松树林区长6储层差薄油层识别与分类评价

王 维

西安石油大学石油工程学院，西安 710065

随着油田勘探开发的深入，国内许多油田都已进入开发后期，挖潜对象也逐步转向差薄油层[1-3]。鄂尔多斯盆地是我国陆上第2大沉积盆地，其上三叠系延长组长6段储层石油储量较大，但其勘探开发对象为典型的“低渗、低压、低产”砂岩油藏[4-7]。南泥湾油田[8-9]松树林区位于鄂尔多斯盆地陕北伊陕斜坡中东部偏南，主要钻遇油层为三叠系延长组长4+5、长6等地层，该区域储层非均质性严重，平面上连片性差，厚度较薄的“土豆”状、窄条状小油砂体极为发育，该类差薄油层动用状况差。随着研究区域开发的深入，无法依靠发现新油田或新增井位来增加可采储量，而且主力油层采出程度较高，挖潜难度不断增大。在这种开发形势下，通过进行地质特征研究，重新解释识别测井资料，建立差薄油层识别标准，明确差薄油层的分布状况，并对其进行综合评价，对于寻找油田可替代资源，维持油田产量具有重要的现实意义和指导价值。

1 储层特征

1.1 沉积特征

根据岩心观察和测井资料，结合前人的研究成果进行综合分析[10-11]。研究区长6储层的沉积环境位于近岸地带，物源方向为北东方向，受河湖的牵引流和波浪共同作用，水上部分主要发育三角洲平原，水下部分发育三角洲前缘。三角洲平原分为分流河道、河道侧翼和分流间湾；三角洲前缘是该区域三角洲中砂岩的集中发育带，是三角洲中最主要的骨架部分，从河口向湖方向可分为水下分流河道、水下分流间湾和水下河道侧翼，水下分流河道砂体是其最突出的骨架。常见的层理构造为平行层理与水平层理，其他常见板状交错层理、波状交错层理等。岩性主要有砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩和泥页岩，其中砂岩多呈浅灰、灰绿色，粉砂质泥岩、泥质粉砂岩一般呈浅灰、深灰色，泥页岩通常为黑色，显示该时期主要为水下氧化-还原环境。分流河道和水下分流河道的自然伽马测井曲线多表现为箱型、钟形和复合型特征，显示较强的水动力条件，沉积厚度较大；河道侧翼的自然伽马测井曲线则以指状为主，自然伽马值高于分流河道微相，砂体厚度小；分流间湾和水下分流间湾的自然伽马测井曲线以齿状高值为主。顺物源方向，砂体发育且连通性好；垂直物源方向，有利的分流河道和水下分流河道微相被分流间湾和水下分流间湾分割，导致砂体连续性变差，孤立状砂体发育。

1.2 岩石学特征

松树林区长6砂岩成分分类三角图如图1所示。研究区长6储层主要岩性为长石砂岩，其次为岩屑长石砂岩，砂岩具有长石含量高、岩屑含量较高、石英含量低以及成分成熟度低的特点。碎屑中长石含量为45.2%～62.3%，平均含量51.6%，主要为斜长石和钾长石；石英含量为24.1%～40.8%，平均含量32.9%，主要为单晶石英；岩屑含量为8.9%～22.1%，平均含量15.5%，主要为变质岩屑和火山岩岩屑，另有少量云母；填隙物含量为2.1%～30.0%，平均含量6.5%，主要为杂基和胶结物，其中杂基平均含量为1.46%，主要为泥质，胶结物主要为浊沸石，其次为黏土矿物和碳酸盐，另有少量硅质，其中黏土矿物的成分主要为绿泥石，多呈薄膜状分布于粒边。石英普遍次生加大和少量长石次生加大充填孔隙，使大部分粒间孔消失，孔隙变小。长6储层全岩X衍射矿物分析结果表明，长石类平均含量为49.2%，石英24.6%，变质岩10.4%，云母4.5%，浊沸石3.6%，其他岩屑和黏土矿物7.7%。储层岩石结构以中-细粒长石砂岩为主，细-中粒岩屑长石砂岩次之，粒级主区间分布在0.1～0.35 mm。砂岩分选中-好，磨圆度以次圆-次棱为主，颗粒支撑，颗粒之间以线和点-线接触为主，胶结类型主要为孔隙式胶结和薄膜-孔隙式胶结，结构成熟度高。

