郑奎，杨晋玉，胡晓雪，张换果，李海菲，李彦秋

中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西 西安 710200

鄂尔多斯盆地是中国陆上重要的含油气沉积盆地，盆地油气资源丰富，建成了长庆、延长两个大型油气生产基地[1]。盆地石油勘探先后经历了3个发展阶段：勘探早期以侏罗系古地貌油藏成藏理论为指导，先后发现了马岭、摆宴井等油田；进入2000年以后，随着三角洲成藏理论的实践和突破，先后发现了以长6段为目的层的志靖-安塞和华庆大油田，以及以长8段为目的层的西峰和姬塬大油田；2010年以来，随着致密油(页岩油)理论的实践与发展，发现了以长7段为目的层的新安边油田[2]，2018年，依托“十三五”国家科技重大专项《鄂尔多斯盆地致密油开发示范工程》，创新突破了页岩油开发技术系列，形成了陆相低压致密油效益开发模式，并建立了陇东页岩油示范区，实现了页岩油规模效益开发。

由于以往油气勘探主要集中在长8段以上，对长9段与长10段的认识程度相对较低，但近年来，随着岩性油气藏勘探理论和技术的不断发展，鄂尔多斯盆地石油勘探在长9段也不断取得突破[3]，展现出了良好的勘探前景。通过近几年长9段的勘探开发效果来看，长9段的油藏(以下称为长9油藏)油水分布关系复杂，油藏呈规模小、多点发育的特征，给勘探带来了较大困难。前人在长9油藏的油气来源、成藏模式等方面做了大量研究，认为胡尖山—姬塬地区长9油藏的油源来自于长7段油页岩，二者构成“上生下储”型组合。为此，笔者在前人对长9油藏成藏规律研究的基础上，将长9油藏的油源作为研究对象，开展基于测井资料的长7段油页岩识别，量化油页岩发育程度，分析其对长9油藏成藏的影响，进而指导长9油藏的高效勘探。

1 地质概况

延长组沉积时期，鄂尔多斯盆地内湖泊逐渐经历由扩张向萎缩，到最终消亡的过程[4]。延长组进入长9沉积期后，湖盆快速下沉，沉积了一套广泛湖侵背景下的产物。岩性以砂岩夹泥岩为主，由灰白色中细砂岩、灰黑色泥岩、灰色粉砂岩等不等厚互层组成[5-7]。胡尖山—姬塬地区主要位于陕西省榆林市定边县境内(见图1)，该区属于黄土塬地貌，地表被100～200m厚的黄土覆盖。

图1 研究区位置

研究区长9段埋深2300m左右，地层厚度100m左右，按照沉积旋回特征，可将长9段划分为长93、长92及长91共3个小层，各小层厚度分别在24、34、38m左右，石油主要聚集在长91、长92小层，长93小层砂体总体不发育。长9段砂体呈大面积连片分布，平面连续性较好、规模较大，单砂体厚度主要在6～10m左右，多期单砂体纵向叠加，单河道宽度200～500m左右。

长9油藏岩性主要为岩屑长石砂岩，其次为长石砂岩、长石岩屑砂岩。填隙物平均含量为11.21%，以黏土矿物、方解石和硅质为主，但不同地区填隙物成分差异较大。长9油藏以中、细砂岩为主，分选中等，磨圆度以次棱为主。储层孔隙空间以粒间孔为主，其次为长石溶孔及岩屑溶孔，总面孔率6.2%。储层孔隙半径一般在20～150μm，发育缩颈型喉道、孔隙缩小型喉道、片状喉道、弯片状喉道共4种孔喉形态。通过压汞试验表明，长9油藏平均排驱压力1.24MPa，最大进汞饱和度79.0%，中值半径0.16μm，总体孔隙结构较好，其中姬塬地区优于胡尖山地区。储层物性方面，长9油藏平均孔隙度13.0%，平均渗透率8.1mD，不同开发单元物性差异大。测井解释表明，长9油藏总体表现为中、低电阻率特征，但不同开发单元差异较大，各开发单元平均电阻率10.4～35.9Ω·m，含油饱和度44.0%～51.3%，分布范围宽，导致有效储层识别难度大。目前研究区长9油藏的采油井有253口，不同开发单元开发效果差异性大，平均单井产能1.03～3.21t/d，平均综合含水率24.7%～78.1%，因此开展长9油藏“甜点”预测具有重要的研究意义。

2 长9油藏成藏模式及主控因素

关于研究区长9油藏成藏主控因素及成藏模式，前人做了大量研究[8-11]，并得出较为一致的结论，因此该次研究对此不做过多讨论。鄂尔多斯盆地大部分地区长9油藏的油源来源于长7段油页岩，只有志丹地区长9油藏的油源来自长9段烃源岩，胡尖山—姬塬地区长9油藏的油源来自于长7段油页岩，成藏模式为“上生下储” 型生储组合[12-14](见图2)。

