修海媚 （中海石油 （中國）有限公司天津分公司，天津 300450）

樊愛彬 尹兆煒 （中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)研究院，天津 300450）

1 油藏基本地質(zhì)特征

該氣田位于東海某凹陷西部，是一個完整的低幅背斜構(gòu)造，屬于典型的“洼中隆”。沉積上為淺水環(huán)境下的三角洲沉積體系，儲層主要為分流河道和水下分流河道沉積。巖性主要為淺灰色細(xì)砂巖，儲層巖石類型單一，以長石巖屑砂巖為主，含極少量巖屑長石砂巖和巖屑石英砂巖。早期斷層將生油層和儲集層溝通，提供了有利的油氣運移通道，晚期斷層不發(fā)育。含油層位主要為E3p和E3h，淺部含少量凝析油，中下部主要為凝析氣藏。

2 儲層四性特征及其關(guān)系

該氣田共鉆遇四口探井，收集整理該氣田錄井、測井、測試、巖心分析化驗等資料。對可能對四性關(guān)系有影響的各項參數(shù)進(jìn)行校正、整理、分析總結(jié)，繪制直方圖、相關(guān)性圖、柱狀圖等圖件和不同表格，進(jìn)而對該區(qū)儲層四性關(guān)系特征有了較明確的認(rèn)識：

2.1 巖性特征

碎屑成分中石英含量55-76%，長石含量8-20%，巖屑含量13-25%，巖石成分成熟度中等。填隙物由雜基和膠結(jié)物組成，向下填隙物含量增加，雜基主要為泥質(zhì)雜基；膠結(jié)物以碳酸鹽和硅質(zhì)為主，碳酸鹽膠結(jié)物在h8以下含量相對較高。巖石的結(jié)構(gòu)成熟度較高，顆粒磨圓以次圓-次棱及次棱-次圓狀為主，分選性以好為主；膠結(jié)類型以壓嵌-接觸式膠結(jié)為主，次為接觸-壓嵌式膠結(jié)。巖石成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度由上至下整體變化不大。

E3h下段孔隙主要為次生溶蝕粒間孔（沿長石節(jié)理溶解、顆粒邊緣雜基溶解），但微裂縫較發(fā)育，少見原生孔隙；E3p孔隙主要為次生溶蝕粒間孔（沿長石節(jié)理溶解、顆粒邊緣雜基溶解），少見原生孔隙；但微裂縫十分發(fā)育，裂縫規(guī)模較大。

統(tǒng)計了h7、h11、p2三個砂層組的粉末粒度資料，其粒度級別位于中砂和粉砂之間，三個砂層組粒度分布穩(wěn)定均勻，主要粒級為細(xì)砂巖、中砂巖，其次為極細(xì)砂巖和粉砂巖，粘土和粗砂含量很少。

2.2 物性特征

巖心和壁心物性分析資料表明E3h4-E3h6儲層物性較好，E3h4孔隙度主要分布在11.8-15.2%，平均13.6%，滲透率主要分布在0.66-50.4mD，平均21.29mD；E3h5孔隙度主要分布在9.2-14.2%，平均10.9%，滲透率主要分布在0.37-11.6mD，平均3.06mD。E3h7-E3p4儲層孔隙度主要分布在0.8-14.4%；滲透率主要分布在0.006-56mD。各砂層組儲層滲透率級差均較大，儲層非均質(zhì)性較強，表現(xiàn)為低孔-特低孔、特低滲-超低滲儲層。

2.3 含油氣性特征

該氣田含氣飽和度分布在37%-64%之間，峰值為50%，巖性壓汞分析殘余氣飽和度在20%左右，原始含氣飽和度約80%。錄井過程中主要含油產(chǎn)狀有四種，分別為熒光、油跡、油斑和油浸，其中熒光和油斑出現(xiàn)的次數(shù)最多。

2.4 電性特征

電阻率的高低可以較為直接地反映儲層流體的性質(zhì)，通過統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)電阻率介于4.3Ω·m-44.2Ω·m之間，儲層平均電阻率為18.3Ω·m；氣層電阻率介于10.5Ω·m-44.2Ω·m之間，氣層平均電阻率為21.3Ω·m。

2.5 巖性與物性關(guān)系

圖1 E3p+h孔隙度滲透率相關(guān)性

從圖中可以看出：細(xì)砂巖物性最好，其次為砂礫巖和粉砂巖，粉砂質(zhì)泥巖和泥巖物性最差；細(xì)砂巖孔隙度集中在8%-12%，滲透率集中在0.1-1mD；孔隙度和滲透率相關(guān)性較好，隨巖性變細(xì)細(xì)，滲透率下降較明顯。