图1 松树林区长6砂岩成分分类三角图

1.3 孔隙结构及物性特征

对松树林区长6砂岩进行了铸体薄片及扫描电镜分析。研究区长6储层面孔率分布范围为0.3%～10.5%，平均为5.8%。孔隙类型主要为粒间孔和溶蚀孔，其中原生粒间孔平均含量为2.5%，此类孔隙分布广，非均质性强，未被充填的粒间孔多呈三角形或多边形，孔隙边缘平直光滑；溶蚀孔以长石溶孔、浊沸石溶孔、岩屑溶孔为主，平均含量分别为0.65%、0.31%、1.49%。研究区长6储层的孔隙组合类型主要为粒间孔-溶孔和溶孔-粒间孔，平均孔径范围为10～90 μm，平均为51 μm，以中孔-小孔隙组合为主。根据高压压汞毛管压力曲线[12]，分布于三角洲平原分流河道或三角洲前缘水下分流河道的研究区长6储层，物性最好，排驱压力最低，以中细-细吼道为主；分布于分流河道或水下分流河道侧翼的储层，物性次之，排驱压力中等，以细吼-微吼为主；分布于三角洲平原和三角洲前缘亚相中的分流间湾沉积，物性最差，通常为非储层。

研究区520个样品岩心的物性分析结果表明，松树林区长6储层的孔隙度一般在1.3%～13.6%，平均值为8.79%，主要分布于6%～10%之间，渗透率一般在0.01×10-3～3.294×10-3μm2，平均值为0.39×10-3μm2，主值区间为0.01×10-3～0.6×10-3μm2，属于低孔、低渗储层，其中渗透率的变化范围大，非均质程度强。

2 油层识别[13-17]

2.1 储层四性关系研究及解释模型的建立

对松树林区基础资料进行整理，充分利用测井、岩心、试油等资料，研究储层岩性、电性、物性和含油性的相互关系，对测井资料曲线进行深度校正，并对岩心深度归位，以取心井岩心分析资料为基础，建立储层二次解释模型，对储层进行重新识别。岩性与电性的关系：砂岩自然伽马呈低值，自然电位呈负异常，声波时差相对较低；泥岩自然伽马呈高值，自然电位靠近泥岩基线，声波时差曲线相对较高。储层物性与电性的关系：反映孔隙度的测井曲线主要为声波时差，而物性相对较好的层段，自然电位曲线多呈负异常，自然伽马曲线呈平缓低值，声波时差值相对较高。储层含油性与电性的关系：由于研究区为低阻地层，应用感应测井识别油水层，一般浅探测电阻率小于深探测电阻率的岩层为油层，浅探测电阻率大于深探测电阻率的岩层为水层。

长6储层测井二次解释图版如图2和图3所示。利用声波时差曲线读值与对应的岩心分析孔隙度的关系，建立孔隙度模型为：

φ=0.182 6Δt-32.47

根据低渗储层孔隙度与渗透率存在正相关性，建立的渗透率模型为：

K= 0.008 7e0.409 7φ

采用传统的阿尔奇公式计算测井含水饱和度，建立的含油饱和度模型为：

So=1-[0.782Rw/(φ1.922Rt)]0.461

式中，φ为孔隙度，%；Δt为声波时差，μs/m；K为渗透率，10-3μm2；So为含油饱和度，%；Rw为地层水电阻率，Ω·m；Rt为地层电阻率，Ω·m。

图2 长6储层孔隙度解释图版

图3 长6储层渗透率解释图版

2.2 有效储层识别

利用上述测井解释模型，对研究区的502口井进行测井二次解释，并结合储层特征及试油试采数据，对比解释结果与原始测井解释数据，显示二次解释吻合度较高，故以此建立有效储层下限标准。岩性标准：通过分析研究区相关化验资料，发现处于细砂岩以下级别的岩层普遍不含油，因此将岩性下限定为细砂岩。含油性标准：根据研究区的试油资料，长6储层压裂后初产达到本区工业油流标准的其含油性均显示为油斑，因此将含油级别下限定为油斑。电性标准：建立研究区储层油层声波时差、地层电阻率和试油结果交会图(图4)，以此来确定电性标准。物性标准：采用岩心含油产状法建立松树林区长6储层的孔隙度、渗透率与含油产状关系图(图5)，以此确定物性标准。综上所述有效储层的识别标准为：岩性为细砂岩，含油级别为油斑，孔隙度大于8%，渗透率大于0.2×10-3μm2，声波时差大于221 μs/m，地层电阻率大于38 Ω·m。

