鄂尔多斯盆地定边油田主力油层有效储层厚度

许 璟，贺永红，马芳侠，杜彦军，马 浪，葛云锦，王瑞生，郭 睿，段 亮

（1.西北大学地质学系，西安 710069；2.陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，西安 710065；3.延长油田股份有限公司定边采油厂，陕西榆林 718699）

0 引言

储层的有效厚度是指达到储量起算标准的含油气层系中具有产油气能力的储层厚度［1］，其下限值是储量计算的重要技术参数，也是生产测试过程中选择试油层位的重要依据［2-3］。受地质条件、储层孔隙结构、地层温压、石油工艺和开采技术等多因素影响［3-4］，难以建立统一的数学模型得出储层有效厚度下限的确定方法。目前确定储层有效厚度下限的途径倚重于岩心、试油试采、测井、录井和高压物性等资料的统计分析［5］。研究者们针对鄂尔多斯盆地中生界延安组和延长组单层系储层有效厚度下限开展过较多工作，不同地区、不同层系存在较大差异。刘冬冬等［6-7］对延9 储层有效厚度下限的取值范围为：孔隙度13%～15%，渗透率1～4 mD，声波时差243～250 μs/m，电阻率8～11.5 Ω·m，含油饱和度40%～43%；王媛媛等［8-11］对长6 储层有效厚度下限的取值为：孔隙度5%～10%，渗透率0.08～0.25 mD，声波时差215～227 μs/m，电阻率9.5～47 Ω·m，含油饱和度35%～44%；张凤奇等［12-14］对长7 储层有效厚度物性下限的取值为：孔隙度5%～6.2%，渗透率0.028～0.13 mD；曲长伟等［15-16］对长9 储层有效厚度下限的取值为：孔隙度7%～12.5%，渗透率0.2～0.4 mD，电阻率26～52 Ω·m。但上述研究较少关注中生界纵向上不同层系间储层有效厚度下限的差异性成因。随着对鄂尔多斯盆地中生界低渗—特低渗油藏、致密油藏等非常规油藏勘探开发的持续深入，其普遍具有储层非均质性强和油水关系复杂等特点，使中生界油藏的有利区预测精度及资源探明程度较低［17］。

鄂尔多斯盆地定边油田沙涧区的勘探开发始于2009 年，主力油层位为侏罗系延安组延9 油层组和三叠系延长组长6、长9 油层组。这3 个油层组的物性和电性存在明显差异，储层非均质性表现明显，薄互层的广泛发育和多套油水系统的相互叠置，低电阻率与常规电阻率油层并存，造成有效储层识别困难。通过建立鄂尔多斯盆地定边油田沙涧区延9、长6 和长9 多层系低渗透储层参数的测井解释模型，实现储层参数由取心井到非取心井的最佳定量求取。在此基础上，进行油层有效厚度下限的多维研究，准确界定各储层的有效厚度下限标准，以确定区块内油层的分布。利用储层的差异化成岩作用［18］探讨延9、长6 和长9 有效厚度下限的差异性成因，验证有效厚度下限取值的合理性，进一步认识定边油田中生界油藏储层的分布变化。以期为提高储层有利区预测精度提供一定的理论依据。

1 地质概况

定边油田沙涧区位于鄂尔多斯盆地的天环坳陷东部［图1（a）］，邻近陕北斜坡，隶属于陕西省榆林市定边县西南部的红柳沟镇，工区面积120 km2。三叠系延长组和侏罗系延安组沉积时期，鄂尔多斯盆地为大型的陆相坳陷盆地，内部构造相对简单，“相-势”耦合控制石油聚集［19］，以岩性油藏为主。同时，在低幅度构造的影响下，局部亦发育构造-岩性油藏［20］。沙涧区延长组以灰绿色、灰色中细—粉砂岩夹暗色泥岩为主，从上到下可进一步划分为10 个油层组（长1—长10）。而延安组总体以浅灰色细—中砂岩及少量粗砂岩夹深灰色泥岩、煤层为主，亦可划分10 个油层组（延1—延10）。其中延安组的延9 油层组和延长组的长6 及长9 油层组为定边油田的主力产油层。

