王窑南区长6段储层参数及有效厚度下限研究

康冬菊



王窑南区长6段储层参数及有效厚度下限研究

康冬菊

(广州海洋地质调查局 国土资源部海底矿产资源重点实验室，广东 广州 510075)

王窑南区长6段储层是石油勘探开发的重要层位，优化目的层位储层参数解释模型及确定储层有效厚度下限，能对储层特征进行定量评价和避免有效厚度漏失。本次研究通过薄片鉴定、取芯、测井等资料对研究区目的层位的“四性”关系进行了研究，认为长6储层发育高自然伽马砂岩，其在测井响应特征方面与邻近常规储层有一定的差异。因此分别对常规储层和高伽马储层建立泥质含量、孔隙度、渗透率及含油饱和度等油层参数的解释模型，提高了储层参数计算精度；并结合试油及测井资料确定了长6油藏有效厚度下限标准：孔隙度为10.4%，电性下限声波时差为218 μs/m，电阻率为10 Ω·m，为王窑南区进一步开发提供了科学依据。

王窑南区;长6段;四性关系;高伽马储层;储层参数；有效厚度下限

(MLRKeyLaboratoryofMarineMineralResources,GuangzhouMarineGeologicalSurvey,GuangzhouGuangdong510075,China)

1 引 言

安塞油田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的中东部，王窑南区位于安塞三角洲向南突出的王窑朵体之上，为三角洲前缘沉积[1]，是安塞油田的一个重要建产区块。其主要目的层位为长6油层组，以平原分流河道、水下分流河道、河口砂坝、前缘席状砂为主[2]，岩石粒度较细，是典型的低孔特低渗储层[3,4]。在王窑南产油区长6段发育高自然伽马储层，孙佩等[5]对鄂尔多斯盆地延长组高伽马砂岩的研究认为高自然伽马砂岩可能为同沉积期或较先期沉积的凝灰岩经搬运后作为砂岩组成部分再沉积形成的；刘行军等[6,7]认为火山凝灰岩会影响到延长组砂岩的自然伽马数值，但与高伽马砂岩的形成并无必然联系，而与深部热液活动有关。

在这些高伽马储层中获得了工业油流，其测井响应特征表现为相对高的自然伽马值、高声波时差、高中子孔隙度，与邻近常规储层相比自然电位负异常相当，电阻率下降较明显。本文利用岩心、测井、试油、分析化验等数据资料建立了该研究区岩性识别的标准，并分别对常规储层和高伽马储层进行了泥质含量、孔隙度、饱和度等参数解释模型的建立，提高了储层参数计算精度，并进一步建立了该区有效厚度下限标准，为下一步油气勘探开发提供科学依据。

2 长6储层特性研究

2.1 岩性与物性的关系

王窑南区长6段储层以细砂岩为主，碎屑成分以长石为主，填隙物以黏土矿物为最多，其次为铁方解石、方解石、浊沸石、硅质。孔隙类型以粒间孔为主，溶蚀孔次之[8]。碎屑颗粒分选中～好，磨圆以次棱为主，接触方式多为线接触，成分成熟度低而结构成熟度较高。通过对该层段取芯井4 612块样品化验资料进行分析统计，得出孔隙度主要分布范围在7.5%～15%之间，平均值为11.5%，渗透率主要分布范围在(0.05～1.6)×10-3μm2之间,平均值为0.32×10-3μm2，按前人对低渗透储层的分类标准[9]，长6储层总体上为低孔特低-超低渗透率特征。岩性与物性的关系主要表现在粒度粗、分选好的砂岩储层孔渗性最好，而填隙物(包括泥质和胶结物)及非均质性的影响，导致孔渗性相对变差。

2.2 岩性与含油性的关系

根据研究区的岩屑描述及井壁取芯，表明含油性岩性一般为细砂岩及粉砂岩，粉砂岩以下的泥质粉砂岩及粉砂质泥岩基本不含油，含油显示主要为油斑—油迹级别，在岩性均为细沙岩的条件下含油级别有油斑及油迹不同级别的显示。可见，岩性不是控制含油性的唯一因素。

2.3 岩性与电性的关系

电性特征是岩性、物性、含油性的综合反映。研究发现，本区发育高伽马砂岩，与邻近泥岩伽马测井数值相近，但在实际钻井取心中为砂岩(图1)，因此不能仅依据自然伽马曲线区分储层与非储层。具体来说，细砂岩、粉砂岩自然电位表现为较明显的负异常，负异常幅度随着泥质含量的增大而减小，声波时差为中-高值，自然伽马值高低并存。

2.4 含油性与物性及电性的关系

一般地，在岩性相同的条件下，储层物性越好，油气越容易驱替孔隙中的流体而进入孔隙，含油饱和度越高。本区具有物性变好，含油显示级别升高的特点。当储层含油时，其电阻率测井值高于或略高于围岩电阻率值。总的规律是储层的物性好，地层的电阻率高，含油饱和度也高。但对于高伽马储层，相比邻近常规储层，其电阻率下降明显，但其岩心分析饱和度与邻近常规储层相差不明显(图1)，表明高伽马储层电阻率下降并不是由于储层含油饱和度变化引起的，从而使测井计算的含油饱和度偏低。

