H 地區H154 區長61 層油藏建產有利區分析

郭遠智，賈銀花，劉玉棟，成 健，李 娜

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710200）

1 H 地區概況

H 地區位于鄂爾多斯盆地中西部。三疊系延長統長6 油層組是鄂爾多斯盆地西部地區的主要含油層系[1]。H 地區H154 區長61層具有較好的油氣顯示，但在試油過程中存在油水層識別困難，表現為低電阻率產純油的低阻油層現象[2]，同時長61層縱向隔夾層發育，平面缺少有效蓋層，油水關系復雜，導致建產難度大。為了正確認識研究區長61儲層特征及油水分布規律，本次研究通過總結H154 區長61層油藏油氣富集規律，結合測井二次精細解釋模型，并在此基礎上，進行建產有利區篩選與分析。

2 有利區綜合評價及目標論證

2.1 地層劃分與構造特征研究

鄂爾多斯盆地陜北斜坡上發育有K0～K9 十個標志層，研究區K2 發育較為穩定且易識別，為主要標志層，同時以K3、K4 為輔助標志層。利用標志層和輔助標志層、以旋回厚度為參考，按照地層劃分等時性原則，將研究區長6 細分為長611層、長612層、長62層、長63層4 個小層（見表1）。

地層劃分與對比結果表明，長6 各小層頂面構造呈現東高西低的單斜形態，平均坡降6 m～10 m，地層傾角0.5°左右。在這樣的總體構造背景下，H154 地區長6 各小層同時發育近東西向多條鼻隆構造，并具有較強的繼承性。

2.2 沉積相研究

研究區長6 期沉積體系以三角洲前緣亞相為主，主要發育水下分流河道、水下天然堤、分流間灣等微相類型。依據電測曲線特征，結合巖心觀察，在研究區選取23 口井進行了單井微相劃分及分析?？傮w來看研究區長6 層以細砂巖為主，多為灰色和深灰色，泥巖多為灰黑色和黑色，泥巖中可見植物碎片化石及蟲孔（見圖1）；測井曲線（GR、SP）鐘形-箱形、指狀較為發育，也可見漏斗狀。研究區物源主要來自北東方向，長6 層砂體呈條帶狀自東北向西南方向延伸，且長611期較長612期水動力較強，所形成的砂體發育，河道較寬。

表1 H 地區H154 長6油藏標志層特征

圖1 研究區典型的巖心標志

2.3 儲層綜合研究，明確有利儲集體的分布特征

2.3.1 儲層巖石學特征 長61儲層以巖屑長石砂巖和長石砂巖為主，碎屑成分平均含量為86.28 %，其中長石含量為43.05 %，石英含量為28.25 %，巖屑含量為14.98 %，填隙物含量為13.72 %（見表2）。長石含量較高，反映了長61砂巖成分成熟度較低。

填隙物平均含量為13.72 %，含量較高（見表3），其中黏土礦物占8.47 %（主要為綠泥石、其次高嶺石），非黏土礦物5.25 %（主要為鐵方解石、硅質）。

長61砂巖粒度均值在0.04 mm～0.4 mm，平均為0.114 mm，屬細砂巖級別；標準偏差0.4～1.39，平均值0.651，屬分選較好；偏度在0～0.62，平均值0.24，為正偏態；尖度在0.87～11.91，平均值1.54，屬尖銳，結構成熟度較好（見表4）。

2.3.2 儲層孔隙結構特征 主要孔隙類型為粒間孔占面孔率75.2 %，長石溶孔占面孔率14.29 %?？紫栋霃揭孕】紫?、細孔隙為主，分別占72.8 %和14.0 %。

喉道半徑以微喉道、微細喉道為主，占比41 %和33 %，其次為細喉道，占20 %?？缀斫M合類型主要為小孔-微喉道、小孔微細喉道。

2.3.3 儲層物性特征 研究區長61儲層孔隙度7.5 %～19.2 %，平均為12.9 %，主要集中在10 %～16 %；滲透率0.038 mD～3.25 mD，平均為0.65 mD，主要集中在0.1 mD～1 mD（見表5）。長6 層屬低孔—超低滲儲層，且長611儲層物性好于長612儲層。

