上橋油區長4+5、長6儲層四性關系研究

高文俊

(延長油田股份有限公司科技部，陜西延安716004)

“四性”關系指儲層電性與物性、巖性、含油性之間相互聯系的內在規律。四者中，電性是研究儲層的手段，物性代表了儲層油氣產出能力的參數與儲集性能，巖性是評價儲層的基礎，含油性是評價儲層的最終核心與目的。搞清上橋油區四性關系，對后期的勘探開發有重要的影響。

1 儲層特征

1.1 巖性特征

上橋油區長4+5、長6儲層的巖性主要為灰色細粒長石砂巖、巖屑長石砂巖，其次為中－細粒、中粒及粉－細粒長石巖屑砂巖。砂巖的主要礦物成分為長石，占29.0% ～77.0%，平均 53.3%(其中鉀長石 23.0% ～47.0%，平均37.8%;斜長石 9.0% ～25.0% ，平均 13.9%);次為石英，占12.0% ～30.0% ，平均 22.3%;巖屑含量 10.0% ～ 48.0% ，平均34.4%;云母含量變化較大，在1.0% ～15.0%之間，平均6.3%。巖屑主要為變質巖巖屑、火成巖巖屑及少量沉積巖巖屑。砂巖中含少量重礦物，包括穩定組分榍石、鋯石、石榴子石、磁鐵礦等，也有穩定性差的綠簾石、黃鐵礦等。

1.2 電性特征

上橋油區長4+5、長6儲層非均質性強，滲透性較好的儲層段一般含油性較好，油、水層的特征總體易于識別。4.0 m視電阻率值在反映含油性的同時受巖性影響大，深感應電阻率能較好的反映油層情況。油層4.0 m視電阻率平均值一般在30～130 Ω·m，深感應電阻率一般在25～90 Ω·m，聲波時差大于220 μs/m。

1.3 物性特征

根據上橋油區12口井672塊樣品的巖心分析資料統計，長4+5儲層的孔隙度最大值為16.24%，最小值為2.4%，平均值為 10.15%;滲透率最大值為 42.53 × 10－3μm2，最小值為0.10 ×10－3μm2，平均值為1.64 ×10－3μm2。長6 儲層的孔隙度最大值為 16.8%，最小值為 2.7%，平均值為9.6%;滲透率最大值為 72.08 ×10－3μm2，最小值為 0.10 ×10－3μm2，平均值為 2.48 × 10－3μm2，為典型的低孔特低滲儲層。

1.4 含油性特征

儲層的含油性是指儲層在不同巖性和物性下的含油級別，通常儲層的巖性越粗，物性越好，含油級別越高。長4+5和長6油層組含油性的明顯特點是:油水分界不明顯，油水混儲，無明顯的油水界面，缺乏邊、底水，油藏為典型的彈性－溶解氣驅巖性油藏，原始含油飽和度低，介于40.2% ～58.3%之間，平均45.5%。

2 儲層四性關系

2.1 巖性與含油性關系

由于該區已經開發，研究區內油層非常穩定，該區油層的特點主要表現為電阻率值變化較大，由于延長組長4+5、長6屬于三角洲前緣亞相沉積，電性特征表現為高阻、高聲速，低自然伽瑪，易于識別。

本區長4+5、長6儲層主要為一套細砂巖夾粉砂巖。砂巖粒度偏細，以細砂巖為主。根據粒度分析資料、薄片資料及含油級別綜合統計發現，含油性為油斑及其以上級別的砂巖主要為細砂巖，而粉砂巖與泥質砂巖、鈣質砂巖一般均不含油，部分粉砂巖中僅見油跡。從本區壓裂試油井的錄井資料分析發現長4+5、長6產出工業油流一般為細砂巖級以上(見圖1)，含油級別下限為油斑級別(見圖2)。

圖1 研究區砂巖級別統計圖

2.2 巖性與物性關系

通過對研究區巖性的粒度與孔滲的變化規律進行分析發現孔隙度與粒徑成正相關，即隨粒度的由細變粗，孔隙度相對變好，但滲透率與粒徑的關系不明顯。粉砂質細砂巖和含粉砂細砂巖滲透率一般小于1.0×10－3μm2。儲層填隙物及非均質性的影響，導致孔滲性相對變差，泥質含量和鈣質對儲層滲透率有明顯的降低作用(見圖3、圖4)。

圖2 研究區含油級別統計圖

圖3 上橋油區延長組長4+5、長6儲層泥質含量與孔隙度和滲透率關系圖

圖4 上橋油區延長組長4+5、長6儲層碳酸鹽含量與孔隙度和滲透率關系圖

2.3 物性與含油性關系

統計該區取心井的油氣顯示與物性分析參數之間的關系(見圖5)，可以看出油斑級別與其它低級別的顯示有明顯的分區，油斑顯示集中分布在孔隙度大于8%、滲透率大于0.4×10－3μm2的范圍內，而少量的油跡、熒光和無顯示分布在該范圍之外。

圖5 上橋油區物性與含油性關系圖

2.4 巖性、物性、含油性和測井響應的關系

儲層巖性、物性、含油性在電測曲線上都能得到綜合反映。

2.4.1 巖性和測井響應的關系

長6地層巖性為砂泥巖互層，縱向上巖性粗細和礦物組成的差異，使其地球物理測井曲線具有不同的特征。長6儲集層砂巖自然電位曲線為負異常，自然伽馬低值，聲波時差曲線相對較低，且比較穩定，含油細砂巖一般電阻率較高，油層電阻率大于25 Ω·m。

