韓曉潔，夏晨丹.

(1.西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系，陜西西安 710069；2.延長石油股份有限公司勘探開發(fā)技術(shù)研究中心，陜西延安 716000)

前人對鄂爾多斯盆地延長組的沉積相和儲層的研究取得了許多認識，尤其是對重點油區(qū)的延長油層組的沉積體系、油氣成藏機理以及油氣富集規(guī)律的分析，獲得了非常豐富的成果，各單位的研究人員對鄂爾多斯盆地的形成演化、中生界延長組的沉積體系、儲層特征和地層分布特征等方面進行了研究，對于延長組油氣富集、運聚成藏等方面取得了基本一致的看法[1]。

儲層四性關(guān)系是基于地質(zhì)研究與儲層特征、儲層測井曲線特征之間的對比分析，得出儲層巖性、物性、含油性與電性之間的內(nèi)在關(guān)系，并對油水層解釋和儲層評價提供重要依據(jù)[2-3]。目前國內(nèi)研究儲層四性關(guān)系主要是分析測井曲線、水分析資料和巖心分析化驗等資料，進行測井參數(shù)解釋模型的建立，計算有效儲層厚度并獲得油氣水層解釋標準，通過四性關(guān)系的研究，油氣水解釋的準確性得到了提高，并對相鄰區(qū)塊的油氣開發(fā)起到了指導(dǎo)和促進的作用[4]。

目前研究區(qū)針對延長組四性關(guān)系的研究成果較少，主要的儲層段為長6近油源分流河道砂體，砂體之間的切割和疊置可以形成良好的油氣運移通道，加之鼻狀隆起的構(gòu)造控制，造成長6油藏局部地區(qū)富集，在此基礎(chǔ)上形成不同的油氣有利區(qū)，為后期勘探開發(fā)指明方向。針對目前探明儲量計算提出的新要求，需要對低滲特厚層油水同層儲油的四性關(guān)系及其之間的關(guān)系進行研究，再認識有效儲層規(guī)模，為科學(xué)有效開發(fā)油藏提供技術(shù)決策依據(jù)。本次在基本沉積特征認識的基礎(chǔ)上，對靖邊油田的測井?dāng)?shù)據(jù)、錄完井?dāng)?shù)據(jù)、巖心分析和化驗資料等資料進行分析與整理，研究儲層四性基本特征及其關(guān)系，并得出本區(qū)儲層物性和含油性的電性解釋圖版，為后續(xù)探明儲量參數(shù)的確定提供了依據(jù)。

1 區(qū)域沉積特征

鄂爾多斯盆地中生界三疊晚期發(fā)育了一套沉積地層——延長組地層，且是石油形成的重要地層。湖盆演化過程中，晚三疊延長組整體發(fā)育一套灰色、灰綠色中厚層粉砂巖以及灰黑色泥巖，與下伏紙坊組、上覆富縣組或延安組具有假整合接觸。地層下部為河流沉積，主要巖性為中、粗砂巖；中部發(fā)育湖泊和三角洲相沉積，發(fā)育一套砂泥互層；上部為河流相砂泥巖沉積，盆地各區(qū)域地層厚度800～1 500 m不等。巖性韻律性變化明顯，多期旋回發(fā)育，在區(qū)域上這些變化有較強相似性，依據(jù)延長組中泥頁巖和煤線等地層標志及其測井響應(yīng)特征將延長組細分為10段(自上而下分別為長1—長10)，在早期湖盆開始初始沉降時形成長10組地層；長9、長8地層湖盆擴張加速；長7沉積時達到了湖盆發(fā)育的鼎盛時期，半深和深湖廣泛分布，發(fā)育大量水生生物，以此沉積形成了暗色泥巖和油頁巖——盆地中生界最好的一套生油巖，研究區(qū)內(nèi)大范圍發(fā)育的張家灘頁巖即屬于該時期沉積；在長6地層沉積時期，湖盆開始慢慢萎縮，從北至南盆地由河流逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)槿侵奁皆⑷侵耷熬壋练e，長6地層內(nèi)砂體的分布范圍廣，為延長組重要的產(chǎn)油層；長4+5地層沉積時期遭遇一次短暫的湖浸，湖盆在長3地層沉積期再次萎縮消亡。

2 儲層四性特征及四性關(guān)系研究

儲層四性關(guān)系即儲層巖性、物性、含油性和電性之間的內(nèi)在聯(lián)系。通過不同的測井曲線可以反映地層不同的巖性、物性和含油性，進而認識沉積相，劃分油水層。將電性特征與其他解釋模型結(jié)合在一起，可以更好地提高模型的符合率[5]。

