胜利石油管理局局长张煜简介 (胜利石油管理局局域网网址)

张煜，男，1963年7月生，1984年毕业于江汉石油学院，2002年获中科院博士学位，现任胜利油田管理局党委常委（副厅级）、分公司副总经理，石油工程公司执行董事、总经理、党委委员。研究方向为油气藏开发地质、油区构造解析。

承担项目包括：

胜利油田极端微生物石油开采技术研究， 国家十五攻关重大项目，01-03，800万元，负责人之一；

深层稠油开采配套技术， 石化集团十条龙攻关项目， 00-04， 700万元， 第二负责人；

稠油火烧驱油开采技术研究， 石化集团， 01-03， 800万元， 第二负责人。

获得奖项包括：

《东辛油田油气成藏模式研究》， 中石化科技进步二等奖， 2000年

《储层流动单元研究》， 山东省科技进步一等奖， 2001年。

扩展资料：

胜利石油管理局主要从事石油天然气的勘探开发、工程建设、设备仪器制造、化工及多种经营等业务。胜利油田位于山东省北部渤海之滨的黄河三角洲地带，这里地理位置优越，基础设施完善，交通、通讯发达，在环渤海经济圈和黄河流域经济带中发挥着巨大的作用。

胜利油田是中国第二大油田，经过30多年的开发建设，发现了68个油气田，已投入开发的有64个，原油年产能力曾超过3000万吨，现在控制在2650万吨，年生产天然气近10亿立方米。众所周知，胜利油田的地质构造在中国所有油田中是最为复杂的，号称“地质大观园”。

因此，锻炼并造就了一批经验丰富、作风顽强的专业技术人员和施工队伍，能高质量地提供从油田勘探开发到地面建设等系列工程技术服务。

自1978年以来，胜利油田共取得各类科研成果6129项，其中获国家级奖励102项，获省部级奖励596项，取得专利1333件，累计实施专利技术972项。

参考资料来源：

百度百科-胜利石油管理局

百度百科-张煜

区带评价原则与方法

钱 星

（广州海洋地质调查局 广州 510760）

作者简介：钱星（1985—），男，助理工程师，主要从事海洋石油地质方面的科研及生产工作。E-mail：made607＠126。

摘要 南海东部某油田沙河街组储集层岩石结构复杂，层间差异明显，总体上为低孔低渗型储集层，使用传统的油气测井评价方法解释精度往往较低，常常造成油气层的漏解释或者误解释。依据岩心物性、毛管压力曲线等实验分析数据，以测井相分析为手段和桥梁对储集层进行分类分析，提出了以沉积微相砂体分类为单元的精细测井评价方法。应用此方法对该油田实际井进行测井解释结果表明，以该方法建立的测井解释模型具有较高的精度，为进一步提高储量计算和储集层表征的准确性奠定了基础。

关键词 低孔低渗储集层 沉积微相 孔隙结构 精细测井解

1 引言

储集层参数模型的精度直接影响着储量计算和储集层表征的准确性。低孔低渗油气藏与中高孔渗油气藏的储层特性有许多不同，一般具有孔隙结构复杂、喉道细小、束缚水饱和度高［1～3］等特点。

常见的针对低孔低渗储层参数模型的研究思路主要以细分储集层类型来研究岩电参数规律，从而达到提高储集层参数模型精度的目的［4～9］。大量的研究表明，在测井精细解释的过程中，有效的对储集层进行分类分析是提高解释精度的有效手段。周灿灿等［10］依据岩石物理理论，提出岩石相控建模的概念对近源砂岩进行有效分类；张龙海等［11］以地层流动带指数和储集层品质指数来研究岩石物理分类的有效方法；这些分类方法对储层参数模型建模都具有一定的实际指导意义。

南海东部某油田沙河街组储层孔隙度平均值一般小于20％，渗透率平均值小于50×10-3μm2，为典型的低孔低渗储层［12］，其储层质量主要受原始沉积环境和成岩作用所控制［13～17］。

