渤中2油田东营组油层有效厚度下限确定方法

李文湘，汪瑞宏，崔云江

（中海石油（中国）天津分公司渤海油田勘探开发研究院，天津塘沽300452）

1 问题的提出

油层的有效厚度是指在目前的技术和工艺条件下具有产油能力部分的厚度，是计算油气地质储量的一个重要参数［1］。研究有效厚度的基础资料主要有岩心、试油和测井等资料，但由于存在多解性，由单一方法确定的下限只能单方面反映储层的特征，往往采取多种方法互相验证，来综合确定储层的有效厚度下限［2］。渤中2油田位于渤海海域石臼坨凸起南部断阶带上的断层下降盘，为受控于断层的半背斜构造。油田的主要目的层为古近系东营组的东二下段，由于BZ1井的目的层段在钻井过程中井况复杂，测井作业是在泥浆浸泡15天后进行的，导致电阻率测井数值因受到高矿化度泥浆侵入的影响明显降低，电阻率测井值与BZ2井相比降低了一半左右，给测井解释和流体判别带来了困难。本文通过自然电位相对值与深、浅侧向电阻率差值的比值法较好地识别出油层，并采用含油产状、测试、最小流动孔喉半径等方法综合确定了渤中2油田的油层有效厚度下限标准。

2 储层特征

2.1 岩性特征

根据岩心、壁心、岩屑观察，结合薄片鉴定等研究成果综合分析，渤中2 油田东营组储层岩性以细砂岩、粉砂岩为主，少量的岩屑长石砂岩，矿物成分主要为石英、长石和岩屑，石英含量32.0%～47.0%，平均42.3%，长石平均含量44.3%，岩屑平均含量13.2%。测试或流体取样证实的油层对应的岩心和璧心岩性为细砂岩及以上级别。

2.2 物性特征

对东营组进行了200余块岩心样品的常规孔隙度、渗透率分析，孔隙度分布范围5.5%～29.4%，平均值19.9%，渗透率分布范围（0.01～541.5）×10-3μm2，平均值为14.5×10-3μm2，测井解释的孔隙度主要分布在6.7%～27.0%、平均孔隙度20.2%，渗透率主要分布在（0.1～502.9）×10-3μm2的区间内，平均渗透率49.6×10-3μm2，属于中孔低渗的储层。储层毛管压力曲线以中-细歪度为主，排驱压力0.128～0.992 MPa，饱和度中值压力0.611～8.637 MPa，平均孔喉半径0.189～2.215 μm。

将东营组岩心分析的孔隙度和渗透率经覆压校正后，对其相关关系进行了拟合分析，两者间呈现较好的线性正相关关系，反映出储层的基质孔隙发育较好，对应的孔喉间的连通性也较好。

2.3 油、水层判别

由于受高矿化度泥浆侵入的影响，油层电阻率值偏低，水层深电阻率基本小于6Ω·m，在6～10 Ω·m 的范围内存在含油水层、油水同层和油层，经过分析认为，大于6Ω·m 的水层主要处于异常高压段，电阻率受泥浆侵入影响较小而使得水层电阻率也较高，与这部分水层相比，油层具有深、浅侧向电阻率差异较大，自然电位值相对较低的特征。因此，引入了自然电位相对值与深、浅侧向电阻率差值的比值［ΔSP／（RD-RS）］进行油水层判别，自然电位相对值计算公式为：ΔSP＝SP测量／SP水层，当深电阻率≥6Ω·m，［ΔSP／（RD-RS）］≤0.5时，对应为油层（图1），通过这个标准可以较好地识别出油水层。

图1 渤中2油田油层判别电性图版

3 有效厚度下限确定

3.1 “四性”关系

研究区东营组目的层为常规的砂岩储层，其岩性、物性、含油性和电性间有一致的变化关系，从该油田岩心的岩性、含油性与物性间的关系图（图2）可以看出，中-细砂岩对应的物性好，粉砂岩及钙质胶结的细砂岩对应的物性较差，测井响应特征与岩心物性分析结果的对应关系较好，岩心的含油性随着物性的变好而变好。物性好的储层，岩心及壁心的含油性好，在测井上显示为低自然伽马、高声波时差、低密度和高自然电位；随岩石的粒度变细，泥质含量增加，物性和含油性均变差，对应的各种测井响应特征均有一定范围的变化。