图1 王521井延长组长6段高伽马储层测井综合曲线Fig.1 Logging of high gamma reservoir of 6th member of Yanchang formation at Wang 521 well

3 岩性识别及储层参数解释模型

测井资料可以反映地层的岩性及储层的孔隙度、渗透率、含油饱和度等多种参数，能够科学地运用测井曲线对储层参数进行计算，并确定储层的有效厚度下限，从而对储层特征进行定量评价，避免有效厚度漏失[10,11]。

3.1 岩性识别模型

通过本研究区7口取芯井的取芯描述，发现目的层段长6岩性主要为细砂岩、凝灰质细砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、深灰色泥岩以及灰黑色泥岩，在对这些取芯样品进行深度归位后，分别读取了自然电位数据与对应的自然伽马数据，并建立关系(图2)，岩性识别标准见表1。

图2 长6段不同岩性的自然伽马与自然电位交会Fig.2 The cross-plot of natural gamma and self-potential of Chang 6 member

岩 性GRSP浅灰色细砂岩 ≤80 ≥2080～9020～45浅灰色凝灰质细砂岩90～13530～45浅灰色泥质粉砂岩80～9045～70深灰色粉砂质泥岩90～10045～80深灰色泥岩100～11545～80灰黑色泥岩 >11558～80

3.2 泥质含量计算模型

对于常规储层而言，自然伽马是求取泥质含量的有效手段。一般来讲，随着泥质含量的增多，岩石的放射性就逐渐增加，自然伽马数值上升明显，因此，用自然伽马测井可计算常规储层泥质含量[12,13]。而研究表明王窑南地区长6储层发育高伽马储层，但其泥质含量并不高。从图1可以看出，高伽马储层段自然电位负异常幅度大，其异常幅度与邻近常规储层相当，因此，可以利用自然电位曲线数值来计算高伽马储层泥质含量[14]。所以针对这两种不同储层，本文提出了以下两种泥质含量计算方法。

3.2.1 常规储层的泥质含量

泥质含量(Vsh)采用测井经验公式计算：

Vsh=100×(2C β-1)/(2C-1)

(1)

式(1)中：Vsh为泥质含量，%；C为与地层有关的常数；β为自然伽马比值；β=(GR-GRmin)/(GRmax-GRmin)；GR为目的层段伽马值，API；GRmin为目的层段纯砂岩段伽马值，API；GRmax为目的层段纯泥岩段伽马值，API。

3.2.2 高伽马储层的泥质含量

(2)

但在实际中，并非此种线性关系，要进行非线性校正，得到

(3)

式(2)、式(3)中：SPsd为纯砂岩的自然电位，mV;SPsh为纯泥岩的自然电位，SP为解释井段的自然电位值，mV;C为与地层有关的常数，取值为2。

3.2 孔隙度解释模型

声波时差和密度测井曲线为反映孔隙度最主要的测井曲线[15]。根据上一节的讨论可知，无论是高伽马储层还是常规储层，声波时差均与孔隙度有较好的对应关系，时差值低，物性差；时差值高，物性好。对研究区90口取芯井167块物性分析样品进行归位，分别读取了储层岩心分析孔隙度数据与对应的声波时差，并建立关系(图3)，孔隙度计算模型为

Φ=0.189 1×Δt-32.844

(4-1)

R2=0.843

(4-2)

式(4)中：Φ为岩心分析孔隙度，%；Δt为声波时差，μs/m；R为相关系数。

图4为岩心分析孔隙度与测井计算孔隙度的对比图，从图4中可以看出，岩心分析孔隙度和计算孔隙度之间有良好的关系，相关系数较大，说明声波测井能很好地反映储层的孔隙度，满足储量参数计算精度要求。

图3 声波时差—岩心分析孔隙度关系Fig.3 The relationship between acoustic travel time and the porosity from core analysis

图4 岩心分析孔隙度—计算孔隙度关系Fig.4 The relationship between the porosity from core analysis and log porosity

3.3 渗透率解释模型

对于特低渗储层测井信噪比低，储层成岩作用复杂，通常很难建立起具有较强适应性的渗透率解释模型。根据王窑区36口井4611 块样品的物性分析资料，经线性回归分析，可建立“J”因子(K/Φ)与渗透率(K)的关系，关系式如下：

(5-1)

R2=0.84

(5-2)

式(5)中：K为岩心分析渗透率，mD；Φ为岩心分析孔隙度，%；A1、B1为拟合系数；R为相关系数。

3.4 含油饱和度解释模型

王窑南区长6段储层含水饱和度计算采用阿尔奇公式：

(6)

式(6)中：a、b为岩性系数；m为胶结指数；n为饱和度指数；Rw为地层水电阻率，Ω·m；Rt为岩石电阻率，Ω·m。

本次研究结合试油资料筛选出15个典型的纯水层段，读出了其相应的孔隙度与电阻率值并建立关系图版，在双对数坐标中得出了地层因素关系式：F=0.974 5/Φ1.767 1，有a=0.974 5,b=1.767 1，其中F为地层因素，Φ为孔隙度。