纵观低孔低渗储层成因的各因素，结合研究区低孔低渗储层成因特点，本文试以沉积微相分类为思路来细分储集层，使得测井解释岩电参数模型更加准确，从而达到对该地区低孔低渗储集层进行精细测井解释之目的。

2 低孔低渗储层与沉积相带之间的关系

南海东部某油田沙河街组沙二段为扇三角洲沉积，主要为扇三角洲前缘亚相，进一步可分为水下分流河道、水下分流河道间、河口坝和远砂坝微相；沙三段为较深水湖泊环境下的浊积扇沉积，发育有扇根、扇中、扇前缘亚相，其沙河街组沉积分析综合柱状图如图1所示［18～19］。

依据常规物性分析数据，对各微相砂体的孔隙度和渗透率统计分析表明（图2）：沙三段各微相砂体总体上表现为低孔低渗的物性特征，其中，扇根砂体孔隙度分布范围7.9％～16.9％，平均13.3％，渗透率分布范围0.01～39.9 mD，平均1.19 mD；扇主体砂体孔隙度分布范围3.8％～17.0％，平均13.0％，渗透率分布范围0.05～49.7 mD，平均4.0 mD；扇前缘砂体孔隙度分布范围1.7％～14.2％，平均4.6％，渗透率分布范围0.01～42.1 mD，平均1.07 mD。沙二段水下分流河道砂体孔隙度分布范围4.5％～24％，平均13.17％，渗透率分布范围0.005～466.5 mD，平均42.89 mD，表现为中低孔渗；河口坝砂体孔隙度分布范围5.2％～12.6％，平均8.93％，渗透率分布范围0.006～0.43mD，平均0.09 mD，与沙三段各微相砂体一样，表现为低孔渗的物性特征。

由此可见，沉积作用的差异使得各微相砂体储层物性不同，研究区低孔低渗储层主要发育于扇三角洲沉积的河口坝及近岸水下扇沉积的扇根、扇主体、扇前缘砂体之中。

3 各沉积微相砂体的孔隙结构特征

在对该油田各井测井相分析的基础上，依据毛管压力实验分析数据，对具有不同物性特征的各微相砂体其孔隙结构进行分析，根据毛管压力曲线的主要特征，其孔隙结构可分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ四种类型（图3），其中水下分流河道砂体主要以I、Ⅱ类为主，Ⅰ类曲线排驱压力较低，小于0.2 MPa，最大进汞饱和度大于80％，喉道半径分布大于1.0 μm，喉道相对较大，分选较好，为细喉；Ⅱ类曲线排驱压力介于0.2～0.5MPa之间，最大进汞饱和度大于60％，喉道半径为0.25～1.0μm，喉道细小，分选较差，为特细喉。

而具有低孔渗物性的河口坝、扇根、扇中及扇前缘砂体则主要以Ⅲ、Ⅳ类为主，Ⅲ类曲线排驱压力介于0.5～1.0 MPa之间，最大进汞饱和度小于60％，喉道半径峰值一般都小于0.1～0.25μm，孔喉特别微细，但是分选中等，细歪度的喉道，流通性能较好，属于微细喉；Ⅳ类曲线毛管压力曲线近直立，排驱压力大于1.0 MPa，最大进汞饱和度一般小于50％，在仪器压力范围内读不出中值毛管压力，表示岩石渗流能力极差，喉道半径峰值小于0.1μm，属于特微喉。

由上分析不难看出，在一定的沉积环境背景下，各微相砂体与储层的孔隙结构类型有较好的对应关系，在研究层段主要表现同一微相砂体其孔隙结构具有相似性，不同微相砂体之间孔隙结构特征差异明显的规律。

图1 沙河街组沉积相分析综合柱状图（据杨玉卿［20］修改）

4 在南海东部某油田中的应用

众所周知，在储集层评价中，孔隙结构分析是储集层微观物理研究的核心，不论是砂岩还是碳酸岩，其孔隙、喉道类型以及它们的配合情况，与储集层的物理特性和储集性能有密切关系。对于低孔渗储层中孔隙结构的评价则显得更加重要，其孔隙、喉道的大小、分布以及几何形状不但是影响储层储集能力和渗透特征的主要因素，而且也是影响测井解释评价精度的关键。

