富县北区块储层流体性质判识方法探讨

吴兴波，曹建康，聂 勇，郑凯文，蒋永福，祝建军

（中国石油化工股份有限公司河南油田分公司勘探开发研究院，河南郑州 450000）

富县北区块储层流体性质判识方法探讨

吴兴波，曹建康，聂 勇，郑凯文，蒋永福，祝建军

（中国石油化工股份有限公司河南油田分公司勘探开发研究院，河南郑州 450000）

鄂尔多斯盆地延长组是富县北探区最主要的产油层段。储层以长石砂岩和岩屑质长石砂岩为主，成岩作用较强，物性较差，使得常规测井解释储层流体性质判识难度大。此文采用孔隙度—含水饱和度交会图法和深、浅双侧向直观判别油气层法对区内储层的流体性质进行判识，并与实际试油结果对比，吻合度达80%，取得了较好的实际应用效果。

储层特征；流体性质判别；延长组；富县北区块

在富县北地区，由于成岩作用较强，储层呈低孔低渗的致密砂岩特征[1]，孔—喉配置关系复杂，增加了储层流体性质判别的难度。但是储层流体性质的判别是单井测井数字处理的根本目的[2]，且判识准确度直接影响后续勘探开发进程。据此本文就区内实际情况，尝试两种储层流体性质判别方法，探讨适用于区内的流体性质判别模式，为后续储层评价奠定基础。

1 储层特征

1.1岩石学类型

通过对钻井岩心的精细观察描述及镜下薄片的鉴定研究表明：富县北探区延长组储集层岩石类型以长石砂岩和岩屑质长石砂岩为主[3]，成分成熟度和结构成熟度中等～好，但塑性岩屑含量相对较高，导致埋藏期储层抗压实能力较差，颗粒变形强，粒间孔隙随埋深增加而减少，储层物性差[4]。

1.2物性特征

根据12口取心井1 280个砂岩样品的物性统计结果，延长组砂岩储层物性总体上以发育（特）低孔、（特）低渗为特征，仅在局部井段、局部层位存在相对高孔段（图1）。孔隙度主要分布在3%～ 12%之间，平均值为10.1%；渗透率的分布范围为0.01×10-3～ 10×10-3µm2，平均值为0.99×10-3µm2。试油和录井资料表明：区内储层显示丰富，产油层位显示级别可达油斑甚至油浸。

图1 延长组实测岩心孔隙度和渗透率频率分布直方图

1.3孔隙结构及储集空间类型

储层的储集空间类型以原生的残余粒间孔为主，次生溶孔为辅，偶见微裂缝。根据钻井、测井、录井以及岩心资料综合分析，表明：富县北地区延长组储层类型以孔隙型为主，偶见裂缝—孔隙型[3]。

1.4储层测井响应特征

区内砂岩储层在测井曲线上常常表现为低自然伽马，其值分布在25.16 ～ 80.59 API之间；自然电位呈现明显的“负异常”。受孔隙影响，与相邻致密层比较则存在相对较高的声波时差，甚至出现“跳波”；补偿中子相对较高，补偿密度则明显降低，其值范围为2.55 ～ 2.65 g/cm3。深、浅双侧向电阻率值相对致密围岩有明显降低（图2，1 590～ 1 598 m），其中深侧向电阻率值的范围分布在62.70 ～ 39.89 Ω·m之间，平均值为50.23 Ω·m，浅侧向电阻率值分布于61.85 ～ 32.21 Ω·m，平均值为49.86 Ω·m。

2 储层流体性质判别

碎屑岩储层流体性质的判别方法多样[5,6]，但根据区内实际地质情况和测井资料现状来看，孔隙度—含水饱和度交会图法以及双侧向直观判别油气层法在区内实际应用效果较好，油气层判识的准确度高。

2.1孔隙度—含水饱和度交会图法

2.1.1 理论基础

图2 F27井C8段储层测井综合解释成果图（1 590 ～ 1 598 m，油层）

储层流体性质的判别其根本在于判断储层中是否存在可动水。理论和实践证明，储层的孔隙度φ与束缚水饱和度Swi的乘积为一个只与岩石性质、孔隙结构有关的常数，基于经典的阿尔奇公式及其变形式可得如下结论：如果地层只含束缚水，此时孔隙度φ与含水饱和度Sw的乘积趋于一个常数；同时也说明，如果地层只含束缚水，在φ-Sw交会图中，数据点呈近双曲线分布特征[7,8]。对于上述规律，可以从两方面解释：其一，当储层含有可动水时，Sw＞ Swi，即对应同一个孔隙度值，交会点必然会跳离φ-Sw的双曲线；其二，由于可动水饱和度大小与孔隙度无关，交会点将不会简单地从一条双曲线跳到另一条双曲线，即只要储层含有可动水，必然导致φ-Sw交会图中数据点的无规律跳动从而破坏φ-Sw的双曲线关系，使得数据点在交会图上呈离散的特征。所以可以通过φ-Sw交会图中数据点的分布特征来判断储层是否含有可动水，从而达到判别储层流体性质的目的。

因此，在φ-Sw交会图中，如交会点呈近双曲线分布规律，说明储层只含束缚水，不含可动水，储层为油层；如交会点不呈近双曲线分布规律，说明储层含有可动水，储层为水层或油水同层。

