A 区Y101 油藏控制因素浅谈及有利区筛选

吴 頔，朱桦筠，黄延明，汪 洋，葛政廷，肖 飞，陈 醉，陈 俊，吉少文

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安 710020）

胡尖山地区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中北方，分属于东北沉积物源体系[1]。侏罗纪时，由于盆地的整体抬升，姬塬地区遭遇广泛剥蚀，侏罗系富县组呈填充式沉积，导致厚度、岩性均变化较大，延安组开始发育河流－三角洲平原沉积系统，以河湖沼泽相含煤岩系为主。根据该区其岩性、沉积结构、构造、垂向序列及测井曲线特征，以沉积环境的成因标志为依据，综合分析认为，Y10 储层以河流边滩相和河床滞留亚相沉积为主，分属三角洲平原沉积，主要的沉积微相是分流河道，该区多支河道彼此交错叠置造成较宽泛的砂体沉积[2]。

1 地质学特征

1.1 岩石学特征

通过分析A 区块X27-30 井的岩石薄片，对储层岩石学特征进行系统研究，以岩屑、石英、长石三端元组分划分岩石类型。Y10 储层含量最高的是中粗粒、中粒长石砂岩，存在少数长石岩屑砂岩，颗粒粒径介于0.25～1.28 mm。砂岩的结构成熟度较高，分选性良好，碎屑颗粒多为次棱-次圆状[3]，胶结类型主要为孔隙式，其中自生黏土矿物在胶结物中含量最高，高岭石是其主要组合成分。

砂岩碎屑成分占比72.6%。其中石英含量占据主导，介于46.1%～62.2%，平均在52.6%；长石含量占比在12.0%～26.0%，平均在20.0%；岩屑含量介于12.0%～24.0%，平均为16.1%。

1.2 储层物性特征分析

通过铸体薄片对A 区2 口井17 个薄片进行分析，统计成果呈示该区Y10 储层孔径均值为96 μm，孔隙以中孔隙为主。储集空间类型中，粒间孔隙和粒间溶孔含量占据首位，其次是长石溶蚀孔，晶间孔和微裂隙占比最少。其中粒间孔隙占比58.2%，粒间溶蚀孔隙占比27.1%，长石溶孔占比10.0%，晶间孔和微裂隙所占4.7%。孔隙组合类型为溶蚀孔-粒间孔，孔隙填隙物主要是自生矿物和杂基[3]。

通过对A 区块Y10 层72 个样品的岩心孔隙度、渗透率分析，发现孔隙度分布范围介于5.0%～20.0%，平均值15.7%，渗透率分布范围介于1.0～173.4 mD，平均值44.5 mD，属于中孔隙度低渗透储集层（见图1、图2）。

图1 A 区Y10 储层岩心孔隙度直方图

图2 A 区Y10 储层分析渗透率直方图

1.3 砂体展布特征

在研究工区内经过精心绘制横切物源方向和纵顺物源方向即东西走向与南北走向两条油藏剖面图。发现A 区Y101油藏砂体沿河道展布方向发育，连片分布，砂体构造表现为中间高，两边低。东西走向砂体为多层式连通，单砂体之间纵向相互重叠，以侧向连通为主，由西向东砂体厚度逐渐变薄，含油性变差。

南北走向砂体呈孤立式连通关系，多期砂体发育，小层连通关系复杂。

2 岩心归位

岩心是研究和了解地下地质储层的重要实物直观资料，通过分析可以了解地层岩性、沉积特征以及收集测井方法中定性或者定量解释需要的基础数据。但由于岩心收获率一般达不到100%，以及钻具长度和钻时的影响，存在取心井岩心纵深和测井曲线的纵深存在不对应现象。为了确保岩性与电性的深度统一，将岩心及时复位显得举足轻重[4]，在整理岩心时，必须通过对照电测资料将岩心深度和测井深度仔细匹配，同时校正钻具长度测量产生的系统误差，并且利用岩心与测井深度的对应关系建立起岩心物性资料和测井数据的直接关联，恢复岩心所在真实深度。

岩心归位主要分两步进行：（1）初步归位：通过初步挪动取心段的位置，将取心段的岩性描写与相应深度的测井曲线进行匹配；（2）精准归位：在岩性与测井曲线归位的基础上，将岩心分析化验的物性资料与测井数据进行精细对比，最终达到岩电一致[4]。

A 区块X27-30 井在Y101段进行了取心，取心进尺10.0 m，岩心长9.8 m，获取率98.0%。利用上述方法进行岩心归位达到了岩电统一的目的。便于下步表征开展“四性关系”的相关研究。

由于A 区Y101油藏存在油水界面不确定的特点，对X27-30 井取心观察，发现油水界面并不是原认为的15 m 处，而是在构造8～15 m 均含油，为油水混合带，油水界面在构造8 m 处。研究工区油水井构造均在油水界面以上，但试采结果参差不齐，证明该区整体受到构造控制的同时，也有其他未知主控因素影响单井产能，下步找寻能代表油气聚集、单井高产的主控因素是解决该问题的要点。

