鄂尔多斯盆地上畛子长6四性关系研究

孟旺才， 胡春桥， 邓南涛

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西 西安 710075)

储层四性关系研究是指对储集层的岩性、物性、电性与含油性特征及其相互间关系进行研究[1-2]，此项工作是储层流体识别、储层参数计算的基础[3]。黄陵地区延长组已经获得一定勘探发现，针对黄陵及周边地区延长组地质特征及油气运移规律的相关研究较多[4-7]，已形成一定的认识。但由于储层四性关系不明、储层流体解释标准不清等原因，给黄陵上畛子地区试油，以及进一步勘探开发带来了一定的困难。朱亚林等[8]对上畛子长6层有效厚度下限进行了研究，促进了该区储量计算与井网部署工作。目前，针对上畛子地区延长组长6储层四性关系的研究相对很少，且不全面，因此需要针对该区开展相关研究工作。本文综合利用岩心薄片、粒度、物性参数、压汞参数、录井、测井及生产动态数据对上畛子长6储层四性关系进行精细分析，并将该区长6储层分为产油层(油水同层)、产水层、混合区(产油、产水层混合区)、干层四类[9]，以及建立了该区长6储层流体识别标准。

1 岩性特征及与物性、电性、含油性的关系

黄陵上畛子长6油层组属三角洲前缘亚相沉积[4，7]，储层以河道砂体、河口坝砂体为主，岩性主要为灰色、灰绿色细粒长石砂岩、岩屑长石砂岩，含少量中砂与极细砂，长石质量分数为24.1%～73.9%，石英质量分数为15.2%～51.9%，岩屑质量分数为7.0%～37.5%(见图1)。颗粒接触方式主要为点线接触，碎屑支撑性质为颗粒支撑；成分及结构成熟度中等，颗粒磨圆中等-好，磨圆以次棱角、次圆为主；填隙物质量分数在10.0%～16.0%，以孔隙式胶结物为主，成分主要包括(铁)方解石、绿泥石、铁白云等。

1.1 岩性与物性关系

表1为上畛子长6油层组岩性与物性关系。由表1可知，含油细砂岩物性总体相对最好，其孔隙度主体分布在8.0%～10.0%，平均孔隙度8.8%；渗透率主体分布在(0.30～0.50)×10-3μm2，均值在0.39×10-3μm2。同时发现含水细砂岩孔隙度与渗透率数值分布范围与含油细砂岩存在一定交集，说明细砂岩油水关系复杂，只有在优势运移通道范围内的优质储层才能成藏。而粉砂岩、泥质粉砂岩的孔隙度与渗透率均较低，物性较差。总体上，储层岩性越好，颗粒越粗，储层物性相对越好，含油性相对变好。

图1 上畛子长6储层岩性三角图

Fig.1LithologictriangulardiagramofChang-6reservoir

表1 上畛子长6油层组岩性与物性关系Table 1 The relationship between lithology and physical property of Chang-6 reservoir

图2为S19井四性关系，试油、电测及录井资料显示，29、31号层为细砂岩油水同层，孔隙度均值为9.2%，渗透率均值为0.18×10-3μm2；28、32、33号层显示为粉砂岩荧光，孔隙度均值为6.8%，渗透率均值为0.08×10-3μm2。由此说明，岩性对物性具有一定影响和控制作用，细砂岩相比粉砂岩、泥岩颗粒较粗，整体上细砂岩的孔隙度、渗透率相对较高，物性相对较好，含油性好。

1.2 岩性与电性关系

通过对该区岩心、录井及测井数据统计、对比得到表2。从表2中可以看出，从泥岩到含油细砂岩，随着岩性逐渐变好，泥质含量逐渐减少，自然伽马测井值逐渐变低；反之岩性越细，自然伽马测井值逐渐变高。从表2中还可看出，不同岩性的声波时差、电阻率等测井响应值上存在一定交集，不同岩性的电性响应没有严格的界限，难以确定准确的标准，这是由于三角洲前缘亚相沉积储层岩性较细，泥质砂岩、砂质泥岩等过度岩性广泛发育，自然伽马等测井曲线对储层岩性识别受到一定限制所导致的。在这种情况下，为了更好地区分岩性，需要综合多因素判定。