3.2 岩性法

渤中2油田的岩性主要为细砂岩和粉砂岩，根据岩石和壁心描述及薄片分析资料制作的不同岩性对应的孔隙度和泥质含量交会图（图3），在孔隙度≥16%，泥质含量≤20%范围内对应的岩性为细砂岩及以上级别，范围之外为粉砂岩、灰质细砂岩和灰质粉砂岩。同时，取资料证实的油层对应的岩性也为细砂岩及以上级别，岩心含油性为油斑及以上级别，因此，将岩性下限定为细砂岩，含油性下限定为油斑。

图2 渤中2油田“四性”关系图

3.3 测压法

由于海上油田的作业成本较高，一般不特意测试干层，很难获取界限层的资料，地层压力测试资料可以较好地反映储层连通性、流体性质及储集物性，如果地层物性较好，较易形成泥饼，压力恢复也较快，一般可以获得有效的压力数值；当地层渗透性不好时，地层压力不能及时传导，导致测压失败或获得压力数值无效［3］。在测试和测压点反映的地层渗透性与测井解释对应的孔隙度与泥质含量关系图上，测压渗透点大多分布在孔隙度≥16%，泥质含量≤20%的范围之内。

3.4 最小流动孔喉半径法

图3 岩性和测压法确定有效厚度下限图版

岩石的孔隙及喉道是油气储集和流动的空间和通道，储层的微观孔隙结构直接控制着储层物性及含油性的好坏，在一定压差下，原油能否从岩石中流出取决于喉道的粗细，即孔喉半径的大小。因此，通过研究这种既能储集原油又能使原油渗流的最小孔隙通道（即最小流动孔喉半径）来确定储层物性下限，具有一定的合理性。

利用压汞法毛管压力资料确定的平均孔喉半径与孔隙度及渗透率的关系图（图4）可以看出，孔隙度和渗透率均随着孔喉半径的增大而增大，充分说明孔隙结构决定着储层物性的好坏，可以通过确定储层最小流动孔喉半径来确定储层的物性下限［4-6］。

图4 孔隙度和渗透率与孔喉半径关系

利用渗透能力分布法确定储层最小流动孔喉半径方法为：利用东营组岩心分析得到的毛管压力曲线及对应的孔隙度和渗透率，将所有毛管压力资料进行J函数处理，使所有毛管压力曲线平均为一条能代表油藏特征的平均毛管压力曲线，然后以等对数孔喉半径间隔为单元，计算每个单元的渗透能力贡献值，当累积渗透能力贡献值达到99.9%以上时，所对应的孔喉半径为最小流动孔喉半径，计算表明，累积渗透能力达到99.9%以上时，油藏对应的孔喉半径为0.363μm，对应的孔隙度为16.5%，渗透率为1×10-3μm2。

4 结论

（1）渤中2油田主力油组东营组储层岩性主要为细砂岩和粉砂岩，属于中孔低渗储层，在研究了本区岩石物理特征的基础上，利用岩心分析、试油和最小流动孔喉半径等方法综合确定了油层的有效厚度下限。

（2）该油田存在部分低阻油层，常规方法难以识别，在解释时采用了自然电位相对值与深、浅侧向电阻率差值的比值结合进行判别，应用效果较好，这是渤海油田识别低阻油层较为有效的方法之一。

（3）确定有效厚度下限的方法很多，但每种方法只是反映了储层的一方面特征，具有多解性。本油田资料录取丰富，采用多种方法综合确定了有效厚度下限，并互相验证，以确保结果的可靠性，这些下限被用于测井解释结论的判别和储量评价，得到了较好的应用效果。

［1］ 洪有密.测井原理与综合解释［M］.东营：石油大学出版社，1993：1-25.

［2］ 杨通佑，范尚炯，陈元千，等.石油及天然气储量计算方法［M］.北京：石油工业出版社，1990：31-50.

［3］ 徐锦绣.渤海地区电缆地层测试应用效果分析［J］.中国海上油气，2008，20（2）：106-110.

［4］ 张审琴.最小流动孔隙喉道半径法确定物性下限在油砂山油田的应用［J］.青海石油，2004，22（4）：44-46.

［5］ 郭睿.储集层物性下限值确定方法及补充［J］.石油勘探与开发，2004，31（5）：140-143.

［6］ Wardlaw N C.Mercy capillary pressure curves and the interpretation of pore structure and capillary behavior in reservoir rocks［J］.BCJP，1976，24（2）：1274-1342.