注：胡148油藏位于胡尖山—姬塬地区内。

在成藏的主控因素方面，长9油藏主要受油气运移的动力、运移通道及形成有效圈闭的地质条件等因素影响。在油气运移的动力方面，许多学者[9，10，13]认为研究区长7烃源岩的过剩压力远远大于长9油藏，相差14MPa以上，该差值足以克服油水密度差产生的浮力，使得油气向下倒灌；在运移通道方面，通过对研究区胡148油藏附近一些钻井岩心的详细观察及地震剖面的构造解释[12]，发现研究区发育一系列垂直裂缝，它们直接沟通了长7段油页岩与长9油藏；在形成有效圈闭的地质条件方面，通过研究区内Y196、A160及H120开发单元的地质条件发现，长9油藏受微构造及岩性双重控制(见图3)，不同开发单元差异较大，总体上，构造油藏开发效果明显优于岩性油藏。

3 长7段油页岩测井响应特征

目前研究区已开发的探井、评价井及开发井均未对烃源岩定性或定量解释，为此笔者根据常规测井响应特征定性识别优质烃源岩，再通过优质烃源岩的发育情况研究其对长9油藏的影响。根据研究区长7段取心及野外露头观察，长7段的烃源岩以油页岩为主[15]，因此选择以有机质丰度评价为“极好”的油页岩作为优质烃源岩的研究目标。

3.1 油页岩单一测井识别

油页岩含有固体有机质，而有机质具有密度低和吸附性强等特征；此外，与纯泥岩不同，油页岩具有较好的渗透性。因此，油页岩在很多测井曲线上具有异常反映[16-20]。该次研究主要通过常用的5条测井曲线开展油页岩的定性识别(见图4)。

图4 Y196井长7段油页岩测井响应特征图

1)自然伽马曲线。地层中的铀、钾、钍等元素的含量与岩石中有机质的含量有一定的正相关性，而研究区长7段油页岩有机质丰度评价为好～极好，因此富含有机质的油页岩往往吸附较多的放射性元素铀，所以在自然伽马曲线上表现为高异常。但纯泥岩自然伽马曲线也表现为高值，因此在识别泥岩与油页岩时应综合考虑。

2)自然电位曲线。自然电位测井是探测井眼中地层所具有的天然电势的变化，地层在井壁处形成的天然电势主要与扩散-吸附电势、过滤电势有关，自然电位测井在渗透层处有明显的异常显示；与纯泥岩不同的是，页岩渗透性较好，自然电位曲线幅度异常增大。因此，可以通过综合自然电位、自然伽马曲线的形态特征，直观地判别页岩与泥岩。

3)密度曲线。由于有机质的密度较小，而黏土质矿物的骨架密度大，因此，当有机质取代岩石骨架时，使得岩石密度减小。油页岩中含有丰富的有机质，因此其密度较小，在密度曲线上表现为低异常。但泥岩的密度曲线也表现为低值，不能单独用密度测井来识别油页岩。

4)声波时差曲线。地层中富含有机质时，由于有机质的声波时差大于岩石骨架的声波时差，因此，会造成油页岩段声波时差的增加。与密度曲线类似，在区分非渗透性泥岩时，也不能单独用声波时差测井来识别油页岩。

5)电阻率曲线。岩石骨架及孔隙内的地层水均导电，而非渗透性泥岩的导电性较好，因此，电阻率曲线一般表现为低电阻率。但富含有机质的油页岩，由于有导电性较差的干酪根存在，减小了油页岩中泥质的导电能力，使油页岩的电阻率增大，因此可以利用高电阻率作为识别油页岩的标志。另一方面，成熟的油页岩由于含有不易导电的液态烃类，因而在电阻率曲线上表现为高异常，利用该响应特征可识别油页岩的成熟与否。但一些特殊的岩性层段或泥浆侵入等也可能导致电阻率增大，因此不能单独使用电阻率测井来评价油页岩。

3.2 油页岩综合测井识别方法——“三步法”定性识别

虽然自然伽马测井、自然电位测井、电阻率测井、声波时差测井、密度测井等都可以在不同程度上识别油页岩，但也存在一定局限性。为了更加精准地开展油页岩识别，笔者采用多测井组合方法来识别油页岩。油页岩在测井曲线上表现为“三高两低”的特征，即高自然伽马、高电阻率、高声波时差和低自然电位、低密度，在识别油页岩时，应综合考虑所有测井曲线响应特征。

根据油页岩各条测井曲线特点，通过“三步法”开展油页岩的识别：第1步，利用自然伽马曲线形态特征排除砂岩；第2步，在第1步的基础上，依据页岩渗透性好的特点，利用自然电位曲线基本确定页岩，这是识别油页岩最关键的一步；第3步，辅助利用声波时差、密度、电阻率曲线形态特征，最终确定油页岩。为了更加直观地定性识别油页岩，该次研究采用多测井组合叠合图开展识别，主要采用自然伽马与自然电位叠合、声波时差与密度叠合、自然电位与泥岩基线叠合，通过叠合区形态特征快速识别油页岩。

