江漢油田油區儲層非均質性研究

聶水斌

（1.中國石化集團江漢石油管理局公共事業處，湖北 潛江433124；2.長江大學，湖北 荊州434020）

1 江漢油田油區地質概況

1.1 地理概況

江漢油田是我國中南地區一個綜合性較高的石油基地，主要包括湖北省境內的潛江、荊州等7個市縣以及山東的壽光市、廣饒縣以及湖南省境內衡陽市等地區。江漢油田已經探明的含油面為139.6km2，含氣面積為71.04km2，累計可生產原油大約為2 118.73萬噸、天然氣9.54億立方米。

1.2 油區構造特征

江漢平原呈現由東向西緩緩傾斜的大單斜構造格局，該斜坡的坡度極平緩，平均坡降為10m／km，傾角不及1°。在此背景上，地層局部發生彎曲形成一向東北方向開口，向西傾沒的鼻狀隆起。外圍有多個方向各異的次一級的鼻褶鑲嵌在鼻隆的周圍，組成一個形態復雜的鼻狀構造群。根據鉆井資料對比，在該鼻狀構造的內部呈明顯的階梯狀分布的特點，地層以不均衡的速率向西傾。

2 江漢油田油區儲層非均質特性

2.1 儲層物性分布特征

2.1.1 儲層物性縱向分布特征

1）孔隙度分布特征。通過對相關的數據資料進行分析，江漢油田的油藏儲層總體為中孔隙度儲層類型，其孔隙度一般為16.4%～18.8%之間，油田整體各小層之間空隙在中值孔隙度儲層范疇之內（表1）。

2）滲透率分布特征。通過分析其滲透率特征，江漢油田的儲層為低滲透儲層類型，儲層的中值滲透率一般在（11.2～22.3）×10－3μm2之間，在低滲透儲層范疇之內。

表1 各小層儲層物性分布表

2.1.2 儲層物性平面分布特征

1）孔隙度平面分布特征。根據各小層孔隙度分布直方圖，孔隙度集中分布于14%～19% 之間，呈單峰正態分布。其中1小層中孔隙度值（孔隙度＞15% ）分布區域沿主河道發育方向呈帶狀分布。2、3小層孔隙度值平面分布表現為各向異性較小，中孔隙度值分布范圍廣，呈片狀分布。

2）滲透率平面分布特征。通過直方圖分析，集中分布于（10～50）×10－3μm2之間，屬低滲透儲層分布范疇。

2.1.3 層間非均質性特征

通過計算，滲透率變異系數大于0.7的有33口井，占總井數的14.3%，0.5～0.7的有47口井，占總井數的20.4%，而小于0.5的有150口，占總井數的65.3%。江漢油區層間非均質性總體屬于弱非均質性－均質的儲層。

2.1.4 層內非均質性特征

查閱江漢油田地質報告得知，各小層每個單砂體內部巖石顆粒分選性好，上下內部儲層物性分布均勻，不存在高滲部位（圖1）。

圖1 鉆192－1井巖芯綜合柱狀圖

2.2 儲層“四性”關系研究

2.2.1 含油有效儲層巖性下限研究

根據巖芯觀察結合試采資料，江漢油田油區儲層巖性下限為細砂巖，即細砂巖以上儲層可作為有效儲層。

2.2.2 有效儲層物性下限研究

2.2.2.1 儲層物性特征及下限研究

根據對江漢油田的相關資料對其儲物性進行分析，該儲層的油藏主要為中孔低滲儲層。

通過分析可以確定，儲層的孔隙度和滲透率是成正相關的，它的相關系數達到0.82（圖2）。

圖2 孔隙度與滲透率相關圖

其相關式為：

式中，K－滲透率，10－3μm2；Φ－孔隙度，% 。

根據多年研究，當儲層物性分布累計頻率為10%時，儲能丟失率為最低，所對的儲層物性值即為有效儲層物性下限值。孔隙度累計頻率曲線10% 時，對應的值為8.1%；儲層中滲透率累計頻率曲線為10% 時，對應值為0.43×10－3μm2。江漢油田油區有效儲層物性下限值為：孔隙度8%，滲透率0.43×10－3μm2。