泥巖與砂質泥巖:以中高自然伽馬、自然電位無異常幅度、微電極無差異或差異幅度小為特征、并且有電阻率相對偏高的特征，在泥巖層往往還出現井徑擴大現象。

當GR＜116 API細砂巖特征明顯，GR＞116 API時大部分為粉砂及其以下級別的巖性。泥巖與粉砂巖、粉砂質泥巖、泥質粉砂巖又可以通過地層電阻率Rd來區分，Rd＜22(Ω·m)時大部分為泥巖，Rd＞22(Ω·m)時幾乎為粉砂巖、粉砂質泥巖、泥質粉砂巖(見表1)。

表1 上橋油區巖性標準

2.4.2 物性與測井響應的關系

自然電位、自然伽馬、微電極可以定性反映儲層物性好壞，而聲波時差、密度、中子孔隙度是定量反映儲層物性好壞的測井參數?？?、滲相對較好的儲層，與圍巖相比:微電極曲線分異好，自然電位、自然伽馬表現為負異常，且負異常幅度與物性呈正比關系，聲波時差與物性呈正比關系，在一定范圍內儲層物性越好，聲波時差值越大，研究區多數油層聲波時差值為230～258 μs/m。

2.4.3 含油性與測井響應的關系

(1)油層電性響應特征

W128井810～824 m井段為試油已證實“油層”，試油30 d，累計產液 153.9 m3，累計產油 61.7 t。該油層具有如下測井響應特征:1)自然電位曲線(SP)負異常特征明顯;2)自然伽馬曲線(GR)為中低值;3)深、中感應電阻率曲線基本重疊，無水層的增阻浸入特征;4)聲波時差240 μs/m左右;5)感應曲線電阻率值高于圍巖(泥巖)電阻率，深感應電阻率高達20.0～50 Ω·m;6)電阻率曲線與孔隙度曲線在反向刻度的情況下在致密層段(聲波時差小于220～240 μs/m)將二者重疊，在“油層”段二者呈明顯“鏡像變化”特征，即反映出“物性越好、電阻越高”的油層典型特征;7)與其下840～852 m水層相比，電阻增大率大于1.5(見圖6)。

(2)水層電性響應特征

上橋油區延長組的典型水層如W128井840～852 m井段的測井曲線特征:1)自然伽馬曲線(GR)為中低值;對應儲層最好的部位，自然電位有明顯負異常;在自然電位負異常最大位置，感應電阻率下降至本層最低值;2)微電位和微梯度曲線有幅度差，深、中感應電阻率曲線有較大負差異幅度，增阻浸入特征很明顯;3)水層一般物性較差，聲波時差一般在210～230 μs/m的范圍內;4)水層感應曲線電阻率值明顯低于圍巖(泥巖)電阻率，深感應值一般小于16.0 Ω·m。5)電阻率曲線與孔隙度曲線在反向刻度的情況下若在致密層段將二者重疊，在水層層段二者呈同向變化特征，即反映 出“物性越好、電阻越低”的水層典型特征(見圖6)。

圖6 W128井儲層四性關系圖

(3)干層電性響應特征

上橋油區延長組的典型干層如 W128井824.5～825.8 m井段的測井曲線特征，可歸納如下:1)干層有兩類，一類是因泥質含量較高的巖性干層，另一類是因物性較差的物性干層;2)巖性干層的自然伽馬測井為中高值。物性干層的聲波時差小，一般小于220 μs/m;3)電阻率曲線與孔隙度曲線在反向刻度的情況下，干層的電阻率曲線與孔隙度曲線呈“同向變化”特征;干層的深感應電阻率一般較高，高于"油層"和水層的電阻率，一般也高于圍巖電阻率。4)微電位和微梯度曲線幾乎無幅度差，深、淺電阻率無差異幅度或較小負差異(見圖6)。

3 油層測井解釋參數下限

運用上橋油區長4+5、長6試油或測井、取心等判識的資料，進行深感應電阻率與含水飽和度交會、孔隙度交會圖，建立測井參數下限值圖版:孔隙度≥8.0%;含水飽和度≤60%;電阻率≥16 Ω·m;聲波時差≥228 μs/m;含油飽和度≥40%。

表2 上橋油區長4+5、長6儲層有效厚度下限值一覽表

4 結語

(1)上橋油區長4+5、長6儲層屬于低孔低滲－低孔超低滲油藏;儲層巖性以長石砂巖、巖屑長石砂巖為主，其次為長石巖屑砂巖。

(2)四性關系研究結果表明，巖性越好，對應的物性分析結果也越好，物性分析結果與聲波時差具有良好的相關性，物性好的層段，錄井顯示級別越高，對應的深感應電阻率值也越高，含油性也越好。

(3)在四性關系研究的基礎上確定了研究區長4+5、長6段儲層的測井解釋下限的標準:孔隙度≥8.0%;含水飽和度≤60%;電阻率≥16Ωm;聲波時差≥228μs/m;含油飽和度≥40%。

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