点”的研究方法。

1 地质概况

雷家地区位于辽河坳陷西部凹陷中北部，面积约为200.0 km2。沙四段湖盆裂陷初期，区内缺少物源注入，形成以陈家洼陷为沉积中心的闭塞咸化湖盆[6-13]。岩石以粉晶、泥晶碳酸盐岩为主，单层厚度为10～30 cm，纹层发育。矿物成分主要为白云石、方沸石及黏土，含有少量石英和长石。发育白云岩类、方沸石岩类、泥页岩类及过渡类岩性，以过渡类岩性为主。沙四段烃源岩TOC普遍较高，为1.2%～8.3%，平均为2.7%；干酪根类型以Ⅰ—Ⅱ1型为主；成熟优质烃源岩(Ro为0.5%～1.3%)总面积达98.8 km2，平均厚度为90 m。储层岩石孔隙直径为0.3～40.0 μm，岩石储集空间主要特点为中小孔、细喉—微细喉。储层孔隙度为4.0%～16.0%，平均值为11.2%，岩心渗透率为0.100×10-3～32.000×10-3μm2，平均为3.760×10-3μm2，总体表现出中低孔、低渗的特点。沙四段优质烃源岩与碳酸盐岩储层紧密接触，形成了源储一体型的致密油[14-15]。第4次资源评价结果表明，雷家地区沙四段湖相碳酸盐岩致密油资源量达2.3×108t，具有较大的勘探潜力。

2 致密油主控因素研究

对雷家地区沙四段湖相碳酸盐岩岩心进行岩性(常规薄片、X-衍射、碳酸盐含量等)、储集空间及孔喉(铸体薄片、扫描电镜、压汞、微孔隙分析等)、物性(覆压孔渗、脉冲渗透率等)、含油性(核磁共振等)、岩石弹性力学等测试，累计分析测试样品1 010块次，研究了储层参数之间的关系及对油层产能的影响。结果表明，岩性控制储集空间类型、物性、含油性，进而影响油层产能，是沙四段致密油的主控因素。

2.1 岩性控制储集空间类型及储层物性

2.1.1 岩石矿物成分控制储集空间类型

系统取心分析结果显示，沙四段储集空间类型主要包括原生粒间孔、次生溶孔、层间缝及收缩缝4种(图1)。储集空间类型主要受矿物成分控制：白云岩类储集空间以原生及次生溶蚀孔隙为主，泥页岩类或方沸石岩类储集空间以裂缝为主。随着岩心中泥质或方沸石含量增大，储集空间由以孔隙为主向以裂缝为主变化。

图1 雷家地区沙四段主要储集空间类型

2.1.2 岩石矿物成分控制储层物性

岩石矿物成分与储层物性关系密切。随着白云石含量降低、泥质或方沸石含量升高，储层物性变差[16-20]：白云石含量高的岩石面孔率大，泥质或方沸石含量高的岩石面孔率小(图1)；随着泥质含量增大，储层渗透率降低(在相同的孔喉半径条件下，泥质白云岩渗透率小于白云岩渗透率)；随着方沸石含量增大(储层中方沸石多以充填孔隙形式存在)，孔喉变小，储层物性变差。

2.2 岩性控制含油性

沙四段目的层钻井取心的岩性、物性及含油性测试结果显示，含油性受岩性控制，进而受物性影响。以L84井3个岩心取样点为例，取样深度分别为2 635.40、2 635.68、2 636.22 m，岩性分别为云质泥岩、含方沸石泥质泥晶云岩、泥质泥晶云岩。随着白云石含量升高(白云石含量从28.6%升至62.1%)，物性变好(孔隙度从1.9%升至7.3%)，岩心油气显示级别从荧光变为油斑，含油性明显变好(表1)。

