鄂爾多斯盆地上畛子長6四性關系研究

孟旺才， 胡春橋， 鄧南濤

(陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院，陜西 西安 710075)

儲層四性關系研究是指對儲集層的巖性、物性、電性與含油性特征及其相互間關系進行研究[1-2]，此項工作是儲層流體識別、儲層參數(shù)計算的基礎[3]。黃陵地區(qū)延長組已經(jīng)獲得一定勘探發(fā)現(xiàn)，針對黃陵及周邊地區(qū)延長組地質特征及油氣運移規(guī)律的相關研究較多[4-7]，已形成一定的認識。但由于儲層四性關系不明、儲層流體解釋標準不清等原因，給黃陵上畛子地區(qū)試油，以及進一步勘探開發(fā)帶來了一定的困難。朱亞林等[8]對上畛子長6層有效厚度下限進行了研究，促進了該區(qū)儲量計算與井網(wǎng)部署工作。目前，針對上畛子地區(qū)延長組長6儲層四性關系的研究相對很少，且不全面，因此需要針對該區(qū)開展相關研究工作。本文綜合利用巖心薄片、粒度、物性參數(shù)、壓汞參數(shù)、錄井、測井及生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)對上畛子長6儲層四性關系進行精細分析，并將該區(qū)長6儲層分為產(chǎn)油層(油水同層)、產(chǎn)水層、混合區(qū)(產(chǎn)油、產(chǎn)水層混合區(qū))、干層四類[9]，以及建立了該區(qū)長6儲層流體識別標準。

1 巖性特征及與物性、電性、含油性的關系

黃陵上畛子長6油層組屬三角洲前緣亞相沉積[4，7]，儲層以河道砂體、河口壩砂體為主，巖性主要為灰色、灰綠色細粒長石砂巖、巖屑長石砂巖，含少量中砂與極細砂，長石質量分數(shù)為24.1%～73.9%，石英質量分數(shù)為15.2%～51.9%，巖屑質量分數(shù)為7.0%～37.5%(見圖1)。顆粒接觸方式主要為點線接觸，碎屑支撐性質為顆粒支撐；成分及結構成熟度中等，顆粒磨圓中等-好，磨圓以次棱角、次圓為主；填隙物質量分數(shù)在10.0%～16.0%，以孔隙式膠結物為主，成分主要包括(鐵)方解石、綠泥石、鐵白云等。

1.1 巖性與物性關系

表1為上畛子長6油層組巖性與物性關系。由表1可知，含油細砂巖物性總體相對最好，其孔隙度主體分布在8.0%～10.0%，平均孔隙度8.8%；滲透率主體分布在(0.30～0.50)×10-3μm2，均值在0.39×10-3μm2。同時發(fā)現(xiàn)含水細砂巖孔隙度與滲透率數(shù)值分布范圍與含油細砂巖存在一定交集，說明細砂巖油水關系復雜，只有在優(yōu)勢運移通道范圍內的優(yōu)質儲層才能成藏。而粉砂巖、泥質粉砂巖的孔隙度與滲透率均較低，物性較差?？傮w上，儲層巖性越好，顆粒越粗，儲層物性相對越好，含油性相對變好。

圖1 上畛子長6儲層巖性三角圖

Fig.1LithologictriangulardiagramofChang-6reservoir

表1 上畛子長6油層組巖性與物性關系Table 1 The relationship between lithology and physical property of Chang-6 reservoir

圖2為S19井四性關系，試油、電測及錄井資料顯示，29、31號層為細砂巖油水同層，孔隙度均值為9.2%，滲透率均值為0.18×10-3μm2；28、32、33號層顯示為粉砂巖熒光，孔隙度均值為6.8%，滲透率均值為0.08×10-3μm2。由此說明，巖性對物性具有一定影響和控制作用，細砂巖相比粉砂巖、泥巖顆粒較粗，整體上細砂巖的孔隙度、滲透率相對較高，物性相對較好，含油性好。

1.2 巖性與電性關系

通過對該區(qū)巖心、錄井及測井數(shù)據(jù)統(tǒng)計、對比得到表2。從表2中可以看出，從泥巖到含油細砂巖，隨著巖性逐漸變好，泥質含量逐漸減少，自然伽馬測井值逐漸變低；反之巖性越細，自然伽馬測井值逐漸變高。從表2中還可看出，不同巖性的聲波時差、電阻率等測井響應值上存在一定交集，不同巖性的電性響應沒有嚴格的界限，難以確定準確的標準，這是由于三角洲前緣亞相沉積儲層巖性較細，泥質砂巖、砂質泥巖等過度巖性廣泛發(fā)育，自然伽馬等測井曲線對儲層巖性識別受到一定限制所導致的。在這種情況下，為了更好地區(qū)分巖性，需要綜合多因素判定。

