姬塬油田H3區塊長9儲層巖性與測井響應特征分析

王新星，林忠霞，何昕睿，高銀山，樊 輝，左 琴

（1.中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安 710200；2.中國石油測井有限公司長慶事業部，陜西西安 710200）

姬塬油田H3區塊長9儲層巖性與測井響應特征分析

王新星1，林忠霞2，何昕睿1，高銀山1，樊 輝1，左 琴1

（1.中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安 710200；2.中國石油測井有限公司長慶事業部，陜西西安 710200）

姬塬油田H3區塊三疊系延長組長9儲層砂體發育,是姬塬油田近年開發的新層位。針對該層系埋藏深、物性及含油性變化大，測井響應特征復雜等特點，著重分析姬塬油田H3區塊長9儲層的巖性與測井響應特征及與儲層含油性的關系，為下步更好的開展長9層改造提供一定的依據。

長9油藏；儲層巖性；測井響應

姬塬油田H3區塊位于鄂爾多斯盆地西部中段，主要勘探層系長8屬于典型的特低滲透巖性油藏[1、2]。隨著勘探開發的深入,姬塬油田H3區部分長8井加深到長9試油獲高產工業油流后，姬塬油田長9儲層的開發越來越受到重視。由于受斷層、砂體構造等因素影響，長9油藏成藏因素復雜，儲層含油性變化大，測井響應特征復雜多變，油水層界限模糊等問題，給測井解釋和油田開發帶來了一定的困難。根據姬塬地區H3區塊9口重點井長9儲層的薄片資料,從儲層巖石類型、孔隙結構以及儲層巖性與測井曲線對應關系入手，對長9儲層進行了針對性研究。

1 區域概況

姬塬油田三疊系延長組長9儲層砂體發育,初步研究表明，延長組長9期湖盆發生了第一次較大規模的湖侵，水體深度增加、范圍擴大，在盆地西北部形成了規模較大的河控三角洲前緣亞相沉積，砂體厚度60～80 m，儲集層物性較好，平均孔隙度14.8%～15.8%，滲透率 3.50～21.25×10-3μm2，長 9 油藏為受斷層控制的巖性-構造油藏（見圖1），油藏油水分布總體上受砂體規模、物性、橫向相變的控制，同時局部鼻隆對成藏有一定控制作用。自該區Y40-95井長9層試油獲26.1 t/d高產油流后,逐漸加快了H3區長9儲層的試采規模,相繼出現了一批試油高產井。針對姬塬H3區長9儲層試油試采的情況，對長9儲層做以下幾方面的分析。

圖1 姬塬油田H3區塊斷層剖面圖

2 儲層巖石類型

統計分析了姬塬地區9口井37塊薄片資料，三角端元投影結果（見圖2）表明延長組長9儲層巖石類型主要為巖屑長石砂巖，其次為長石巖屑砂巖。儲層以石英含量高與巖屑含量高為特征，巖屑以變質巖巖屑和火成巖巖屑為主。長9砂巖碎屑組分中均不含碳酸鹽巖屑，陸源雜基含量也普遍較低。

圖2 長9儲層巖石類型三角分類圖

3 孔隙類型、孔隙結構特征

3.1 孔隙類型

長9儲層孔隙類型以剩余粒間孔為主，溶蝕孔隙次之。姬塬地區受物源、沉積環境等因素的影響，沉積物顆粒較粗，填隙物含量較低，使得粒間孔隙較發育，面孔率相對較高，長9儲層總面孔率最高為5.1%。

3.2 孔隙結構特征

孔隙結構是指巖石所具有的孔隙和喉道的幾何形狀、大小、分布及其相互連通關系。孔隙和喉道是決定砂巖孔隙結構的兩個基本因素，孔喉的大小和產狀主要取決于顆粒的大小、形狀、接觸類型及膠結類型等，其發育程度和組合關系是控制油藏油水分布的主要因素[3]。姬塬地區孔隙以小孔隙為主，占44%，微孔隙次之；喉道以微細喉道為主，占62%，細喉道次之。長9儲層孔隙結構以小孔微細喉型為主（見表1）。

表1 姬塬地區長9儲層孔隙、喉道分級統計表

4 測井響應特征分析

4.1 巖性測井響應特征

根據薄片鑒定及巖芯觀察和測井曲線綜合分析來看，姬塬地區H3區塊不同巖性的測井響應大致可以歸納為如下幾種特征。

4.1.1 泥巖 泥巖的電阻率值一般在8～25 Ω·m，不同探測深度的電阻率曲線重合，自然伽馬曲線為高值，有明顯的凸起，數值一般在100～150 API之間，自然電位曲線在大段泥巖段為較平直的基線，無異常幅度。泥巖的補償中子為高值，一般在25%～45%之間，密度值一般在2.45～2.6 g/cm3之間。泥巖層的井徑不規則，有擴徑現象存在，擴徑段自然伽馬、密度、聲波及中子曲線都受影響。聲波曲線變化幅度大，分布區間為215～250 μs/m。

4.1.2 中、細砂巖 中砂巖細砂巖是本區的主要儲集層，深電阻率數值一般在15～20 Ω·m，自然伽馬數值明顯低于泥巖，一般在60～80 API之間，自然電位曲線有明顯的負異常，相對變化值30 mV左右，密度值一般在2.3～2.5 g/cm3之間。中砂巖細砂巖層段的井徑一般較規則，無擴徑或擴徑不明顯。

