鄂尔多斯盆地沿河湾区延长组储层“四性关系”研究

石芳惠.

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075；2.陕西省二氧化碳封存与提高采收率重点实验室，陕西西安 710075)

安塞油田沿河湾区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部，构造特征为接近水平的西倾单斜构造，延长组油层主要发育在三角洲前缘亚相，其中的水下分流河道为主要的沉积微相类型[1]，发育的油藏类型为岩性油藏[2，3]，平面上成点状～带状分布。垂向上，含油层系主要包括长2和长6砂组[4,5]。前人对沿河湾区延长组储层的研究主要集中在以下几个方面：

(1)王桂成(2010)以岩石物理相为主线，总结了岩石物理相与岩性特征、电性特征以及物性特征等之间的关系，并在该区首次应用灰色理论的理念，利用以上因素将岩石物理相划分为三个类型，得出了岩石物理相是控制低渗透岩性油气藏储集层四性关系和测井响应特征的主导因素[6]，并制定了沿河湾区长6储层岩石物理相划分标准，据此得出储层有效厚度下限标准，该方法在确定有效厚度下限时对含油饱和度考虑较少，而该区油层以油水同层为主，含油饱和度对确定有效厚度下限较为重要。

(2)李晓旭(2011)等利用录井岩性、分析化验和测井资料，研究了安塞油田长6储层四性关系，建立了相应的解释模型[7,8]，该研究成果增强了该区储层四性关系认识，但生产动态资料主要集中在谭家营、化子坪等区块，对沿河湾的资料尚未涉及，无法体现沿河湾区生产动态与储层静态的关系。

以上研究思路对储层“四性关系”研究及下限的确定有重要的参考价值，和前人相比，本次研究综合利用分析化验资料、测井资料，在结合生产动态数据的基础上，通过储层“四性关系”的研究，首次建立了沿河湾区定量解释模型，完善了油水层判别方法，为下一步开发层系调整提供依据，对类似地质特征的油田开发也有一定的借鉴意义。

1 储层特征

1.1 岩石学特征

沿河湾区17口井的薄片资料显示，延长组砂岩主要有2种类型：长石砂岩和岩屑长石砂岩(图1)，并且以长石砂岩为主，石英含量在不同层位有一定的差异，从图中可以看出长2和长6砂组砂岩类型基本相同，但长6岩屑含量较长2有所增大。储层岩石粒度跨度不大，主要集中在泥质粉砂岩—细砂岩级别，个别样品出现中—粗砂岩。镜下观察显示，延长组碎屑颗粒形态以棱角状为主，中等磨圆，结合岩石类型，将碎屑颗粒分选程度划分至中等级别。胶结类型包含多种，其中孔隙胶结占比最大。

图1 沿河湾区延长组砂岩储层分类图

填隙物包含杂基和胶结物，它是沉积和成岩作用的综合产物[9]。沿河湾区长2储层中填隙物含量平均12.13%，杂基成分主要为绿泥石(2.54%)、伊利石(1.72%)、泥铁质(1.35%)；胶结物成分主要为方解石(3.69%)，石英质(2.32%)、长石质(1.23%)、个别样品有浊沸石(3.5%)。

长6储层填隙物含量平均21.31%，其中，杂基成分主要为绿泥石(2.93%)、伊利石(1.58%)、泥铁质(1.6%)；胶结物成分主要为方解石(3.96%)、石英质(2.83%)、长石质(1.72%)、浊沸石(6.82%)，个别样品发现有沥青(1.86%)。

1.2 物性特征

孔隙度和渗透率是评价储层物性特征最有效的两个参数，孔隙度的大小决定了储层可容纳流体的空间大小，而渗透率则是反应在地层条件下，流体在其中可动能力的一个参数，控制了储层的产液能力[10]。

沿河湾区郝900等井取心数据统计结果显示，该区孔隙度主要分布在2.13%～23.3%之间，渗透率分布在0.01～100.0×10-3μm2之间，且二者呈现较好的正相关，按照目前分类标准，沿河湾区延长组储层划分为低孔低渗致密油藏。