定边油田沙涧区延长组长9 和长6 油层组主体均为三角洲前缘亚相沉积［图1（b）］，具体发育水下分流河道和分流间湾沉积微相。其中，长9 油层组以发育水下分流河道沉积为主，砂体厚度大。而长6 油层组呈现水下分流河道砂体与水下分流间湾泥岩交互沉积。沙涧区延安组延9 油层组为三角洲平原亚相沉积，底部普遍发育分流河道砂体，具有下粗上细的正旋回特征。

图1 鄂尔多斯盆地定边油田沙涧区的地理位置（a）及地层综合柱状图（b）Fig.1 Location（a）and stratigraphic column（b）in Shajian area of Dingbian Oilfield，Ordos Basin

2 储层特征

2.1 岩石学特征

根据岩石薄片的观察与统计，参照Folk 砂岩分类标准［21］，鄂尔多斯盆地定边油田沙涧区延9、长6和长9 油层组储层矿物成分如表1 所列。

表1 鄂尔多斯盆地定边油田沙涧区主力油层组储层矿物成分Table 1 Mineral composition ofmain oil reservoirs in Shajian area of Dingbian Oilfield，Ordos Basin

延安组延9 储层岩石类型以长石砂岩和长石石英砂岩为主，主要矿物成分为石英，其次为长石、岩屑和云母，填隙物为黏土矿物、硅质和少量碳酸盐岩。其中黏土矿物以高岭石、绿泥石和伊利石为主，碳酸盐岩以（铁）方解石和铁白云石为主。粒径范围0.1～0.6 mm，为中—细粒砂岩，颗粒分选中等—好，磨圆度以次圆状为主。颗粒间点—线接触，胶结类型以薄膜—孔隙式、加大—孔隙式和孔隙式为主。延长组长6 和长9 储层岩石类型为长石砂岩和岩屑长石砂岩，主要矿物成分为长石，次为石英、岩屑和云母，填隙物为黏土矿物、碳酸盐岩和少量硅质。粒径多分布在0.06～0.25 mm，为细粒—极细粒砂岩，颗粒分选中等—好，磨圆度以次棱－次圆状为主。颗粒之间多为线接触，胶结类型以薄膜—孔隙式和孔隙式为主。

2.2 孔隙特征

根据岩石铸体薄片和扫描电镜观察分析，定边油田沙涧区孔隙类型主要有剩余粒间孔隙、溶蚀孔隙、自生矿物晶间孔隙和微裂缝孔隙等。其中以剩余粒间孔最为发育［图2（a），（b）］，占总面孔率56.6%～65.4%，此类孔隙直径一般为0.03～0.15 mm，连通性较好。其次为各类溶蚀孔隙，包括溶蚀粒间孔隙和溶蚀粒内孔隙，占总面孔率19.9%～37.4%，溶蚀组分为长石、云母和少量岩屑、方解石。常见溶蚀粒内孔隙与溶蚀粒间孔隙连通，同时经常出现剩余粒间孔和溶蚀孔组成的混合类孔隙［图2（a），（c）］，该孔隙类型储集空间大，喉道连通性强。此外，自生矿物晶间微孔隙主要有自生绿泥石、高岭石和伊/蒙混层晶间微孔隙组成［图2（d）］，但该类孔隙孔喉半径极小，孔隙直径一般为1～5 μm，所以提供的储集空间甚微，主要储集不能流动的残余油。

图2 鄂尔多斯盆地定边油田沙涧区主力油层组砂岩储层显微照片（a）绿泥石黏土薄膜形成残余粒间孔，部分颗粒溶蚀成溶蚀粒间孔，D3268 井，1 925.08 m，延9，单偏光；（b）绿泥石薄膜发育，保留了部分粒间孔，D3735 井，2 525.54 m，长6，单偏光；（c）溶蚀作用发育，长石颗粒沿解理溶蚀，岩屑易溶组分溶蚀强烈，D3831，2 498.63 m，长9，单偏光；（d）伊蒙混层充填孔隙，D13 井，2 837.05 m，长9，扫描电镜；（e）颗粒紧密接触，云母弯曲变形，D3251 井，2 422.5 m，长6，电镜扫描；（f）压实作用强烈，颗粒长线-凹凸接触，泥质成假杂基充填孔隙，资D3268 井，2 645.53 m，长9，单偏光；（g）方解石致密胶结，D3251 井，2 700.35 m，长9，扫描电镜；（h）石英发棕褐色光，长石主要发亮蓝色、土黄色光，蚀变较普遍，方解石胶结非常发育，发明亮橙黄色光，D44080 井，2 768.09 m，长9，阴极发光；（i）绿泥石、硅质胶结，堵塞吼道，发育残余粒间孔，D3269 井，2 391.15 m，长6，扫描电镜Fig.2 Micrographs of sandstone reservoirs ofmain oil reservoirs inShajian area of Dingbian Oilfield，Ordos Basin

