朱亞林，董浩，劉進龍，張錦，高揚，于亮

(西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系，陜西西安 710069)

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上畛子地區(qū)長6儲層有效厚度下限研究

朱亞林，董浩，劉進龍，張錦，高揚，于亮

(西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系，陜西西安 710069)

通過對巖心分析、試油以及地質(zhì)、地球物理測井等資料的研究，應(yīng)用含油產(chǎn)狀法、經(jīng)驗統(tǒng)計法、壓汞參數(shù)法、測井參數(shù)法確定了鄂爾多斯盆地上畛子地區(qū)長6儲層的厚度下限。結(jié)果表明：上畛子地區(qū)長6儲層巖性下限為細砂巖，含油性下限為油跡；物性下限：孔隙度為7%，滲透率為0.1×10-3μm2；電性下限電阻率為20 Ω·m，聲波時差為220 μs/m，含水飽和度下限為60%。

上畛子地區(qū)；長6儲層；有效厚度

1 研究區(qū)概況

上畛子地區(qū)位于陜西省黃陵縣境內(nèi)，構(gòu)造位置位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡南部，區(qū)域構(gòu)造是一地層傾角不足1°的西傾單斜，局部因差異壓實作用而發(fā)育小幅度鼻狀隆起[1]。上三疊統(tǒng)延長組是一個完整的內(nèi)陸湖盆沉積旋回地層，從上至下依次劃分為長1～長10共10個油層組[2]。本區(qū)的主力油層為長2、長6，其中長6油層可以分為三個小層。

該區(qū)長6儲層以濁積相沉積為主，且屬于三角洲前緣水下滑塌濁積巖中扇亞相，發(fā)育濁積水道和濁積水道間微相，儲層受沉積環(huán)境、成巖作用、構(gòu)造等的影響，具有低孔低滲、油層薄、非均質(zhì)性強的特點[3]，是一個典型的特低滲巖性油藏。

該區(qū)油藏總體埋深為西深東淺，儲集層巖性為中厚層細粒長石砂巖，孔隙種類以殘余粒間孔為主，以長石溶孔、巖屑溶孔和微孔隙為輔，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜[4-5]，宏觀上孔隙度、滲透率變化范圍大，孔隙關(guān)系與流動單元復(fù)雜[6-7]，從而造成了有效厚度解釋難度大，而有效厚度又是下一步儲量計算、布置開發(fā)井網(wǎng)的關(guān)鍵工作。

2 有效厚度下限值的確定

油氣層的有效厚度是指油氣層中在現(xiàn)有的經(jīng)濟水平和工藝措施條件下能夠提供工業(yè)油流的那部分地層的厚度，即工業(yè)油氣井內(nèi)具有可動油氣儲層厚度，除去了水層、夾層剩下的厚度[8]。研究區(qū)內(nèi)有效厚度下限值包括：巖性和含油性下限、電性下限、物性下限。尤其是低孔低滲儲層的物性較差，在測井響應(yīng)上，具有生產(chǎn)能力的油層與干層不易區(qū)分，分析誤差很可能得出錯誤的結(jié)論[9-12]。因此，對研究區(qū)進行綜合研究，并充分考慮扣除儲層中不同巖性的隔夾層，從而確定有效厚度標準。

2.1 巖性和含油性下限

以觀察巖心為主，輔以巖心薄片鑒定，研究區(qū)長6段儲層巖性以細粒長石砂巖為主，夾粉砂巖。砂巖粒度偏細，以細砂巖為主。含油性為油斑及其以上級別的砂巖則主要為細砂巖，而粉砂巖、泥質(zhì)砂巖以及鈣質(zhì)砂巖一般均不含油，部分粉砂巖中只有油跡。儲層經(jīng)過壓裂試油，長6產(chǎn)出工業(yè)油流一般為細砂巖級以上。因此，確定本區(qū)巖性下限為細砂巖級別。

本區(qū)已獲工業(yè)油流井生產(chǎn)層段的含油產(chǎn)狀為油跡級或者在其以上，因此確定含油級別下限為油跡級別。

2.2 有效厚度的物性標準

2.2.1 經(jīng)驗統(tǒng)計法

經(jīng)驗統(tǒng)計法是美國巖心公司提出的，根據(jù)巖心分析得到的孔隙度、滲透率資料，以低孔滲段累積儲滲能力丟失占累計的5%來劃分物性界限的一種累計頻率統(tǒng)計方法[13]。

應(yīng)用上述方法，對研究區(qū)內(nèi)33口井929塊巖心進行孔隙度、滲透率分析，作出頻率分布圖。然后作出孔隙度以及滲透率各自的累積頻率曲線和累積能力丟失曲線(圖1)。

圖1 長6孔隙度和滲透率分布頻率

在滲透率頻率分布圖上，取滲透率下限值0.1×10-3μm2，此時累積產(chǎn)油能力丟失2.93%，累積頻率損失10.66%。從孔滲關(guān)系圖上看，滲透率下限值取0.1×10-3μm2時，孔隙度為7%。在孔隙度頻率分布圖上看(圖2)，孔隙度下限取7%，累積儲油能力丟失8.19%，累積頻率損失12.16%。即當孔隙度下限取7%，滲透率下限取0.1×10-3μm2時，儲油能力、產(chǎn)油能力和油層厚度損失都較小，可以作為有效厚度物性下限。