2.1 巖性特征及與電性的關(guān)系

儲層巖性特征研究的關(guān)鍵是判斷砂巖類型，進一步可對巖石的碎屑組成、填隙物類型及含量、顆粒的膠結(jié)方式和排列方式以及巖石的磨圓度和分選性等進行研究，它們基本上決定了儲層物性的好壞。因此，儲層的這些巖石學(xué)特征決定了儲層的成巖作用、孔滲大小、孔喉結(jié)構(gòu)等，是研究儲層物性的基礎(chǔ)[6-7]。

研究區(qū)延長組巖石顏色較為均一，砂巖主要為淺灰色和灰褐色，泥巖為灰色或深灰色，這表明了沉積期整體為水下環(huán)境。長6油層組砂巖以灰色長石砂巖為主，另有少量巖屑長石砂巖，長石為主要碎屑組分，其次為石英，石英次生加大的情況普遍存在(圖1)；巖屑量變化大，主要為變質(zhì)巖，并含有少量火山巖，填隙物以濁沸石、綠泥石為主(表1)；結(jié)構(gòu)上以細粒為主，且顆粒的分選性好，顆粒間大多為線接觸和薄膜—孔隙式膠結(jié)；礦物成分成熟度相對較低。

表1 靖邊油田韓家溝區(qū)長6儲層巖石組分統(tǒng)計表Table 1 Statistical table of rock composition of Chang-6 reservoir in Hanjiagou area, Jingbian oilfield

巖性的變化在測井曲線上有較為明顯的反映，可以用來劃分儲集層，結(jié)合不同的測井曲線來指示巖性[8]。如研究區(qū)L6-06井(圖2)，深度1 330 m和1 370 m自然伽馬和自然電位高值，聲波時差值較大，對應(yīng)泥巖或者粉砂巖；深度1 330～1 370 m之間，自然電位負異常，自然伽馬和聲波時差值都相對較低，基本沒有波動；微電極顯示為低值、平滑，微電位值稍大于微梯度值，兩套測井曲線基本重合；聲波時差值在 240 μs/m 以上，則判斷主要為砂巖地層，且結(jié)合其他資料可判斷是否為含油儲層。

2.2 物性特征及其與電性的關(guān)系

根據(jù)靖探663、X18等20口井樣品常規(guī)物性分析結(jié)果，長6儲層物性較好：孔隙度主要分布范圍為8%～14%，平均孔隙度為10.2%，滲透率主要分布范圍為0.1～4 mD，平均滲透率為1.10 mD(圖3)。依照原石油行業(yè)的碎屑巖儲層物性劃分標準(表2)，研究區(qū)延長組多屬低孔、低滲和特低孔、特低滲儲層。

表2 碎屑巖儲集層孔隙度、滲透率分級標準(原石油行業(yè))Table 2 Classification criteria of porosity and permeability in clastic reservoir(origin petroleum industry)

滲透層以及儲集層中的夾層可以利用微電極曲線(ML)來識別，但在長6層較難應(yīng)用；聲波時差曲線(Δt)可以用來反映地層的孔隙度大小，是識別儲層的基礎(chǔ)測井曲線，且由于物性和含油性有較好的相關(guān)性，因此也可以側(cè)面反映地層含油性[9]。滲透性砂巖的聲波時差值一般為215～255 μs/m，且曲線較為平直；致密層一般為190～215 μs/m，對應(yīng)電阻率測井的高值(圖4)。

靖邊油田韓家溝區(qū)長6油層的聲波時差與巖心孔隙度回歸計算公式為:

Φ=0.181Δt-30.769(R=0.903)

(1)

式中Φ——孔隙度，%；

Δt——聲波時差，μs/m；

R——相關(guān)系數(shù)，此處相關(guān)性較好。

通常儲層的物性越好，其含油性也越好。

2.3 含油性特征及與電性的關(guān)系

由巖心數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析可知，靖邊油田韓家溝區(qū)長6油層組主要含油巖性為細砂巖。含油性巖心總長308.55 m，巖心含油級別油斑巖心和油跡巖心較多，熒光巖心少。油斑巖心總長度為113.72 m，占油氣顯示巖心總長度的36.86%；油跡巖心總長度為185.02 m，占油氣顯示巖心總長度的59.96%；熒光巖心總長度為9.81 m，占油氣顯示巖心總長度的3.18%。粉砂巖基本不含油，細砂巖含油級別有熒光、油跡和油斑級別。中砂巖的含油級別為油跡、油斑。巖性越粗，含油性越好(表3、圖5)。達到油跡級別的砂巖后經(jīng)壓裂試油也得到了含油情況驗證，試油獲1.1～13.2 t產(chǎn)油量。

表3 韓家溝油田新增探明儲量區(qū)塊巖心含油性分析情況統(tǒng)計表Table 3 Oil-bearing analyze of the new explored block in Hanjiagou oilfield