2 储层“四性”关系

储层四性关系研究主要采用岩石物理学理论揭示储层的岩性、物性、含油气性及电性之间关系，研究过程中，充分利用测井数据纵向分辨率较高的特点，一方面可以对油水层进行快速的定性识别，满足现场生产的需要，也可以对储层孔隙度、渗透率、含水饱和度建立解释模型，满足定量研究的需要。同时可以对储层中广泛分布的隔层有效识别，为注水开发提供重要依据。在沉积背景的约束和控制下，储层的四个属性参数有一定的联系，其中，研究岩性是研究储层四性关系的先决条件，碎屑粒径大小分选和磨圆级别、纵向上粒径分布特征以及和生油岩的配置关系、孔隙胶结程度、泥质含量变化范围等因素控制着储层物性好坏和含油饱和度的变化，储层岩性、物性及含油性最终共同体现在测井电性特征上[12]。

2.1 岩性与物性关系

根据镜下岩性描述和物性分析，本次研究按照不同岩性，统计了孔隙度和渗透率的变化关系，结果显示，随着泥岩—粉砂岩—细砂岩—中砂岩碎屑粒径的增大，孔隙度和渗透率均有增大的趋势，但不同的岩性，其物性分布的区间范围也较大，部分区域出现岩性重叠(图2)。

其中，长2砂组孔隙度主要介于4%和18%之间(图2)，中砂岩孔隙度一般介于12%～18%，渗透率大部分在1×10-3μm2以上，部分样品渗透率大于10×10-3μm2；细砂岩孔隙度普遍在10%～15%之间，渗透率一般在0.1×10-3μm2～10×10-3μm2之间，粉砂岩物性较差，孔隙度主要位于5%～10%之间，渗透率大部分小于0.1×10-3μm2。总体上，各种岩性中以中砂岩的物性最好，细砂岩次之，粉砂岩的孔隙度和渗透率较低，物性最差，泥岩则不具备储集能力。

长6砂组孔隙度主要介于4%和19%之间(图2)，中砂岩孔隙度一般介于10%～15%，渗透率大部分在0.8×10-3μm2以上，部分样品渗透率接近10×10-3μm2；细砂岩孔隙度普遍在7%～13%之间，渗透率一般在0.1×10-3μm2～1×10-3μm2之间，粉砂岩物性较差，孔隙度主要位于5%～10%之间，渗透率大部分小于0.5×10-3μm2。与长2砂组相似，长6砂组中，各种岩性中以中砂岩的物性最好，细砂岩次之，粉砂岩的孔隙度和渗透率较低，物性最差。

2.2 岩性、物性与含油性关系

根据取心资料，延长组含油层位岩性主要包括中砂岩、细砂岩以及粉砂岩，其中随着碎屑颗粒粒径增大，含水饱和度降低，含油性变好(如图3)。

图2 延长组岩性与物性关系图

图3 延长组含水饱和度与孔隙度交会图

延长组烃源岩在鄂尔多斯盆地呈现广覆式分布的特征，油气运移过程中，优先充注储层物性好、毛管压力小的岩性，因此，储层含油性与物性有一定的相关性(如图3)，本次研究利用含水饱和度与孔隙度建立交汇图，结果显示，沿河湾区长2、长6储层均呈现含水饱和度随着物性的变好而降低。

2.3 岩性与电性关系

利用岩心资料，建立测井数据和岩性分析化验数据之间的关系，最终建立了研究区延长组岩性识别图版(图4)。根据镜下岩心描述将延长组储层岩性分为中砂岩、细砂岩及粉砂岩三种岩性。其中，中砂岩自然伽玛值较低，且受粒径及含油性的影响，其电阻率相对较高，与中砂岩相比，细砂岩自然伽玛值增大较为明显，且电阻率显著降低，粉砂岩自然伽玛基线最高，部分样品点自然伽玛值接近140 API,但与细砂岩有相当比例的重合，显示了仅靠电性资料区分细砂岩和粉砂岩仍存在精度问题。

图4 延长组储层不同岩性与电性关系图

3 有效储层下限标准

3.1 岩性下限

根据分析化验资料，研究区延长组储层主要存在中砂岩、细砂岩、粉砂岩三种岩性，结合本区及邻区现场录井资料(表1)，油迹以上级别含油显示均出现在细砂岩以上，现场解释为微含油，经试油证实该类储层为工业油流。粉砂岩储层在录井显示一般为荧光级别，极个别为油迹级别，该类储层试油结果普遍较差，不具备工业油流。因此，确定岩性下限为细砂岩。

