靖邊東南部長2儲層特征及儲層質(zhì)量評價

楊莎莎，趙永剛，劉曉娟，陳瑩，楊勇

（1.西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西 西安710065；2.西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西 西安710065；3.延長油田股份有限公司永寧采油廠，陜西 延安727500；4.延長油田股份有限公司直羅采油廠，陜西 延安727500）

1 地質(zhì)概況

研究區(qū)位于陜西省榆林市靖邊縣的東南部區(qū)域，構(gòu)造上位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中部（見圖1）。該區(qū)長2 油層組砂巖儲層發(fā)育河流相沉積體系，沉積時由于整個鄂爾多斯盆地構(gòu)造抬升，湖盆收縮加劇，原先的三角洲已完全沖積平原化［1］。

勘探表明，長2 儲層砂體橫向展布以及儲層物性嚴格控制著油藏的分布。油田開發(fā)動態(tài)資料表明，儲集條件不同，油藏開發(fā)方案和開發(fā)效果存在明顯的差異。本文通過對長2 儲層特征、儲層質(zhì)量進行研究評價，為該區(qū)及其鄰區(qū)的長2 儲層進一步的勘探開發(fā)提供可靠的地質(zhì)依據(jù)。

圖1 研究區(qū)構(gòu)造位置

2 地層特征與儲層微相

2.1 地層特征

長2 油層組厚度為120.0～150.0 m，自下而上分為長23、長22和長21小層，長23厚度為50.4～65.7 m，長22厚度為40.4～60.1 m，長21厚度為33.9～56.8 m。研究區(qū)構(gòu)造比較簡單，在西傾單斜發(fā)育一系列主要由差異壓實作用形成的鼻狀隆起，無斷層發(fā)育。

2.2 儲層微相

長2 油層組是研究區(qū)主要產(chǎn)油層之一，其沉積環(huán)境主要為辮狀河和曲流河，結(jié)合研究區(qū)的沉積和測井響應(yīng)特征，確定長2 儲層微相主要發(fā)育心灘壩和點砂壩，而高能水道心灘和疊置邊灘砂體為其主要的儲集砂體類型。

3 長2 儲層特征

3.1 巖石學(xué)特征

根據(jù)巖心觀察及薄片鑒定，研究區(qū)長2 儲層巖性主要為灰色中細粒長石砂巖，見少量巖屑長石砂巖（見圖2）。在砂巖碎屑中，石英、長石、巖屑的平均體積分數(shù)分別占21.0%，47.0%，6.0%。巖屑以變質(zhì)巖為主，噴發(fā)巖其次，沉積巖較少，云母體積分數(shù)較高，平均可達5.7%。顆粒分選總體較好，大多具有細?！辛＝Y(jié)構(gòu)，少量粗粒結(jié)構(gòu)和細粉砂結(jié)構(gòu)。顆粒以次棱角狀為主，顆粒間多為點-線接觸，少量凹凸接觸。填隙物主要為鐵方解石，體積分數(shù)達到11.0%，其次為高嶺石、綠泥石、濁沸石、硅質(zhì)和長石質(zhì)。膠結(jié)類型以薄膜-孔隙式為主，部分為孔隙式和孔隙-加大式。

圖2 靖邊東南部長2 儲層巖石類型

3.2 物性特征

根據(jù)大量巖心樣品物性測試成果分析，研究區(qū)長2 砂巖孔隙度主要分布在9.00%～18.00%，平均孔隙度為12.58%，主區(qū)間為12.00%～15.00%，約占樣品總數(shù)的28%。滲透率分布比較分散，最小值為0.01×10-3μm2，最大值可達200.30×10-3μm2，平均值為34.52×10-3μm2。研究區(qū)長2 儲層主要為中—低孔、中—低滲儲集層，部分地區(qū)為特低滲儲集層。

3.3 孔隙類型

通過巖心觀察、薄片鑒定、掃描電鏡分析，統(tǒng)計顯示研究區(qū)長2 儲層孔隙類型以原生孔隙為主，也有次生孔隙發(fā)育。其中，最主要的為殘余粒間孔，約占總面孔率的81%以上，其次為長石溶孔，約占總面孔率的15%，少量巖屑溶孔，約占總面孔率的4%。孔隙形態(tài)多呈不規(guī)則狀，少數(shù)呈似多邊形或似三角形，孔徑一般集中在0.05～0.35 mm。

3.4 孔隙結(jié)構(gòu)特征

儲層的孔隙結(jié)構(gòu)特征直接決定著的儲層儲滲能力和物性下限值［2-4］。通過研究區(qū)長2 砂巖樣品壓汞試驗，測得排驅(qū)壓力0.07～0.29 MPa，中值壓力0.18～2.31 MPa；最大孔喉半徑相對較大，為6.14～9.95 μm，中值半徑0.11～4.08 μm，毛細管壓力曲線有略明顯臺段、略粗歪度，說明儲層砂巖孔喉連通性較好，且分選性較好?？缀矸诌x系數(shù)2.43～3.51，變異系數(shù)0.25～0.38，也反映出這一孔隙結(jié)構(gòu)特征。

