鄂爾多斯盆地沿河灣區延長組儲層“四性關系”研究

石芳惠.

(1.陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院，陜西西安 710075；2.陜西省二氧化碳封存與提高采收率重點實驗室，陜西西安 710075)

安塞油田沿河灣區位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東南部，構造特征為接近水平的西傾單斜構造，延長組油層主要發育在三角洲前緣亞相，其中的水下分流河道為主要的沉積微相類型[1]，發育的油藏類型為巖性油藏[2，3]，平面上成點狀～帶狀分布。垂向上，含油層系主要包括長2和長6砂組[4,5]。前人對沿河灣區延長組儲層的研究主要集中在以下幾個方面：

(1)王桂成(2010)以巖石物理相為主線，總結了巖石物理相與巖性特征、電性特征以及物性特征等之間的關系，并在該區首次應用灰色理論的理念，利用以上因素將巖石物理相劃分為三個類型，得出了巖石物理相是控制低滲透巖性油氣藏儲集層四性關系和測井響應特征的主導因素[6]，并制定了沿河灣區長6儲層巖石物理相劃分標準，據此得出儲層有效厚度下限標準，該方法在確定有效厚度下限時對含油飽和度考慮較少，而該區油層以油水同層為主，含油飽和度對確定有效厚度下限較為重要。

(2)李曉旭(2011)等利用錄井巖性、分析化驗和測井資料，研究了安塞油田長6儲層四性關系，建立了相應的解釋模型[7,8]，該研究成果增強了該區儲層四性關系認識，但生產動態資料主要集中在譚家營、化子坪等區塊，對沿河灣的資料尚未涉及，無法體現沿河灣區生產動態與儲層靜態的關系。

以上研究思路對儲層“四性關系”研究及下限的確定有重要的參考價值，和前人相比，本次研究綜合利用分析化驗資料、測井資料，在結合生產動態數據的基礎上，通過儲層“四性關系”的研究，首次建立了沿河灣區定量解釋模型，完善了油水層判別方法，為下一步開發層系調整提供依據，對類似地質特征的油田開發也有一定的借鑒意義。

1 儲層特征

1.1 巖石學特征

沿河灣區17口井的薄片資料顯示，延長組砂巖主要有2種類型：長石砂巖和巖屑長石砂巖(圖1)，并且以長石砂巖為主，石英含量在不同層位有一定的差異，從圖中可以看出長2和長6砂組砂巖類型基本相同，但長6巖屑含量較長2有所增大。儲層巖石粒度跨度不大，主要集中在泥質粉砂巖—細砂巖級別，個別樣品出現中—粗砂巖。鏡下觀察顯示，延長組碎屑顆粒形態以棱角狀為主，中等磨圓，結合巖石類型，將碎屑顆粒分選程度劃分至中等級別。膠結類型包含多種，其中孔隙膠結占比最大。

圖1 沿河灣區延長組砂巖儲層分類圖

填隙物包含雜基和膠結物，它是沉積和成巖作用的綜合產物[9]。沿河灣區長2儲層中填隙物含量平均12.13%，雜基成分主要為綠泥石(2.54%)、伊利石(1.72%)、泥鐵質(1.35%)；膠結物成分主要為方解石(3.69%)，石英質(2.32%)、長石質(1.23%)、個別樣品有濁沸石(3.5%)。

長6儲層填隙物含量平均21.31%，其中，雜基成分主要為綠泥石(2.93%)、伊利石(1.58%)、泥鐵質(1.6%)；膠結物成分主要為方解石(3.96%)、石英質(2.83%)、長石質(1.72%)、濁沸石(6.82%)，個別樣品發現有瀝青(1.86%)。

1.2 物性特征

孔隙度和滲透率是評價儲層物性特征最有效的兩個參數，孔隙度的大小決定了儲層可容納流體的空間大小，而滲透率則是反應在地層條件下，流體在其中可動能力的一個參數，控制了儲層的產液能力[10]。

沿河灣區郝900等井取心數據統計結果顯示，該區孔隙度主要分布在2.13%～23.3%之間，滲透率分布在0.01～100.0×10-3μm2之間，且二者呈現較好的正相關，按照目前分類標準，沿河灣區延長組儲層劃分為低孔低滲致密油藏。