表2 H 地區H154 區長61 儲層巖礦組成統計

表3 H 地區H154 區長61 儲層填隙物特征統計表

表4 H 地區H154 區長61 儲層粒度分析參數統計表

表5 H 地區H154 區長61 儲層物性分析參數統計表

2.4 分析低阻油層成因，建立低阻油層識別模板

2.4.1 低阻油層成因

2.4.1.1 地層水礦化度對地層電阻率的影響 地層水礦化度的變化會造成油氣層與水層間的電阻率差別不明顯，導致油水層識別困難，形成低電阻率油氣層[3]。針對長6 低阻出油層特征，對研究區地層水礦化度展開了統計與分析。

研究區長61儲層地層水礦化度統計表明，長61儲層地層水礦化度分布在47 g/L～135 g/L，其中中部地區平均95 g/L，北部、南部平均為70 g/L、82 g/L。地層水分析資料表明高礦化度是造成長61儲層低阻出油的原因之一。

2.4.1.2 高束縛水飽和度的影響 研究區長61儲層孔隙結構復雜，束縛水飽和度較高。利用儲層孔隙度、滲透率建立束縛水飽和度二元線性回歸公式，并建立交會圖，表明隨著束縛水飽和度的升高，電阻率逐漸下降，兩者呈負相關關系。

從平面分布來看，束縛水飽和度與油層電阻率特征具有較好的一致性，中部低阻區束縛水較高，平均48.83 %，北部、南部束縛水飽和度相對較低，平均46.84 %和46.18 %。

2.4.1.3 泥質含量對電性的影響 泥質中存在大量的微孔隙，具有很強的吸水性，吸附地層水后，形成離子通道，導電性增強，電阻率降低。研究區泥質含量4.1%～50.1 %，平均17.5 %，泥質含量較高，其中北、中、南部泥質含量依次升高，分別為17.24%、17.61%、18.38%。

2.4.2 低阻油層識別模板 從平面來看，H154 區長61油藏電阻率差異較大，呈現中部電阻率低，北部、南部電阻率較高，而低阻油層（Rt＜10 Ω）主要分布在中部，高阻水層基本分布在北部。為有效區分油水層，故將研究區劃分成3 個區域，并分區建立針對性的油、水層識別標準模板。

選用全區163 口井共196 個數據，并將研究區劃分為北部、中部及南部分別建立AC-RT 交會圖，從實際應用效果來看，雖然存在個別井位出現偏差，但整體能夠較準確的將油層、油水同層和純水層加以區分。

2.5 建產有利區的篩選依據

2.5.1 局部構造高點是油氣聚集的有利位置 沉積期后的差異壓實作用，容易形成低幅度的鼻狀隆起，這類低幅度鼻狀構造是在西傾單斜背景下，受巖性控制而形成的構造-巖性圈閉，有利于油氣成藏聚集。

2.5.2 儲層砂體和物性對油氣控制作用明顯 區域內的主河道，河道砂體發育且厚度大，連通性好，物性相對好，是最好的油氣儲集體。河道兩側間灣發育，其所形成的泥巖或致密層，作為側向封堵，使油氣更易成藏。

2.6 建產有利區優選評價

綜合以上研究，認為研究區主力油層為長611小層。通過油藏控制因素分析和油氣富集規律的研究，依據研究區沉積微相、砂體厚度、儲層物性特征、儲層含油性特征、構造特征以及微觀特征等，在對試油、試采數據的分析基礎上，結合目前實際生產需要，優選5 個目標區塊進行評價（見表6）。

表6 H 地區H154 區長61 重點評價目標一覽表

3 取得的結論與認識

（1）H154 區長6 儲層整體為東高西低的單斜構造，H154 區長6 各小層同時發育近東西向多條鼻隆構造，并具有較強的繼承性。

（2）研究區沉積體系以三角洲前緣亞相為主，主要發育水下分流河道、水下天然堤、分流間灣等微相類型，在研究區中部分流河道的交匯處形成大面積疊置復合砂體，砂體連續性較好。

（3）H154 區長61儲層存在低阻油層，高礦化度地層水、高束縛水飽和度以及泥質含量高是造成油層電阻率低的主要原因。

（4）將研究區分北部、中部及南部3 個區分別建立了油水層識別圖版，3 個區的符合率分別達到88 %、90 %、80 %，能較準確識別油層、油水層及水層。

（5）H154 區長61油藏為巖性油藏、構造巖性油藏，油層主要分布在長611層，總體上東北部油層厚度較大；局部微構造高、儲層砂體發育和物性好、長61頂部泥巖隔層厚度大的區域是油氣富集的主要場所。