鄂尔多斯盆地白豹地区长6储层油水识别及影响因素分析

巨银娟，张小莉

(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)

1 区域概况

白豹地区位于陕北斜坡一级构造单元中西部，其主力含油层系延长组长6段为一套三角洲前缘-深湖半深湖相沉积，纵向上多期砂体迁移叠置，单层砂体延伸不远就减薄尖灭[1-5]。与此同时因白豹长6段地处三角洲前缘前端斜坡部位存在大量因重力滑塌而不规则分布的滑塌沉积体[6-7]，大大增加了储层的非均质性和评价难度。

研究中发现白豹长6段油、水测井响应特征复杂多变规律性差，导致实际工作中误解释油水层的现象时有发生。为了提高对分异特征不明显的油水同层、低阻油层、高阻水层的测井解释符合率，有必要详细分析影响储层测井响应特征的各个因素及其作用机理，针对性的选取包含主要影响因素的测井参数及组合参数来判断储层流体性质，形成一套合适目的层的油水层解释标准和测井评价方法。

2 白豹长6储层测井特征影响因素

2.1 粘土成分及胶结作用

根据铸体薄片和扫描电镜的微观照片，白豹长6储层填隙物中泥质为以绿泥石和伊利石为主要成分。其中桥搭式或发丝状伊利石将剩余粒间孔分割成若干微孔，复杂了孔隙结构加剧了微观孔隙的非均质性。岩石颗粒表面自生的绿泥呈微小竹叶状依附岩石颗粒表面生长形成向粒间孔方向的凸凹不平绿泥石膜，不但减小了原生粒间孔隙大小，同时增加了岩石颗粒表面的薄膜滞水能力，造成储层孔隙度减小而束缚术饱和度增加(见图1:4)。

长6段由泥质杂基压实脱水的重结晶和从原生孔隙水中沉淀出矿物质将松散碎屑胶结的成岩作用较为复杂，具体有:(1)石英的次生Ⅰ级加大据薄片鉴定资料统计由石英次生加大减少的孔隙度为1%～2%，对岩石总孔隙度影响不大，但对缩小喉道、降低渗透率有较大影响;(2)早期粒状方解石胶结物重结晶为连生含铁方解石(见图1:6)，白云石环边胶结作用所需的还原环境与白豹地区长6沉积期深湖底滞留性的弱碱性、弱还原的孔隙水流体中条件相一致[8-9];(3)早期绿泥石环边胶结作用形成厚 0.01～0.02 mm的竹叶状绿泥石膜(图1:4)，占据部分原始孔隙;同时由于绿泥石沉淀后继续生长到自生石英的沉淀增强了岩石的抗压实-压溶能力，从而使砂岩的原生孔隙、次生孔隙和喉道得以保存而有利于储层发育。由于原生孔隙多被粉晶白云石胶结物和第一、二世代绿泥石充填，以发育剩余原生粒间孔为主，同时也存在次生粒间孔、剩余次生粒间孔、粒内溶孔、铸模孔等次生孔隙。

以上三种胶结作用对储层物性的贡献是建设性与破坏性并存，只是不同作用时期和作用阶段对储层物性的贡献效果有所区别，整体使得储层孔隙结构向微、细吼道复杂化方向发展。

2.1 储层不稳定成份含量高，孔隙结构非均质性强

根据铸体薄片和扫描电镜分析，长6储层中长石和岩屑含量高而石英含量少(见图2)，储层岩性为岩屑砂岩或长石质岩屑砂岩，成岩矿物的不稳定性有利于岩屑砂岩在地下水作用下溶蚀形成粒间溶孔和粒内溶孔，在一定程度上复杂化了孔隙结构。

图2 白豹长6岩性成份图

根据压汞数据统计其孔喉分布直方图显示没有明显的单峰或多峰特征，分选系数在1.7～4.4，孔喉半径整体较小不存在某一孔喉半径分布上的明显优势;进汞曲线呈较陡的“斜坡”型没有大量进汞的“近平台”型特征，压汞曲线的排驱压力较高而退汞效率低(见图3)，这些特征都说明孔喉分选性较差，微、细孔隙网络占相当比例，进一步加剧孔隙结构的非均质性，微孔隙发育造成储层“不动水”含量增加，增大岩石的导电能力，容易形成一些低阻显示的油层和油水同层。

图3 白豹长6压汞曲线图(7口重点井)

