子长油田上三叠统长2油层组孔隙度研究

陈晓晶，刘 妍，王彦良

(1.西北大学地质学系 大陆动力学国家重点实验室，陕西 西安 710069;2.长庆油田公司第五采气厂，陕西 西安 710000)

子长油田上三叠统长2油层组孔隙度研究

陈晓晶1，刘 妍1，王彦良2

(1.西北大学地质学系 大陆动力学国家重点实验室，陕西 西安 710069;2.长庆油田公司第五采气厂，陕西 西安 710000)

鄂尔多斯盆地存在大量的低孔低渗透性油层，低渗透油层的孔隙细小、结构复杂，孔隙结构的复杂性对驱油效率的影响很大。分别对研究区的地质概况、四性关系及孔隙度解释模型进行分析，对研究区孔隙度进行评价。研究表明当孔隙度大于10%时，含油的岩心占98.5%，同时也说明当孔隙度小于10%时，岩心几乎不含油。对该区的研究结论是该区的孔隙度下限值为10.0%。

鄂尔多斯盆地;低孔低渗;孔隙结构;孔隙度;四性关系

各种不同类型的岩石均具有大小不等的孔隙和渗透性能。无论什么岩石，只要具备一定的孔隙性和渗透性就可以作为储集层［1］。岩石孔隙度评价的好坏关系到储集层物性评价的好坏，而储集层物性评价的好坏直接影响到储集层的评价，所以孔隙度是衡量储层质量好坏的一个重要参数指标，其分析计算值的正确性直接影响到含油饱和度、渗透率计算值的准确性，因此孔隙度的解释也就极其重要［2］。准确获取储层的孔隙度是进行地层解释和降低石油天然气开采工程风险的基础和关键。

鄂尔多斯盆地属于低孔低渗透性油层，低渗透性油层的孔隙细小、结构复杂、注水压力高、开发效果差，孔隙中界面压力、毛细管力等与高渗透油层存在很大差别，孔隙结构的复杂性对驱油效率的影响也很大。低渗透油层的流体分布、水驱油采收率等问题均与油层岩石的孔隙结构及微观驱油机理有关。因此深入研究低渗油层的孔隙结构，在此基础上研究微观流体分布规律，对提高低渗油层的原油采收率具有重要的意义［3］。

1 区域地质概况

1.1 区域构造背景

鄂尔多斯盆地构造形态总体为一东翼宽缓、西翼陡窄的南北向不对称大向斜矩形盆地。盆地内部构造相对简单，地层平缓，仅盆地边缘褶皱断裂比较发育。研究区大地构造位置处于鄂尔多斯盆地东部的陕北斜坡［4］(图1)。

图1 研究区地理位置图

陕北斜坡为鄂尔多斯盆地的主体部分，主要形成于早白垩世，为一向西倾斜的平缓单斜，坡降一般约为10‰ ～15‰，倾角不到1°。由西向东出露的地层依次由下侏罗统延安组转为上三叠统延长组。该斜坡断层与局部构造均不发育，以发育由差异压实作用形成的低幅度鼻状构造为主，且鼻状构造形态多不规则，方向性差，两翼一般近对称，倾角小于2°，闭合面积小于10 km2，闭合度一般为10～20 m。幅度较大、圈闭较好的背斜构造在该斜坡不发育。

1.2 油藏地质基本特征

本区长2油藏储层主要为三叠系延长组长2油层组长21砂层组(又称亚组)，长22砂层组仅在局部含油。储层岩性主要为长石细砂岩，次为长石中细砂岩，孔隙类型主要为粒间溶孔。油层有效孔隙度 0.7% ～19.1%，平均 14.1%;渗透率 0.7 ～83.8 ×10－3μm2，平均 9.8 ×10－3μm2。盖层为长1下部大套砂泥岩互层以及长21顶部泥岩和粉砂质泥岩，二者均为本区稳定分布的良好区域盖层。油藏圈闭类型为受岩性－物性控制为主、岩性和鼻状构造双重控制的构造－岩性油藏。全区构造面貌总体为一向东抬升的不规则鼻状构造，其对该区油气分布也具有十分重要的控制作用，鼻状构造区往往就是砂层较厚区与原油富集区。油藏驱动类型属具边－底水的弹性－溶解气驱油藏，边底水不十分活跃，其中主力油藏长21油藏主要为边 －底水层 －块状油藏，长22油藏主要为小型透镜体状岩性油藏。