2.2.2.2 儲層物性與電性關系圖版研究

1）儲層物性與電性關系研究。聲波時差是定量反應儲層儲集性能的測井參數，通過建立孔隙度測井解釋模型，可以看出兩者之間具有較高的正相關（圖3）。其測井解釋模型為：

式中，Φ－孔隙度，% ；Δt－聲波時差，μs／m。

根據建立的聲波時差與孔隙度的測井解釋模型，將有效儲層孔隙度下限值代入模型，確定有效儲層電性下限為231μs／m，即當聲波時差之小于231μs／m時，儲層已成為無效層。

圖3 孔隙度與聲波時差關系圖

2）測井解釋模型的檢驗。利用建立的孔隙度解釋模型對油區所有生產井的目的層段進行測井解釋，通過與實測巖芯分析值對比，絕對值誤差小于2% 解釋層數符合率87.5%，解釋精度高，滿足測井評價需要。

2.2.2.3 隔夾層的識別及有效厚度的確定

1）隔夾層的識別。通過對江漢油田油區巖芯觀察，該油區的隔夾層發育狀況良好，觀察其巖芯表明，隔夾層一般是由泥巖和鈣質夾層構成，其厚度一般在0.2～1m之間，泥巖夾層一般質純。

分析其巖電關系，可以明確，當泥巖夾層在聲波曲線上呈現出尖狀的高聲波時差，說明其高于300μs／m，自然伽馬數值在高值范疇內；如果呈現為尖狀的低聲波時差，說明其值小于200μs／m，夾層自然伽馬無反應（圖4）。

2）儲層有效厚度的確定。本區油層內部常見0.2～1.0m的不含油鈣質致密砂巖夾層，根據其典型特征，在有效厚度劃分中予以扣除。根據現有測井曲線縱向分辨能力，夾層扣除以聲波時差曲線為主，其有效厚度起算厚度為0.6m，夾層起扣厚度為0.6m。

圖4 92－1井巖芯綜合圖

2.2.3 有效儲層含油性與電性關系圖版研究

1）有效儲層屬性的確定。通過分析試采資料，生產井以油水同層井居多，其次是含油水層和油層，極少數為水層。

2）地層水礦化度分布特征。根據江漢油田油區地層水礦化度分布特征研究表明，該油區存在兩種地層水型，其中一種主要分布在油田的斷層以北，構造主體主要為 CaL2水型，礦化度一般在40 000～55 000mg／L之間；另一種主要分布在油田斷層以南，主要在東南端構造主體為NaHCO3水型，礦化度一般不高于10 000mg／L。

3）含油性與電性關系圖版的建立。根據射孔層段的電性特征及試采層段層屬性特點，選取了通過歸一化處理后的深感應電阻率曲線LID和地層電阻率Rt作為判別油水層的依據，建立該地區的測井解釋圖版。分高、低地層水礦化度分布區塊分別建立測井解釋綜合圖版。

①地層水高礦度地區，即CaL2水型，礦化度在40 000～55 000mg／L的分布地區（圖5）。

圖5 高礦化度地區測井解釋圖版

通過建立測井解釋圖版看出，油水同層與含油水層界限不是非常清楚，同時存在低電阻油層，導致油層與油水同層重疊區存在。

其解釋標準：油層為ILD＞16Ω·M ；油水同層為16Ω·M＞ILD＞13Ω·M；含油水層為13Ω·M＞ILD＞12Ω·M ；水層為ILD＜12Ω·M。

②地層水礦化度地區，為NaHCO3水型，礦化度一般小于10 000mg／L分布地區（圖6）。

圖6 低礦化度地區測井解釋圖版

其解釋標準：油層為ILD＞24.4Ω·M；油水同層為24.4Ω·M＞ILD＞17.6Ω·M；含油水層為17.6Ω·M＞ILD＞1Ω·M；水層為ILD＜15Ω·M。

3 江漢油田油區儲層非均質性綜合評價

3.1 儲層綜合非均質性評價參數的優選

根據對該油藏的精細油藏描述研究成果，微構造、孔隙度、滲透率、油層有效厚度以及隔夾層分布特征（分布頻率、分布密度）等相關參數對儲層以及流體、剩余油的分布起到明顯的控制作用，因此將作為江漢油田油區綜合非均質性評價的優選參數。

