子洲地區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層含油性測(cè)井評(píng)價(jià)

黑保龍，張 瑞，惠 威

(西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系，陜西 西安 710069)

子洲地區(qū)的主力油層組為延長(zhǎng)組長(zhǎng)6儲(chǔ)層，隨著近幾年子洲地區(qū)的增產(chǎn)上產(chǎn)任務(wù)增大，不斷的挖潛長(zhǎng)6油層組的含油性日趨重要，因此有必要對(duì)研究區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)6儲(chǔ)層的含油性進(jìn)行詳細(xì)的評(píng)價(jià)。然而隨著石油工程技術(shù)快速發(fā)展，目前在達(dá)到經(jīng)濟(jì)下限的控制下，儲(chǔ)層的物性、含油性等地質(zhì)參數(shù)的下限也在進(jìn)一步的降低，因此不同以往常規(guī)儲(chǔ)層的評(píng)價(jià)方法，低滲透、超低滲的儲(chǔ)層的評(píng)價(jià)方法和要求與常規(guī)儲(chǔ)層相區(qū)別［1～3］。針對(duì)研究區(qū)低滲、超低滲的背景下，常規(guī)測(cè)井資料與鉆井資料、巖心資料、分析化驗(yàn)資料、試油資料和生產(chǎn)資料相結(jié)合，在巖心、錄井等地質(zhì)標(biāo)定的基礎(chǔ)上，研究?jī)?chǔ)層的“四性”關(guān)系，從而利用多種重疊圖技術(shù)快速直觀地識(shí)別含油層，揭示儲(chǔ)層的含油特征。

1 研究區(qū)地質(zhì)概況

子洲油田大地構(gòu)造位置處于鄂爾多斯盆地東部二級(jí)構(gòu)造單元陜北斜坡上。陜北斜坡為鄂爾多斯盆地的主體部分，主要形成于早白堊世，由西向東出露的地層依次為第四系、第三系、白堊系、侏羅系及三疊系［4～10］。本區(qū)長(zhǎng)6油層組地層劃分通過(guò)深入總結(jié)前人研究成果的基礎(chǔ)上，依照電性特征、標(biāo)志層、厚度原則及沉積旋回性，將長(zhǎng)6劃分為四個(gè)層段:即長(zhǎng) 61、長(zhǎng) 62、長(zhǎng) 63、長(zhǎng) 64亞細(xì)層組。

1.1 巖石學(xué)特征

儲(chǔ)層巖性特征包括巖石碎屑成分、填隙物和膠結(jié)物的組成;碎屑顆粒的大小、分選、磨圓以及顆粒間的接觸關(guān)系［14］。子洲油區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層的巖性以灰色細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖為主，其次為中－細(xì)粒、中粒及粉－細(xì)粒、粉粒長(zhǎng)石砂巖，各亞組巖石學(xué)特征比較相近。長(zhǎng)6儲(chǔ)層的巖性以灰色細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖為主，其次為中細(xì)粒、中粒及粉細(xì)粒、細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖，另外還有少量的長(zhǎng)石巖屑砂巖。砂巖碎屑成分中，長(zhǎng)石含量較高，介于27.3% ～99%之間，平均含量為58.7%。石英含量介于12% ～31%，平均含量為20.4%。巖屑含量介于2% ～26%之間，平均量為9.6%。云母的平均含量為8.8%。巖屑主要由變質(zhì)巖、火成巖(噴發(fā)巖及隱晶巖)及少量沉積巖組成。

