莫里青断陷西北缘断褶带双二段储集层地化录井技术应用

孙 广 文

(中国石油大庆钻探工程公司地质录井二公司)

0 引 言

莫里青断陷位于伊通盆地的南段，系由两条北东向边界断层所控制的继承性发育的新生界断陷, 面积约540 km2，沉积了较厚的古近系地层,地层最大厚度达4 000 m，构造形态呈东南高西北低的态势。断陷内断层发育，其走向以北东向为主，构造格局主要由断层控制，由南向北形成了尖山断隆带、马鞍山断阶带和靠山凹陷带这三个二级构造单元，而靠山凹陷带与西北部的古地层逆向超覆形成西北缘多级断褶带，在断褶带内发育两条逆断层，其他为正断层，最大延伸长度可达10 km，多数在1～2 km之间,东北部断层密集，形成了特殊的构造格局。由此，导致双二段储集层含油特征也发生了变化，使现场常规录井油气显示发现难度加大，地化录井技术的引进解决了发现油气显示和准确评价储集层的难题。

地化录井能够定量检测岩石中的含油量，即使直观看不到的显示也能检测到，这是地化录井的技术优势。针对莫里青断陷西北缘断褶带双二段储集层油气显示识别难和解释难度大等问题展开了系统的地化分析评价工作，由于其岩石热解、定量荧光评价图板油层、油水同层、水干层界线比较清晰，且在后期参照试油结果对图板进行修正，使图板精度达到了91.0%以上。热解气相色谱分析谱图能较直观地反映油层、油水同层、水干层的基本特征，具备实际应用价值，该区地化录井技术的应用收到了良好的效果。

1 油气显示发育情况及油质分布特征

西北缘断褶带双二段储集层虽然受到构造影响，但油气显示发育和油质分布还是具有一定的规律性。从西南部到东北部，油气显示发育厚度越来越薄，油质越来越轻。

1.1 油气显示发育情况

西北缘断褶带双二段期间发育了大规模的水下扇沉积，多期叠覆的扇体砂岩发育，横向连通性好，砂岩以砂砾岩、粉砂岩为主。砂体连续性由于受到后期地质构造的影响遭到破坏，岩性特征和含油特征也发生了一定的变化，但储集层生油条件、物性条件和盖层条件较好，形成了多个有利的构造-岩性油气藏，其特殊的构造格局控制着油气的分布。虽然双二段砂体连续性遭到了破坏，其仍是该区主要的产油层段。

据统计，位于西南部的6口井显示层厚度为151.5～381.0 m，平均233.1 m；中部的6口井显示层厚度为38.0～95.0 m，平均64.7 m；东北部的2口井显示层厚度为20.5～27.0 m，平均23.8 m。由此可见，整个西北缘断褶带由西南向东北方向油气显示厚度越来越薄，显示级别也越来越弱。

1.2 油质分布特征

从油质分布特征上看，岩石热解分析的重质烃与总烃之比S2/Pg[1]及定量荧光分析的油性指数(重质烃/轻质烃)是能够反映原油性质的重要参数，这两个比值越小表示原油越轻。据统计西南部的6口井S2/Pg在0.14～0.91之间，平均0.35，油性指数在1.8～2.4之间，平均2.06；中部的6口井S2/Pg在0.15～0.49之间，平均0.25，油性指数在1.0～2.3之间，平均1.86；东北部的2口井S2/Pg在0.22～0.47之间，平均0.23，油性指数在1.6～1.8之间，平均1.7。由此可见，西北缘断褶带由西南向东北方向原油性质越来越轻，试油结果也反映出这样的变化趋势：其西南部原油密度平均0.85 g/cm3、粘度平均17.1 mPa·s；中部原油密度平均0.83 g/cm3、粘度平均5.5 mPa·s；东北部试油未见工业油流。