图2 各微相砂体储层孔隙度-渗透率关系图

图3 毛管压力曲线类型

在测井解释过程中，常受实际条件的限制，取心段往往较少且分布不均，储层的物性、孔隙结构、岩电参数等实验分析数据有限，分析所得的测井解释参数往往不能较完整的对全区域、全井段储层有所反映。在已知沉积背景的情况下，测井相的划分和分类分析则为解决这一实际难题带来了可能，测井曲线是地层岩性的地球物理响应，相同的微相砂体其地球物理特征具有一定的相似性，以测井相为手段和桥梁，通过研究有分析数据的各微相砂体的孔隙结构特征，进而对相似的砂体间接进行孔隙结构分析，最终研究不同孔隙类型储层的岩电参数变化规律，从而根据地质成因和孔隙结构类型来视储层不同而分开选择参数模型，进而达到对全井段的精细测井解释之目的。

阿尔奇公式是利用电阻率曲线计算含油饱和度的经典方法，公式 中解释参数a、b、n、m的选取对解释结果往往有较大的影响。其中a、b（岩性系数）为与岩性有关的参数，取值一般接近于1；n（饱和度指数）定义了含水饱和度间与储层电性特征间的数量关系；m（胶结指数）表现为地下地质体的一种综合响应，是反映储集层孔隙结构的参数，对孔隙结构具有非均质性的储集层常常变化较大。

针对研究区不同微相砂体储集层孔隙结构具有差异性这一特点，在本次解释中，对不同孔隙结构类型的储层分类分析了其孔隙度与各岩电参数a、b、m、n的变化规律（图4）。分析结果表明，储层的孔隙结构类型和特征对m值的变化起了主导作用，低孔渗储层段胶结指数与孔隙度表现出较好的相关性，非低孔低渗储层段胶结指数m与孔隙度等参数之间则没有明显规律，最终其参数选择见表1。

表1 不同类型储层的a、b、m、n参数值

最终，利用上述方法，对研究区X井沙河街组沙三段的低孔低渗储层段进行了实测井解释，发现了一系列的可能存在的低孔低渗型油气藏，测井解释成图如图5所示。

5 结论

依据实验分析数据，以测井相为手段和桥梁，对南海东部某油田沙河街组储集层分类分析，针对不同孔隙结构类型的储集层选择不同的岩电参数分类进行测井建模解释，可较好地改善和提高低孔低渗储层测井解释的准确性。

图4 不同类型储层孔隙度与m值变化关系

图5 测井解释成果

参考文献

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Fine logging interpretation of the low porosity ＆ low permeability reservoir ——By a case study of anoilfield in the east of South Sea of China

Qian Xing

（Guangzhou Marine Geological Survey，Guangzhou，5 10760）

Abstract：It one-sided or wrongly explains about oil andgas layer by using traditional oil and gaswell logging evaluation because of low porosity and low permeability reservoir as the Shahejie For-mation reservoir texture is complex and different obviously between the layer in an oilfield in theeast of South Sea of China.A more accurate Log evaluation method of classifying sedimentary mi-cro-faces is proposed by analyzing well logging faces and reservoir bed according to some experi-ments’ data such as core properties experiment or capillary pressure curves experiment.It showsthat the logging interpretation model is more accurate by applying this method to log explanation ofoil field real well，therefore it establishes a theory foundation of more accurate reserve calculationand reservoir charaeterization.

