玛湖1井区J1s2段储层四性关系及有效厚度下限标准研究

卢科良 李志军 李 想 吴康军 徐正建 郑宝婧 张云冬

(1. 重庆科技学院 石油与天然气工程学院/复杂油气田勘探开发重庆市重点实验室， 重庆 401331；2. 中国石油新疆油田分公司采油二厂， 新疆 克拉玛依 834009)

0 前 言

玛湖1井区位于准噶尔盆地玛湖凹陷南斜坡区，紧邻中拐凸起与玛湖凹陷的接合部位[1-3]。玛湖1井区三工河组构造形态整体表现为东南倾单斜，西北高东南低，地层倾角较小(平均3°)[4-6]。玛湖凹陷南斜坡区内发育大侏罗沟走滑断裂、克81走滑断裂以及伴生的次级断裂。其中，大侏罗沟走滑断裂和克81走滑断裂延伸较远，控制着油气纵向运移；同时，次级伴生断裂断距较小，且延伸长度较短，对油气运移起到二次调整的作用[7-10]。三工河组为一套辫状河三角洲沉积体，自下而上划分为三一段(J1s1)、三二段(J1s2)、三三段(J1s3)，其中油层主要分布在三二段[11-15]。目的层位J1s2的储层物源主要来自东北部和西部，为三角洲前缘亚相沉积，砂体主体的形成源自水下分流河道沉积微相。储层的四性(岩性、物性、含油性、电性)关系和有效厚度下限对于加快油气勘探和开发具有重要意义[16-18]。现有关于三工河组沉积储层特征的研究成果丰硕，但是针对J1s2段储层四性关系和有效厚度下限标准的系统性研究尚未集中开展，推动油藏勘探开发进程的技术动力不足。本次研究将综合利用录井、测井和分析化验等资料，以玛湖1井区三工河组为研究区，对其中J1s2段的储层四性关系进行系统性分析，并讨论该区有效厚度下限标准。

1 储层四性特征及其关系

1.1 储层四性特征

(1) 岩性特征。在玛湖1井区J1s2段沉积体系中，按照水下分流河道的岩性将其砂岩类型主要划分为细砂岩，其次为泥质粉砂岩和砂砾岩[1,11-15]。在研究区J1s2段储层砂岩分类三角图上进行碎屑组分投点(见图1)[19]，结果显示主要砂岩类型为细粒长石岩屑砂岩(Ⅵ)和岩屑砂岩(Ⅶ)。岩屑砂岩颗粒的粒径主要分布于0.125～0.250 mm，形状多为次棱 — 次圆状，结构多为颗粒支撑型，接触方式多为线接触。取244块砂岩样品进行统计，其中填隙物的组成为：胶结物，体积分数为63.20%，以方解石和黄铁矿为主；杂基，体积分数为36.80%，以高岭石黏土矿物为主。总体上，该储层砂岩的成分成熟度和结构成熟度较好。

图1 研究区J1s2段储层砂岩分类三角图

(2) 物性特征。根据储层物性资料，统计研究区J1s2段岩心实测孔隙度和渗透率。结果显示：岩心实测孔隙度主要介于4.40%～28.30%，平均为18.80%；岩心实测渗透率主要介于(0.01～4 680)×10-3μm2，平均为286.21×10-3μm2。其中，孔隙度和渗透率的高值部分占一定比例，说明储层中微孔隙和大孔隙并存。同时，储层非均质性较强，总体上呈中孔、中渗特征[20-21]。

(3) 含油性特征。根据取心资料和岩屑录井资料，观察研究区J1s2段的含油岩心。从J1s2段8口取心井中选取岩心，取心总长度为207 m，其中部分代表性岩心如图2所示。其中，含油岩心的长度共计94.93 m，占取心总长度的45.86%，且含油性以油浸级和油斑级为主，荧光级和油迹级次之，富含油级非常少见。在这些含油岩心中：油浸级岩心的长度共计32.75 m，占含油岩心长度的34.50%；油斑级岩心的长度共计26.82 m，占含油岩心长度的28.25%；荧光级、油迹级和富含油级岩心的长度分别为21.10、9.87、4.39 m，各占含油岩心长度的22.23%、10.40%、4.62%。

图2 研究区J1s2段部分代表性岩心

(4) 电性特征。储层的岩性、物性、含油性和地层水矿化度对其电性均有不同程度的影响[22]。由于 J1s2段地层水的矿化度过高，集中分布于25～30 g/L，导致部分水层电阻率大于油层电阻率，因此，很难在测井当中准确识别油水层。储层含油层段的测井电性响应特征显示，自然伽马曲线一般介于中、低值区间，自然电位曲线的负异常幅度较大，井径曲线出现缩径特征。三孔隙度测井曲线分析结果表明，声波时差和密度均为低值，补偿中子为高值。电性统计结果显示，研究区代表井玛湖37井的油、水层电阻率均为低值，油层电阻率集中分布于7～10 Ω·m (见图3)。