2 储集层地化录井评价

该区地化录井分析技术主要采用了岩石热解分析、定量荧光分析、热解气相色谱分析。其中岩石热解分析是通过对岩石样品加热的方法定量分析样品中的含油量、判别原油的性质；定量荧光分析是用正己烷浸泡岩石样品，根据荧光颜色、强度的变化定量分析样品中的含油量、判别原油性质，对于轻质油的识别更具有优势；而热解气相色谱是对岩石样品中的可动烃进行分析，从谱图形态能够观察到各个组分的含量及分布状态，进而定性判别油水层性质。本文主要利用热解气相色谱谱图形态及岩石热解、定量荧光分析参数，结合地质、气测、测井、试油资料对双二段储集层进行分析评价，同时参照试油结果对油层、油水同层、水干层进行分区并建立评价图板。

2.1 根据谱图形态判别油水层

根据谱图形态判别油水层直观、快捷，最好选用同一个层位，可比性更强。岩石热解分析谱图和定量荧光分析谱图反映的信息量相对要少，但不同的显示级别在含油丰度上却有着明显的差异，这就为根据谱图形态判别油水层奠定了基础。热解气相色谱反映的信息量较多，主要包括峰高幅度、碳数分布范围、主峰碳数的位置、气态联合峰的有无、基线隆起的幅度等。在此需要说明，基线隆起是油层遭受氧化降解程度的集中体现，没有遭受氧化降解的基线是不隆起的，并不代表储集层不含水，需要从物性等方面综合考虑。下面主要从热解气相色谱谱图形态对油层、油水同层、水干层进行描述(图1)。

油层：正构烷烃幅度高，碳数分布范围比较宽，在C11-C37之间，主峰碳数在C19-C21，气态联合峰幅度很高，基线较平直[2](图1a)。

油水同层：正构烷烃幅度较油层要低一些，碳数分布范围依然较宽，在C12-C35之间，主峰碳数在C23左右，气态联合峰幅度较低，基线较平直(图1a)。

水干层：正构烷烃幅度低，碳数分布范围窄，多数在C15-C29之间，主峰碳数在C21左右，气态联合峰幅度很低或无，基线较平直(图1a)。

而岩石热解分析谱图(图1b)、定量荧光分析谱图[3](图1c)幅度也随着储集层含油量的变化而变化，油层、油水同层、水干层差异较大。

图1 西北缘断褶带地化谱图基本形态

2.2 根据分析数据及图板评价油水层

在资料整理过程中搜集了7口井的岩石热解、定量荧光原始分析资料，共计328个数据点。其中岩石热解分析170个数据点、定量荧光分析158个数据点。岩石热解分析的Pg代表总烃含量、S2/Pg代表重烃占总烃的比值，所以以重质烃与总烃的比S2/Pg为横坐标，以总烃Pg为纵坐标，结合初步解释结果，建立了岩石热解初步评价图板[4]。定量荧光分析的含油浓度也代表了总烃的含量，而油性指数能够反映原油性质，所以以油性指数为横坐标、以含油浓度为纵坐标，结合初步解释结果，建立了定量荧光初步评价图板[5]。在此基础上结合10口井的试油结果，对上述两个初步评价图板进行修正[6]，建立了适合伊通盆地莫里青断陷西北缘断褶带岩石热解分析、定量荧光分析评价图板。图板上分为三个区，分别是油层区、油水同层区和水干层区。由于水层和干层很难分区，将水层和干层合并为一个区，从图板上看分区界线比较清晰，重叠部分较少[7]。从岩石热解分析图板数据点统计结果看，170个数据点中符合的有157个、不符合的有13个，符合率92.35%。从定量荧光分析图板数据点统计结果看，158个数据点中符合的有145个、不符合的有13个，符合率91.77%，由此可见，岩石热解分析评价图板(图2a)和定量荧光分析评价图板(图2b)，可以满足西北缘断褶带目前解释评价的需要。采用同样的解释方法也可应用于靠山凹陷带和马鞍山断阶带这两个区域的解释评价工作。