2 研究区四性关系研究

储层四性(岩性、物性、电性和含油性)是岩石物理研究的基础。应用测井资料进行定性、定量的地质解释，必须以储层四性关系为基础。储层内岩性、含油性和物性之间即存在联系又相互制约，其中岩性起主导作用。岩石颗粒的粗细、分选的好坏、泥质含量和胶结类型等直接控制着储层物性变化，而储层电性是岩性、含油性和物性的综合反映。储层四性关系的研究是建立储层参数测井解释模型及油、气、水、干层定性解释与定量判别的基础［5］。

目前，储层四性特征及四性关系的研究，主要采用绘制取心井四性关系图、求取物性与岩性各参数的相关矩阵、交会图技术及对各种资料的统计、分析(岩心观察、试验分析、生产测试)等方法进行。

针对研究区的资料状况，本次研究是以取心井岩心分析资料为基础，综合应用物性与岩性各参数直方图法、交会图法等进行了四性特征分析和四性关系研究。

2.1 岩性特征分析

岩心观察和室内岩石薄片镜下鉴定结果分析表明，研究区长21油层组储层岩性主要为一套浅灰色、灰色、灰绿色块状细砂岩。其次为少量的粉细砂岩、中细砂岩及粉砂岩。

研究区长2储层有中砂岩、中细砂岩、细砂岩、粉细砂岩和粉砂岩，根据薄片粒度分析资料，本区主要储层岩性以细砂岩为主。

2.1.1 成分特征

研究区长2储层砂岩碎屑颗粒占72%～94%，平均为86.3%，以长石为主，其次为石英、岩屑、云母和少量的重矿物(图2)，其中长石含量为21% ～59%，平均为 49.57%;石英18% ～58%，平均为24.53%;岩屑含量一般为1% ～14%，平均7.74%，以变质岩岩屑为主，含少量的沉积岩和岩浆岩岩屑;云母一般为1% ～13%，最高可达26%，常发生泥化、水化，呈假杂基充填于粒间孔隙中;填隙物含量平均为8.80%。

2.1.2 结构特征

碎屑颗粒呈次圆－次棱角状，分选中等 －好，颗粒支撑，线接触或点－线接触，胶结类型为孔隙式或薄膜—孔隙式，偶见方解石呈嵌晶式胶结。填隙物含量为4%～30%，一般为5% ～16%，平均为 8.80%，成分主要为方解石(4.0%)、绿泥石(2.8%)，其次可见硅质(1.4%)、水云母(0.7%)，部分砂岩中还可见硬石膏和黄铁矿、菱铁矿、锐钛矿等重矿物。

图2 研究区长2储层砂岩主要碎屑成分含量图

根据岩芯观察及室内岩石薄片镜下鉴定结果，按照最新石油行业砂岩分类命名标准，研究区长2储层砂岩主要为长石砂岩(图 3)［6］。

图3 研究区长2储层砂岩分类三角图

2.2 物性特征分析

根据区内1317块样品的物性分析资料统计，研究区长2储层主要为一套低孔－低渗到特低孔－特低渗储层，物性变化较大、分布范围较宽，尤其是渗透率分布范围更宽，在统计分析时去掉了受裂缝影响的异常值，如296.23×10－3μm2。

研究区长 21段储层孔隙度为 1.46% ～19.4%，平均12.52%，分布范围较宽。研究区长 21储层物性差，孔隙度1.19% ～19.1%，平均12%左右，主要分布在10% ～18%之间，占样品总数的70%以上，孔隙度大于18%的样品数较少(图4)。

图4 究区长21储层孔隙度分布直方图

2.3 电性特征分析

根据研究区测井综合解释成果分析，标准测井项目中自然伽马(GR)结合自然电位(SP)曲线能较好的进行砂体储层判别，并可进行地层的划分，见图5。

其中自然伽马曲线和自然电位曲线对砂体的变化较敏感，感应电阻率、R4.0电阻率和微电极系曲线可以识别油气水层［7］。总体看来，测井解释与储层岩性物性分析及录井油气显示的吻合率较高。由图2－4可见:

① 泥岩层:自然伽马幅值高，自然电位靠近基线，孔隙度曲线跳变大，电阻率幅值较低。

② 砂岩层:自然伽马呈齿化箱形低值;自然电位呈显著负异常;声波时差高;砂体电阻率较大。

2.4 含油性特征分析

含油层自然伽马为低值;自然电位为负异常、幅度不高;声波时差值较高;电阻率上部较高、下部较低。

水层电阻率相对较低，深浅电阻率差异不大，自然伽马低值，自然电位负异常，声波时差较高(图6)。

图5 研究区449井长21地层电性特征

图6 研究区229井长21含油层段测井响应特征

3 研究区孔隙度评价及效果分析

3.1 研究区孔隙度解释模型的建立

本区用声波测井曲线和岩心分析孔隙度可建立求取孔隙度的测井解释模型。

岩心与孔隙度交会分析表明，研究区长21油层组声波时差与孔隙度之间有良好的正相关关系，可以利用声波时差曲线预测地层孔隙度［8］。

3.2 研究区孔隙度评价效果分析

根据研究区测井综合解释成果分析，砂岩层:自然伽马呈齿化箱形低值;自然电位呈显著负异常;声波时差高;砂体电阻率较大。含油层自然伽马为低值;自然电位为负异常、幅度不高;声波时差值较高;电阻率上部较高、下部较低。并且本区孔隙度测井系列的测井资料只有声波测井曲线，所以综合评价，该区的孔隙度评价方法应优选声波时差测井方法。

根据研究区孔隙度、渗透率样品分布图，将孔隙度的11.8%，820块样品中的97个样品丢失，确定孔隙度的下限值为 10.0%［9］。

研究区324块物性分析的孔隙度、渗透率与物性含油饱和度的统计表明，当孔隙度大于10%，含油的岩心占98.5%;渗透率大于 1.0 × 10－3μm2，含油的岩心占 96.6% ，同时也说明当孔隙度小于 10%，渗透率小于 1.0×10－3μm2时，岩心几乎不含油。

4 结语

本文主要对孔隙度的评价技术进行研究，分述孔隙度的诸多方法，利用相关软件绘制了研究区的电性和含油性测井响应特征图，详细的分析研究区四性关系特征，为准确的对研究区的孔隙度评价提供了依据。本文取得的主要成果和认识如下:

(1)本区长2油藏储层主要为三叠系延长组长2油层组长21砂层组(又称亚组)，长22砂层组仅在局部含油。储层岩性主要为长石细砂岩，次为长石中细砂岩，孔隙类型主要为粒间溶孔。

(2)油藏驱动类型属具边－底水的弹性－溶解气驱油藏，边底水不十分活跃，其中主力油藏长21油藏主要为边－底水层－块状油藏，长22油藏主要为小型透镜体状岩性油藏。

(3)研究区长2储层主要为一套低孔－低渗到特低孔 －特低渗储层，物性变化较大、分布范围较宽，尤其是渗透率分布范围更宽。

(4)根据研究区孔隙度、渗透率样品分布图确定出孔隙度的下限值为10%。

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Research on Porosity of Chang 2 Reservoir in Zichang Oil Field

CHEN Xiao－jing，LIU Yan，WANG Yan－liang
(1.State Key Laboratory of Continental Dynamics，Department of Geology，Northwestern University，Xi’an 710069，Shaanxi;2.No.5 Gas Production Plant，Petro China Changqing Oilfield Company，Xi’an 710000，Shaanxi)

Many of reservoirs in Ordos basin are in low porosity and permeability，which are characterized by small pore with complex texture.As complexity of pore texture has great influence on displacement efficiency，the paper makes an evaluation on the porosity of studied reservoirs by analyzing the geology condition，four－property relationship and interpretation model of porosity.The result shows that the proportion of oil－bearing core is 98.5%when the porosity higher than 10% ，and on the contrary，there are few oil－bearing cores when the porosity lower than 10%.The conclusion is the lower limit of porosity in this region is 10%.

Ordos basin;low porosity and low permeability;pore structure;porosity and four－property relationship

TE122.2+3

A

1004－1184(2013)04－0222－03

2013－03－18

陈晓晶(1990－)，女，宁夏吴忠人，在读硕士研究生，主攻方向:地质工程。