表1 L84井钻井取心岩性、物性与含油性测试统计

2.3 岩性控制产能

对沙四段目的层17块钻井取心开展微观孔隙及岩石比表面测量。分析认为，岩石矿物成分影响孔喉，进一步影响产能。随着岩石比表面积减小(白云石含量增大、泥质含量降低)，吸附油气的平均孔径增大，岩石含油饱和度增大，突破压力降低，岩石中油气更容易产出。

探井试油试采统计结果证实，油层产能与岩石矿物成分关系密切，随着白云石含量增大，产能变好。工业油流井白云石含量一般大于40%，高产工业油流井白云石含量一般大于50%。

3 致密油储层分类标准研究

以岩心测试为基础，以试油投产资料为验证，研究致密油储层中流体赋存状态、储层物性及含油性下限，综合确定湖相碳酸盐岩致密油分类标准。

3.1 致密油储层物性下限研究

受目前实验条件限制，利用常规毛管压力资料无法研究孔喉半径小于50×10-3μm的储层。利用工区内7口井17块岩心微观孔隙分析结果及45块岩心毛管压力曲线，绘制了孔喉直(半)径与含气饱和度(图2、3)、孔喉直径与渗透率关系曲线(图4)，研究孔喉直径与渗透率、含油气饱和度之间的关系，根据油气在孔隙中的赋存状态确定储层物性下限：①根据岩心微观孔隙分析，孔喉直径小于7×10-3μm时，油气在孔隙中以吸附状态存在，油气饱和度小于0.1%(图2)，岩心渗透率临界值为0.001×10-3μm2(图4)。②孔喉直径约为15×10-3μm时，油气在孔隙中开始以吸附+游离状态存在，此时吸附油气饱和度为2.0%(图2)，游离油气饱和度小于10.0%(图3)，岩心渗透率为0.040×10-3μm2(图4)。根据实验①和②研究结果确定储层渗透率下限：孔喉直径为15×10-3μm，渗透率为0.040×10-3μm2，含油气饱和度为10.0%。③孔喉直径超过20×10-3μm后，油气在孔隙中以游离状态为主，此时吸附油气饱和度为3.0%(图2)，游离油气饱和度为10.0%(图3)，岩心渗透率为0.100×10-3μm(图4)。根据实验③研究结果确定油层渗透率下限：孔喉直径为20×10-3μm，渗透率为0.100×10-3μm2，总含油气饱和度约为13.00%。

图2 吸附气饱和度与孔喉直径关系

图3 平均孔喉半径与最大进汞饱和度关系

根据沙四段13口井101块储层岩心分析测试，绘制了物性与含油性关系曲线(图5)，以油斑作为油层含油性下限，则最小渗透率为0.086×10-3μm2，与上述确定的油层渗透率下限0.100×10-3μm2接近，因此，将0.100×10-3μm2作为油层的渗透率下限。

统计沙四段14口井、35层试油产能及物性资料，对油层的物性标准进一步细化(图5)：当孔隙度不小于10%，渗透率不小于20.000×10-3μm2，油层一般有自然产能；孔隙度为6%～10%，渗透率为1.000×10-3～20.000×10-3μm2，一般压裂后才能获得工业油流；孔隙度小于6%或渗透率为0.100×10-3～1.000×10-3μm2，压裂后投产效果差。

图4 岩心分析平均孔喉半径与渗透率关系

图5 储层物性与试油产能关系

3.2 致密油储层含油饱和度研究

在岩性鉴定及岩心孔隙度测试基础上，根据岩心核磁共振、毛管压力测量结果，研究不同岩性、孔隙度条件下的致密油含油饱和度。结果表明，随着白云石含量增加、孔隙度增大，岩石的含油饱和度增大(图6)，当岩心孔隙度为10.0%时，致密油含油饱和度约为60%；当岩心孔隙度为6.0%时，致密油含油饱和度约为40%。