1.2 成巖作用特征

根據(jù)對(duì)鑄體薄片、掃描電鏡等資料的綜合分析，認(rèn)為子洲油田研究區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層砂巖經(jīng)歷了較強(qiáng)的成巖改造作用，其主要的成巖作用為壓實(shí)作用、壓溶作用、膠結(jié)作用和溶解作用等。壓實(shí)作用:通過(guò)對(duì)巖石類(lèi)型、組分及孔隙特征研究發(fā)現(xiàn)，子洲長(zhǎng)6油層組砂巖遭受了強(qiáng)烈的壓實(shí)作用。碎屑顆粒排列緊密，顆粒多呈點(diǎn)－線(xiàn)、線(xiàn)狀接觸，塑性的泥頁(yè)巖巖屑、碳酸鹽巖屑、云母等的彎曲變形以至被擠入粒間孔隙中形成假雜基。隨著沉積物埋深深度的增加，壓力與溫度升高，壓實(shí)作用逐步被壓溶作用所代替，表現(xiàn)為顆粒間由點(diǎn)線(xiàn)接觸過(guò)渡為凹凸接觸，長(zhǎng)石、石英發(fā)生次生加大。其結(jié)果使原生粒間孔隙進(jìn)一步減小，同時(shí)也使喉道半徑大大縮小，降低了儲(chǔ)層的滲透能力。膠結(jié)作用:通過(guò)對(duì)薄片觀察和掃描電鏡分析發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)膠結(jié)作用主要為粘土膠結(jié)、碳酸鹽膠結(jié)、自生石英和長(zhǎng)石膠結(jié)等。溶解作用:溶解作用是形成次生孔隙，改善儲(chǔ)層條件的主要因素。研究區(qū)長(zhǎng)6油層組溶蝕作用主要表現(xiàn)為碎屑顆粒的溶解和膠結(jié)物的溶解。以碎屑顆粒溶解最為重要，長(zhǎng)石、巖屑沿節(jié)理縫、微裂縫及顆粒邊緣被溶蝕。

1.3 儲(chǔ)層物性特

子洲油區(qū)長(zhǎng)6油層組主要儲(chǔ)集空間為原生粒間孔，次為溶蝕孔，包括粒間溶孔(主要為濁沸石溶孔)、粒內(nèi)溶孔(長(zhǎng)石溶孔、巖屑溶孔)。另外有少量的鑄?？缀土严犊住?/p>

子洲油區(qū)長(zhǎng)6油層組為低孔隙度超低滲透儲(chǔ)層，孔隙度與滲透率相關(guān)關(guān)系總體趨勢(shì)是孔隙度越大，滲透率隨之增大。儲(chǔ)層中砂巖和細(xì)砂巖的粒度大于粉砂巖，物性也好于粉砂巖，粉砂巖中泥質(zhì)含量較高，粘土礦物含量也相應(yīng)增加，粘土堵塞孔喉，物性變差。通過(guò)將巖心分析得到的孔隙度與滲透率數(shù)據(jù)作交會(huì)圖，發(fā)現(xiàn)孔隙度與滲透率的相關(guān)關(guān)系不好，圖3.5中顯示數(shù)值落在一個(gè)較松散的區(qū)域。

長(zhǎng)6油層組的主要的儲(chǔ)集砂體類(lèi)型為三角洲平原相的分流河道砂體。長(zhǎng)6油層組下部的長(zhǎng)7張家灘油頁(yè)巖為研究區(qū)長(zhǎng)6油藏的主要油源。長(zhǎng)6油層組上部的長(zhǎng)4+5發(fā)育泥質(zhì)含量較高的砂泥巖交互沉積，是長(zhǎng)6油藏的優(yōu)質(zhì)蓋層。研究區(qū)長(zhǎng)6油藏和含油性在垂向上與平面上的變化都很強(qiáng)，長(zhǎng)6油藏地層平緩，油水邊界不明顯。研究區(qū)儲(chǔ)層巖石較致密，均采用壓裂方式生產(chǎn)。本次研究共收集38口井試油段為長(zhǎng)6油層的試油試產(chǎn)資料，共計(jì)23口取井。不同含油級(jí)別巖心分別為:油斑級(jí)別最多，油浸級(jí)別與熒光級(jí)別次之，油跡級(jí)別最少。