2 儲層“四性”關系

儲層四性關系研究主要采用巖石物理學理論揭示儲層的巖性、物性、含油氣性及電性之間關系，研究過程中，充分利用測井數據縱向分辨率較高的特點，一方面可以對油水層進行快速的定性識別，滿足現場生產的需要，也可以對儲層孔隙度、滲透率、含水飽和度建立解釋模型，滿足定量研究的需要。同時可以對儲層中廣泛分布的隔層有效識別，為注水開發提供重要依據。在沉積背景的約束和控制下，儲層的四個屬性參數有一定的聯系，其中，研究巖性是研究儲層四性關系的先決條件，碎屑粒徑大小分選和磨圓級別、縱向上粒徑分布特征以及和生油巖的配置關系、孔隙膠結程度、泥質含量變化范圍等因素控制著儲層物性好壞和含油飽和度的變化，儲層巖性、物性及含油性最終共同體現在測井電性特征上[12]。

2.1 巖性與物性關系

根據鏡下巖性描述和物性分析，本次研究按照不同巖性，統計了孔隙度和滲透率的變化關系，結果顯示，隨著泥巖—粉砂巖—細砂巖—中砂巖碎屑粒徑的增大，孔隙度和滲透率均有增大的趨勢，但不同的巖性，其物性分布的區間范圍也較大，部分區域出現巖性重疊(圖2)。

其中，長2砂組孔隙度主要介于4%和18%之間(圖2)，中砂巖孔隙度一般介于12%～18%，滲透率大部分在1×10-3μm2以上，部分樣品滲透率大于10×10-3μm2；細砂巖孔隙度普遍在10%～15%之間，滲透率一般在0.1×10-3μm2～10×10-3μm2之間，粉砂巖物性較差，孔隙度主要位于5%～10%之間，滲透率大部分小于0.1×10-3μm2。總體上，各種巖性中以中砂巖的物性最好，細砂巖次之，粉砂巖的孔隙度和滲透率較低，物性最差，泥巖則不具備儲集能力。

長6砂組孔隙度主要介于4%和19%之間(圖2)，中砂巖孔隙度一般介于10%～15%，滲透率大部分在0.8×10-3μm2以上，部分樣品滲透率接近10×10-3μm2；細砂巖孔隙度普遍在7%～13%之間，滲透率一般在0.1×10-3μm2～1×10-3μm2之間，粉砂巖物性較差，孔隙度主要位于5%～10%之間，滲透率大部分小于0.5×10-3μm2。與長2砂組相似，長6砂組中，各種巖性中以中砂巖的物性最好，細砂巖次之，粉砂巖的孔隙度和滲透率較低，物性最差。

2.2 巖性、物性與含油性關系

根據取心資料，延長組含油層位巖性主要包括中砂巖、細砂巖以及粉砂巖，其中隨著碎屑顆粒粒徑增大，含水飽和度降低，含油性變好(如圖3)。

圖2 延長組巖性與物性關系圖

圖3 延長組含水飽和度與孔隙度交會圖

延長組烴源巖在鄂爾多斯盆地呈現廣覆式分布的特征，油氣運移過程中，優先充注儲層物性好、毛管壓力小的巖性，因此，儲層含油性與物性有一定的相關性(如圖3)，本次研究利用含水飽和度與孔隙度建立交匯圖，結果顯示，沿河灣區長2、長6儲層均呈現含水飽和度隨著物性的變好而降低。

2.3 巖性與電性關系

利用巖心資料，建立測井數據和巖性分析化驗數據之間的關系，最終建立了研究區延長組巖性識別圖版(圖4)。根據鏡下巖心描述將延長組儲層巖性分為中砂巖、細砂巖及粉砂巖三種巖性。其中，中砂巖自然伽瑪值較低，且受粒徑及含油性的影響，其電阻率相對較高，與中砂巖相比，細砂巖自然伽瑪值增大較為明顯，且電阻率顯著降低，粉砂巖自然伽瑪基線最高，部分樣品點自然伽瑪值接近140 API,但與細砂巖有相當比例的重合，顯示了僅靠電性資料區分細砂巖和粉砂巖仍存在精度問題。

圖4 延長組儲層不同巖性與電性關系圖

3 有效儲層下限標準

3.1 巖性下限

根據分析化驗資料，研究區延長組儲層主要存在中砂巖、細砂巖、粉砂巖三種巖性，結合本區及鄰區現場錄井資料(表1)，油跡以上級別含油顯示均出現在細砂巖以上，現場解釋為微含油，經試油證實該類儲層為工業油流。粉砂巖儲層在錄井顯示一般為熒光級別，極個別為油跡級別，該類儲層試油結果普遍較差，不具備工業油流。因此，確定巖性下限為細砂巖。

