靖边东南部长2储层特征及储层质量评价

2014-06-17杨莎莎赵永刚刘晓娟陈莹杨勇

断块油气田 2014年2期

杨莎莎，赵永刚，刘晓娟，陈莹，杨勇

（1.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安710065；2.西安石油大学石油工程学院，陕西西安710065；3.延长油田股份有限公司永宁采油厂，陕西延安727500；4.延长油田股份有限公司直罗采油厂，陕西延安727500）

1 地质概况

研究区位于陕西省榆林市靖边县的东南部区域，构造上位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部（见图1）。该区长2 油层组砂岩储层发育河流相沉积体系，沉积时由于整个鄂尔多斯盆地构造抬升，湖盆收缩加剧，原先的三角洲已完全冲积平原化［1］。

勘探表明，长2 储层砂体横向展布以及储层物性严格控制着油藏的分布。油田开发动态资料表明，储集条件不同，油藏开发方案和开发效果存在明显的差异。本文通过对长2 储层特征、储层质量进行研究评价，为该区及其邻区的长2 储层进一步的勘探开发提供可靠的地质依据。

图1 研究区构造位置

2 地层特征与储层微相

2.1 地层特征

长2 油层组厚度为120.0～150.0 m，自下而上分为长23、长22和长21小层，长23厚度为50.4～65.7 m，长22厚度为40.4～60.1 m，长21厚度为33.9～56.8 m。研究区构造比较简单，在西倾单斜发育一系列主要由差异压实作用形成的鼻状隆起，无断层发育。

2.2 储层微相

长2 油层组是研究区主要产油层之一，其沉积环境主要为辫状河和曲流河，结合研究区的沉积和测井响应特征，确定长2 储层微相主要发育心滩坝和点砂坝，而高能水道心滩和叠置边滩砂体为其主要的储集砂体类型。

3 长2 储层特征

3.1 岩石学特征

根据岩心观察及薄片鉴定，研究区长2 储层岩性主要为灰色中细粒长石砂岩，见少量岩屑长石砂岩（见图2）。在砂岩碎屑中，石英、长石、岩屑的平均体积分数分别占21.0%，47.0%，6.0%。岩屑以变质岩为主，喷发岩其次，沉积岩较少，云母体积分数较高，平均可达5.7%。颗粒分选总体较好，大多具有细粒—中粒结构，少量粗粒结构和细粉砂结构。颗粒以次棱角状为主，颗粒间多为点-线接触，少量凹凸接触。填隙物主要为铁方解石，体积分数达到11.0%，其次为高岭石、绿泥石、浊沸石、硅质和长石质。胶结类型以薄膜-孔隙式为主，部分为孔隙式和孔隙-加大式。

图2 靖边东南部长2 储层岩石类型

3.2 物性特征

根据大量岩心样品物性测试成果分析，研究区长2 砂岩孔隙度主要分布在9.00%～18.00%，平均孔隙度为12.58%，主区间为12.00%～15.00%，约占样品总数的28%。渗透率分布比较分散，最小值为0.01×10-3μm2，最大值可达200.30×10-3μm2，平均值为34.52×10-3μm2。研究区长2 储层主要为中—低孔、中—低渗储集层，部分地区为特低渗储集层。

3.3 孔隙类型

通过岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜分析，统计显示研究区长2 储层孔隙类型以原生孔隙为主，也有次生孔隙发育。其中，最主要的为残余粒间孔，约占总面孔率的81%以上，其次为长石溶孔，约占总面孔率的15%，少量岩屑溶孔，约占总面孔率的4%。孔隙形态多呈不规则状，少数呈似多边形或似三角形，孔径一般集中在0.05～0.35 mm。

3.4 孔隙结构特征

储层的孔隙结构特征直接决定着的储层储渗能力和物性下限值［2-4］。通过研究区长2 砂岩样品压汞试验，测得排驱压力0.07～0.29 MPa，中值压力0.18～2.31 MPa；最大孔喉半径相对较大，为6.14～9.95 μm，中值半径0.11～4.08 μm，毛细管压力曲线有略明显台段、略粗歪度，说明储层砂岩孔喉连通性较好，且分选性较好。孔喉分选系数2.43～3.51，变异系数0.25～0.38，也反映出这一孔隙结构特征。

4 储层质量评价

4.1 评价思路

对储层质量进行综合评价的目的是寻找油气富集区，从而提高油田的开发效益。目前，储层质量评价的方法有很多，总体上分为定性评价和定量评价2 大类。储层的定性评价在勘探阶段应用较多，由于受资料所限，往往根据孔隙度、渗透率及孔隙结构参数，对储层进行评价和分类［5］。定性评价结果是初步和大略的［6］。能够用于储层分类评价的指标涉及岩性、岩相、物性、电性、含油性、成岩作用、孔隙结构、非均质性等多项内容。储层定量评价就是在储层评价参数选取的基础上，对影响储层性质的多个因素进行综合评价，从而得到一个综合评价指标，并据此对储层进行分类［7］。也有人利用存储系数［8-10］、地层系数［11-12］和流动带指数［13-15］这3 个地质参数，对储层质量进行评价。