3.2 評價參數的歸一化處理

由于參數較多，在求取非均質綜合指數的過程中，采用波疊加原理，即最大值標準化法，最后得到IRH在（0，1）之間，0代表最差儲層，1代表高質量儲層。但在實際運算過程中，上述6種參數的單位不統一，大小相差懸殊，首先要對上述的參數進行歸一化處理。

在對微構造、孔隙度、滲透率、油層有效厚度等進行歸一化處理時，該評價參數的值越大，所表示儲層的參數愈好。一般采用下列公式：

由于滲透率值變化差異性較大，不能直接進行參與計算，必須先進行對數處理，然后進行參與計算。

對于隔夾層分布頻率、分布密度等評價參數，其值愈小，反映儲層參數愈好可采用以下公式：

式中，Ei－表示在第I單元中本項參數的評價得分值；Xi－表示在第I單元的本項參數的實際得分值；Xmax－表示在所有單元中本項參數的最大值；Xmin－表示在所有單元中本項參數的最小值。

3.3 各項評價參數的“權”值及分類標準的確定

通過計算和統計各個評價單元內的各項參數最終得分，根據評級目的的不同將各項參數劃分為不同的“權”系數。采用下列公式：

式中，IRH－非均質性綜合指數；λi－各單項評價參數的“權”值。

江漢油田油區屬于調整開發階段，根據對油藏綜合地質認識，綜合確定下列參數的“權”值：

孔隙度：0.1，滲透率：0.15，油層有效厚度：0.24，隔夾層分布頻率：0.225，隔夾層分布密度：0.225，構造關系：0.08。

據上述計算流程，對主力小層2、3號小層進行了處理計算，得出了每口井主力小層的綜合等分，劃分出了3類儲層：

Ⅰ類儲層：IRH＞0.7，好儲層，表現為油層有效厚度相對較大且集中分布，儲層物性好，幾乎不發育隔夾層，構造部位相對有利。

Ⅱ類儲層：0.7＞IRH＞0.5，中等類型儲層，表現為儲層物性好，儲層連通率高。

Ⅲ類儲層IRH＜0.5，較差儲層，隔夾層極發育，油層厚度較薄，儲層物性相對較差。

3.4 主力小層儲層綜合評價

根據儲層分類劃分標準，江漢油區有效儲層以Ⅱ類儲層為主，占分布總面積的60.5%，其次為Ⅰ類儲層，占分布總面積的25.7%，Ⅲ類儲層只占到13.8%。總體屬于好儲層類型油藏。

4 結論與建議

4.1 結論

1）儲層微觀孔隙特征上表現為儲集巖主要是剩余粒間孔，面孔率一般在6%～10% 之間，孔隙與喉道配位數一般在3～6之間，儲層孔隙分選性中等，孔隙結構屬于好的儲層范疇，總體屬于大孔隙細喉道儲層。

2）油藏儲層屬中孔低滲儲層類型，平均孔隙度為17.6%，主力小層儲層物性各向異性較弱，且層間、層內儲層非均質性較弱，適合于分層注水開發。儲層物性較好，孔隙度中等，滲透率較低，屬于較好的儲層。

3）應用容積法計算油區石油地質儲量，其結果為含油面積16.48km2，平均有效厚度9.2m。石油地質儲量1 068萬噸。通過評價認為，該儲量為一級探明開發儲量。油藏類型為巖性、巖性－構造油藏，油層分布受巖性、物性及低幅度構造控制。

4.2 對開發調整的建議

1）鑒于該油區油層物性好，彈性能量低的狀況，應注水補充能量。

2）在技術條件允許的情況下，對一些高含水井層進行堵水調剖以達到增產穩產目的。

3）由于該區油層厚度較大，適當增加射開厚度和多次壓裂來穩定油田產量。

［1］秦同洛，等.實用油藏工程方法［M］.北京：石油工業出版社，1989.

［2］李道品，等.低滲透砂巖油田開發［M］.北京：石油工業出版社，1997.

［3］林平一.油藏工程［M］.北京：石油工業出版社，1999.