2 儲(chǔ)層四性關(guān)系研究

儲(chǔ)層“四性關(guān)系”就是研究?jī)?chǔ)層的巖性特征、物性特征與含油性特征這些儲(chǔ)層地質(zhì)特點(diǎn)和巖性、物性以及含油性與測(cè)井響應(yīng)的相關(guān)關(guān)系和變化特征。通過(guò)研究?jī)?chǔ)層“四性關(guān)系”可以定量解釋儲(chǔ)層的泥質(zhì)含量、孔隙度、滲透率、油水飽和度等巖石物理參數(shù)，定性判別儲(chǔ)層的含油、水狀況［11～16］。

2.1 巖性與測(cè)井響應(yīng)的關(guān)系

子洲油區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層，主要的巖性是灰色細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖，中砂巖較少，還有一部分粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖。

如圖1中峪34井515.23～522.34m發(fā)育淺灰色細(xì)砂巖，自然電位異常幅度平均為42.15 mV，自然伽馬值平均為87.65 API，聲波時(shí)差平均為 218 μs/m，井徑平均為 17.6 cm。在 522.34 ～530.78m 發(fā)育泥巖夾層，在 530.78 ～538.56m處發(fā)育粉砂質(zhì)泥巖，可以看到自然電位異常幅度明顯降低，平均為22.33 mV，最低為0。達(dá)到泥巖基線(xiàn)。自然伽馬明顯增高，平均為 102.48 API。

圖1 峪34井長(zhǎng)6儲(chǔ)層巖性與測(cè)井響應(yīng)關(guān)系圖

研究區(qū)儲(chǔ)層巖性越粗，自然電位異常幅度越大、自然伽馬值越小。細(xì)砂巖與中砂巖滲透性較好，自然電位異常幅度較大，測(cè)井曲線(xiàn)為齒化箱型曲線(xiàn)，泥質(zhì)含量較低，自然伽馬值較低，聲波時(shí)差為中低值，電阻率呈相對(duì)高值，井徑無(wú)變化或略有縮徑。隨著巖性變細(xì)，粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖的自然電位曲線(xiàn)自然電位異常幅度較低，接近泥巖基線(xiàn)，自然伽馬值略高。聲波時(shí)差值相應(yīng)變大，電阻率略微降低，井徑曲線(xiàn)有擴(kuò)徑現(xiàn)象

2.2 物性與測(cè)井響應(yīng)的關(guān)系

測(cè)井曲線(xiàn)對(duì)儲(chǔ)集層性能的反映，主要表現(xiàn)在自然電位及聲波時(shí)差曲線(xiàn)上。對(duì)于孔隙度與滲透率相對(duì)較好的儲(chǔ)層，自然電位曲線(xiàn)上反映較明顯的負(fù)異常幅度值以及相對(duì)較高的聲波時(shí)差值。研究區(qū)較好的儲(chǔ)油層聲波時(shí)差值一般為214～263 μs/m，多數(shù)油層聲波時(shí)差值為 218～230 μs/m。如圖 2峪 32井中在 561.23～577.32m 與 594.22 ～605.21m 處孔隙度與聲波時(shí)差值的變化趨勢(shì)大致一致。

子洲油區(qū)的長(zhǎng)6油藏為典型的低孔低滲油藏由于孔隙結(jié)構(gòu)的復(fù)雜性，造成了滲透率變化較大.長(zhǎng)6儲(chǔ)層孔隙度分布直方圖中主峰單一，呈正態(tài)分布，但是滲透率分布直方圖在小于10的單位內(nèi)，且呈正態(tài)分布，只是滲透率值在0.3×10－3μm2左右與 0.5×10－3μm2左右的占的比例差不多，總體上滲透率值較小。

2.3 含油性與測(cè)井響應(yīng)的關(guān)系

在含油層位，電阻率值增大，儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜往往導(dǎo)致儲(chǔ)層中束縛水的含量較高，儲(chǔ)層含油后，油層電阻率與水層電阻率的差異較小，利用電阻率曲線(xiàn)判別油水層時(shí)容易誤判。