圖2 長6油層孔隙度-滲透率關(guān)系

2.2.2 壓汞參數(shù)法

有效厚度的物性下限可以通過排驅(qū)壓力、中值壓力與孔隙度、滲透率四者的關(guān)系進行確定。

根據(jù)本區(qū)及鄰區(qū)內(nèi)11口井143塊巖樣的的壓汞資料，制作了滲透率與排驅(qū)壓力、中值壓力關(guān)系圖版(圖3，圖4)。當滲透率小于0.1×10-3μm2后，排驅(qū)壓力、中值壓力急速增大；孔隙度小于7.0%后，排驅(qū)壓力、中值壓力也有增大趨勢，說明滲透率小于0.1×10-3μm2、孔隙度小于7.0%后很難成為有效儲層。

圖3 滲透率-排驅(qū)壓力關(guān)系

圖4 滲透率-中值壓力關(guān)系

綜合考慮，采取滲透率0.1×10-3μm2、孔隙度7.0%(對應(yīng)聲波時差值為220 μs/m)為本區(qū)長6儲層物性下限值。

2.3 有效厚度的電性標準

2.3.1 測井參數(shù)優(yōu)選

(1)聲波時差。聲波時差主要反映了儲層的儲集性能，研究區(qū)較好的儲油層聲波時差一般為220～260 μs/m，大部分油層的聲波時差為220～240 μs/m，而含鈣較多的夾層一般小于218 μs/m。

(2)電阻率。本區(qū)含油細砂巖的電阻率較高，一般大于21 Ω·m。油層4.0 m視電阻率可以反映含油性，但同時也反映了巖性的變化；深感應(yīng)電阻率能較好地反應(yīng)含油性，油層深感應(yīng)電阻率值一般為20～40 Ω·m。

(3)含油飽和度。含油飽和度的計算利用阿爾奇公式[13]：

其中：Rw——地層水電阻率，Ω·m；m——膠結(jié)指數(shù)；n——飽和度指數(shù)；a、b——巖性系數(shù)；φ——有效孔隙度。

采用本區(qū)及鄰區(qū)13口井109塊巖樣，測量出地層因素(F)和孔隙度(φ)對應(yīng)的實驗數(shù)據(jù)，見圖5。

同時利用這些樣品，采用失水法實驗測得50組電阻增大率(I)和含水飽和度(Sw)數(shù)據(jù)，見圖6。

圖5 地層因素-孔隙度關(guān)系

圖6 電阻率增大指數(shù)-含水飽和度關(guān)系

通過上述實驗，確定的巖電參數(shù)為a=1.2004，m=1.5922，b=1.0012，n=2.1766。

本研究區(qū)地層水平均礦化度為2.98×104mg/L，換算成NaCl量為2.90×104mg/L，油層平均溫度為57.8 ℃，查圖版得到地層水的電阻率(Rw)為0.12 Ω·m。油層電阻率(Rt)取深感應(yīng)電阻率；孔隙度(φ)通過聲波時差計算出。

根據(jù)巖電參數(shù)及飽和度解釋模型，計算得到了儲量面積內(nèi)的井的含油飽和度，本區(qū)單井長6各油層亞組含油飽和度分布在41.4%～81.8%，平均53.0%。孔隙度體積加權(quán)后長6含油飽和度為53.6%。

2.3.2 電性標準的確定

用本區(qū)31口井49個長6油層儲層試油或測井、取心等判識的資料，繪制了長6油層電性圖版(圖7)。從圖版上獲得各種測井參數(shù)下限值如下：孔隙度≥7.0%；含水飽和度≤60%；電阻率≥20 Ω·m；聲波時差≥ 220μs/m。

圖7 長6油層有效厚度電性標準

利用上述不同方法最終綜合確定了長6油層有效厚度巖性、物性、含油性及測井參數(shù)下限值(表1)。

表1 長6油層有效厚度下限標準

3 結(jié)論

(1)上畛子地區(qū)儲層巖性以細粒長石砂巖為主，屬于低孔隙度低滲透率儲層。

(2)上畛子地區(qū)長6段有效儲層巖性下限為細砂巖，含油性下限為油跡，物性下限：孔隙度7%，滲透率0.1×10-3μm2；電阻率下限為20 Ω·m，含水飽和度下限為60%。

(3)在確定有效厚度時，為了避免某一種方法的局限性，應(yīng)該多種方法相互印證。

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編輯：韓玉戟

1673-8217(2016)06-0069-04

2016-06-21

朱亞林，1990年生，石油與天然氣工程專業(yè)在讀碩士研究生，從事油氣儲層地質(zhì)學(xué)。

陜西省普通高等學(xué)校重點學(xué)科專項資金(081802)；國家自然科學(xué)基金項目(41474052)聯(lián)合資助。

TE112.2

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