表1 延长组储层试油结果统计表

3.2 物性下限

孔隙度在当前的实验室条件下较易获得且与反应物性的声波时差曲线有较好的相关性，是物性下限标准确定中最常用的参数之一。

本次研究沿河湾区延长组储层下限主要利用经验统计法，其原理是以实验室分析孔隙度、渗透率资料为基础，研究低孔渗段丢失比例累计达到一定范围以后，能否满足生产需求且达到一定经济效益，目前，该方法广泛应用于研究物性下限[14]。其中，储能(或产能)公式为：

QΦi=ΦiHi∑ΦiHi

QKi=KiHi∑KiHi

(式1)

式中QΦi——储油能力，%；

QKi——产油能力，%；

Hi——样品厚度，m；

Φi——单个样品的孔隙度，%；

Ki——单个样品的渗透率值，10-3μm2。

根据研究区延长组物性分析化验资料特征，认为沿河湾区延长组储层为典型的低渗—特低渗储层。考虑到该区低孔渗特点，确定累计频率丢失在15%以下，累计储能丢失在10%以下。根据以上原则，编制分析孔隙度和渗透率分布直方图、累计频率曲线及累计产能丢失曲线，对目的层物性下限进行敏感性分析。

(1)长2砂组。

当渗透率取0.3×10-3μm2时，累计频率丢失为15.21%，累计产能丢失为4.14%；利用渗透率下限值，在孔隙度与渗透率关系曲线上求取对应的孔隙度为12%。当孔隙度取12%时，累计频率丢失为13.61%，累计储能丢失为7.7%，符合该方法界定物性下限的标准(图5)。

(2)长6砂组。

当渗透率取0.15×10-3μm2时，累计频率丢失为14.2%，累计产能丢失为7.57%；利用渗透率下限值，在孔隙度与渗透率关系曲线上求取对应的孔隙度为8%。当孔隙度取8%时，累计频率丢失为12%，累计储能丢失为8%(图5)，该结果接近经验统计法界定物性下限的标准。

图5 延长组储层孔隙度、渗透率频率直方图

3.3 电性、含油饱和度下限

阿尔奇公式包含了岩性、孔喉结构和地层水矿化度等多项因素在电性上的响应，引用该公式的图版形式，揭示孔隙度、电阻率和含油饱和度三因素之间的关系，将不同的流体类型分别投到匹配的区域，可以较为直观地将储层流体分开。

利用沿河湾区试油结果，将对应深度的自然伽玛、声波时差电阻率等电性参数和孔隙度饱和度建立交汇图，确定有效层的电性下限和饱和度下限。

根据延长组单层试油层孔隙度与深感应电阻率、含油饱和度关系(图8)，确定长2砂组油水同层电性下限标准分别为：ILD≥16(Ω·m)、Soi≥40%。

长6砂组油水同层电性下限标准分别为：ILD≥22(Ω·m)、Soi≥32%(图6)。

4 结论

(1)沿河湾区延长组储层岩性、物性、电性及含油性之间有较好的内在联系，岩性与物性的关系表现为，随着粒径的增大，储层物性明显变好；含油性受岩性与物性双重影响，碎屑颗粒粒径增大，物性表好，含水饱和度明显降低；岩性与电性关系明显，随着粒径变细，电性特征表现为自然伽玛值增大，电阻率降低，其中中砂岩与细砂岩电性识别精度较高，粉砂岩与细砂岩识别精度较差。

图6 延长组储层单层试油井段孔隙度与电阻率交会图

(2)利用经验统计法对工区物性下限进行了确定，认为长2孔隙度下限为12%，长6孔隙度下限为8%，长2渗透率下限为0.3×10-3μm2，长6渗透率下限为0.15×10-3μm2。

(3)根据延长组单层试油层孔隙度与深感应电阻率、含油饱和度关系，确定长2砂组油水同层电性下限标准分别为： ILD≥16(Ω·m)、Soi≥40%。；长6砂组油水同层电性下限标准分别为： ILD≥22(Ω·m)、Soi≥32%。