綜合不同巖性對應測井響應特征分析來看，H3區塊自然伽馬曲線對區分儲層與非儲層分辨率較高，結合聲波時差、密度、電阻率曲線可以進一步劃分有效儲層。自然電位曲線對儲層和非儲層、儲層含油性都有明顯的反映，儲層有較大的負異常，而非儲層異常幅度小或無異常，油層相對于水層負異常幅度小，因此它可以作為劃分判別儲層含油性的重要判別曲線[4]。

4.2 儲層流體電性響應特征分析

目前H3區長9層試油井共223口，其中132口井出油，平均感應電阻 17.6 Ω·m，聲波時差 230.7 μs/m。通過132口試油出油井的詳細分析，發現該區長9儲層中的流體存在以下幾種電性響應類型:

4.2.1 低電阻，高時差 該類型井共有37口，感應電阻低于區塊平均值，平均僅12.5 Ω·m，聲波時差較高，平均234.7 μs/m，測井解釋油層居多。Y38-95為典型的低電阻高時差的油層，儲層在深度2748～2760 m處，電性曲線與聲速隨深度增加，電性、物性逐漸變好，反映趨勢一致，解釋油層電阻僅13.5 Ω·m，聲波時差239.2 μs/m，試油產純油 25.2 t/d。

4.2.2 中高電阻，中時差 該類型井共有95口，感應電阻高于區塊平均值，均值19.7 Ω·m，聲波時差228.3 μs/m，低于區塊平均值。解釋多為油水層。Y33-96井同一儲層2729.7～2751.8 m深度內,物性變化不大的情況下電阻率曲線臺階特征明顯,儲層上部較下部電阻率高約2.5倍,說明油水分異明顯，是典型的上油下水儲層。該層試油結果：油24.6 t/d，水11.1 m3/d。

4.2.3 中高電阻，低時差 該類型井共有91口，感應電阻略高于區塊平均值，聲波時差低于區塊平均值，最低達到215.3 μs/m。這類油層比較難識別，一般都解釋為差油層活致密層。該井從測井曲線特征上來看，儲層頂部物性差，電阻值中等偏高，儲層底部物性好，電阻值偏低，儲層含油性變差，試油出水70.8 m3/d。

通過以上實例綜合分析，H3區塊儲層流體測井響應特征比較復雜，電阻率高低對含油性的反映具有不確定性。表現為：產油的儲層電阻率會比產水的井低的特征，例如，Y47-90井的2768～2773 m井段電阻率為19.0 Ω·m，試油結果為出水70.8 m3/d，而Y38-95井的2748～2760 m井段電阻率為13.5 Ω·m，試油結果產油25.2 t/d。分析原因，這主要是由于儲層巖性、物性縱向上變化比較大，造成電阻率變化大，出現了水層相對于油層電阻率更高的現象。

4.3 巖性與含油性關系

通過對姬塬地區長9油層12口取心井共計190個樣品的分析，長9油藏儲層的主要含油巖性為細砂巖和中砂巖，細砂巖儲層油斑占33.7%，油跡占31%；中砂巖儲層油跡占90%以上（見圖3）。從測井解釋成果圖曲線上也反映出細砂巖含油性要好于中砂巖，與樣品統計結果趨勢一致。伽馬曲線深度在2753.5 m至2754 m處為細砂巖和中砂巖的交界處，深度在2730～2753.5 m段，GR值在75～79 API之間,巖性為細砂巖；深度在2754～2770.6 m段，GR數值在65～75 API之間，巖性為中砂巖。從GR數值上看，儲層巖性自上往下由細變粗，綜合電性和物性聲速曲線，儲層頂部巖性細，含油性好，解釋為油水層；儲層底部巖性變粗含油性變差，解釋為含油水層。

姬塬長9儲層巖性以細砂巖和中砂巖為主，巖性比較單一，巖心分析含油性分布直方圖表明細砂巖含油性最好，中砂巖次之。粒度分析粘土含量在0.5%～5.5%;孔隙度屬于中低孔，孔隙結構變化不大。長9儲層受巖性、物性和鈣質夾層等多種因素影響。

圖3 姬塬長9儲層巖心分析含油性分布直方圖

5 結論

（1）姬塬油田H3區塊延長組長9儲層巖石類型主要為巖屑長石砂巖，其次為長石巖屑砂巖，儲層以石英含量高與巖屑含量高為特征，孔隙類型以粒間孔為主，溶蝕孔隙次之。

（2）長9儲層流體測井響應特征比較復雜。利用感應和聲波時差組合可定性的判定油層，感應值一般大于17 Ω·m，聲波時差值大于230 μs/m的可初步定為油層。聲波時差值低于230 μs/m的儲層，在測井解釋時，應多參考巖性、孔隙度等曲線。

（3）長9儲層巖性以細砂巖和中砂巖為主，其中細砂巖含油性最好，中砂巖次之。

[1] 劉化清，袁劍英，李相博，等.鄂爾多斯盆地延長期湖盆演化及其成因分析[J] .巖性油氣藏，2007，19（1）:52-56.

[2] 何自新，等.鄂爾多斯盆地延長期湖盆演化與油氣[M] .北京：石油工業出版社，2003.

[3] 沈明道主編，礦物巖石學及沉積相簡明教程[M] .北京：石油大學出版社，1996.

[4] 楚澤涵著，測井學[M] .北京：石油工業出版社，1998.

TE311

A

1673-5285（2012）04-0065-03

2012－02-14

王新星，男（1981-），工程師。2005年畢業于長江大學資源勘查工程專業，現在長慶油田第五采油廠地質研究所工作，郵箱：wxx1_cq@petrochina.com.cn。