Key words：Low porosity ＆low permeability reservoir Sedimentary microfaciesPore structure Fine logging interpretation

（一）区带划分

在构造单元划分上，区带相当于二级构造带，其含义是：①一群具有相似地质成因的目标及油气田，地质上相似的圈闭群；②同一区带中的油气田具有相似储层，而构成油气田的油藏具有相同的生产模式；③区带中的远景圈闭和油气田具有相似的构造形态和构造演化史。

区带的划分有多种方法：①地质成因分类法，将区带划分为构造型、非构造型及混合型3种；②按勘探程度分类，可把区带划分为已具油气田的区带、已有油气发现的区带和尚无油气发现的区带3种；③按油气类型可划分为含油区带、含气区带、含油气区带3种。

根据渤海湾盆地前古近系地质构造特征，按地质成因类型来划分区带较为合适，因为渤海湾地区的含油气圈闭多为背斜、半（断）背斜、断鼻、断块等构造圈闭。非构造型圈闭较为次要，而且勘探程度较低，发现的油气田或含油气点不多，所以不宜按油气类型划分。

根据渤海湾地区前古近系油气成藏条件，考虑以下要素进行远景区带划分：

1）有前古近系烃源岩分布，且地层保存较为完整；

2）前古近系烃源岩有较好的生烃条件和二次生烃能力；

3）有较好的圈闭条件，且处于油气有利运移指向区；

4）有钻井揭示证实前古近系储盖组合较发育。

根据上述原则，共划分出57个区带（表6-2-1）。其中中新元古界区带11个、古生界区带41个、中生界区带6个。

表6-2-1 华北东部前古近系远景区带划分表

续表

（二）区带评价标准

根据渤海湾盆地前古近系地质演化特征，收集、统计了区内古生界油气田和出油气点的相关资料（表6-2-2，表6-2-3），并参考前人区带地质评价参数体系与取值标准，提出了5项主要的区带评价内容（表6-2-4）。

表6-2-2 苏桥地区圈闭条件基础参数表

表6-2-3 苏桥地区油气藏分析数据表

续表

表6-2-4 渤海湾地区前古近系区带地质评价参数标准

1.圈闭条件

圈闭条件包括圈闭类型、圈闭面积、圈闭幅度。

从已发现原生油气藏的圈闭条件分析来看：苏桥地区油气藏为断块圈闭，面积2.9～14.5km2，闭合高度160～650m。已知圈闭17个，圈闭面积68.9km2，已知含油气圈闭面积50.1km2，含油气面积34.8km2，含油气率69.46%。孤北低潜山圈闭面积较小、幅度较低。综合这些主要区带前古近系圈闭条件来看（表6-2-5～表6-2-12），形成前古近系原生油气藏的圈闭面积一般大于5km2，幅度一般大于200m。最后，参考苏16井、苏20井油藏圈闭数据，确定出形成油藏的最小圈闭面积为1.5km2，幅度为30m；根据天然气储量大于10×108m3的苏1井、苏4井、苏49井、文23井油气藏圈闭数据，确定出形成气藏的最小圈闭面积为5km2，幅度为150m。

表6-2-5 东濮凹陷古生界区带成藏条件

表6-2-6 黄烨坳陷古生界区带成藏条件

表6-2-7 济阳坳陷古生界区带成藏条件

表6-2-8 辽河断陷中生界区带成藏条件

表6-2-9 临清坳陷古生界区带成藏条件

表6-2-10 石家庄凹陷中生界区带成藏条件

注：石家庄凹陷中生界区带已钻井17口。

表6-2-11 武清凹陷及文安斜坡带古生界区带成藏条件

注：武清凹陷烃源岩厚度是根据邻区推测的（主要是1997年泗村科学探索井论证资料）。

表6-2-12 京冀地区中新元古界区带成藏条件

2.烃源岩条件

烃源岩生烃条件的综合体现是生烃强度。此次工作借鉴前人研究成果和该区实际发现油气藏的生烃强度资料，建立评价标准。生气强度大于100×104t/km2（或10×108m3/km2）为形成中小型油气藏的基本条件，低于此值，生烃条件较差，较好条件生烃强度应大于200×104t/km2（表4-1-3）。

3.储层条件

储层评价分为砂岩和碳酸盐岩两大类进行。

（1）砂岩物性评价分级标准

据该区已知油气藏和鄂尔多斯盆地等数据，孔隙度大于4%、渗透率大于0.2×10-3μm2的砂岩储层一般都为气层或水层，低于这一界限的多为干层。因此，确定有效储层下限为：孔隙度为4%，渗透率0.2×10-3μm2，平均喉道半径为0.1μm。较好储层标准为：孔隙度大于10%，渗透率大于1×10-3μm2。