图3 玛湖37井J1s2段电性统计图

1.2 储层四性关系

(1) 岩性与物性的关系。储层的物性主要受到岩性的影响，J1s2段的储层岩性主要为细砂岩，所以储层整体物性主要由细砂岩储层所决定[23]。 J1s2段不同岩性的孔隙度、渗透率分布如图4、图5所示。其中：细砂岩的孔隙度集中分布于18%～24%，平均为20.20%；渗透率集中分布于(10～100)×10-3μm2，平均为219.80×10-3μm2。整体上，物性特征表现良好。

图4 研究区J1s2段不同岩性的孔隙度分布

图5 研究区J1s2段不同岩性的渗透率分布

由储层岩性与物性资料统计分析可知，J1s2段储层特征整体上具有岩性越粗、物性越好的规律。但与细砂岩和中 — 细砂岩相比，其中岩性较粗的砂砾岩孔隙度反而较差，这与整体变化规律相矛盾。 观察图6所示研究区J1s2段砂砾岩铸体薄片：a图薄片，取自玛湖181井深1 903.66 m处，方解石胶结痕迹明显，存在石英次生加大现象；b图薄片，取自白272井深1 606.86 m处，存在石英次生加大现象。由此推断，砂砾岩胶结物(碳酸盐)含量高且存在石英次生加大现象，是导致砂砾岩孔隙度大幅降低的主要原因。

图6 研究区J1s2段砂砾岩铸体薄片

(2) 岩性与含油性的关系。岩性含油级别统计结果显示，细砂岩、砂砾岩和泥质细砂岩的油气显示较多，而粒度相对较细的粉细砂岩、粉砂岩和泥质粉砂岩的油气显示较少。同时，细砂岩及粒度更粗砂岩的含油级别较高，而粉砂岩及粒度更细砂岩的含油级别较低(见图7)。J1s2段储层砂岩越粗其含油性越好，这进一步表明岩性对含油性具有一定的控制作用。与细砂岩不同，岩性较粗的砂砾岩含油性相对较差。 砂砾岩胶结物(碳酸盐)含量过高及大量的石英次生加大现象，导致砂砾岩的孔隙度大幅降低且低于细砂岩，进而使其含油性差于细砂岩。这表明J1s2段的储层物性对含油性的控制作用大于岩性的影响。

图7 J1s2段岩性与含油性的关系

(3) 物性与含油性的关系。根据J1s2段储层物性和试油资料，绘制不同含油级别岩心孔渗交会图(见图8)。其中，油迹级及以上的岩心，其孔隙度主要分布于16.14%～25.95%，渗透率分布于(0.86～1 861.97)×10-3μm2，表现出较好的物性特征；荧光级或无显示的岩心，其孔隙度一般介于12.25%～16.65%，渗透率一般介于(0.21～5.44)×10-3μm2，物性总体较差，具有低孔、低渗的特点。因此，J1s2段储层的含油性与物性总体呈正相关性，储层的物性越好，其含油级别就越高。但是，该储层非均质性较强，上部泥岩盖层连续性差且厚度较薄，导致储层中的油气发生逸散，进而使一些物性较好的储层含油级别异常低，甚至无油气显示[21]。

图8 J1s2段不同含油级别的岩心孔渗交会图

(4) 电性与含油性的关系。以研究区白272井为代表，分析J1s2段储层电性与含油性的关系，绘制四性关系综合柱状图(见图9)。从图上可以看出，在含油饱和度高的地方，对应曲线的自然伽马与声波时差均表现为低值，且自然电位负异常现象较明显，含油层段电阻率集中于7～10 Ω·m，油层电阻率与纯水层电阻率之比小于2，在深侧向电阻率(RT)、冲洗带电阻率(RXO)的叠合曲线上出现了明显的包络面。这些特征均表明，J1s2段储层为典型的低阻油层[22]。

图9 研究区白272井J1s2段四性关系综合图

2 储层参数测井解释模型

2.1 泥质含量解释模型

研究区现有岩电统计资料显示，常规测井系列中的自然伽马曲线与J1s2段的测井泥质含量具有相对较好的响应关系。在此，利用自然伽马曲线建立储层泥质含量解释模型。对泥质体积分数和自然伽马相对值进行线性回归分析，得到泥质含量解释模型，如式(1)所示：

lgVsh=c×ΔqAPI+0.432 1

(1)

(2)

式中：Vsh—— 泥质含量， %；

ΔqAPI—— 自然伽马相对值；

qAPI—— 校正后的自然伽马测井值，API；

c—— 地区性经验系数，老地层取2.0，新地层取3.7；

qAPI,min—— 纯砂岩自然伽马测井值，API；

qAPI,max—— 纯泥岩自然伽马测井值，API。

2.2 孔隙度解释模型

对研究区取心井进行了岩心深度归位处理，并在此基础上对J1s2段的岩心实测孔隙度和相关典型测井参数进行了统计分析，得到孔隙度解释图版(见图10)。岩心实测孔隙度与声波时差曲线的相关性良好，且声波时差曲线相对于其他电性参数较为完整，所以选用声波时差曲线建立孔隙度解释模型，如式(3)所示：

