高邮凹陷南部陡坡带戴南组油水层精细识别

吴小林

(中国石化江苏油田分公司勘探开发研究院，江苏 扬州 225009)

苏北盆地高邮凹陷陡坡带戴南组储层物源主要来自于南部，沉积相为扇三角洲及近岸水下扇，由于储层近物源，具快速堆积的特征，储层岩性类型多，特别是含砾储层较多，纵向上沉积厚度变化大，岩相变化快，岩石结构成熟度和成分成熟度都很低，储层非均质性极强[1-2]，有效储层的识别、油水层的准确判断存在困难。本文在储层四性关系与综合录井、气测等资料的研究基础上，探索适合陡坡带戴南组储层有效的测井评价手段和油水层精细识别方法。

1 储层特征

1.1 储层类型

高邮凹陷陡坡带戴南组储层岩性主要划分为6类：粉砂岩、细砂岩、灰质粉砂岩、含砾砂岩、砂砾岩、砾岩。

根据岩心物性、薄片、粉末粒度等资料分析，粉砂岩、细砂岩的物性最好，含砾砂岩、砂砾岩次之，砾岩最差。从岩性和物性可将陡坡带戴南组储层分为3类：砂岩储层、砂砾岩储层、无效储层。以粉砂岩、细砂岩为主的储层为砂岩储层，这类储层孔隙发育较好，含油性较好，油水层容易识别；以含砾砂岩、物性较好的砂砾岩为主的储层为砂砾岩储层，由于砾石的存在，储层物性较差，油水层的识别存在难度；致密砂砾岩、杂砾岩为无效储层，物性很差。

依据岩心分析资料，砂岩储层以不等粒长石岩屑砂岩为主，孔隙度在6.1%～32.8%之间，平均16.8%，空气渗透率在(0.106～977)×10-3μm2之间，平均为120×10-3μm2；砂砾岩储层以含砾不等粒长石岩屑砂岩为主，孔隙度在4.2%～17.2%之间，平均9.8%，空气渗透率在(0.399～95.2)×10-3μm2之间，平均为8.4×10-3μm2；无效储层以含胶结物的杂砾岩、砂砾岩为主，孔隙度在2.6%～3.7%之间，平均3.3%，空气渗透率在(0.001 8～1.2)×10-3μm2之间，平均为0.03×10-3μm2(表1)。

三类储集层的孔隙度、渗透率存在明显差异。由于砾石的存在，砂砾岩储层物性较差，油水层的识别存在难度，是本文主要的研究对象。

表1 高邮凹陷南部陡坡带戴南组储层岩心物性统计表

2 砂砾岩储层识别

砂砾岩储层具有相变快，储层非均质性强等特点，在缺少精度高、图像清晰、井眼覆盖率大的成像测井资料、高纵向分辨率的阵列感应测井资料条件下，确定不同砾石含量与测井响应之间的关系，正确识别、划分有效储层，并准确判断流体性质等是研究重点。因而在砂砾岩储层评价中，首要任务是掌握储层四性之间的变化规律，对测井曲线响应特征进行深入的研究，充分利用现有资料，建立砂砾岩储层识别标准。

2.1 岩性与物性的关系

基于目的层含砾岩心物性、薄片、粉末粒度等资料研究分析，储层中砾石的含量大于25%、孔隙度小于4.2%的砂砾岩为无效储层；砾石含量小于25%、孔隙度大于4.2%的砂砾岩为砂砾岩储层。研究区内砂砾岩储层孔隙度在4.2%～17.2%，空气渗透率在(0.399～95.2)×10-3μm2(图1、表1)。通过岩性与物性的关系识别砂砾岩储层是研究的基础。

图1 砂砾岩储层岩心孔隙度、渗透率频率

2.2 岩性与电性的关系

2.2.1 岩性识别

不同的岩性在测井曲线上有不同的响应特征，应用测井曲线分析储层的岩性是测井解释首要工作，在此基础上才能准确判断油水层。利用测井资料识别岩性也为地质工作奠定基础[3-4]。

(1)含砾砂岩、砂砾岩

含砾砂岩与砂砾岩在测井曲线上的响应特征表现为中-低自然伽马(30～70 API)，微电极幅度差小到中等，自然电位为负异常，深感应电阻率呈现高值(20～50 Ω·m)，声波时差一般在200～240 μs/m之间，反映储层物性较差。如S16-2井2 938.5～2 941.3 m，取心为含砾砂岩、砂砾岩，深感应电阻率值为10～35 Ω·m，声波时差值为200～215μs/m，自然电位差异小(图2)。

(2)砾岩

砾岩在测井曲线上的响应特征表现为自然伽马为低值(一般<50 API)，深感应电阻率呈高值，高达200 Ω·m，微电极无幅度差或负差异，自然电位无幅度差，接近基线，声波时差<210 μs/m，岩性致密。ZX200井的2 863.5～2 866.4 m，中间夹0.53 m的砾岩，深感应电阻率有明显升高，声波时差明显降低(图3)。

图2 S16-2井四性关系

2.2.2 砂砾岩识别标准

砾石的存在对储层电性影响很大，判别储层流体性质困难，因此识别砂砾岩储层与无效储层之间的电性特征差异，是利用电性响应特征判断油水层的基础[5-6]。

以钻井取心资料为基础，根据岩心描述和对应测井响应特征，利用声波时差△t、深感应电阻率Rt、自然伽马GR等测井资料对砾石含量大于25%和砾石含量小于25%的岩性进行了判别，建立了砂砾岩储层的电性标准：10 Ω·m≤Rt≤40 Ω·m，230 μs/m≤△t<270 μs/m，30 API≤GR≤60 API(图4)。