为了提高储层评价的准确性，本文采用多因素综合评价的方法对长2 储层进行了更为有效的评价。其评价思路是在对存储系数、地层系数以及流动带指数这3 个宏观的关键单因素分别进行评价的基础上，再结合实验分析得出的微观参数，建立储层的分类标准，对储层进行多因素综合评价，将长2 储层分为4 大类。

4.2 关键单因素评价

4.2.1 存储系数评价法

存储系数（φh）是一个定量评价储层储集能力的指标。存储系数越大，储层的存储能力越大。应用存储系数评价储层，可以更直观地筛选出有利油气富集区。

图3 长2 储层存储系数分布

通过对研究区长2 储层存储系数统计分析发现，在小于1.4 的范围内，分选程度较差（见图3）。以存储系数的累积频率曲线作为依据，对研究区长2 储层进行分类，根据累积频率在75%与25%处对应的存储系数将长2 储层划分为3 类（见表1）。

4.2.2 地层系数评价法

根据达西定理，地层系数（Kh）越大，油井的单井产量越高。应用地层系数对储层进行评价，可以直观地筛选出油气相对高产区。

通过对研究区长2 储层地层系数统计分析，其地层系数多数小于50，少部分大于100，其余分布比较平均（见图4）。以地层系数的累积频率曲线作为依据，对研究区储层进行分类，根据累积频率75%与25%处所对应的地层系数将长2 储层划分为3 类（见表1）。

表1 研究区长2 储层单因素评价划分标准

图4 长2 储层地层系数分布

4.2.3 流动单元分析法

流动带指数（FZI）分析法被广泛应用。其数学表达式为

式中：φZ为标准化孔隙度；K 为渗透率，10-3μm2；φ 为孔隙度。

研究表明，FZI 越大，储层越好；反之，则储层越差。本次研究应用流动带指数分析法，在地层划分的基础上，主要从平面上对长2 储层的流动单元分布规律进行研究。该储层的流动带指数集中分布在1.3～1.7（见图5）。以流动带指数的累积频率曲线为依据，研究长2 油层组储层的流动单元。

根据累积频率75%与25%所对应的流动带指数，将研究区长2 储层划分为3 类（见表1）。

4.3 综合评价

储层综合评价是在对存储系数、地层系数以及流动带指数3 个关键单因素评价的基础上，结合压汞实验分析数据和薄片鉴定结果，并借鉴前人研究成果，将研究区长2 储层分为4 大类，对各单因素评价成果的A 类储层的平面分布规律进行综合研究。

Ⅰ类储层：指结合前面的关键单因素评价成果，存储系数、地层系数、流动带指数均属于A 类，排驱压力小于0.25 MPa、中值半径大于0.325 μm、面孔率大于9.5%的储层。这类储层不仅孔渗较高，而且砂体厚度大，非均质性较弱，为研究区最好的储层。

Ⅱ类储层：指存储系数、地层系数、流动带指数3项指标中至少有2 项属于A 类，排驱压力在0.25～0.60 MPa 范围内、中值半径在0.100～0.325 μm 范围内、面孔率在5.2%～9.5%范围内的储层。这类储层为研究区较好的储层。

图5 长2 储层流动带指数分布

Ⅲ类储层：指存储系数、地层系数、流动带指数3项指标中至少有1 项属于A 类，排驱压力0.60～1.15 MPa、中值半径0.050～0.100 μm、面孔率2.0%～5.2%的储层。这类储层为研究区相对较差的储层。

Ⅳ类储层：指存储系数、地层系数、流动带指数3项指标中没有1 项属于A 类，且排驱压力大于1.15 MPa、中值半径小于0.050 μm、面孔率小于2.0%的储层。这类储层为研究区的差储层。

根据上述分类标准和评价方法，以及前面所述的储层岩石学特征、储层物性特征、孔隙结构特征，绘制了长2 储层分类评价平面图（见图6），4 类储层的分布均受控于沉积相，Ⅰ类、Ⅱ类储层一般分布于砂体厚度较大，连续性较好的河道中心相带，Ⅲ类储层一般分布于河道侧翼部位，Ⅳ类储层分布在砂体沉积较薄，靠近泛滥平原的区域。

由图6可以看出，研究区长2 储层以Ⅲ类储层为主，其次为Ⅳ类储层，Ⅱ类和Ⅰ类储层分布较少。其中，Ⅰ类储层呈团块状分布于JT9 井区、JT296 井区和J12551-02 井区，单个面积均较小，占总有效储层面积的1.47%； Ⅱ类储层呈片状分布于JT82、JT8、JT28 和JT297 井区，占总有效储层面积的14.45%，其中，JT297井区的面积最大；Ⅲ类储层呈大面积连片展布，占总有效储层面积的48.46%；Ⅳ类储层呈镶边状分布在Ⅲ类储层边缘，占总有效储层面积的35.62%。

通过计算测井解释得到的油层厚度并绘制平面图后，与储层分类评价图叠合（见图6）。可以看出，油层厚度在10～15 m 范围的井都分布在Ⅱ类储层里，油层厚度大于15 m 的井大部分分布在Ⅰ类储层里。由此可见，用本文的储层分类评价标准对靖边东南部地区长2 油层组进行储层分类，具有一定的准确性。