以研究区内Y196井长7段油页岩识别为例(见图5)，利用“三步法”定性识别油页岩：第1步，利用自然伽马>砂岩基线(即图5中右起第2道灰色面积部分)排除砂岩；第2步，在第一步确定的非砂岩地层，利用自然电位<泥岩基线(即图5中右起第3道金黄色面积部分)排除非渗透泥岩；第3步，辅助利用“高密度、低声波时差、低电阻率”排除非油页岩，即图5中密度与声波时差曲线无叠合或叠合面积小、电阻率小则表明地层为非油页岩，反之为油页岩。通过“三步法”识别，Y196井长7段油页岩可分为3段，其厚度为46.1m。

图5 Y196井长7段油页岩“三步法”解释成果图

3.3 方法准确性验证

为了验证油页岩综合测井识别方法“三步法”的准确性，采用最直观的矿场动态法验证，即对识别出的油页岩实施补孔压裂开采，通过开发数据分析其动用潜力。研究区内H237-45井，通过“三步法”测井综合识别油页岩(见图6)，识别出长7段共发育11.7m的油页岩。通过对识别出的油页岩2246.0～2250.0m层段实施补孔压裂试采，初期日产油达到2.0t以上(见图7)，说明“三步法”测井综合识别油页岩是准确的；开发9个月后，因无能量补给，产能递减至0.3t。

图6 H237-45井长7段油页岩解释成果图

图7 H237-45井长7段油页岩生产曲线

4 长7段油页岩发育程度定量评价

研究区长9油藏的油源来自于长7段油页岩[8-11]，通过长7段油页岩(以有机质丰度评价为“极好”的油页岩作为目标)测井响应特征，利用测井曲线重构法对油页岩发育程度量化赋值，通过量化赋值大小与油藏实际开发对比验证，明确长9油藏含油性与长7段油页岩发育程度的相关关系，可用以指导长9油藏的勘探评价。

在油页岩综合测井定性识别的基础上，提出表征油页岩发育程度的5项参数：油页岩厚度H、自然电位与泥岩基线交会面积SΔSP、自然伽马与砂岩基线交会面积SΔGR、自然电位与自然伽马交会面积SSP&GR、声波时差与密度交会面积SAC&DEN。对上述5项参数设置权重，引入表征油页岩发育程度的综合影响系数K。因研究区密度测井曲线数量较少，定义K=H·(SΔSP+SΔGR+SSP&GR)。通过对胡尖山～姬塬地区已开发的长9油藏的K与长9油藏初期含水率(见表1)对比发现，长9油藏原始含油饱和度与长7段油页岩发育程度呈正相关关系，说明长7段油页岩越发育，即油源越充足，则相应的长9油藏的开发效果越好。

表1 研究区长9油藏开发初期含水率及长7段油页岩发育程度情况统计表

5 应用实例

利用长7段油页岩快速识别及量化评价方法，近年来在研究区发现了H89等3个长9油藏，且快速确定了有利区面积，实现了长9油藏的高效勘探，在开发中取得了良好的应用效果。

由H89井长7段油页岩(2267～2284m井段、2368～2383m井段)测井解释成果图(见图8)可见，其表征油页岩发育程度的5项参数H为21.9m、SΔSP为303m·mV、SΔGR为977m·API、SSP&GR为1297m·API、K为56436.3，其K值稍高于A160开发单元，因此初步认定该井长9油藏具有开发潜力。由H89井长9油藏测井解释成果图(见图9)可以看出，长9段(2492.5～2499.4m井段)平均泥岩含量26.1%、孔隙度13.0%、渗透率1.12mD，说明该井段具有储集能力；平均电阻率23.0Ω·m、声波时差240.1μs/m、含油饱和度42.1%，认为该井段出油潜力大；通过对长9段射孔压裂(射孔段2492.5～2495.5m)，投产后日产油量2.64t、综合含水率50.3%。由图8、图9可以看出，H89井长9油藏含油饱和度与长7段油页岩发育程度匹配度较高，说明利用油页岩的定性识别及定量表征对长9油藏进行勘探评价是有效可行的。

图8 H89井长7段油页岩测井解释成果图

图9 H89井长9油藏测井解释成果图

6 结论

1)鄂尔多斯盆地胡尖山—姬塬地区长9油藏的原油来源于长7段油页岩，因此根据长7段油页岩发育程度来开展长9油藏的快速识别具有一定的理论基础。

2)研究区长7段油页岩主要表现高自然伽马、高电阻率、高声波时差、低密度、低自然电位的测井响应特征，通过测井曲线重构，利用“三步法”可有效识别油页岩。

3)长7段油页岩的发育程度可以利用油页岩厚度、自然电位与泥岩基线交会面积、自然伽马与砂岩基线交会面积、自然电位与自然伽马交会面积、声波时差与密度交会面积来表征。

4)研究区油藏开发实际结果分析表明，长9油藏初始含水率与相应长7段油页岩发育程度具有良好的相关关系，油页岩发育程度越高，长9油藏含油饱和度也越高。因此，可以根据长7段油页岩的发育程度来指导长9油藏的勘探评价。