表2 上畛子長6油層組巖性與電性關系Table 2 The relationship between lithology and electrical property of Chang-6 reservoir

圖2 S19井四性關系Fig.2 Four-character' relations of S19

圖3為S36井四性關系，試油、電測及錄井資料顯示18號層為細砂巖油水同層，自然伽馬表現(xiàn)為箱形，均值77 API，聲波時差231 μs/m，電阻率62 Ω·m，孔隙度均值9.2%，滲透率均值0.34×10-3μm2；16、17、19、20號層錄井顯示為熒光粉砂巖，自然伽馬87 API，聲波時差216 μs/m，電阻率25～46 Ω·m，孔隙度均值5.3%，滲透率均值0.07×10-3μm2。由此說明，儲層電性受巖性控制，細砂巖相比粉砂巖和泥巖巖性粗，整體表現(xiàn)為低自然伽馬、高聲波時差、高電阻率、高孔滲，含油性相對較好。

圖3 S36井四性關系圖Fig.3 Four-character's relations of S36

1.3 巖性與含油性關系

圖4為長6不同巖性儲層對應含油級別和試油結論分布。從圖4(a)中可以看出，錄井顯示為油斑、油跡、熒光的儲層大多為細砂巖，僅極少熒光顯示分布于粉砂巖儲層，而泥質砂巖及砂質泥巖未見含油顯示。從圖4(b)中可以看出，粉砂巖儲層的試油結論基本為水層，而細砂巖儲層的試油結論總體為油水同層。由此說明，儲層巖性對含油性有一定影響，表現(xiàn)為粒度相對粗的細砂巖含油性好，粒度細的粉砂巖等含油性差。同時，可以得到該區(qū)產(chǎn)油層巖性下限為細砂巖。

圖4 長6不同巖性儲層對應含油級別和試油結論直方圖

Fig.4ThehistogramoftheoilbearinggradeandwelltestingfordifferentlithologicreservoirinChang-6

圖5為H26井四性關系。由圖5可知，試油、電測及錄井資料顯示，1、2、3號層為細砂巖油水同層，孔隙度均值7.9%，滲透率均值0.21×10-3μm2，錄井顯示為油斑，其它粉砂巖自然伽馬相對高，孔隙度均值5.3%，錄井未見含油顯示。

圖5 H26井四性關系Fig.5 Four-character' relations of H26

2 物性特征及與電性、含油性關系

對研究區(qū)34口井500余塊實驗樣品統(tǒng)計，長6油層組儲層孔隙度主體分布在7%～10%，均值8.26%，見圖6(a)；滲透率主體分布在(0.1～0.5)×10-3μm2，均值0.26×10-3μm2，見圖6(b)。長6油層組普遍較為致密[10]，整體屬低孔超低滲儲層。

圖6 長6儲層孔隙度和滲透率分布直方圖

Fig.6ThehistogramofporosityandpermeabilityinChang-6reservoir

2.1 物性與電性關系

利用巖心數(shù)據(jù)約束靜態(tài)測井數(shù)據(jù)，建立巖心孔隙度與聲波時差及巖心滲透率與巖心孔隙度的一維函數(shù)關系模型，見圖7。圖7(a)可以看出，聲波時差和巖心孔隙度二者相關程度較好(相關系數(shù)R=0.89)，模型精度較高。由此說明，儲層孔隙度與聲波時差之間存在明顯相關性，儲層孔隙度越好，聲波時差越高，反之聲波時差越低。圖7(b)可以看出，部分存在微裂縫的巖心樣品滲透率大于1.0×10-3μm2，總體上小于0.5×10-3μm2，進一步表明儲層孔隙結構復雜，非均質性較強，孔喉配置關系對滲透率影響較大[11-13]；當滲透率低于0.5×10-3μm2時，孔、滲具有一定相關性，相關程度良好(R=0.72)。

由此，針對該區(qū)長6油層組，其孔隙度、滲透率、聲波時差之間可相互建立一定關系，且總體上孔隙度越好，滲透性越好，聲波時差越高，反之聲波時差越低。

圖7 聲波時差與孔隙度及孔隙度與滲透率的關系Fig.7 The functional relationship between interval transit time and porosity, as well as porosity and permeability