表1 延長組儲層試油結果統計表

3.2 物性下限

孔隙度在當前的實驗室條件下較易獲得且與反應物性的聲波時差曲線有較好的相關性，是物性下限標準確定中最常用的參數之一。

本次研究沿河灣區延長組儲層下限主要利用經驗統計法，其原理是以實驗室分析孔隙度、滲透率資料為基礎，研究低孔滲段丟失比例累計達到一定范圍以后，能否滿足生產需求且達到一定經濟效益，目前，該方法廣泛應用于研究物性下限[14]。其中，儲能(或產能)公式為：

QΦi=ΦiHi∑ΦiHi

QKi=KiHi∑KiHi

(式1)

式中QΦi——儲油能力，%；

QKi——產油能力，%；

Hi——樣品厚度，m；

Φi——單個樣品的孔隙度，%；

Ki——單個樣品的滲透率值，10-3μm2。

根據研究區延長組物性分析化驗資料特征，認為沿河灣區延長組儲層為典型的低滲—特低滲儲層。考慮到該區低孔滲特點，確定累計頻率丟失在15%以下，累計儲能丟失在10%以下。根據以上原則，編制分析孔隙度和滲透率分布直方圖、累計頻率曲線及累計產能丟失曲線，對目的層物性下限進行敏感性分析。

(1)長2砂組。

當滲透率取0.3×10-3μm2時，累計頻率丟失為15.21%，累計產能丟失為4.14%；利用滲透率下限值，在孔隙度與滲透率關系曲線上求取對應的孔隙度為12%。當孔隙度取12%時，累計頻率丟失為13.61%，累計儲能丟失為7.7%，符合該方法界定物性下限的標準(圖5)。

(2)長6砂組。

當滲透率取0.15×10-3μm2時，累計頻率丟失為14.2%，累計產能丟失為7.57%；利用滲透率下限值，在孔隙度與滲透率關系曲線上求取對應的孔隙度為8%。當孔隙度取8%時，累計頻率丟失為12%，累計儲能丟失為8%(圖5)，該結果接近經驗統計法界定物性下限的標準。

圖5 延長組儲層孔隙度、滲透率頻率直方圖

3.3 電性、含油飽和度下限

阿爾奇公式包含了巖性、孔喉結構和地層水礦化度等多項因素在電性上的響應，引用該公式的圖版形式，揭示孔隙度、電阻率和含油飽和度三因素之間的關系，將不同的流體類型分別投到匹配的區域，可以較為直觀地將儲層流體分開。

利用沿河灣區試油結果，將對應深度的自然伽瑪、聲波時差電阻率等電性參數和孔隙度飽和度建立交匯圖，確定有效層的電性下限和飽和度下限。

根據延長組單層試油層孔隙度與深感應電阻率、含油飽和度關系(圖8)，確定長2砂組油水同層電性下限標準分別為：ILD≥16(Ω·m)、Soi≥40%。

長6砂組油水同層電性下限標準分別為：ILD≥22(Ω·m)、Soi≥32%(圖6)。

4 結論

(1)沿河灣區延長組儲層巖性、物性、電性及含油性之間有較好的內在聯系，巖性與物性的關系表現為，隨著粒徑的增大，儲層物性明顯變好；含油性受巖性與物性雙重影響，碎屑顆粒粒徑增大，物性表好，含水飽和度明顯降低；巖性與電性關系明顯，隨著粒徑變細，電性特征表現為自然伽瑪值增大，電阻率降低，其中中砂巖與細砂巖電性識別精度較高，粉砂巖與細砂巖識別精度較差。

圖6 延長組儲層單層試油井段孔隙度與電阻率交會圖

(2)利用經驗統計法對工區物性下限進行了確定，認為長2孔隙度下限為12%，長6孔隙度下限為8%，長2滲透率下限為0.3×10-3μm2，長6滲透率下限為0.15×10-3μm2。

(3)根據延長組單層試油層孔隙度與深感應電阻率、含油飽和度關系，確定長2砂組油水同層電性下限標準分別為： ILD≥16(Ω·m)、Soi≥40%。；長6砂組油水同層電性下限標準分別為： ILD≥22(Ω·m)、Soi≥32%。