圖2 峪32井物性與測(cè)井響應(yīng)關(guān)系圖

圖3 峪54井含油性與測(cè)井響應(yīng)關(guān)系圖

以圖2－3的峪36井為例，517～529m處得試油結(jié)果為水層，自然電位異常幅度較大，自然伽馬值較低，平均為65.29 API，含水率較高，聲波時(shí)差為中高值，為 232.87 μs/m，電阻率值較低，平均21.25 Ω·m。巖心描述中有油斑顯示，但該試油層段下部泥巖物性逐漸變差，油不易滲出，出純水。

儲(chǔ)層含油性不同，對(duì)應(yīng)了不同的測(cè)井響應(yīng)特征，而地質(zhì)條件的復(fù)雜性導(dǎo)致相似的測(cè)井響應(yīng)特征對(duì)應(yīng)了不同的含油性特征。因此，為了能夠利用測(cè)井趨向評(píng)價(jià)儲(chǔ)層含油性的好壞，要進(jìn)一步運(yùn)用多種方法評(píng)價(jià)儲(chǔ)層的含油性。

3 含油性評(píng)價(jià)方法

在分析子洲油區(qū)長(zhǎng)6油層特征、控制因素及其測(cè)井響應(yīng)特征的基礎(chǔ)上，針對(duì)研究區(qū)試油、試產(chǎn)的井段，在廣泛收集研究區(qū)鉆井、錄井、試油、試采資料的基礎(chǔ)上，結(jié)合典型油水層的測(cè)井響應(yīng)特征，進(jìn)行精細(xì)分析，有針對(duì)性地對(duì)判別、評(píng)價(jià)子洲油區(qū)油層、水層和干層，取得一定的效果。對(duì)子洲油區(qū)含油性評(píng)價(jià)的方法主要有曲線(xiàn)重疊圖快速直觀識(shí)別含油層。

3.1 深感應(yīng)電阻率(RILD)與聲波時(shí)差(Δt)重疊圖法

利用深感應(yīng)電阻率與英制聲波時(shí)差重疊圖和計(jì)算自然電位與實(shí)測(cè)自然電位重疊圖的方法能夠有效識(shí)別含油層。英制聲波時(shí)差曲線(xiàn)與深感應(yīng)電阻率曲線(xiàn)重疊法為每?jī)蓚€(gè)對(duì)數(shù)電阻率刻度對(duì)應(yīng)聲波時(shí)差值為100 μs/ft(即328 μs/m)，在泥巖部位，將兩條曲線(xiàn)疊合在一起作為基線(xiàn)，確定基線(xiàn)后，根據(jù)兩條曲線(xiàn)之間的間距大小來(lái)識(shí)別富含有機(jī)質(zhì)的層段對(duì)于相對(duì)高電阻率油層，根據(jù)深感應(yīng)電阻率與聲波時(shí)差曲線(xiàn)，二者按照一定原則按相反方向重疊，即深感應(yīng)曲線(xiàn)采用對(duì)數(shù)刻度，聲波時(shí)差曲線(xiàn)換算為英制單位的數(shù)值，二者反向重疊，要求電阻率刻度區(qū)間為兩個(gè)數(shù)量級(jí)對(duì)應(yīng)100個(gè)英制單位的聲波時(shí)差差值。按照這種方法重疊，一般在泥巖段，除去碳質(zhì)泥巖和油頁(yè)巖，這兩類(lèi)曲線(xiàn)基本重合。因此可以根據(jù)儲(chǔ)層中各深度之間的曲線(xiàn)疊合關(guān)系，判斷目的層段含油性。一般在含油較好的部位，兩曲線(xiàn)之間的幅度差較大，含水率越高，兩類(lèi)曲線(xiàn)之間的幅度差越小，在水層和干層的部位兩類(lèi)曲線(xiàn)基本疊合［12］。