2.2 物性與含油性關系

對試油層電性響應值統(tǒng)計分析見表3。從表3中可以看出，含油細砂巖聲波時差、孔隙度均值、滲透率均值整體高于含水細砂巖及干層，說明整體儲層物性越好，含油性越好；且含水細砂巖和含油細砂巖的物性參數(shù)存在一定范圍的重疊，界限并不明顯，這說明儲層物性對含油性有一定控制作用，但并非唯一影響因素。

表3 上畛子長6油層組物性與含油性關系Table 3 The relationship between physical property and oil-bearing characteristic of Chang-6 reservoir

圖8為S41井四性關系，由圖8可知，試油、巖心、電測及錄井資料顯示19、20號層為細砂巖油水同層，聲波時差228 μs/m，電阻率32 Ω·m，孔隙度均值8.0%，滲透率均值0.27×10-3μm2，錄井顯示為油跡細砂巖；18號層聲波時差216 μs/m，錄井顯示為不含油粉砂巖，電阻率28 Ω·m；21號層聲波時差211 μs/m，錄井顯示為熒光粉砂巖，電阻率29 Ω·m。其它泥巖自然伽馬相對較高，錄井未見含油顯示。整體上，細砂巖聲波時差及物性好于粉砂巖及泥質，含油性好于粉砂巖及泥巖。巖性對物性有一定影響，而物性對含油性有明顯的控制作用，物性越好，砂體孔滲及連通性越好，含油性相對越好。

圖8 S41井四性關系

Fig.8Four-character'relationsofS41

3 流體識別標準

利用研究區(qū)62口井102個層的試油生產(chǎn)數(shù)據(jù)繪制聲波時差與深感應電阻率交會圖，見圖9。

圖9 上畛子長6層流體識別圖版

Fig.9ThechartoffluididentificationinChang-6

從圖9中可以看出，油層和水層的聲波時差整體上比干層高，說明油層、水層孔隙度相對較高，物性較好；同等孔隙條件下，油層電阻率較水層高；隨著儲層物性逐漸變好，油層電阻率下限有降低趨勢，這種現(xiàn)象主要是由于隨著儲層物性變好，束縛水、自由水含量升高，地層導電能力增強，所以導致電性降低。綜合圖7、9，可以判斷產(chǎn)油層電性下限為聲波時差大于224 μs/m，深感應電阻率大于30 Ω·m，孔隙度大于6.7%，滲透率大于0.16×10-3μm2，見表4。位于混合區(qū)的儲層流體性質，應進一步參考鄰井、地質、錄井、試油等信息綜合判定。

對62口井試油層段的錄井資料進行分析發(fā)現(xiàn)，錄井顯示為熒光的儲層試油結果主要為水層，少量為含油水層；錄井顯示為油跡、油斑的儲層試油結果主要為油水同層、含油水層，見圖10。由此確定產(chǎn)油層含油級別下限為油跡，見表4。

圖10 長6層不同含油級別對應試油結論直方圖

Fig.10ThehistogramofdifferentoilbearinggradeinChang-6reservoir

表4 上畛子長6層流體識別標準Table 4 The standard of fluid identification in Chang-6 reservoir

根據(jù)以上流體識別標準，優(yōu)選上畛子地區(qū)H178、H251、S124三口井長6油層組并進行了試油，試油結果如表5所示。由表5可知，三口井均獲得了工業(yè)油流，試油結論為油水同層，說明以上流體識別標準有效。

表5 上畛子長6油層組試油結果Table 5 The well testing results of Chang-6 reservoirs in Shangzhenzi area

4 結論

(1) 儲層巖性對物性、電性、含油性有一定的影響?？傮w上，儲層巖性越好，巖石顆粒相對越粗，儲層物性相對變好，自然伽馬相對低值，含油性也相應變好。

(2) 儲層物性對電性、含油性也有明顯的控制作用。整體上，儲層物性越好，儲層孔隙度和滲透率越高，聲波時差也相應越高，含油性相應變好；反之聲波時差越低，含油性相應變差。

(3) 該區(qū)長6產(chǎn)油層和產(chǎn)水層的物性明顯好于干層，較易區(qū)分；而產(chǎn)油層與產(chǎn)水層之間存在一定程度的混合區(qū)，需要進一步參考鄰井、地質等資料綜合識別。

(4) 在四性關系研究的基礎上，建立該區(qū)長6層流體識別標準，經(jīng)過實例驗證有效，對該區(qū)快速準確識別產(chǎn)油層提供了有力技術支撐。

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