2.3 物性特征

延9、长6 和长9 油层组储层的孔隙度和渗透率数据的统计结果（表2）表明，延安组延9 储层物性具有中—低孔隙度、中—低渗透率特征，延长组长6 和长9 储层物性具有低—特低孔隙度、低—特低渗透率特征。

表2 鄂尔多斯盆地定边油田沙涧区主力油层组储层物性统计表Table 2 Physical properties ofmain oil reservoirs in Shajian area of Dingbian Oilfield，Ordos Basin

2.4 成岩作用

对储层砂岩样品的岩石铸体薄片、扫描电镜、阴极发光等分析，认为定边油田沙涧区延安组和延长组储层中的成岩作用主要包括压实压溶作用、胶结作用和溶蚀作用。

2.4.1 机械压实和压溶作用

延9、长6 和长9 储层均受到明显的压实和压溶作用。长6 和长9 由于埋深较大，压实压溶作用较延9 更为强烈。在压实作用下储层表现为长石、石英等的定向排列，塑性组分如岩屑及黑云母等则受到挤压发生弯曲变形［图2（e）］，以假杂基形式长轴方向定向排列，颗粒间呈现点—线和线接触，从而造成颗粒间喉道半径缩小［图2（f）］。压溶作用表现为颗粒间的线接触、凹凸接触以及石英自生加大。

2.4.2 胶结作用

延9、长6 和长9 储层胶结作用十分普遍。延9油层组常见黏土胶结、硅质胶结，但是碳酸盐胶结不发育，主要有绿泥石薄膜包裹颗粒、高岭石充填胶结［图2（a）］。长6 和长9 油层组主要发育碳酸盐胶结、黏土胶结和硅质胶结。镜下可见方解石充填孔隙交代颗粒［图2（g），（h）］，绿泥石、伊利石和伊/蒙混层充填孔隙［图2（d），（i）］，绿泥石薄膜包裹颗粒［图2（b）］以及石英次生加大。除绿泥石薄膜包裹颗粒有利于孔隙的保存，其它胶结作用尤其是碳酸盐胶结，对储层破坏十分明显［22］。

2.4.3 溶蚀作用

中生界储层砂岩成分成熟度较低，砂岩中均含有丰富的易发生溶解的长石和岩屑颗粒。然而相对于长6 砂泥岩薄互层及孤立的砂体与泥岩广泛接触沉积，长9 发育厚层砂岩，连通性更好，使得有机酸溶液更容易进入，因此长9 砂岩溶蚀作用比较强烈［图2（c）］，对储层物性改善有一定的建设性作用。常见的溶蚀作用有长石等铝硅酸盐矿物颗粒的溶蚀，形成粒内溶孔，还有粒间溶蚀作用，这种溶蚀作用有利于扩大粒间孔隙，而定边油田沙涧区的碳酸盐溶解不甚发育。

3 储层有效厚度下限的确定

储层有效厚度下限研究采用岩心刻度测井法、阿尔奇公式法和密闭取心法建立储层参数的测井解释模型，并对模型进行可靠性检验。在此基础上，利用经验统计法和图版交会法确定符合本区油层特点的岩性、含油性、物性和电性的下限标准。

3.1 储层参数测井解释模型

3.1.1 孔隙度模型

在测井资料标准化及岩心归位的基础上，对延9 油层组80个、长6 油层组172 个和长9 油层组69 个物性样品的分析孔隙度和孔隙度测井（声波时差、中子和密度）数据进行相关性分析，发现标准化后的声波时差和岩心分析孔隙度之间相关性较好，呈正相关，相关系数R2均大于0.76。三个油层组分别回归得方程为