公式中的n和b的确定可借鉴安塞油田华庆地区长6的研究成果[16]，n=1.870 9,b=1.078 8。

Rw可以通过地层水矿化度分析资料，或自然电位测井等方法得到，本次研究由于缺乏水分析资料，所以采用自然电位测井方法得到该区地层水电阻率为0.167 Ω·m。

在用饱和度计算公式时，由于同一区域相同层位的a、b、m、n、Rw数值一致，因此，储层含油饱和度就主要受Rt和Φ的影响，根据图1可知，与邻近常规储层相比，高伽马储层电阻率下降，而高伽马储层岩心分析饱和度与邻近常规储层相差并不明显，这是因为高伽马储层电阻率的下降并不是由储层含油饱和度变化引起的，而主要是由于储层中矿物成分、泥质分布形式、孔隙结构变化所引起的[12,14]。因此，在计算高伽马储层含水饱和度时，用经过校正的地层电阻率值Rh，Rh与Rn(邻近常规储层电阻率值)的关系为Rh=0.955 8Rn。

4 有效厚度下限厘定

4.1 物性下限确定

确定物性下限是利用钻穿长6段共76口井的单层测试资料，做出了孔隙度—含油饱和度交会图(图5)。从图中可确定孔隙度下限为10.4%，油层的含油饱和度下限为45%，油水层的含油饱和度下限为35%。

4.2 电性下限确定

结合试油及取芯资料，分析了本区89个单层试油成果和现有的测井系列与岩性、电性、物性对应较好层段的声波时差值(μs/m)与深感应电阻率(Ω·m)构成关系图版(图6)。从图中可以看出本区油层、油水层电阻率下限为10 Ω·m，声波时差下限为218 μs/m。

综上所述，通过对王窑南地区长6储层物性、电性的综合研究，最终确定了该区有效厚度下限标准(表2)。根据该区测井取芯的纵向分辨能力，有效厚度的起算标准为0.4 m，致密夹层的起扣厚度为0.2 m。

图5 孔隙度—含油饱和度交会Fig.5 The cross-plot of porosity and oil saturation

图6 声波时差—电阻率交会Fig.6 The cross-plot of acoustic travel time and resistivity

层位储层类别有效厚度下限标准长6油层、油水层Rt≥-0.6767Δt+174.63,Rt≥10Ω·m,Δt≥218μs/m,Φ≥10.4%,So≥35%

5 结 论

1)通过对长6储层特性四种关系的研究，表明该区发育着高伽马储层，该类储层与邻近常规储层在测井响应特征方面有一定的差异，本文通过自然电位与自然伽马交会图建立了岩性识别标准，能很好地将不同岩性区分开来。

2)由于高伽马储层其泥质含量并不高，在电性上自然电位异常幅度与邻近常规储层相当，因此利用自然电位曲线数值来计算高伽马储层泥质含量。其次高伽马储层电阻率下降并不是由储层含油饱和度变化引起的，而主要是由于储层中矿物成分、泥质分布形式、孔隙结构变化所引起的，因此在计算高伽马储层含水饱和度时用经过校正的地层电阻率值。

3)结合单层试油资料，筛选出典型的油层、油水同层、水层、干层，并建立其孔隙度和含油饱和度交会图，分析得出了目的层的物性下限：孔隙度为10.4%，进一步建立了声波时差与电阻率交会图，得出了油层油水层电性下限：声波时差为218 μs/m，电阻率为10 Ω·m，这一结论可为以后的油田评价工作和增储增产提供参考。

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Research on the Reservoir Parameters and Net Pay Cut-off Thickness of Chang-6 Member in South Wangyao Region

Kang Dongju

The Chang-6 reservoir of the South Wangyao region is an important layer for petroleum exploration and development. The reservoir parameters of interpretation model are optimized and the net pay cut-off standard of the objective section in the region is confirmed, which can quantitatively evaluate reservoir characteristics and avoid the loss of effective thickness. In this paper, the four-property relation of the objective section is studied by thin section, core data, logging, showing that this section develops high natural gamma sandstone, the logging response characteristics of which is different from that of adjacent conventional reservoirs. Therefore, the interpretation models of mud content, porosity, permeability, oil saturation for conventional sandstone reservoir and high natural gamma sandstone reservoir are respectively built up, which improves the precision of reservoir parameters. Combined with single testing and logging data, this paper establishes the porosity and oil saturation, acoustic time difference and resistivity cross-plots, it is concluded that the net pay cut-off standard: the porosity is 10.4%, the acoustic time is 218 μs/m, the resistivity is 10 Ω·m, which provides a strong basis for the further development of the South Wangyao region.

south Wangyao region; Chang-6 reservoir; four-property relation; high gamma reservoir; reservoir parameter; the net pay cut-off standard

1672—7940(2016)05—0609—06

10.3969/j.issn.1672-7940.2016.05.009

国家自然科学基金(编号：41402117)

康冬菊(1987-)，女，助理工程师，主要从事测井、储量计算评价等方面的研究。E-mail：262865837@qq.com

P631.8

A

2016-03-24