2.3 地层水矿化度高

白豹长6储层矿化度在100～140 g/L之间整体较高，经统计白豹各井长6段地层水总矿化度，在华池、上里塬、白豹等区域矿化度高达140 g/L，在乔川、悦乐、坪庄为地层水矿化度小于80 g/L的区域，其他区域介于两者之间，由此可看出研究区内不同区域地层水矿化度差异相当大。纵向上从长61—长63矿化度逐渐变小，作为主力产层的长63相对电阻率偏高与其矿化度较低有关，如果在长6层段内上下用同一油水解释标准极有可能将高电阻率水层误解释为油层，因此考虑矿化度因素“因地制宜”的改变解释标准对该储层十分必要。一般来讲当物性相当时，油层电阻率与区域地层水变化呈明显负相关，即地层水矿化度高储层电阻率下降。

3 含油性测井评价

由于研究区目的层低渗孔隙结构复杂、油水分异差，只靠测井响应特征、曲线重叠法以及常规交会图容易漏失或者误解释一些油水同层[10-14];因此本部分充分利用该层位已有试油点信息，从物性和含油性的角度入手拟合新的组合测井参数，通过两步交会图技术逐次对其复杂油水关系进行判别分析。

3.1 △t×(1-△GR)×(Usp/SSP)与Rt交会图

考虑到储层物性受泥质含量、致密程度和孔渗性能共同影响，因此制作综合反映储层特征的测井参数:△t×(1-△GR)×(Usp/SSP)与反映地层含油性的深感应测井电阻率(Rt)交会图。59口井长6段76个试油数据，结果显示该交会图较理想直观的区分本区油、水层(见图4)。除6个油水同层数据点外其他71个数据点都符合能先区分油、水层的目的，符合率高达93.42%，根据资料点分布将交会图可分为:油层(油水同层)区、非油层区、异常区(致密油层和低阻油层)，具体分析如下:

1)油层区

该区储层物性较好，USP/SSP整体比较高，而泥质指数△GR在0.54以下，声波时差数值220～250 μm·s，组合参数均大于52，本区油层电阻率数值范围为26～63.78Ω·m，表现为中、高电阻率。

2)非油层区

油层区的下方和左方区域都属于非油层区，储层物性综合参数在小于140的范围内均有分布，可见储层物性条件与流体性质没有必然相关性，只是提供了可能储集油气的条件，而是否能成为油层或油水同层更多的决定于后期的藏成条件和期次等储运配置关系;电阻率整体偏低，都在低于33Ω·m以下的范围内。

3)异常区(低阻油层和致密油层)

两个低阻油层为电阻率低于26Ω·m储层物性参数特征优良，分析认为这两个油层的低阻是因为对应层位地层水矿化度高，虽然含油性好但其储层岩石内壁束缚水因高的矿化度形成连通的导电网络使其电阻率依然较低，表现为与常规的高阻油层不同。另外异常特征的还有电阻率大于50Ω·m的一个致密油层和两个油水同层，这是三个含油性好但致密的储层其泥质指示参数△GR平均值高达62.53%，说明，渗透性USP/SSP和声波时差值为一般低值，说明其异常主要原因为泥质含量高。

图4 长6段△t×(1-△GR)×(Usp/SSP)与Rt交会图

3.2 AC与RⅠLD交会图

鉴于Rt与△t×(1-△GR)×(Usp/SSP)交会图对油层、水层有区分，因而在下一步的交会图中将已判别分析出的油层及部分油水同层剔除。以期进一步细化区分水层、干层及个别油水同层(见图5)，分析认为之所以水层、干层及个别油水同层的区分能力有限是因为储层传波性能差异导致，故选用反应储层致密程度的声波时差AC与反映流体性质的深感应电阻率RⅠLD制作交会图。16个数据点除过一个油水同层和一个水层外，其它14个的水层、干层、油水同层分异效果明显，符合率为87.5%。

(1)水层:低电阻较高声波时差特征，电阻率低于20Ωm、声波时差值大于226 μs/m，，表现为孔渗较好的高矿化度、高束缚水矿化度特征。

图5 长6段AC与Rt交会图

(2)干层:电阻范围比较大在5～55Ωm之间，但其声波时差都小于225 μs/m，为中低电阻率、低声波时差特征，表现为传波能力很好的致密层，

(3)油水同层:AC-Rt交会图对近水层的油水同层与干层、水层有较好的区分效果。电阻率集中在高于22Ωm、声波时差大于226μs/m的区域，一些油水同层点落在与这两个区域临近的边界处，试油结论考察得到这几个试油点产量均不高，因此其性质显示与水层接近。

4 结语

1)白豹长6储层油水测井响应特征受粘土含量高、胶结作用强、孔隙结构复杂非均质性强、地层水矿化度整体较高且平面分布差异大等因素的影响。

2)选用综合反映储层物性特征的组合参数(△t×(USP/SSP)×(1-△GR))与深感应曲线LⅠD(地层真电阻率Rt)制作交会图，理想区分了油层与非油层;在此基础上进一步制作AC-Rt交会图可将水层、干层和个别油水同层逐次区分，达到成功定性解释油水层的目的。

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