红河油田延长组长9储层含油饱和度值域探讨

2018-03-26关闻

石油地质与工程 2018年1期

关闻

（中国石化华北油气分公司勘探开发研究院，河南郑州 450006）

红河油田位于甘肃省东部镇原、崇信和泾川三县交界处，属黄河中游黄土高原沟壑区，延长组长9储层属于典型的低孔–中孔、特低渗–低渗储层，非均质性强，油水分布规律复杂，而原始含油饱和程度低是其产量低、稳产差的根本原因之一。前人研究表明[1–5]，红河油田长9原油富集受断裂、有利烃源岩分布、地层压差等因素影响；充注程度受砂体发育程度、叠置关系和物性条件控制。本文拟通过实验室化验资料的对比分析，探讨红河油田延长组长9储层的含油饱和度值域，为长9油藏注水开发提供依据。

1 储层特征与含油性关系

中生界三叠系延长组长9期主要发育三角洲前缘亚相水下分流河道、分流间湾和河口坝等沉积微相，储层岩石类型主要为细粒长石岩屑及岩屑长石砂岩，储层发育双孔喉结构，大孔隙和微孔隙共存，孔隙度为 2.82%～19.05%，平均 13.32%，渗透率0.003×10-3～42.430×10-3μm2，平均 1.58×10-3μ m2。录井显示油斑、油迹较多，油浸、荧光级别显示相对较少，油迹及以上级别的油气显示占62.9%，且所有录井显示层段岩性均以细砂岩为主，次为中砂岩，岩石类型对其含油性起到有效控制作用。根据长9段189块压汞资料和79块铸体薄片资料，将砂岩含油产状进一步划分为无显示、油迹、油斑、油浸四类进行统计。该区储层渗透率和孔隙度之间具有较明显的两段式关系（图1），油浸与油斑砂岩物性分布在物性关系图上的高渗储层段，即长9储层含油性受控于物性。

从铸体薄片、压汞资料统计分析看（图2），后半段砂体储层空间类型主要发育原生残留孔和粒间溶孔，平均最大孔隙半径为286～340 μm，主要孔径为 20～250 μm，孔喉相对较发育，以细喉和微细喉为主，其次为中喉，平均孔喉半径0.12～2.00 μ m；前半段砂体储层空间类型主要发育粒间溶孔，平均最大孔隙半径小于162 μm，主要孔径为10～150 μm，孔喉发育以微喉为主，其次为微细喉，平均孔喉半径0.01～0.20 μm。由此可见，长9储层孔喉结构发育有效控制着储层含油产状及油气显示级别。

图2 长9储层喉道半径与汞饱和度关系

2 原始含油饱和度分析

根据国内外研究成果，0.1 μm厚度大致相当于水湿性碎屑岩表面附着水膜厚度。油藏形成过程中油气驱替水需克服非常高的毛管压力[6]，当储层的孔喉小于0.1 μm时，油气难以进入其中而形成有效的储层，故将0.1 μm作为储层的孔喉下限。

2.1 通过压汞资料分析原始含油饱和度

压汞资料显示（表 1），油浸砂岩孔喉半径 0.1 μm时汞饱和度49.9%～74.3%，平均值58.9%；油斑砂岩孔喉半径0.1 μm时汞饱和度35.2%～58.7%，平均值 49.2%；油迹砂岩孔喉半径 0.1 μm时汞饱和度7.97%～49.40%，平均值28.80%；无含油显示砂岩孔喉半径0.1μm时汞饱和度0.025%～59.700%，平均值 27.8%。以孔喉半径 0.1 μm时汞饱和度作为红河油田长9油藏原始含饱和度，即从油迹到油浸砂岩原始含油饱和度 7.97%～74.30%，平均值47.1%，中值49.2%。

根据中值半径与中值压力关系，以0.1 μm作为长9储层最小孔喉半径，充分饱和油气时所需压力为7.1 MPa（图3），在平均毛管压力曲线上求取所对应的汞饱和度为 38.5%～74.1%，平均汞饱和度58.5%（图4），从而得到红河油田长9储层理论平均原始饱和度为58.5%。