表2 上畛子长6油层组岩性与电性关系Table 2 The relationship between lithology and electrical property of Chang-6 reservoir

图2 S19井四性关系Fig.2 Four-character' relations of S19

图3为S36井四性关系，试油、电测及录井资料显示18号层为细砂岩油水同层，自然伽马表现为箱形，均值77 API，声波时差231 μs/m，电阻率62 Ω·m，孔隙度均值9.2%，渗透率均值0.34×10-3μm2；16、17、19、20号层录井显示为荧光粉砂岩，自然伽马87 API，声波时差216 μs/m，电阻率25～46 Ω·m，孔隙度均值5.3%，渗透率均值0.07×10-3μm2。由此说明，储层电性受岩性控制，细砂岩相比粉砂岩和泥岩岩性粗，整体表现为低自然伽马、高声波时差、高电阻率、高孔渗，含油性相对较好。

图3 S36井四性关系图Fig.3 Four-character's relations of S36

1.3 岩性与含油性关系

图4为长6不同岩性储层对应含油级别和试油结论分布。从图4(a)中可以看出，录井显示为油斑、油迹、荧光的储层大多为细砂岩，仅极少荧光显示分布于粉砂岩储层，而泥质砂岩及砂质泥岩未见含油显示。从图4(b)中可以看出，粉砂岩储层的试油结论基本为水层，而细砂岩储层的试油结论总体为油水同层。由此说明，储层岩性对含油性有一定影响，表现为粒度相对粗的细砂岩含油性好，粒度细的粉砂岩等含油性差。同时，可以得到该区产油层岩性下限为细砂岩。

图4 长6不同岩性储层对应含油级别和试油结论直方图

Fig.4ThehistogramoftheoilbearinggradeandwelltestingfordifferentlithologicreservoirinChang-6

图5为H26井四性关系。由图5可知，试油、电测及录井资料显示，1、2、3号层为细砂岩油水同层，孔隙度均值7.9%，渗透率均值0.21×10-3μm2，录井显示为油斑，其它粉砂岩自然伽马相对高，孔隙度均值5.3%，录井未见含油显示。

图5 H26井四性关系Fig.5 Four-character' relations of H26

2 物性特征及与电性、含油性关系

对研究区34口井500余块实验样品统计，长6油层组储层孔隙度主体分布在7%～10%，均值8.26%，见图6(a)；渗透率主体分布在(0.1～0.5)×10-3μm2，均值0.26×10-3μm2，见图6(b)。长6油层组普遍较为致密[10]，整体属低孔超低渗储层。

图6 长6储层孔隙度和渗透率分布直方图

Fig.6ThehistogramofporosityandpermeabilityinChang-6reservoir

2.1 物性与电性关系

利用岩心数据约束静态测井数据，建立岩心孔隙度与声波时差及岩心渗透率与岩心孔隙度的一维函数关系模型，见图7。图7(a)可以看出，声波时差和岩心孔隙度二者相关程度较好(相关系数R=0.89)，模型精度较高。由此说明，储层孔隙度与声波时差之间存在明显相关性，储层孔隙度越好，声波时差越高，反之声波时差越低。图7(b)可以看出，部分存在微裂缝的岩心样品渗透率大于1.0×10-3μm2，总体上小于0.5×10-3μm2，进一步表明储层孔隙结构复杂，非均质性较强，孔喉配置关系对渗透率影响较大[11-13]；当渗透率低于0.5×10-3μm2时，孔、渗具有一定相关性，相关程度良好(R=0.72)。

由此，针对该区长6油层组，其孔隙度、渗透率、声波时差之间可相互建立一定关系，且总体上孔隙度越好，渗透性越好，声波时差越高，反之声波时差越低。

图7 声波时差与孔隙度及孔隙度与渗透率的关系Fig.7 The functional relationship between interval transit time and porosity, as well as porosity and permeability