3 主控因素分析

3.1 数据优化

A 区Y101油藏具有隐蔽性强、规模小、落空和低产井风险大的特点。在构造不能完全控制油藏富集时，找寻能控制油气成藏规律的主要物性参数就是解决问题的第一选择。通过试采数据进行老井二次解释，由结果反推测井系列的合理性，规定含水≤40%为油层；含水介于40%～70%为油水同层；含水≥70%含油水层-水层，发现原测井解释结果并不能对应试采含水。所以采取数据优化，即通过四性关系和开发动态数据之间的相关联系，得出更具代表性的几项参数，通过定量分析进行综合甜点评价。

3.2 出油下限的确定

通过对建产有利区内17 口采油井的测录井数据为研究方向，统计多项物性参数并进行关联分析，发现电阻率（Rt）、孔隙度（φ）、渗透率（K）和声波时差（AC）四项参数均存在明显的分界线，只有这四种参数的数值都达到一定数值以上，试采结果才表现为高产。由此得出这四项参数是优选有利区的关键因素[5]。

值得注意的是，虽然存在物性参数达到临界点以上但仍有少量井含水较高的现象，这是因为油藏开发不仅受到自身储层的影响，措施方式、开发手段同样对单井产量存在影响，部分井的误出数据不能作为反映主控因素的划分标准。

（1）含油性：储层含油性的最真实反映应该是密闭取心分析结果，但是由于该数据资料太少，不具备普遍性；所以选取测井含油饱和度作为评价储层优劣的主要参数。其中决定含油饱和度高低的关键参数又是电阻率和声波时差，即这两项参数完全可以代表储层含油性。经过统计这两项参数与单井试采含水的关系发现这两项参数均存在明显的临界值。当电阻率小于15.0 Ω·m，声波时差小于240 μs/m 时，油井试采含水均高于70%。

（2）孔隙度和渗透率：孔隙不仅可以储存油气，而且允许油气在其中渗滤，说明孔隙度的大小完全可以作为优选有利区的主控因素之一；渗透率又决定了岩石允许流体通过的能力，通过统计该地区孔隙度、渗透率与试采数据绘制交汇图发现，当测井视孔隙度小于15.5%，渗透率小于8.0 mD，试采含水均高于70%。

通过绘制胡尖山Y101储层电阻率与声波时差-孔隙度-渗透率交会图，并排除高误值点，表明油层的下限是Rt≥19 Ω·m，AC≥245 μs/m，K≥14.0 mD，φ≥16%、油水同层的下限为Rt≥15 Ω·m，AC≥240 μs/m，K≥8.0 mD，φ≥15.5%。

4 有利区优选

根据以上研究成果及评价方法，统计2020-2021年A 区完钻井的岩电参数，利用3 种交汇图版对完钻井进行储层评价（见图3），从图3 中可以看出9 口完钻井中有6 口在解释图版中的油水同层下限之上，通过试采验证发现这6 口井初期试采含水也在70%以下，证明二次解释图版在A 区块的良好适应性。

图3 A 区Y10 层测井二次解释图版

由于单因素甜点的分布不能达到优选有利区的目的，所以通过绘制孔隙度、电阻率、声波时差、渗透率平面分布图，对单因素甜点分布进行刻画，叠加后确定综合甜点分布，利用确定的含油下限作为有利区评选标准，最终重新预测含油有利区。

预测结果分为三种类型：Ⅰ类有利区、Ⅱ类有利区和Ⅲ类有利区。Ⅰ类有利区井控程度较高且投产井产量可观，可达到一定建产规模；Ⅱ类有利区井控水平相对较低，大多数不是本层位开发井，Y101层是否具备规模建产能力尚未明确需进行补孔查验；Ⅲ类有利区井数少，可通过增加部署探评井及甩开骨架井达到加深油藏认识的目的[6]（见表1）。

表1 A 区储层分类参数表

5 结论

（1）砂体呈近南北向展布，东西走向砂体为多层式连通，单砂体之间纵向相互重叠，以侧向连通为主，油层厚度由西向东逐渐变薄；南北走向砂体呈孤立式连通关系，多期砂体发育，小层连通关系复杂。

（2）Y10 储层以河流边滩相和河床滞留亚相沉积为主，Y10 储层含量最高的是中粗粒、中粒长石砂岩，存在少数长石岩屑砂岩，颗粒粒径介于0.25～1.28 mm。储层孔隙表现为粒间孔隙和粒间溶孔，属于中孔隙度低渗透储层。

（3）通过岩心归位和重构老井二次解释测井模板，结合Y101层储层的岩电参数及试采数据确定该区受构造控制的同时，物性参数也影响单井产能，油层的下限是Rt≥19 Ω·m，AC≥245 μs/m，K≥14.0 mD，φ≥16%、油水同层的下限为Rt≥15 Ω·m，AC≥240 μs/m，K≥8.0 mD，φ≥15.5%。

（4）通过利用出油下限进行储层分级评价，确定三级有利区，共预测含油面积6.2 km2，优选Ⅰ+Ⅱ类建产区2.58 km2，地质储量129.5×104t，可建产能1.2×104t。