图4 声波时差与电阻率交会图

图5 孔隙度与渗透率交会图

2.3 差薄油层识别

差油层是指物性较常规油层差、产量较常规油层低的油层。薄油层是指有效厚度的最大值不超过2 m，而储层的下限标准与常规油层识别标准保持一致。对502口井的测井、生产等数据进行筛选、分析，发现有26口井的物性参数不满足有效储层物性下限标准，但压裂后初周月产量刚刚达到本区工业油流标准，故取最差井储层特征参数作为差油层识别标准，即孔隙度为5%～8%，渗透率为0.1×10-3～0.2×10-3μm2,声波时差为216～221 μs/m，地层电阻率为35～38 Ω·m。根据对差薄油层的定义，薄油层的识别标准为：有效厚度小于2 m，孔隙度大于8%，渗透率大于0.2×10-3μm2，声波时差大于221 μs/m，地层电阻率大于38 Ω·m。

通过建立的差薄油层识别标准，本次共筛选出差薄油层280层，纵向上看单井多段分布明显，平面上看沿物源方向发育，但连续性差，分布广。其分布特征主要表现为：受沉积相带的影响，物性较好的薄油层主要分布在分流河道和水下分流河道，物性较差的薄油层在侧翼也多有分布，而差油层主要分布在河道侧翼或河道边部、非主河道区域；受构造的影响，有效储层多分布于鼻隆位置，差油层则多分布于鼻翼位置，物性略好的薄油层处于鼻隆附近。

3 差薄油层分类评价

3.1 聚类分析

为了更好地开发差薄油层，优选Q型层次聚类分析对差薄油层进行分类评价[18-20]。层次聚类分析是一种常用的分析方法，其原理是用数学方法定量评价各要素之间的相似程度，并按相似程度对各要素进行归类，目前常用的分类指标有相似系数和距离系数。本次分类应用SPSS 22软件，采用欧氏距离系数进行差薄油层的分类，但由于分析结果易受主观因素影响，故在分类之前需对数据进行处理：1)去除极端值，将此类极端数据进行人为分类；2)利用极差正规化方法消除各变量原始数据的单位和数量级的差异。

3.2 类型划分与评价

为了选取能反映研究区储层类型的参数，通过对应分析方法与地质经验结合进行参数选取，本次实验选用孔隙度、渗透率、含油饱和度和油层厚度4个参数作为储层评价的特征参数。对筛选出的280层差薄油层，采用谱系聚类方法，聚类方案范围设定最大聚类数为8，最小聚类数为3，最终分为3类，其中Ⅰ类储层50层，Ⅱ类储层157层，Ⅲ类储层73层。3类储层的主要分布区间为：油层厚度1～2 m，孔隙度8%～10%，渗透率0.2×10-3～0.4×10-3μm2。随着含油饱和度的增加，Ⅰ类储层的占比逐渐增加，Ⅲ类储层的占比逐渐减少，主要原因是差薄油层的厚度、孔隙度、渗透率的变化区间小，而含油饱和度对其分类影响较大。

根据分类结果，结合储层的沉积特征、物性特征、孔吼特征以及试油数据，得出分析结果如下：Ⅰ类储层多分布于河道、鼻隆位置，物性、试油效果好；Ⅱ类储层多分布于河道、鼻翼位置，物性、试油效果次之；Ⅲ类储层多分布于河道侧翼、鼻翼位置，物性、试油效果最差。通过对比发现，此次分类结果符合实际情况。

4 结论

1)研究区物源方向为北东方向，主要发育三角洲平原和三角洲前缘，主要岩性为长石砂岩，属于低孔、低渗储层，且非均质性强。

2)对研究区测井解释数据进行二次解释，建立储层二次解释模型。通过建立有效储层下限标准和差薄油层识别标准，最终筛选出差薄油层280层。

3)对差薄油层特征参数数据进行预处理，应用专业分析软件对差薄油层进行分类，将差薄油层分为3类，并结合研究区的地质、生产资料进行综合评价，此次分类结果符合实际情况。