式中：F为孔隙度，%；Δt为声波时差，μs/m。

采用上述模型计算孔隙度，并与对应岩心分析孔隙度进行对比检验，延9、长6 和长9 油层组测井解释孔隙度与岩心孔隙度的平均相对误差依次为5.3%，6.9%，6.1%，说明孔隙度模型具有可靠性，可进行非取心井的定量处理。

3.1.2 含油饱和度模型

（1）阿尔奇公式法

阿尔奇公式是连结储层物性、含油性和电性的桥梁，相比其他方法，利用测井信息研究储层含油饱和度是最经济有效的方法［23］。其计算公式为

其中：Sw为原始含水饱和度；Φ为孔隙度，%；Rw为地层水电阻率，Ω·m；Rt为目的层电阻率，Ω·m；a、b为岩性系数；m为胶结系数；n为饱和度指数。

分别建立各油层组的地层因素（F）和孔隙度（Φ）、电阻率增大率（I）和含水饱和度（Sw）的关系图版（图3），然后根据地层水分析和地层温度资料，确定等效NaCl 溶液矿化度和地层水电阻率（Rw），以此可确定阿尔奇公式计算含油饱和度各参数值（表3）。

图3 鄂尔多斯盆地定边油田沙涧区主力油层组含油饱和度解释图版（阿尔奇公式法）Fig.3 Oil saturation interpretation ofmain oil reservoirs in Shajian area of Dingbian Oilfield，Ordos Basin

表3 鄂尔多斯盆地定边油田沙涧区主力油层组阿尔奇公式法计算含油饱和度各参数取值Table 3 Parameters of oil saturation calculated by the Ar‐chie formula ofmain oil reservoirs in Shajian area of Dingbian Oilfield，Ordos Basin

（2）密闭取心法

对延9、长6 和长9 油层组密闭取心油层段测定的孔隙度（Φ）与含水饱和度（Sw）进行交会，拟合成孔隙度与含水饱和度关系曲线（图4）。油层的现场损失含水一般为3%～5%（由于本次密闭取心井岩心出筒后及时进行了实验分析，所以按3%进行校正），最后可确定各油层组密闭取心法含油饱和度值。

图4 鄂尔多斯盆地定边油田沙涧区主力油层组含油饱和度解释图版（密闭取心法）Fig.4 Oil saturation interpretation of main oil reservoirs in Shajianarea of Dingbian Oilfield，Ordos Basin

针对定边油田沙涧区各含油井区，分别利用阿尔奇公式法和密闭取心法计算平均原始含油饱和度值，对结果进行比较分析（表4），计算绝对误差在±5%以内，证实了含油饱和度解释模型的可靠性。

表4 鄂尔多斯盆地定边油田沙涧区主力油层组阿尔奇公式法与密闭取心法计算含油饱和度值Table 4 Oil saturation value calculated by Archie formula and sealed coring of main oil reservoirs in Shajian area of Dingbian Oilfield，Ordos Basin

3.2 有效厚度下限标准

3.2.1 岩性和含油性下限标准

依据延9、长6 和长9 储层产油层岩性粒度统计结果，均为细砂岩或中—细砂岩，而粉砂岩与含泥砂岩一般不含油，因此有效厚度岩性下限定为细砂岩级。延9、长6 和长9 油层组已获工业油流井承压段岩心及录井资料统计结果表明，工业油流段含油产状主要为油迹级及其以上，荧光级占极少数。因此确定本区延9、长6 和长9 油层组岩心含油级别下限为油迹级。

3.2.2 物性下限标准

经验统计法是基于岩心分析的物性下限确定方法，把储层物性与产能结合，以低孔渗段累计储油、渗流能力丢失占总累计一定百分比为界限，从储油能力和渗流能力两方面确定储层物性下限的方法［5］。针对定边油田沙涧区低—特低渗透储层的特点，按照工业油井中储层储能、产能丢失率分别小于10%，5%进行计算。

