鄂尔多斯盆地X地区上古生界本溪组储层“四性”关系

2022-06-10俞保财任小锋于焕朝王文泽马一宁付军辉

石油地质与工程 2022年3期

俞保财，任小锋，于焕朝，王文泽，马一宁，付军辉

（1.中国石油集团测井有限公司长庆分公司，陕西西安 710201；2.中国石油长庆油田第九采油厂，宁夏银川 750000）

当前鄂尔多斯盆地油气勘探牢牢把握“勘探新突破和规模效益增储”两大核心任务。天然气勘探主攻新区新层系，加大甩开实施力度，寻找新发现和新突破；坚持勘探开发一体化，深化规模储量区精细勘探，提交高效储量。研究区本溪组储层发育高压气藏［1-3］，是高效储量提交的目的层位之一。高效储量的提交要求实现砂体重新刻画、高精度气藏描述，同时对储层解释评价提出更高要求。本溪组主要为致密砂岩储层，部分致密砂岩储层填隙物含量高，储层束缚水饱和度变化大［4-6］，孔隙度相同的气层，电阻率变化大，气层电阻率下限确定难［7-9］，比常规砂岩储层测井评价难度大。本文以鄂尔多斯盆地X地区为例，通过目的层岩石物理实验、测井、试气等资料开展本溪组储层“四性”关系研究，明确储层特征、流体识别标准，为进一步精细解释评价和增储上产提供依据。

1 储层岩性特征

1.1 岩石类型

根据研究区储层样品砂岩薄片统计表明，研究区本溪组储层以石英砂岩和岩屑石英砂岩为主，含少量岩屑砂岩（图1）；碎屑岩成分石英含量较高，达到85.00%左右，长石含量较低，岩屑成分主要为变质岩屑；储层填隙物含量占比12.77%，以高岭石、水云母、铁方解石和硅质为主，含少量菱铁矿、黄铁矿；储层分选性以中、好为主；胶结类型以孔隙式、加大-孔隙式为主；磨圆度以次棱、次圆为主。

图1 砂岩石英-岩屑-长石三角分类图

1.2 孔隙类型

研究区铸体薄片观察表明，研究区本溪组孔隙类型包括粒间孔、粒间溶孔、岩屑溶孔、晶间孔及少量微裂缝（图2）。不同岩性的储层具有不同类型的孔隙组合。石英砂岩孔隙组合主要为溶蚀孔、残余粒间孔和粒间孔-溶孔组合；岩屑石英砂岩孔隙组合以溶蚀孔、粒间孔组合为主。

2 储层物性特征

对研究区31口井本溪组720余块砂岩岩心样品分析结果的统计显示，储层孔隙度为1.53% ～12.34%，平均孔隙度为5.83%，孔隙度为4.00% ～8.00%的样品占了总样品数的68.34%；储层渗透率主要为0.004×10-3～165.320×10-3μm2，平均渗透率为0.460×10-3μm2，渗透率为0.050～0.500×10-3μm2的样品占了总样品数的59.67%，9.52%的样品由于微裂隙的存在渗透率大于3.000×10-3μm2（图3）。储层整体表现为低孔低渗储层。

3 储层“四性”关系

储层“四性”（岩性、物性、电性、含气性）关系研究是建立储层测井参数解释模型和确定气层有效厚度下限的基础［10-11］。

3.1 岩性与物性关系

鄂尔多斯盆地上古生界砂岩储层物性与岩性密切相关，一般石英含量越高，物性越好。由图4、图5可以看出，研究区岩屑砂岩储层相对较少，石英含量低、物性差；岩屑石英砂岩储层石英含量为65.00～75.00%，物性中等；石英砂岩储层，石英含量较高，物性最好，是研究区有利的含气储层。分析表明岩性对储层的物性具有明显的控制作用。

图4 不同岩性砂岩储层孔隙度、渗透率交会图

图5 孔隙度、渗透率与石英百分含量交会图

3.2 物性与含气性关系

岩性决定储层的物性，物性决定了含气性，它们之间有一定的联系。对本溪组试气资料分析，并结合对应层位的物性分析数据，建立不同含气级别的孔隙度、渗透率交会图（图6），由图可知，储层物性的好坏是控制储层含气性的直接因素。研究区储层气层、气水同层物性较好，差气层物性相对较差，干层物性最差；确定研究区含气性的下限层为差气层，其孔隙度大于4.00%，渗透率大于0.070×10-3μm2。研究区储层评价的主要目标是物性评价。

图6 不同含气级别储层孔隙度、渗透率交会图

3.3 岩性与电性关系

研究区本溪组储层测井响应整体表现为低伽马、中低声波、中高电阻率的特征，气测曲线总体表现为低幅异常，形态不饱满。不同的岩性会造成测井响应的背景差异，石英砂岩表现为“一高五低”特征，即中高电阻、中低声波、低密度、低伽马、低补偿中子、低光电吸收截面指数（PE）；岩屑石英砂岩表现为“一低五高”特征，即中低电阻率、中高声波、中高密度、中高伽马、中高补偿中子、高光电吸收截面指数（PE）。

3.4 岩性、物性、电性、含气性关系

储层的岩性、物性、电性、含气性之间既存在内在联系又相互制约，其中岩性起主导作用，它直接控制着储层的物性和含气性变化［12-14］。

图7为S200井本溪组测井解释成果图，该井具有典型石英砂岩储层的响应特征。该井于本溪组钻遇石英砂岩9.0 m，测井解释气层6.3 m。气层视电阻率均值为103.60Ω·m，声波时差为218.8μs／m，密度为2.52 g／cm3，自然伽马为21.70 API，PE值为2.01 b／e；物性分析孔隙度12.40%，渗透率1.050×10-3μm2；试气层段为3 226.0～3 228.0 m，平均日产气量8.907 5×104m3。

图7 S200井本溪组测井解释成果图

4 储层流体性质识别

储层流体识别是测井解释评价的主要任务和目的，可为下步工程施工提供技术依据。流体识别的准确性直接影响储层评价的精度和压裂方案的优化。本溪组不同岩性含气特征不同，流体识别标准也不一样，为了建立研究区的气水识别标准，对122口预探井、开发井试气资料，分岩性拾取储层测井响应特征点，再利用交会图版法建立储层流体识别标准，其中以声波时差（AC）-电阻率（RT）交会图版流体识别效果较好（图8），流体识别标准见表1。

图8 本溪组储层声波时差-电阻率交会图版

表1 本溪组储层流体性质识别标准

图9为S300井本溪组测井解释成果图，该井具有典型岩屑石英砂岩储层的响应特征。该井钻遇灰色粗粒岩屑石英砂岩10.3 m，测井响应储层视电阻率均值为76.35Ω·m，声波时差为224.9μs／m，密度为2.50 g／cm3，自然伽马为28.96 API，PE值为2.12 b／e，物性分析孔隙度为8.4%，渗透率为0.650×10-3μm2；测井响应特征位于岩屑石英砂岩识别图版气水同层区，解释气水同层9.2 m，试气层段为3 535.0～3 538.0 m，平均日产气量为4.257 3×104m3，日产水量为27.0 m3，与图版相符。