合水地区庄211区块长6储层评价

2015-12-20苏明健长庆油田第十二采油厂甘肃庆阳745400

化工管理 2015年11期

苏明健（长庆油田第十二采油厂，甘肃庆阳 745400）

合水长6油藏探明储量合139×104t，控制储量8873.9×104t，三级储量合计为9012.9×104t，储量规模较大。但由于合水地区属超低渗油藏区域，为提高合水地区的勘探开发水平，亟需对该油藏的优质储层及优质储层的平面展布进行预测。在一个地区要预测优质储层发育带，就要系统对其储层进行评价。为此开展“合水地区庄211区块长6储层评价研究”显得十分必要，为进一步油田开发提供可靠的地质依据。

1 油田地质特征

1.1 区域地质背景

本区所处的区域构造单元属鄂尔多斯沉积盆地陕北斜坡西南部。鄂尔多斯盆地地处中国东西两大构造单元的中间过渡带，它是一个古生代稳定沉降，中生代拗陷自西向东迁移，新生代周边扭动、断陷的多旋回克拉通盆地。中生代初期为大华北盆地的一个主体拗陷，至白垩纪演变为独立的内陆盆地，侏罗纪开始的燕山运动与盆地西缘发生大规模的推覆冲断，形成前缘拗陷，盆地东部整体抬升形成大型西倾单斜，奠定了现今的构造格局。

1.2 构造特征

合水地区区域上属陕北斜坡西南段，局部构造位于庆阳鼻褶带，构造形态为一个西倾单斜，整个区域范围未见完整的构造圈闭。地质分层自下而上从延长组至第四系地层发育相对完整。

2 储层评价

2.1 储层影响因素分析

影响储层发育的因素是多方面的，包括构造运动、沉积条件和成岩后生作用等宏观因素，还有岩石粒度、分选磨圆、结构构造和泥质含量等微观因素。通过对合水地区庄211区块长6段砂岩储层的岩心以及测井、生产资料研究，认为影响区内储层的主要控制因素可归纳为沉积微相、砂体厚度及成岩作用等等。

2.1.1 沉积微相对储层的影响

由于沉积条件和沉积环境的不同，所形成的砂体在粒度、分选、磨圆以及延伸方向上各具特色，造成不同沉积相所形成的砂体之间具有不同的孔渗特征，进而形成不同的储层类型。由沉积相平面展布图（图3-1）可知，本区长6油藏为浅湖沉积，其浊积扇砂体较为发育。

图3-1 长6沉积相平面展布图

从表3-1可以看出，浊积水道砂体厚度最大，砂体物性也较好，油井产液量也较高，尤其是研究区的东南部和中部，其高产井所占的比例明显较高，如徐214-3、徐211-9。两水道中间的地区，产液量相对降低，所形成的砂体厚度随之下降，储层物性变差。而水道边缘无论是砂体厚度还是砂体物性都明显最差，其油井产液量也最低。

表3-1 长6不同微相的砂体厚度、孔隙度与产液量

2.1.2 砂体厚度对储层的影响

较好的储层应该具有一定的有效厚度，而厚度的大小主要取决于沉积时的环境是否稳定，物源供给是否充足。图3-2为研究区长6砂岩厚度与孔隙度和产油量的交汇图，从图中可以看出，孔隙度与砂体厚度呈明显的正相关关系，即随着厚度的增大，孔隙度值也增大。这是因为，厚度大的砂体，在侧向和垂向上的连通性较好，分选一般也较好，原生孔隙较为发育，这是储层高产的有利因素。宏观方面，有效砂体越厚，其储集油气的体积也就越大，就越容易形成大面积、大厚度的油气储层，这也是储层高产的重要原因。

图3-2 长6砂体厚度与孔隙度、日产液量交汇图

2.1.3 成岩作用对储层的影响

研究区长6成岩现象丰富，主要的成岩作用有充填作用、压实和压溶作用、胶结作用和溶蚀作用等类型。其中对孔隙发育起建设性作用的主要是溶蚀作用，如粒间孔隙的溶蚀形成了扩大的次生孔隙，极大地提高了储层的孔隙度，这种增大的孔隙又对渗透率有着显著的提高，二者都是储层高产的重要控制因素。而各类自生矿物对粒间、粒内溶孔的充填作用则降低了储层的孔隙度，压溶、压实作用也阻碍了次生孔隙的形成，同时方解石的胶结作用则破坏了粒间孔隙的形成；与此同时，储层渗透率也呈数量级的降低，这些都是使储层变差的主要原因，也是储层低产的直接原因。