从延9 孔隙度频率分布图［图5（a）］来看，延9孔隙度（Φ）下限值取12.5%，累计储油能力丢失9.74%，从孔渗关系图［图6（a）］上看，相应渗透率（K）为2.0 mD；从渗透率频率分布［图5（d）］来看，渗透率值为2.0 mD，累积产油能力丢失1.72%。按以上标准取下限值，则储油能力、产油能力损失都较小，因此，孔隙度12.5%、渗透率2.0 mD 可以作为延9 有效厚度物性下限。

同理，当长6 孔隙度（Φ）下限值取9.0%时［图5（b）］，累计储油能力丢失8.04%，相应渗透率（K）为0.2 mD［图6（b）］，当渗透率下限值取0.2 mD 时，累积产油能力丢失3.04%［图5（e）］，因此孔隙度9.0%、渗透率0.2 mD 可以作为长6 有效厚度物性下限。当长9 孔隙度（Φ）下限值为7.0%时［图5（c）］，累计储油能力丢失7.16%，相应渗透率（K）为0.30 mD［图6（c）］，当渗透率下限值取0.30 mD 时［图5（f）］，累积产油能力丢失2.12%，因此孔隙度7.0%、渗透率0.3 mD 可以作为长9 有效厚度物性下限。

图5 经验统计法确定鄂尔多斯盆地定边油田沙涧区主力油层组储层有效厚度物性下限Fig.5 Determination of physical property lower limits of effective thickness by empirical statistics of main oil reservoirs in Shajian area of Dingbian Oilfield，Ordos Basin

图6 鄂尔多斯盆地定边油田沙涧区主力油层组孔隙度与渗透率关系图版Fig.6 Relationship between porosity and permeability of main oil reservoirs in Shajian area of Dingbian Oilfield，Ordos Basin

3.2.3 电性下限标准

本次电性标准的关键曲线选择了能够灵敏反映薄层且相关性较好的高分辨率声波时差和深感应电阻率，再利用孔隙度模型式（1）—（3）和含油饱和度模型公式（公式4）进行对应的孔隙度、含油饱和度计算，进而求得各油层有效厚度的电性下限值［24］。

利用延9（48 口井52层）、长6（39 口井52 层）和长9 油层组（44 口井45 层）的试油试采资料点，分别建立延9、长6 和长9 油层组的声波时差（Δt）与深感应电阻率（RILD）、孔隙度（Φ）与含水饱和度（Sw）的两两交会图版，图版精度均大于94%（图7）。对于混入油层（油水同层）分布区的水层（含油水层），分析其原因主要是由于射孔弹强度低、射孔位置不合理及压裂加砂规模偏小等工程原因导致解释油层（油水同层）试油未取得理想效果。

从交会图版［图7（a），（d）］获得延9 有效厚度电性参数下限值：Δt≥239 μs/m，RILD≥6 Ω·m，且RILD≥-0.2154Δt+59.61；Sw≤52.5%（So≥47.5%）。从交会图版［图7（b），（e）］获得长6 油层组有效厚度的电性参数下限值：Δt≥222 μs/m，RILD≥13.0 Ω·m，且RILD≥-0.6523Δt+165.32；Sw≤56%（So≥44%）。从交会图版［图7（c），（f）］获得长9 油层组有效厚度的电性参数下限值：Δt≥213 μs/m，RILD≥17.5 Ω·m，且RILD≥-0.7164Δt+175.44；Sw≤58.5%（So≥41.5%）。

图7 鄂尔多斯盆地定边油田沙涧区主力油层组有效厚度电性下限图版Fig.7 Electrical properties lower limits of effective thickness of main oil reservoirs in Shajian area of Dingbian Oilfield，Ordos Basin

最终定边油田沙涧区延安组延9 和延长组长6、长9 油层的岩性、含油性、物性和电性有效厚度下限值汇总于表5。

表5 鄂尔多斯盆地定边油田沙涧区主力油层组有效厚度下限取值标准Table 5 Standard for cutoffs of effective thickness of main oil reservoirs inShajian area of Dingbian Oilfield，Ordos Basin