图10 孔隙度解释图版

(3)

式中：φ—— 孔隙度，%；

Δt—— 声波时差，μs/m。

2.3 渗透率解释模型

现有的储层孔渗关系研究结果表明，渗透率会随着孔隙度的变化而改变，并且受孔隙结构等因素的制约[23]。通过研究区J1s2段的孔隙度与渗透率相关性分析，得到渗透率解释图版(见图11)。可以看出，孔隙度和渗透率之间呈正相关性，同时渗透率随着孔隙度的增大而呈指数上升。因此，建立渗透率解释模型，如式(4)所示：

图11 渗透率解释图版

(4)

式中：K—— 储层渗透率，10-3μm2。

2.4 含油饱和度解释模型

阿尔奇(Archie)公式主要适用于纯砂岩骨架模型中的含油饱和度计算，若储层砂岩的泥质含量较高，则计算所得的含油饱和度结果无效。研究区 J1s2段含油层的岩性以细砂岩为主，其泥质含量对于饱和度计算结果的影响较小，因此，采用阿尔齐公式计算含油饱和度，如式(5)所示：

(5)

式中：So—— 含油饱和度，%；

Sw—— 含水饱和度，%；

Rt—— 地层电阻率，Ω·m；

Rw—— 地层水电阻率，Ω·m；

a、b—— 岩性相关系数；

m—— 胶结指数；

n—— 饱和度指数。

根据研究区玛湖37井、白272井的岩电实验数据，将式(5)中的Rw及a、b、m、n分别确定为0.15 Ω·m及0.95、1.04、1.54、2.06。

利用上述测井解释模型所得的孔隙度和渗透率，与岩心测试孔隙度、测试渗透率进行拟合，绘制出二者的交会图(见图12)，检验模型的应用效果。可以看出，测井模型计算值与岩心测试值拟合效果较好，且投点均沿着直线y=x两侧均匀分布，其误差值保持一个数量级。结果表明，孔渗测井解释模型的应用效果良好[24]，适用于玛湖1井区的地质条件。

图12 岩心测试与测井解释的孔隙度、渗透率交会图

3 储层有效厚度下限的确定

3.1 岩性及含油级别下限

该区录井和试油资料统计分析结果显示，J1s2段储层岩性主要为细砂岩；该区已获工业油流储层岩性统计分析结果显示，储层岩性至少为细砂岩。因此，将该区储层岩性的下限确定为细砂岩。试油结果为油层的层段，其岩心含油级别一般为油迹级及以上，故将含油级别下限确定为油迹级。图13 所示为J1s2段物性与岩性、含油性的关系。

图13 J1s2段物性与岩性、含油性的关系

取研究区J1s2段101块岩样的压汞资料，分析其物性与排驱压力、中值压力的关系(见图14)。可以看出：当储层孔隙度小于16%时，排驱压力和中值压力开始快速上升；当储层渗透率小于2.5×10-3μm2时，储层的排驱压力和中值压力也开始快速上升。这表明，从储层孔隙度小于16%、渗透率小于2.5×10-3μm2这一刻开始，储层内压力迅速增大，流体排向压力小的地方，导致难以形成有效储层[25]。因此，应将该区的有效厚度物性下限确定为孔隙度16%、渗透率2.5×10-3μm2。

图14 J1s2段物性与排驱压力、中值压力的关系

3.3 电性及含油饱和度下限

对J1s2段46个测井解释层的孔隙度、电阻率、声波时差及含水饱和度进行了综合分析。在此基础上，确定J1s2段有效储层的孔隙度下限为16%，电阻率下限为4.5 Ω·m，声波时差下限为82 μs/m。当J1s2段含水饱和度小于60%时，含油饱和度大于40%，测井解释层为油层或油水同层，因此将J1s2段的含油饱和度下限设定为40%。经过综合分析，最终确定了有效厚度岩性、物性、含油性及电性的下限标准，具体如表1所示。

表1 研究区J1s2段储层有效厚度下限标准

4 结 语

根据玛湖1井区录井、测井和分析化验等资料，对其J1s2段的储层四性关系及有效厚度下限标准进行了研究。该段储层岩性主要为细砂岩，其次为泥质粉砂岩和砂砾岩，属于中孔、中渗储层。通过储层四性关系综合研究发现：除砂砾岩以外，储层含油级别与岩性粒度、物性呈正相关；砂砾岩的钙质胶结作用和硅质胶结作用导致储层的物性较差，从而影响了储层的含油性，且物性对含油性的控制作用强于岩性。利用该区测井、录井和分析化验等资料构建了测井解释模型，本模型适用于研究区地质条件。

经过综合分析，确定了研究区J1s2段储层的有效厚度下限标准：岩性下限为细砂岩；物性下限为孔隙度16%、渗透率2.5×10-3μm2；含油性下限为油迹级、含油饱和度40%；电性下限为电阻率4.5 Ω·m、声波时差82 μs/m。