表1 红河油田长9储层压汞资料统计

图3 中值半径与中值压力关系

根据压汞资料进行长9储层物性与含油产状相关分析，油浸与油斑砂岩物性分布在二者物性关系图第二段上，油气明显分布在长9中孔中高渗储层中；对渗透率大于0.3×10-3μm2的压汞0.1 μm汞饱和度进行统计，0.1 μm汞饱和度为 15.4%～74.3%，平均值为49.5%，峰值为35%～65%（图5）。

2.2 通过相渗资料分析原始含油饱和度

图4 长9储层平均毛管压力曲线

据红河油田长9储层90块岩心样品相渗化验分析结果（表2），束缚水饱和度23.4%～68.2%，平均值39.2%，中值39.3%。以此推算红河油田长9油藏充分饱和充注情况下，其原始含油饱和度可达23.4%～68.4%，原始含油饱和度平均值60.8%。

2.3 通过核磁测井解释原始含油饱和度

根据核磁共振测井定量评价的定义[7]，孔喉半径大于0.2 μm的孔喉体积为可采出流体体积。根据红河油田长9储层189块压汞资料统计，油浸砂岩孔喉半径 0.2 μm时可采出流体体积占比为34.2%～63.3%，平均值 49.3%，油斑砂岩孔喉半径0.2 μm时可采出流体体积占比为20.4%～47.3%，平均值 34.9%；油迹砂岩孔喉半径 0.2 μm时可采出流体体积占比为0～23.2%，平均值10.3%，无显示砂岩孔喉半径0.2 μm时可采出流体体积占比为0～48.9%，平均值15.4%。

核磁测井解释束缚水饱和度为 34.9%～58.5%，平均值43.5%（表3），以此推算红河油田长9油藏充分饱和充注情况下，其原始含油饱和度可达42.5%～65.1%，平均值57.5%；扣除长9油藏可动水部分，含油饱和度可达 22.3%～50.3%，平均值37.2%，中值38.0%。

图5 0.1μm含油饱和度频率分布

表2 红河油田长9储层样品化验分析统计

2.4 通过密闭取心分析原始含油饱和度

据HH4XP3井长9储层密闭取心分析校正后统计，油斑砂岩分析含油饱和度为13.0%～48.1%，平均值 32.5%；油迹砂岩分析含油饱和度为 3.8%～20.5%，平均值13.8%。与压汞资料、相渗统计和核磁测井解释数据对比分析来看，砂岩孔喉半径 0.1 μm时对应的汞饱和度与核磁测井和相渗分析的束缚水饱和度具有较好的对应关系。孔喉半径 0.1 μ m时对应的汞饱和度能有效地反映红河油田长9储层理论上的原始含油饱和度值，但密闭取心分析含油饱和度小于压汞0.1 μm时对应的汞饱和度值。

据前期鄂尔多斯盆地近源储层与远源储层具有不同的石油运移充注成藏条件成果分析[8-9]，红河油田长9油藏油源来自相对较厚的张家滩泥页岩，与张家滩泥页岩呈非接触式上生下储生储盖组合，主要通过“源”断裂、“相–压”耦合选择性成藏[10–11]，长7张家滩泥页岩生成的油沿断缝渐进式赋存在孔隙半径大于0.1μm的长9储层空间之中，因此，远离“油源”断裂的红河油田长9储层未得到油气饱和充注。

3 长9储层含油饱和度值域探讨

从6口井核磁测井解释数据统计来看，可动水饱和度为3.5%～33.9%，平均值20.1%（表3）；据6口井录井碎屑核磁实验分析数据统计，可动水饱和度为8.1%～49.1%，可动水饱和度平均值25.3%。结合 12口井在未注水前试采统计，含水率 2.2%～77.5%，平均值37.6%。由于红河油田延长组长9油藏主要是通过“油源”断裂、“相-压”耦合选择性成藏，并未得到油气饱和充注，因此，根据以上四种方法讨论红河油田长9储层含油性及原始含油饱和度分布情况，认为长9油层原始含油饱和度为15%～55%，峰值为25%～45%，平均值32.7%，中值33.0%（图6）。