4 有效厚度下限的差异及其成因

4.1 物性下限差异性成因

从定边油田沙涧区延9、长6 和长9 油层组有效厚度物性下限的分析结果来看，各层平均埋藏深度与孔隙度下限值呈负相关，但渗透率下限由高到低呈现的趋势为延9、长9、长6。该区中生界储层中初始孔隙度相差较小［25］，但由于各层沉积环境不同，各储层的埋深、岩石组分及产状、地层温压等存在较大差异，使得后期不同成岩作用对各储层物性变化的影响程度差别较大。

延9 油层中矿物成分中抗压实的刚性颗粒石英等含量高、颗粒粒度较大，加之埋深较延长组浅，压实作用较延长组弱。由于压实作用对储层物性的降低起了主要的作用［26］，同时碳酸盐胶结作用对储层物性破坏程度较强，往往在碳酸盐强烈胶结地区，储层物性很差［26］。因此延9 储层埋深大和碳酸盐胶结不太发育的特点造成了该油层组的孔隙度、渗透率下限值均高于延长组长6、长9 油层组。

长6 油层埋深介于延9 和长9 之间，压实作用较弱，原生粒间孔相对较大。同时，长6 油层组砂岩中相对发育黑云母和火山岩岩屑，为成岩阶段的绿泥石胶结作用提供了充足的Fe2+和Mg2+等物质来源［27-28］，导致该区在长6 油层组砂岩中的绿泥石胶结作用较强［参见图2（b），（i）］，具体表现为发育绿泥石膜和孔隙充填绿泥石。一方面，绿泥石膜能够将碎屑与孔隙水隔开，阻止颗粒自生加大，且颗粒间的薄膜可以增强砂岩的抗压实能力，使粒间孔隙得以保存［29-30］。另一方面，由于孔隙充填绿泥石酸敏性较强，其晶体结构中的铁和镁会在酸性物质下溶出，当介质流体流速较低时，随着环境pH 值下降而产生Fe（OH）3胶体［31］，其粒度通常比储层孔喉半径大，易堵塞孔喉，导致渗透率降低［32-33］，也增强了储层的非均质性。这些因素造成了长6 储层孔隙度较高，但渗透率相对较低。

长9 段砂岩储层虽然埋深大，压实作用和胶结作用均较强［参见图2（f）—（h）］，沉积孔隙空间被大量挤压。但是相对于长6 砂泥岩互层形式的砂体，长9 油层组砂岩厚度大，砂体的连通性更好，有利于后期长7 烃源岩排烃时产生的酸性流体的注入［34］，使长石、岩屑发生溶蚀，产生次生孔隙，长石的溶解除了在长石颗粒内部产生较多的溶蚀粒内孔隙，还会产生大量的溶蚀粒间孔将砂岩内残存的剩余粒间孔隙及喉道扩大［参见图2（c）］，提高了储层的渗透性［35］。因此，综合长6 和长9 成岩作用的差异及对储层物性的影响分析，有效解释了长6 储层孔隙度下限高于长9 储层，而渗透率下限低于长9储层的原因。

4.2 低电阻率油层成因分析

对于淡水泥浆而言，典型的油层和油水同层电阻率绝对值一般大于10 Ω·m，具双感应测井多具有低侵特征，即深感应电阻率（RILD）大于中感应电阻率（RILM），且明显大于水层的电阻率。长6 和长9油层组表现为常规油层（或油水同层）所具有的油层电阻率绝对值高（大于12 Ω·m）［图8（a）］。但是延9 油层组双感应测井曲线多显示高侵特征，即深感应电阻率小于中感应电阻率，且电阻率绝对值低，油水层电阻率增大率为1～2，与水层较难区分［图8（b）］。

图8 鄂尔多斯盆地定边油田沙涧区主力油层组单井油水层识别Fig.8 Oil and water layer identification of single wells in main reservoir in Shajian area of Dingbian Oilfield，Ordos Basin