据该区已知油气藏和鄂尔多斯盆地等数据，孔隙度大于4%、渗透率大于0.2×10-3μm2的砂岩储层一般都为气层或水层，低于这一界限的多为干层。因此，确定有效储层下限为：孔隙度为4%，渗透率0.2×10-3μm2，平均喉道半径为0.1μm。较好储层标准为：孔隙度大于10%，渗透率大于1×10-3μm2。

（2）碳酸盐岩储层评价标准

根据该区奥陶系潜山油气藏物性与含油性的关系来确定物性评价标准。

1）冀中地区奥陶系138块泥晶灰岩样品统计的平均孔隙度为0.97%，未见含油显示，因此确定灰岩孔隙度小于1%者为非储层。

2）据40块奥陶系白云岩样统计，孔隙度一般大于2%，其中22块孔隙度小于3%未见含油显示，其余18块孔隙度大于3%的样品中有13块见含油显示，占72.2%，结合千米桥潜山储层特征，确定奥陶系白云岩储层孔隙度下限值为2.5%。

3）据任28井243块雾迷山组白云岩岩心资料统计，在33块不含油样品中，有30块样品孔隙度小于2%、渗透率小于1×10-3μm2，喉道半径小于0.2μm以下者微含油或不含油。因此，确定中新元古界白云岩储层物性下限值为孔隙度2%，渗透率1×10-3μm2；较好储层标准为孔隙度大于8%，渗透率大于2×10-3μm2。

4.保存条件

包括盖层、断层活动、侧向封堵、地层水活动等。

实践证明，盖层厚度与毛细管封闭能力、压力封闭能力及浓度封闭能力之间为正比关系，盖层厚度越大，封闭能力越强；反之则越弱。

据付广等对旺隆、太和气田的分析，泥岩盖层厚度一般大于10m（图6-2-1）。随气藏气柱高度的增加，所需的泥岩盖层的最小厚度也逐渐增大。油气成藏要求盖层达到一个最低值，可称其为盖层最小厚度或临界厚度。盖层临界厚度所封盖的烃柱高度，可理解为该盖层所能封盖的最大烃柱高度（临界烃柱高度）。部分油（气）藏的盖层厚度，在烃柱高度与盖层厚度的关系图上处在临界线附近；而大多数油（气）藏的盖层厚度远大于临界厚度。

从我国部分气藏气柱高度与盖层厚度分析，最薄4m 厚的泥岩可封盖 15m 高气藏，盖层厚度一般大于50m（图6-2-2）。

苏桥-文安地区苏4奥陶系气藏苏4井的石炭系直接盖层厚135m，底部铝土岩厚5m；苏1奥陶系气藏苏7井的石炭系直接盖层厚120m，底部铝土岩厚7m；苏3井的铝土岩盖层11m。从上述实例分析，铝土岩厚度大于5m、泥岩厚度大于50m地区较为有利。

图6-2-1 盖层厚度与气柱高度关系

（据付广等，1996）

图6-2-2 我国部分气藏气柱高度与盖层厚度关系图

Lindsay et al.（1993）将断层位移与在倾向剖面中沿断面测得的被明显错开的泥岩厚度的比值定义为泥岩涂抹系数（SSF），从不同学者对不同地区控制油气藏的断层研究发现，断层封闭能力与SSF之间没有统一的标准，不同地区断层封闭的下限有所不同。

根据Richard,G.Gibson 测试Teak 和Poui 油田页岩涂抹层空间连续性与其所封闭的烃柱高度之间的对应关系，SSF值在1～4、断距大于l50m的断层，可封闭住的烃柱高度大；与此相比，封闭较小烃柱的小位移断层，其SSF值有较大的变化，可以从1到接近10。即只要SSF值小于4（错开泥岩的比例大于25%），泥岩涂抹层就能在断面保持空间上的连续性，断层侧向封闭性好；若SSF值大于4（即错开泥岩的比例小于25%），泥岩涂抹层就不连续，断层侧向封闭性差。这一结论已为Poui油田的实例所证实。