電阻率曲線隨含油性變化而變化，一般首選感應(yīng)測井曲線，因為相比于普通視電阻率曲線及側(cè)向測井，感應(yīng)測井曲線由于在地層中具有環(huán)狀電流線，使得地層的等效電阻并聯(lián)，所以可以更好地反映低阻油層。同時根據(jù)表4可知延長組地層水總礦化度在53.8～88.0 g/L之間，平均為75.12 g/L，從而可以判斷研究區(qū)儲層為淡水泥漿鉆進。此時油層出現(xiàn)減阻侵入特征，即深探測電阻率值高于淺探測電阻率值；水層出現(xiàn)增阻侵入，即淺探測電阻率值高于深探測電阻率值。

表4 靖邊油田韓家溝區(qū)長6地層水分析數(shù)據(jù)表Table 4 Analyze data of oilfield water of Chang-6 reservoir in Hanjiagou area, Jingbian oilfield

利用巖心分析和油層感應(yīng)電阻率和深淺電阻率的特征對應(yīng)分析(圖6)，并做出長6儲層的電阻率和聲波時差的交會圖(圖7)，發(fā)現(xiàn)油層的電阻率一般大于30 Ω·m，水層電阻率大于20 Ω·m，介于兩者之間一般為油水同層。

3 儲層參數(shù)解釋模型

利用“巖心刻度測井”方法，結(jié)合“四性”關(guān)系分析，分層位建立了研究區(qū)儲層參數(shù)的解釋模型[10-12]。首先進行巖電歸位，并劃分出地層小層，在此基礎(chǔ)上獲取資料點，且保持巖心的采樣密度大于7塊/m，選取較高質(zhì)量的測井曲線，且不同測井曲線應(yīng)該具有一定的相關(guān)性，對一單元層來說，取特定的測井參數(shù)，將其所求物性參數(shù)取平均值。在孔隙度、滲透率參數(shù)模型建立時，首先將物性參數(shù)與測井參數(shù)進行相關(guān)性分析，對組合關(guān)系進行優(yōu)選，同時要考慮地質(zhì)—物理意義，考慮測井曲線的使用是否可靠等因素，然后通過統(tǒng)計法最終建立儲層孔、滲測井解釋模型[13-15]。

3.1 孔隙度解釋方法

由于密度曲線對井眼敏感，受井眼影響容易失真，補償中子是測量地層含氫指數(shù)的測井方法，容易受地層中泥質(zhì)束縛水的影響，不能反映地層真實有效的儲集空間。聲波測井采用雙發(fā)雙收的測量模式，具有井眼補償功能，能反映地層孔隙度變化，其值較為穩(wěn)定，一般孔隙度計算均采用聲波時差曲線。

當(dāng)巖石骨架成分和孔隙中流體性質(zhì)已知時，Δtma、Δtf為常數(shù)，于是Δt和Φ即為線性關(guān)系：

Δt=AΦ+B

(2)

其中，A=Δtf-Δtma；B=Δtma。

通過10口井28個層點的檢驗，相對誤差6.43%。計算精度較高，獲得的計算結(jié)果可信。

3.2 滲透率解釋方法

對韓家溝區(qū)13口井522塊樣本長6段巖心物性分析數(shù)據(jù)歸位，利用巖心分析孔隙度、滲透率在半對數(shù)坐標中進行乘冪擬合，建立滲透率測井解釋模型(圖8)。在得知孔隙度的情況下，即可用下面的擬合函數(shù)求取對應(yīng)層位的滲透率。

K=0.001 6Φ2.331 7(R=0.710)

(3)

式中Φ——巖心分析孔隙度，%；

K——巖心分析滲透率，mD；

R——相關(guān)系數(shù)。

3.3 含油飽和度解釋方法

本次含油飽和度解釋采用測井法，即利用阿爾奇公式計算含油飽和度。計算中首先采用研究區(qū)塊樣品巖電實驗結(jié)果，記孔隙度分別為Φ1，Φ2…Φn，使各巖樣飽和水，測各巖樣電阻率Ro1，Ro2…Ron，計算各巖樣地層因素F1=Ro1/Rw，F(xiàn)2=Ro2/Rw…Fn=Ron/Rw。由此推出：F=Ro/Rw=a/Φm。

選用本地區(qū)典型巖樣，首先測量完全含水時的巖樣電阻率Ro，然后慢慢向內(nèi)部壓入石油，在不同的含油飽和度下測量其Rt值。得到一組Sw、Rt數(shù)據(jù)，得出：

I=Rt/Ro=b/Swn

(4)

從而：

(5)