2.1.2 实例

图3为W24井C2段储层测井孔隙度—含水饱和度交会图，图中交会点呈单边双曲线分布，说明该段不含可动水，测井解释含油饱和度为61.48%，同时结合现场试油资料（试油井段590 ～592 m，试采30 d，产油13 m3），故综合判别为油层。图4为F6井C7段储层测井孔隙度—含水饱和度交会图，图中交会点集中呈单边双曲线分布，且拟合曲线的形态标准，测井解释含油饱和度为61.82%，结合现场试油结果（试油井段882 ～ 884 m，试采30 d，产油7.4 m3）综合判别为油层[9-11]。而图5为W26井C3段（624 ～ 634 m）储层孔隙度—含水饱和度的交会图，图中的数据点整体偏向右上部，且相对散乱，无法拟合有效形态的双曲线，呈典型的水层特征，测井解释含水饱和度为86.24%，综合判别为水层。孔隙度—含水饱和度交会图法对本区延长组流体性质的判别较有效，与实际测试情况符合率较高[12]。

2.2双侧向电阻率直观判别法

2.2.1 理论基础

图3 W24井φ-Sw交会图（590 ～ 606 m）

图4 F6井φ-Sw交会图（878 ～ 887 m）

图5 W26井φ-Sw交会图（624 ～ 634 m）

由于深、浅侧向电阻率的探测深度不同，且二者受井眼影响程度接近，因此可以利用深、浅侧向视电阻率曲线的幅度差直观判断油水层。具体依据如下：深侧向所测得的电阻率为原状地层电阻率Rt，浅侧向主要探测侵入带地层电阻率Rxo。在油气层，侵入带孔隙空间中的油气部分被泥浆滤液所取代，导致侵入带地层电阻率降低，在双侧向曲线上表现为“正差异”，即Rt ＞ Rxo；在水层，若泥浆滤液电阻率大于地层水电阻率，深、浅双侧向呈“负差异”，即Rt ＜ Rxo；若泥浆滤液电阻率小于地层水电阻率，深、浅双侧向可能呈“正差异”或无差异[13,14]。

2.2.2 实例

图2是F27井C8段储层测井综合解释成果图，图示层段深、浅双侧向呈明显“正差异”，即Rt ＞Rxo，且具有较大幅度差，综合判定为油层。该段经压裂改造后，最高日产油2.6 m3，达到该区可采工业油流标准。图6是W26井C2段储层测井综合解释成果图，图示深、浅双侧向呈现一定幅度的“负差异”，即Rt ＜ Rxo。该井试油最高日产水4.1 m3，无油，综合判定为水层。

使用该方法需注意两点：（1）结合电阻率绝对值的大小综合判断。就区内而言，一般电阻率值要超过80 Ω·m，才可能是油气层；如果电阻率值太低，排除裂缝的影响，即使呈“正差异”，也应判断为水层。（2）考虑裂缝的影响。仅高角度缝在双侧向电阻率测井中呈“正差异”，低角度缝常呈“负差异”[15]。

另外，深、浅侧向在渗透层产生的幅度差与泥浆滤液侵入深度、Rmf/Rw（其中Rmf为泥浆滤液电阻率、Rw为地层水电阻率）及其大小有关。当泥浆滤液侵入深度超过深侧向探测范围时，深、浅侧向的视电阻率读数几乎一样，无幅度差；在水层中，如果Rmf/Rw比值增加，则水层的“负差异”幅度也增加，从而影响判识准确度。

储层的孔隙结构特征对储层的流体性质判别存在双重影响：当孔隙度一定时，孔喉半径越小，储层束缚水饱和度越高，地层电阻率就越低；若喉道越小，储层连通性越差，岩石的导电性能明显降低，则会造成地层电阻率偏高，在实际应用时都要充分考虑。

图6 W26井C2段储层测井综合解释成果图（506 ～ 517 m，水层）

3 结论

（1）孔隙度—含水饱和度交会图法和深、浅双侧向直观判别法判识储层流体性质在富县北探区砂岩储层段应用效果较好，与实际试油情况吻合度高。

（2）对于成岩作用较强的低孔低渗致密砂岩储层，其常规测井响应特征受影响因素较多，在进行储层流体性质判识时，需结合实际试油结果及相应的特殊测井资料等进行综合判别。

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Discussion about the Methods for Identification of Fluid Properties in the Fuxian North Block

WU Xingbo, CAO Jiankang, NIE Yong, ZHENG Kaiwen, JIANG Yongfu, ZHU Jianjun
（Research Institute of Petroleum Exploration and Development,Henan Oilfield Company,SINOPEC,Zhengzhou Henan, 450000,China）

Yanchang formation is the main oil producing layer in the Fuxian North Block in Ordos basin. The reservoirs consist of mainly feldspar sandstone and lithic feldspar sandstone, experienced with strong diagenesis, resulting in poor physical property. Therefore, it is very difficult to identify the reservoir fluid property with the conventional logging interpretation method. In this paper, the porosity-water saturation crossplot method and the DLL visual discrimination have been used to identify the reservoir fluid property, and the identification results have been compared with the actual testing results, having 80% agreement with the actual testing results. Good application results have been achieved by using these methods for identification of reservoir fluid property.

Reservoir characteristics; distinguish the fluid property; Yanchang Formation; Fuxian North Block

P631.8+1

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2014.04.075

1008-2336（2014）04-0075-05

2014-04-18；改回日期：2014-05-13

吴兴波，女，1985年生，工程师，硕士，主要从事测井地质和勘探综合研究工作。E-mail：wuxingbo73@163.com。