由此归纳出西北缘断褶带油水层地化评价标准，岩石热解分析：油层Pg≥13.00 mg/g、油水同层Pg为4.00～13.00 mg/g、水干层Pg≤4.00 mg/g。定量荧光：油层含油浓度≥1 500.00 mg/L、油水同层含油浓度为400～1 500 mg/L、水干层含油浓度≤400.00 mg/L。其中S2/Pg与油性指数虽然能近似地反映原油性质，但由于分界不是十分清晰，在此不作为主要评价参数。

图2 西北缘断褶带解释评价图板

3 应用实例

利用本文建立的油层、油水同层、水干层基本形态谱图，以及岩石热解分析、定量荧光分析标准和岩石热解及定量荧光评价图板，在莫里青断陷西北缘断褶带解释评价了17口井，其中15口井有试油资料，通过应用解释符合率达到了91.0%，表明上述谱图形态、评价图板及标准适合用于该区的解释评价工作。现就油层、油水同层、水干层进行举例详细说明。

3.1 油层

Y 58井：录井井段3 073～3 085 m，厚度12 m，主要岩性为灰褐色油斑粉砂岩。荧光湿干照亮黄色，呈斑块状分布，含油岩屑占岩屑20%，占定名岩屑30%，含油不饱满，油味较浓，油脂感较强，微染手，滴水缓渗，溶剂荧光乳黄色，系列对比12级。其对应井段气测全烃基值0.477%、峰值3.169%、峰基比6.64，甲烷基值0.076%、峰值1.354%。该井段测井解释了2层，其中油气层1层、差油层1层，其深侧向电阻率40.60～60.98 Ω·m、浅侧向电阻率28.73～47.56 Ω·m、自然伽马56.48～77.08 API、密度2.38～2.46 g/cm3。

该层岩石热解分析12个样品，其中气态烃S0为0.82～4.76 mg/g、液态烃S1为12.09～24.25 mg/g、裂解烃S2为4.28～10.31 mg/g，总烃Pg为18.63～34.78 mg/g、平均26.37 mg/g，S2/Pg为0.19～0.33、平均0.24[8]。谱图形态(图3a)与图1b油层形态相近，在岩石热解评价图板上数据点落在油层区，解释为油气层(图2a)；定量荧光分析12个样品，含油浓度为1 717.36～2 305.84 mg/L、油性指数为1.9～2.0，谱图形态(图3b)与图1c油层形态相近，在定量荧光评价图板上数据点落在油层区，解释为油层(图2b)；热解气相色谱分析6个样品，正构烷烃幅度高，分布宽缓，碳数范围C12-C36之间、主峰碳数C18-C25、气态联合峰幅度很高、基线较平直，谱图形态(图3c)与西北缘断褶带油层谱图形态(图1a油层)相近，解释为油层。综合上述分析结果，地化解释为油气层(图4)。

该层试油产油64.86 t/d、产水8.17 t/d，射后直压水为乳化水，试油结论为油层，其原油密度0.85 g/cm3、粘度5.2 mPa·s，为中质油，地化解释与试油结论相符。

3.2 油水同层

Y 63井：录井井段2 714.0～2 724.00 m，厚度10.0 m，岩性为灰色油迹粉砂岩。荧光湿干照亮黄色，呈星点状-条带状分布，含油岩屑占岩屑2%～3%，占定名岩屑3%～5%，油味淡，油脂感弱，不染手，滴水渗，溶剂荧光乳黄色，系列对比8～10级。其对应井段气测全烃基值0.197%、峰值1.652%、峰基比8.39，甲烷基值0.077 7%、峰值0.783 8%。该井段测井解释为油层，其2.5 m底部电阻率9.30～18.13 Ω·m、自然伽马79.73～100.54 API。