张煜、李亚辉对东辛油田东营组泥岩SSF与断层封闭性关系进行了探讨，该区一个显著特征是油层的SSF值普遍较小（最大不超过5.25）。营13断块区各断层的泥岩沾污因子相对较小，尤其是油层的SSF平均值一般小于2，而辛16断块区、辛68断块区、营26断块区和营8断块区油层的SSF平均值一般大于2。SSF值小，反映断面泥岩涂抹量大，封闭性好，有利于油气聚集。所以，营13断块区比其他断块区油气更富集。在SSF值为1～2的范围，油柱高度随着SSF值的增大而逐渐增大；而在SSF值为2～4.3的范围，其值越大，油柱高度越小。最大油柱高度所对应的SSF值在2左右，所对应的断层多为电影断层，说明本区电影断层的封闭性相对最好。泥岩沾污因子界限值约为4.3，小于此值，断层具封闭性，否则不具封闭性。

邓俊国、李亚辉对崔庄、西园复杂小断块油田进行断层封闭性研究，认为SSF小于1.8时，断层封闭性好，大于1.8时，封闭性差。

Steven D.Knott 通过对北海断层封闭性研究，认为对一种特定岩性而言，断距越大，断层带越宽，机械碎裂作用越强，孔渗减小的可能性越大，增强了断层的封闭性。

前人研究成果表明，断层封闭性取值标准因地而异，断距大小对断层封闭性的影响也要两分。一般来讲，断层活动时期，封闭较差，而停止活动后，岩性对置与断层涂抹比较关键，断层活动晚于成藏时期，破坏性最大。

在对苏桥-文安地区油气藏与出水井分析后，认为油气藏SSF小于2.1，封闭性好，而出水井断块断层SSF一般大于2.2。

在对孤北地区断层分析后，认为油气藏SSF小于1.5，封闭性好，封闭性差的断层SSF一般大于1.9。

根据前人研究成果，结合该区前古近系成藏特点，选取断层封闭性评价的主要参数有：断层活动时期、岩性对置关系、泥岩涂抹及断面应力。

断层活动时期：考虑断层活动时期与生烃高峰的关系。断层活动时期晚于生烃高峰，对成藏的破坏性强；断层活动与生烃高峰同期，对成藏的破坏性较强；生烃高峰晚于断层活动时期，对成藏的破坏性弱。

岩性对置关系：与泥岩对置好，与砂岩对置差。

泥岩涂抹：对于同一地区，SSF越小，封闭性越好。

断面应力：断面正应力越大，封闭性越好。

通过对各地区断层性质分析（表6-2-13），认为乌马营背斜构造带、苏桥垒状断块潜山带、孤北低潜山带、卫城-文留潜山带断层封闭性整体较好，王官屯断鼻、泗村店潜山构造带、孔西逆冲潜山带、堂邑背斜构造带二台阶、桥口-徐集潜山带、惠民凹陷南坡、车西潜山带、范县-濮城翘倾潜山带断层封闭性中等；其余地区较差。

5.配套条件

主要考虑生烃高峰匹配程度和生储盖配套程度。生烃高峰匹配程度指区带圈闭形成时间与烃源岩生烃高峰时间的匹配，以圈闭形成早于生烃高峰为最佳；侧向上运移距离也是越近越好，以苏桥-文安为例，侧向运移距离大于10km的苏14、18、23、24、29等井均落空，油气藏集中在侧向运移距离小于10km的范围内，最有利的构造带的侧向运移距离小于5km。

综上所述，油气从生成、运移到聚集形成油气藏，受到各种地质条件的控制，包括油气源、储层、圈闭、保存等条件是否有利，以及区带圈闭与油气生成时期、生烃中心是否配套等。

表6-2-13 断层封闭性综合评价

续表

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