图6 岩心孔隙度与含油饱和度关系

3.3 致密油储层分类标准

根据上述致密油主控因素、物性、含油性研究结果，结合区内试油投产井的产能情况，综合制订雷家沙四段湖相碳酸盐岩致密油分类评价标准(表2)。

Ⅰ类储层：白云石含量大于50%，泥质含量小于40%；地层厚度大于40 m；孔隙度大于10%，渗透率大于20.000×10-3μm2；岩心含油级别在油斑以上，含油饱和度大于80%；岩石脆性指数为40%～75%；试油有自然产能，直井累计产油量大于2 000 t，或压裂后累计产油量大于5 000 t。

Ⅱ类储层：白云石含量大于40%，泥质含量小于50%；地层厚度大于30 m；孔隙度大于6%，渗透率为1.000×10-3～20.000×10-3μm2；岩心含油级别以油斑、油迹为主，含油饱和度为60%～80%；岩石脆性指数为40%～75%；压裂后获工业油流，直井累计产油量低于2 000 t。

Ⅲ类储层：白云石含量大于40%，泥质含量小于50%；地层厚度大于20 m；孔隙度大于6%，渗透率为0.100×10-3～1.000×10-3μm2；岩心含油级别在荧光以上，含油饱和度为40%～60%；岩石脆性指

数为30%～60%，压裂后可获工业油流，投产后产量递减快，累计产油量低于1 000 t；Ⅳ类储层：白云石含量小于40%，泥质含量大于60%；地层厚度大于20 m；孔隙度小于6%，渗透率为0.040×10-3～0.100×10-3μm2；含油饱和度小于40%；岩石脆性指数小于35%，压裂后低产量或干层。

表2 雷家沙四段湖相碳酸盐岩致密油分类评价标准

4 湖相碳酸盐岩致密油测井“甜点”刻画

针对该区致密油勘探实际，根据上述致密油分类标准开展测井资料精细解释，确定“甜点”纵向分布，利用多井测井处理解释确定“甜点”平面分布，并建立了致密油利用测井资料进行 “甜点”刻画研究方法：①在致密油岩心联测基础上，利用Geolog 等软件对测井资料精细处理，得到岩石矿物成分、物性、含油性、脆性等储层参数，结合岩心分析测试结果，得到致密油测井处理解释成果(图7)；②根据致密油分类评价标准，确定单井纵向上油层有效厚度；③在多井测井处理解释基础上，确定岩石矿物成分、油层有效厚度、原油密度、单井稳定日产油量平面分布；④在油层顶界构造图上叠合白云石、方沸石、泥质含量、油层有效厚度、原油密度、产能平面分布；⑤根据致密油分类评价标准，圈定致密油平面“甜点”分布(图8)。

图7 L84井致密油测井处理解释成果与岩心分析对比

按照上述研究方法，对雷家地区沙四段49口探井开展了测井精细处理解释，确定了雷家沙四段湖相碳酸盐岩致密油“甜点”分布范围，其中，杜家台油层Ⅰ类+Ⅱ类“甜点”区为27.2 km2；高升油层Ⅰ类+Ⅱ类“甜点”区为77.5 km2。2014至2017年，沙四段I类+II类致密油“甜点”区累计新增三级石油地质储量近亿吨，取得了较好的勘探成效。针对Ⅲ、Ⅳ类“甜点”区，需加强储层改造工程的工艺攻关，提升其经济效益。

图8 雷家沙四段致密油测井“甜点”分布

5 结 论

(1) 针对雷家地区沙四段湖相碳酸盐岩岩性细、矿物成分复杂、中小孔、细喉—微细喉、储层相对致密等特点，研究了岩性、物性、孔喉、含油性、脆性、地应力与油层产能之间的关系，研究结果表明岩性是致密油的主控因素。

(2) 根据储层中油气赋存状态，岩性、物性、含油性及产能之间的关系，确定储层物性及含油性下限，综合确定湖相碳酸盐岩致密油定量分类标准。

(3) 利用测井资料刻画了致密油“甜点”分布，并形成了配套的致密油测井评价工作流程，为老油田开展致密油评价提供了技术借鉴。