2.6 巖性與含油氣性關(guān)系

該氣田錄井?dāng)?shù)據(jù)顯示含油產(chǎn)狀和巖性有一定的規(guī)律性，該氣田主要有熒光、油跡、油斑、油浸四種含油產(chǎn)狀，其中細(xì)砂巖占70.4%，粉砂巖占14.8%，其余分布在中砂巖及泥質(zhì)砂巖中。

2.7 含油氣性與物性關(guān)系

圖2 深電阻率和計算孔隙度相關(guān)性模板

圖3 深電阻率和計算滲透率相關(guān)性模板

在電阻率和計算孔隙度、滲透率相關(guān)性圖版中可以看出干層的孔隙度小于5.6%；差氣層的孔隙度介于5.6%-8.2%之間；氣層和氣水同層的孔隙度大于8.2%；水層的孔隙度大于5.6%。干層的滲透率最小，小于0.1mD；其次是差氣層，滲透率介于0.1-0.3mD；氣層和氣水同層的滲透率最高，均大于0.3mD；水層滲透率的跨度比較大，一般滲透率大于0.1mD。

圖4 深電阻率和計算泥質(zhì)含量相關(guān)性模板

在電阻率和計算泥質(zhì)含量相關(guān)性圖版中可以看出：氣層和氣水同層的泥質(zhì)含量小于8%，水層和差氣層的泥質(zhì)含量小于12%，干層的泥質(zhì)含量大于12%。

圖5 深電阻率和校正密度相關(guān)性模板

在深電阻率和校正密度相關(guān)性圖版中可以看出：氣層和氣水同層的密度小于2.48g/cm3，水層的密度小于2.57 g/cm3，差氣層的密度介于2.48-2.57 g/cm3之間，干層密度大于2.57 g/cm3。

2.8 巖性與電性關(guān)系

通過資料分析，該氣田細(xì)砂巖中電阻率較高、密度小、自然伽馬小，儲層粒度變粗或變細(xì)電性有變差的趨勢。

2.9 含油氣性與電性關(guān)系

根據(jù)測試、測井及錄井資料研究表明，該氣田氣層和水層電阻率界限較清晰，氣層電阻率在24Ω·m以上，水層電阻率小于16Ω·m，同層介于二者之間。

3 油氣水層識別標(biāo)準(zhǔn)

根據(jù)測試層資料，測井曲線二次讀值以及重新計算密度、孔隙度、滲透率等參數(shù)，建立模型和圖版，得出氣層、同層、差氣層、水層以及干層的識別標(biāo)準(zhǔn)。

3.1 氣層和同層的識別

氣層和同層的差異主要體現(xiàn)在電阻率上，其孔隙度均大于8.2%，滲透率均大于0.3mD，密度小于2.48 g/cm3，泥質(zhì)含量均小于8%。氣層電阻率大于24Ω·m，而同層電阻率位于16-24Ω·m之間。

3.2 差氣層的識別

差氣層和氣層相比主要區(qū)別在于其物性差，差氣層孔隙度5.6%-8.2%，滲透率0.1-0.3mD，密度2.48-2.57 g/cm3，泥質(zhì)含量8-12%，電阻率大于16Ω·m。

3.3 水層和干層的識別

水層孔隙度大于5.6%，滲透率大于0.1mD，密度小于2.57 g/cm3，泥質(zhì)含量小于12%，水層主要特征在于其電阻率介于5-16Ω·m。干層主要識別參數(shù)在于物性，其孔隙度小于5.6%，滲透率小于0.1mD。

4 結(jié)語

通過對該氣田儲層四性關(guān)系的研究，有如下幾點認(rèn)識：

4.1 儲層巖性主要為長石巖屑細(xì)粉砂巖，脆性礦物較多，易于后期改造。

4.2 該氣田儲層中細(xì)砂巖物性、含油氣性最好，是油氣富集區(qū)。

4.3 通過四性關(guān)系研究明確了該氣田氣水、氣水同層、差氣層、水層和干層的識別標(biāo)準(zhǔn)。

4.4 該氣田氣層和同層主要區(qū)別參數(shù)為電阻率，臨界值為24Ω·m。

4.5 差氣層的物性稍差，但含氣性不一定差，可作為開采目標(biāo)。

圖6 XX井四性關(guān)系研究圖

[1]王向榮,張建,李國君,王敦誠.普通電阻率測井解釋儲層參數(shù)的方法及應(yīng)用[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2005(06).

[2]李延麗.柴達(dá)木盆地游園溝油田中淺層油藏四性關(guān)系研究[J].天然氣地球科學(xué)，2006(03).

[3]胡楊,譚世君,劉緒鋼,陳小梅.大牛地氣田測井解釋模型建立與氣層識別標(biāo)準(zhǔn)研究[J].石油地質(zhì)與工程，2008(02).