钻井液对于储层中的油层和水层识别具有一定的影响，其侵入过程和影响特性比较复杂，与多种因素有关。随着钻井液逐渐侵入地层，伴随时间的变化，流体的电性特征出现明显的差异。前人通过实验和数值模拟结果［36-37］，发现在不同含油饱和度情况下，淡水钻井液侵入对于双感应电阻率的影响不同。当为油层和油水同层时，随着时间推移，钻井液侵入越来越深，并且深感应电阻率低于真实的地层电阻率。当为水层时，中感应电阻率明显高于深感应电阻率，而且水层的深感应电阻率高于真实电阻率，随着时间推移，该趋势进一步增大。含油层的电阻率随时间不断地降低，而水层的电阻率反而升高，导致油水层之间的差异越来越小，造成低阻的现象。并且随着钻井液矿化度增大后，油层（或油水同层）深感应电阻率（RILD）测井值降低更多，但水层电阻率的增大率将有所减小［36，38］。

定边油田沙涧区钻井过程中，先钻至延安组延9 油层组，再钻至延长组长6、长9 油层组完钻，然后进行电测。由于延9 油层组距井底距离较大，故钻井液浸泡时间较长，加之延安组储层具有弱亲水性，油层中原油黏度和密度小，流动性好，容易被钻井液所驱替，且目前所用钻井液电阻率小于地层原油电阻率，从而形成低阻油层。

数值模拟结果表明［36，38］，孔隙度高的储集层受钻井液侵入影响更大，与物性较差储层相比，物性较好储层的油层或油水同层深感应测井值降低更多，水层深感应测井值上升更多。这是因为孔隙度越大，储层含水体积越大，且渗透率越大，储层连通性越好，良好的储层物性沟通了储层孔隙空间中的可动水及束缚水，形成了良好的储层导电网络。延9 较长6、长9 储层物性好（参见图5），孔隙含水体积大，钻井液侵入影响更加严重，进一步加剧了油层和油水同层双感应电阻率的降低［图8（b）］。并且从延9 电阻率与声波时差交会图可以看出［参见图7（a）］，油层（油水同层）深感应电阻率与反应孔隙度的声波时差相关性较好，电阻率随声波时差和孔隙度的增大有降低趋势。其中当声波时差（Δt）≥251 μs/m时，对应孔隙度（Φ）≥16.6%时，深感应电阻率均（RILD）≤9 Ω·m。

此外，根据镜下观察，延9储层砂岩中多见绿泥石薄膜和高岭石充填胶结［参见图2（a）］。由于黏土吸水膨胀，黏土颗粒表面会吸附孔隙内水中的金属阳离子，以保持平衡，在外界电场作用下，被吸附的阳离子沿黏土颗粒表面交换位置，产生附加导电现象。且有实验研究表明，含油饱和度越大、对导电性影响越强，电阻率下降幅度越大［39］。因此，在上述因素的共同影响下，导致了延9 有效厚度的深感应电阻率下限明显低于长6、长9 有效厚度电阻率下限值的客观现象。

5 结论

（1）鄂尔多斯盆地定边油田沙涧区侏罗系延安组延9 和三叠系延长组长6、长9 三套主力油层组有效厚度孔隙度下限分别为12.5%，9.0%，7.0%，渗透率下限分别为2.0 mD，0.2 mD，0.3 mD，含油饱和度下限分别为47.5%，44.0%，41.5%。成岩作用的不同是造成储层有效厚度物性下限差异的重要原因，其中压实作用和碳酸盐岩胶结作用发育较弱的延9 储层物性条件相对最好；长6 储层中绿泥石膜的发育使部分粒间孔得以保存，而自生黏土则易堵塞孔喉，降低储层渗透率；长9 储层的强压实作用和胶结作用减少的孔隙度大于长6 储层，但由于砂岩厚度大，砂体连通性好，有利于酸性流体的注入，后期溶蚀作用对储层渗透性的改善作用较强，导致长6 油层孔隙度下限高于长9，而渗透率下限低于长9 油层。

（2）鄂尔多斯盆地定边油田沙涧区3 套主力油层组有效厚度声波时差下限分别为239 μs/m，222 μs/m，213 μs/m，深感应电阻率下限分别为6.0 Ω·m，13.0 Ω·m，17.5 Ω·m。延9 低电阻率油层广泛发育，原因是延9油层距井底较远，淡水钻井液浸泡时间长，钻井液对油层、水层双感应电阻率的不同影响，导致油层、水层之间的差异越来越小，造成了油层（油水层）电阻率的明显降低。并且延9 储层较高的孔隙度和黏土的附加导电作用，也使其电阻率进一步降低。