2.2 物性与含油性关系

对试油层电性响应值统计分析见表3。从表3中可以看出，含油细砂岩声波时差、孔隙度均值、渗透率均值整体高于含水细砂岩及干层，说明整体储层物性越好，含油性越好；且含水细砂岩和含油细砂岩的物性参数存在一定范围的重叠，界限并不明显，这说明储层物性对含油性有一定控制作用，但并非唯一影响因素。

表3 上畛子长6油层组物性与含油性关系Table 3 The relationship between physical property and oil-bearing characteristic of Chang-6 reservoir

图8为S41井四性关系，由图8可知，试油、岩心、电测及录井资料显示19、20号层为细砂岩油水同层，声波时差228 μs/m，电阻率32 Ω·m，孔隙度均值8.0%，渗透率均值0.27×10-3μm2，录井显示为油迹细砂岩；18号层声波时差216 μs/m，录井显示为不含油粉砂岩，电阻率28 Ω·m；21号层声波时差211 μs/m，录井显示为荧光粉砂岩，电阻率29 Ω·m。其它泥岩自然伽马相对较高，录井未见含油显示。整体上，细砂岩声波时差及物性好于粉砂岩及泥质，含油性好于粉砂岩及泥岩。岩性对物性有一定影响，而物性对含油性有明显的控制作用，物性越好，砂体孔渗及连通性越好，含油性相对越好。

图8 S41井四性关系

Fig.8Four-character'relationsofS41

3 流体识别标准

利用研究区62口井102个层的试油生产数据绘制声波时差与深感应电阻率交会图，见图9。

图9 上畛子长6层流体识别图版

Fig.9ThechartoffluididentificationinChang-6

从图9中可以看出，油层和水层的声波时差整体上比干层高，说明油层、水层孔隙度相对较高，物性较好；同等孔隙条件下，油层电阻率较水层高；随着储层物性逐渐变好，油层电阻率下限有降低趋势，这种现象主要是由于随着储层物性变好，束缚水、自由水含量升高，地层导电能力增强，所以导致电性降低。综合图7、9，可以判断产油层电性下限为声波时差大于224 μs/m，深感应电阻率大于30 Ω·m，孔隙度大于6.7%，渗透率大于0.16×10-3μm2，见表4。位于混合区的储层流体性质，应进一步参考邻井、地质、录井、试油等信息综合判定。

对62口井试油层段的录井资料进行分析发现，录井显示为荧光的储层试油结果主要为水层，少量为含油水层；录井显示为油迹、油斑的储层试油结果主要为油水同层、含油水层，见图10。由此确定产油层含油级别下限为油迹，见表4。

图10 长6层不同含油级别对应试油结论直方图

Fig.10ThehistogramofdifferentoilbearinggradeinChang-6reservoir

表4 上畛子长6层流体识别标准Table 4 The standard of fluid identification in Chang-6 reservoir

根据以上流体识别标准，优选上畛子地区H178、H251、S124三口井长6油层组并进行了试油，试油结果如表5所示。由表5可知，三口井均获得了工业油流，试油结论为油水同层，说明以上流体识别标准有效。

表5 上畛子长6油层组试油结果Table 5 The well testing results of Chang-6 reservoirs in Shangzhenzi area

4 结论

(1) 储层岩性对物性、电性、含油性有一定的影响。总体上，储层岩性越好，岩石颗粒相对越粗，储层物性相对变好，自然伽马相对低值，含油性也相应变好。

(2) 储层物性对电性、含油性也有明显的控制作用。整体上，储层物性越好，储层孔隙度和渗透率越高，声波时差也相应越高，含油性相应变好；反之声波时差越低，含油性相应变差。

(3) 该区长6产油层和产水层的物性明显好于干层，较易区分；而产油层与产水层之间存在一定程度的混合区，需要进一步参考邻井、地质等资料综合识别。

(4) 在四性关系研究的基础上，建立该区长6层流体识别标准，经过实例验证有效，对该区快速准确识别产油层提供了有力技术支撑。

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