含油較好的部位，深感應(yīng)與聲波時(shí)差的間距比較大。水層的部位深感應(yīng)曲線(xiàn)與聲波時(shí)差曲線(xiàn)基本重合，含油層位含水率不同，深感應(yīng)與英制聲波時(shí)差的間距以及實(shí)測(cè)自然電位與計(jì)算自然電位的間距大小都不同，圖4中峪55井761～768m的試油結(jié)果為干層，對(duì)應(yīng)層段的深感應(yīng)曲線(xiàn)和英制聲波時(shí)差曲線(xiàn)這兩條曲線(xiàn)基本重合在一起。而對(duì)應(yīng)如圖5中峪53井532～537m的試油結(jié)果為油水同層，對(duì)應(yīng)層段的深感應(yīng)曲線(xiàn)和英制聲波時(shí)差曲線(xiàn)在油層的位置有一定的間距。

圖5 峪53井重疊圖

3.2 計(jì)算自然電位(SSP)曲線(xiàn)與實(shí)測(cè)自然電位(SP)曲線(xiàn)重疊法

一般情況下，在純水層或純泥巖的井段，計(jì)算自然電位曲線(xiàn)與實(shí)測(cè)自然電位曲線(xiàn)基本重疊;而當(dāng)?shù)貙雍蜁r(shí)，對(duì)于儲(chǔ)層滿(mǎn)足Rxo大于Rt的條件時(shí)，往往出現(xiàn)計(jì)算的自然電位曲線(xiàn)的異常幅度低于實(shí)測(cè)自然電位曲線(xiàn)的異常幅度，這兩類(lèi)曲線(xiàn)的異常幅度存在一定的差值，儲(chǔ)層的含油性越好，異常幅度的差值就越大，兩類(lèi)曲線(xiàn)之間的間距越大。運(yùn)用這種方法快速直觀識(shí)別含油層，首先應(yīng)依據(jù)實(shí)際試油資料或是鉆井取心資料的基礎(chǔ)上，使計(jì)算自然電位曲線(xiàn)和實(shí)測(cè)的自然電位曲線(xiàn)在水層處或是泥巖的部位基本疊合，然后觀察這兩類(lèi)曲線(xiàn)的異常幅度差值的大小，快速直觀地反映儲(chǔ)層含油狀況的優(yōu)劣。

如圖5中峪53井532～537m處計(jì)算的自然電位曲線(xiàn)的異常幅度低于實(shí)測(cè)自然電位曲線(xiàn)的異常幅度，而且兩類(lèi)曲線(xiàn)的異常幅度存在一定的差值，試油結(jié)果為油水同層。

4 結(jié)語(yǔ)

(1)子洲油區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層經(jīng)歷的壓實(shí)作用和填隙物的膠結(jié)作用是儲(chǔ)層物性呈低孔隙度特低滲透特征的主要原因。溶蝕作用增加了孔隙空間，綜合這些因素，使得研究區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜。

(2)通過(guò)對(duì)子洲長(zhǎng)6儲(chǔ)層四性關(guān)系研究表明，該區(qū)儲(chǔ)層巖性、物性、含油性之間有較好的對(duì)應(yīng)關(guān)系。時(shí)差值與儲(chǔ)層的孔隙度、滲透率有著較好的對(duì)應(yīng)關(guān)系， 時(shí)差值低，物性差，時(shí)差值高，物性好。電阻率曲線(xiàn)與試油結(jié)果之間有比較好的一致性，高阻出油低阻出水的特征比較明顯。

(3)在進(jìn)行測(cè)井綜合解釋時(shí)，利用深感應(yīng)曲線(xiàn)與聲波時(shí)差曲線(xiàn)重疊以及計(jì)算自然電位和實(shí)測(cè)自然電位重疊的方法，可以快速直觀地判別油、水層。

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