图3 Y 58井地化分析谱图

图4 Y 58井地化录井剖面图

该段岩石热解分析5个样品，其中气态烃S0为0.21～0.58 mg/g、液态烃S1为3.96～5.65 mg/g、裂解烃S2为1.72～3.08 mg/g，总烃Pg为5.89～9.31 mg/g、平均6.56 mg/g，S2/Pg为0.29～0.34、平均0.31。谱图形态(图5a)与图1b油水同层形态相近，数据点平均值在岩石热解评价图板上落在油水同层区，解释为油水同层(图2a)；定量荧光分析5个样品，含油浓度为655.56～788.50 mg/L、平均718.17 mg/L，油性指数为1.6～1.7、平均1.65[9]，谱图形态(图5b)与图1c油水同层形态相近，数据点平均值在定量荧光评价图板上落在油水同层区(图2b)，解释为油水同层；热解气相色谱分析3个样品，正构烷烃幅度较高，分布较宽缓，碳数范围C11-C34、主峰碳数在C20-C21之间、气态联合峰幅度较低、基线较平直，谱图形态(图5c)与西北缘断褶带油水同层谱图形态(图1a油水同层)相近，解释为油水同层。综合上述分析结果，地化解释为油水同层(图6)。

该层试油产油3.30 t/d、产水8.70 t/d，射后直压，试油结论为油水同层，其原油密度0.83 g/cm3、粘度4.3 mPa·s，为中质油，地化解释与试油结论相符。

图5 Y 63井地化分析谱图

图6 Y 63井地化录井剖面图

3.3 水干层

Y 67井：录井井段3 285.5～3 289.5 m，厚度4.0 m，岩性为灰色荧光粉砂岩。荧光湿干照亮黄色，呈星点状分布，含油岩屑占岩屑1%～2%，占定名岩屑2%～4%，无油味，滴水缓渗，溶剂荧光乳黄色，系列对比7～9级。其对应井段气测全烃基值0.734 4%、峰值5.2746%、峰基比7.18，甲烷基值0.035 1%、峰值1.242 2%。该井段测井解释为气水同层，其2.5 m底部电阻率7.77～15.86 Ω·m、自然伽马64.14～112.00 API。

该段岩石热解分析3个样品，其中气态烃S0为0.01～0.07 mg/g、液态烃S1为1.18～1.71 mg/g、裂解烃S2为1.62～2.17 mg/g，总烃Pg为2.81～3.95 mg/g、平均2.94 mg/g，S2/Pg为0.55～0.58、平均0.56。谱图形态(图7a)与图1b水干层形态相近，数据点平均值在岩石热解评价图板上落在水干层区(图2a)，解释为干层；定量荧光分析3个样品，含油浓度为55.51～130.00 mg/L、平均84.73 mg/L，油性指数为1.4～1.5、平均1.45，谱图形态(图7b)与图1c水干层形态相近，数据点平均值在定量荧光评价图板上落在水干层区(图2b)，解释为干层；热解气相色谱分析2个样品，正构烷烃幅度低，分布范围窄，碳数范围C15-C27、主峰碳数在C19-C20之间、气态联合峰幅度较高(另一个很低)、基线较平直，谱图形态(图7c)与西北缘断褶带水干层谱图形态(图1a水干层)相近[10]，解释为干层。综合上述分析结果，地化解释为干层(图8)。该层压裂后试油为干层，地化解释与试油结论相符。

图7 Y 67井地化分析谱图

图8 Y 67井地化录井剖面图

4 结束语

通过几年来的现场实践，探索出莫里青断陷西北缘断褶带岩石热解、定量荧光、热解气相色谱分析技术的评价方法，建立了初步评价图板，经过17口井的实际验证，符合率达到91.0%以上。其解释评价结果准确、可靠，不但解决了现场评价难题，而且也为其他区域建立解释评价方法奠定了基础。

随着勘探开发程度的不断深入，地化录井储集层评价标准、评价图板也会不断完善和发展，地化录井技术在未来勘探开发中将发挥更大的作用。