式中So——含油飽和度，%；

Rw——孔隙中所含地層水的電阻率，Ω·m；

Rt——含油巖石電阻率，Ω·m；

a、b——巖性比例系數(shù)；

m——膠結(jié)指數(shù)；

n——飽和指數(shù)。

利用實驗數(shù)據(jù)，計算地層因素(F)和孔隙度(Φ)。經(jīng)回歸分析，其回歸關(guān)系為冪函數(shù)曲線(圖9)，方程為：

F=a/Φm=4.142 4/Φ1.282 6(R=0.930)

(6)

采用失水法試驗，測得這些樣品電阻增大率(I)和含水飽和度(Sw)，并進行回歸分析，發(fā)現(xiàn)具有冪函數(shù)關(guān)系(圖10)，方程為：

(7)

3.4 有效儲層下限

3.4.1 電性下限

由于不同含油性的儲層在電性上都有其表現(xiàn)特點，本次研究在儲層參數(shù)測井解釋模型的前提下，結(jié)合研究區(qū)各射孔段的試油、生產(chǎn)資料，最終對油層、油水同層段有效儲層確定了其電性解釋標準[16]。

資料采用79口井280個層點，圖版誤入0個點，誤出8個點。圖版符合率為97.1%。最終由采用的交會法確定了長6電阻率下限為18.5 Ω·m，聲波時差下限為213 μs/m。

3.4.2 巖性下限

儲層的巖性決定了是否具有較好的物性，而物性的好壞也決定了含油性的高低，因此，四性之間互相影響，互相聯(lián)系。

巖性較粗的地層物性好、含油性高。延長組油藏生產(chǎn)情況表明，目前工業(yè)產(chǎn)層巖性主要為細砂巖，巖性差于細砂巖的一般無工業(yè)油流。

3.4.3 含油級別下限

含油級別的劃分主要取決于含油面積的大小，可將其劃分為飽含油、含油、油浸、油斑和油跡五種類型。

取芯和錄井資料顯示，高于巖性下限具有油跡及油斑級含油級別，由于油斑級以上儲層基本能獲得工業(yè)油流，因此確定本區(qū)含油級別下限為油斑級。

3.4.4 物性下限

根據(jù)長6巖心含油產(chǎn)狀統(tǒng)計，儲層滲透率大于0.1 mD、孔隙度大于8%時，含油級別一般在油斑級以上，試油可獲油流，由此確定滲透率0.1 mD、孔隙度8.0%為長6儲層物性下限。

3.4.5 含油飽和度下限

采用延長組長6儲層10塊樣品巖電實驗結(jié)果，利用上文含有飽和度測井解釋方法求得：a=4.142 4，b=1.013 9，m=1.282 6，n=1.624 9。

地層水電阻率求取：當(dāng)?shù)貙铀碾妼?dǎo)率等于18 ℃的NaCl溶液的電導(dǎo)率時，通過計算等效NaCl總礦化度，由圖版查出地層溫度條件下的地層水電阻率，求得長6地層水電阻率為0.08 Ω·m；油層電阻率取深感應(yīng)電阻率平均值30.2 Ω·m，

將孔隙度下限值8.0%帶入式(5)得研究區(qū)長6儲層含油飽和度下限值為54%。

3.4.6 有效厚度下限

儲層有效厚度即為產(chǎn)油地層的厚度，一般利用孔隙度和滲透率下限來規(guī)范儲層的儲油能力，即儲層的有效厚度下限[17]。

研究區(qū)長6儲層有效厚度下限標準為：油層、油水層：Δt≥225 μs/m，Rt≥18.5 Ω·m；當(dāng)213≤Δt<225時，要求Rt≥187.25-0.75Δt。

4 結(jié)論

(1)綜合研究長6儲層的四性關(guān)系，發(fā)現(xiàn)巖性越粗的地層，其物性越好。細砂巖和中砂巖的孔隙度可達到8%以上，取芯分析發(fā)現(xiàn)，樣品的含油性較高，為油斑級別，且對應(yīng)地層實際生產(chǎn)已達到工業(yè)油流。分析測井資料發(fā)現(xiàn)，該深度地層對應(yīng)的聲波時差值基本大于200 μs/m，電阻率曲線值也相應(yīng)為高值。利用測井曲線可高效直觀地反映巖性、物性和識別油水層，建立參數(shù)解釋模型，可得到四性的下限值。

(2)結(jié)合測井曲線，得到靖邊韓家溝區(qū)油田長6儲層的巖性下限為細砂巖，物性下限為滲透率0.1 mD、孔隙度8.0%，含油性下限為油斑級別。

(3)利用四性關(guān)系得出孔隙度、滲透率及含油飽和度的解釋模型，并最終確定研究區(qū)域有效儲層電阻率下限為18.5 Ω·m，聲波時差下限為213 μs/m。