孔隙度和渗透率与日产液量呈明显的正相关关系，即随着孔隙度和渗透率的增加，日产液随着变大，见图3-3。可见，后期的成岩作用直接影响着砂体的物性，即溶蚀作用是储层高产的有利因素，而胶结作用，充填作用和压溶压实作用是不利于储层高产的。

图3-3 日产液量与孔、渗的交汇图

2.2 储层下限的定义

本文主要介绍相对渗透率曲线与毛管压力曲线叠合法来确定有效储层下限【1】。根据相对渗透率曲线，当水饱和度小于42%时，储层只产油，不产水;当水饱和度为42%-72%时，储层油水同产；当水饱和度大于68%时，水相对渗透率大于油相对渗透率;当水饱和度大于72%时，储层只产水，不产油。从而，可以将油相对渗透率曲线与水相对渗透率曲线的交点作为储集岩下限的标准，这个交点所对应的水饱和度是该储集层能否具有石油产能的标志。然后在毛管压力曲线上找出该点水饱和度所对应的孔喉半径，便为有效储层的孔喉下限，与此孔喉下限对应的渗透率和孔隙度就是有效储层的渗透率下限和孔隙度下限。通过图3-4可以得出有效储层的孔喉下限为0.25um，对应的渗透率下限为0.15md，孔隙度下限为9.5%。但考虑到该油藏为超低渗油藏，渗透率下限可定为0.1md，对应的孔隙度下限则降到9%。再结合测井等资料，确定出庄211区块长6储层下限标准(表3-2)。

图3-4 毛管压力曲线与相对渗透率曲线叠合法

表3-2 庄211区块长6储层下限标准

2.3 储层分类评价标准

前面通过定义储层下限，在研究区为我们寻找优质储层提供了基础条件，但为精确描述储层的优劣、好坏，还需对储层进行分类评价。储层的分类评价才是对储层整体储集能力的表达。通过储层分类与评价可以对优质储层提供预测。本文通过储层物性特征、沉积微相及岩性特征相结合，参考合水地区长6储层的实际情况，把研究区长6储集层分为4类。

I类储层在研究区分布较少，具有高的孔隙度和渗透率，孔隙度超过13%，渗透率大于2.0md；此类储层主要发育在浊积水道中；沉积物粒度大，以中砂岩为主，泥质含量低。

II类储层在研究区分布较广，具有中等孔隙度和渗透率，孔隙度在12-13%之间，渗透度在1.0-2.0md之间；此类储层也主要发育在浊积水道沉积微相中；沉积物以细砂岩为主，但泥质含量相对较高，胶结物主要为方解石胶结和硅质胶结。

III类储层在研究区也广泛分布，孔隙度在11-12%之间，渗透度在0.5-1md之间；此类储层主要发育在水道间沉积微相中；岩性特征以碳酸盐胶结物的含量增加最为明显。

IV类储层主要在研究区西北部分布，储层物性最差，孔隙度低于11%，渗透率小于0.5md；主要见于水道边缘沉积微相中；沉积物粒度最小，主要为粉砂岩，但碳酸盐胶结重，泥质含量较高。

2.4 优质储层平面展布

通过统计研究区各井的有效砂体厚度，作出研究区砂体有效厚度等值线图(图3-6)。由图可知，长6油藏有效砂体厚度较大的区域主要集中在研究区东南部，有效厚度大于24m，其中徐217-3、徐49-46、徐46-41井附近的厚度还超过32m。其次是中部徐209-5、徐211-9、徐210-7井附近，其厚度也都大于24m。有效厚度在研究区西北部边缘最低，有效厚度均小于16m。

通过有效砂体等值线图可以确定出研究区储层平面的分布情况，但有效厚度大的地方并非一定是优质储层，而有效厚度相对低的地方也并非差储层，这就要根据储层的分类评价标准来综合评价储层的好坏，即有效砂体厚度大并且储集物性又最好((I类)的地方才是优质储层发育区，而那些有效厚度大而储层分类评价却较差(III类)或者储层分类评价虽高但有效厚度却低的地方均不能成为优质储层【2】。通过前面的储层分类评价标准，对研究区各井的砂体进行分类评价，在有效砂体等值线图的基础上，对研究区长6油藏各类优质储层发育区进行预测(图3-6)。