图3 ZX200井四性关系

图4 陡坡带戴南组储层声波时差、自然伽马与深感应电阻率交会

2.3 电性与含油性的关系

利用电性资料初步区分岩性后，电性与含油性有了更好的对应关系。砂砾岩储层油气层深感应电阻率较高，一般>10 Ω·m，全烃值升高，升高倍数较高(2～90倍)，油气显示好，为油迹-油斑显示。如S16-2井2 938.5～2 941.3 m，取心为含砾砂岩、砂砾岩，深感应电阻率值为10～35 Ω·m，取心油气显示为油斑(图2)；明显水层的深感应电阻率仅为2 Ω·m，气测显示无异常；无效储层的深感应电阻率很高，有些高达200 Ω·m，取心无油气显示。

3 砂砾岩储层精细解释

在砂砾岩储层四性关系研究基础上，建立了高邮凹陷陡坡带戴南组砂砾岩储层的油水层精细识别标准，即有效厚度下限标准。

3.1 物性下限标准

对研究区已获油流井取心井段资料统计，储层段出油的含油级别在油斑级及油斑级以上，因此将油斑级定为含油级别的下限。砂砾岩储层含油级别为油斑及其以上级别的储层物性孔隙度大于6.9%，渗透率均大于0.2×10-3μm2，由此确定砂砾岩储层物性下限为：孔隙度≥6.9%，渗透率≥0.2×10-3μm2。

3.2 电性下限标准

3.2.1 常规电性图版

利用研究区内多口井的测井、测试、试油等资料建立了有效厚度的电性下限标准(图5)。由于砂砾岩的存在，利用电性特征建立有效厚度下限标准存在较大的不确定性，干层落入了油层区，因此充分考虑利用地化录井资料、气测资料与测井资料相结合，建立地化录井关系图版、气测图版用以提高砂砾岩储层油水层解释符合率。

图5 砂砾岩储层声波时差与深感应电阻率交会

3.2.2地化录井图版

通过对研究区域内多口井地化录井结果进行分析研究可知，在油层中，S0、S1、S2值都较高，且S1值比S2值高，S1/(S1+S2)值大于70%，相对含油饱和度较高；在水层中，S0与S1值很小，S0可低至0值，S1/(S1+S2)值小于70%，相对含油饱和度很低。其中，S0为烃源岩或储集层中气态烃(C1-C7)残余量，mg/g；S1为烃源岩或者储集层中液态烃(C7-C32)残余量，mg/g；S2为烃源岩干酪根或储集层中重质油、胶质和沥青质裂解量，mg/g。[1]利用(S1+S2)与S1/(S1+S2)建立解释图版，确定了储层的(S1+S2)下限值为4 mg/g(图6)。

图6 砂砾岩储层(S1+S2)与S1/(S1+S2)交会

3.2.3 气测参数与电性参数的关系图版

砂砾岩储层测井的四性关系容易受到致密高阻砾岩的影响，所以气测录井对研究区域的油气发现具有重要的参考作用[7]。气测录井中，指示油气显示强弱的重要指标有全烃峰值和全烃升高倍数[4,6]，所以在油水层难以识别的砂砾岩储层中，利用全烃峰值、升高倍数与声波时差和深感应电阻率的关系图版，总结规律建立评价油气层的界限标准(图7、图8)。

图7 砂砾岩储层声波时差、深感应电阻率与气测全烃峰值交会图版

图8 砂砾岩储层声波时差、深感应电阻率与全烃升高倍数交会图版

4 应用效果

对比陡坡带S22井与S22-1井发现，对应层的电阻率大于储层电性下限14 Ω·m，声波时差大于210 μs/m，均处于常规电性下限图版油区之内，可解释为油层(图5)；对比分析其气测全烃峰值、升高倍数与声波时差、电阻率的关系可知，S22井对应层的全烃峰值与升高倍数均在下限之上，可解释为油层，S22-1井对应层的全烃峰值与升高倍数均在下限之外，解释为干层，经试油验证S22井压裂后产油7.7 t/d，结论为油层，S22-1井试油层为干层(图7、图8)，证实砂砾岩储层下限标准提高了对研究区域内油、水、干层的识别准确度。对研究区内所有井进行复查和解释评价，应用效果较好，为勘探开发下步工作提供了依据。

5 结论

(1)通过物性、岩性、测井曲线响应特征等研究，将高邮凹陷陡坡带戴南组油藏的储层分为砂岩储层、砂砾岩储层、无效储层；

(2)通过储层四性关系研究，以钻井取心资料为基础，利用测井资料对砾石含量大于25%和砾石含量小于25%的岩性进行了判别，建立了砂砾岩储层岩性识别标准，利用测井资料最大程度地排除了含砾对油水层判断的影响；

(3)在砂砾岩储层中，仅靠深感应电阻率与声波资料建立的图版精度较差，结合地化指标和气测参数，在四性关系研究的基础上，综合建立了砂砾岩储层的油水层识别标准，提高了砂砾岩储层油水层识别精度，应用效果良好。