4 儲層質(zhì)量評價

4.1 評價思路

對儲層質(zhì)量進行綜合評價的目的是尋找油氣富集區(qū)，從而提高油田的開發(fā)效益。目前，儲層質(zhì)量評價的方法有很多，總體上分為定性評價和定量評價2 大類。儲層的定性評價在勘探階段應(yīng)用較多，由于受資料所限，往往根據(jù)孔隙度、滲透率及孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)，對儲層進行評價和分類［5］。定性評價結(jié)果是初步和大略的［6］。能夠用于儲層分類評價的指標涉及巖性、巖相、物性、電性、含油性、成巖作用、孔隙結(jié)構(gòu)、非均質(zhì)性等多項內(nèi)容。儲層定量評價就是在儲層評價參數(shù)選取的基礎(chǔ)上，對影響儲層性質(zhì)的多個因素進行綜合評價，從而得到一個綜合評價指標，并據(jù)此對儲層進行分類［7］。也有人利用存儲系數(shù)［8-10］、地層系數(shù)［11-12］和流動帶指數(shù)［13-15］這3 個地質(zhì)參數(shù)，對儲層質(zhì)量進行評價。

為了提高儲層評價的準確性，本文采用多因素綜合評價的方法對長2 儲層進行了更為有效的評價。其評價思路是在對存儲系數(shù)、地層系數(shù)以及流動帶指數(shù)這3 個宏觀的關(guān)鍵單因素分別進行評價的基礎(chǔ)上，再結(jié)合實驗分析得出的微觀參數(shù)，建立儲層的分類標準，對儲層進行多因素綜合評價，將長2 儲層分為4 大類。

4.2 關(guān)鍵單因素評價

4.2.1 存儲系數(shù)評價法

存儲系數(shù)（φh）是一個定量評價儲層儲集能力的指標。存儲系數(shù)越大，儲層的存儲能力越大。應(yīng)用存儲系數(shù)評價儲層，可以更直觀地篩選出有利油氣富集區(qū)。

圖3 長2 儲層存儲系數(shù)分布

通過對研究區(qū)長2 儲層存儲系數(shù)統(tǒng)計分析發(fā)現(xiàn)，在小于1.4 的范圍內(nèi)，分選程度較差（見圖3）。以存儲系數(shù)的累積頻率曲線作為依據(jù)，對研究區(qū)長2 儲層進行分類，根據(jù)累積頻率在75%與25%處對應(yīng)的存儲系數(shù)將長2 儲層劃分為3 類（見表1）。

4.2.2 地層系數(shù)評價法

根據(jù)達西定理，地層系數(shù)（Kh）越大，油井的單井產(chǎn)量越高。應(yīng)用地層系數(shù)對儲層進行評價，可以直觀地篩選出油氣相對高產(chǎn)區(qū)。

通過對研究區(qū)長2 儲層地層系數(shù)統(tǒng)計分析，其地層系數(shù)多數(shù)小于50，少部分大于100，其余分布比較平均（見圖4）。以地層系數(shù)的累積頻率曲線作為依據(jù)，對研究區(qū)儲層進行分類，根據(jù)累積頻率75%與25%處所對應(yīng)的地層系數(shù)將長2 儲層劃分為3 類（見表1）。

表1 研究區(qū)長2 儲層單因素評價劃分標準

圖4 長2 儲層地層系數(shù)分布

4.2.3 流動單元分析法

流動帶指數(shù)（FZI）分析法被廣泛應(yīng)用。其數(shù)學(xué)表達式為

式中：φZ為標準化孔隙度；K 為滲透率，10-3μm2；φ 為孔隙度。

研究表明，F(xiàn)ZI 越大，儲層越好；反之，則儲層越差。本次研究應(yīng)用流動帶指數(shù)分析法，在地層劃分的基礎(chǔ)上，主要從平面上對長2 儲層的流動單元分布規(guī)律進行研究。該儲層的流動帶指數(shù)集中分布在1.3～1.7（見圖5）。以流動帶指數(shù)的累積頻率曲線為依據(jù)，研究長2 油層組儲層的流動單元。

根據(jù)累積頻率75%與25%所對應(yīng)的流動帶指數(shù)，將研究區(qū)長2 儲層劃分為3 類（見表1）。

4.3 綜合評價

儲層綜合評價是在對存儲系數(shù)、地層系數(shù)以及流動帶指數(shù)3 個關(guān)鍵單因素評價的基礎(chǔ)上，結(jié)合壓汞實驗分析數(shù)據(jù)和薄片鑒定結(jié)果，并借鑒前人研究成果，將研究區(qū)長2 儲層分為4 大類，對各單因素評價成果的A 類儲層的平面分布規(guī)律進行綜合研究。

Ⅰ類儲層：指結(jié)合前面的關(guān)鍵單因素評價成果，存儲系數(shù)、地層系數(shù)、流動帶指數(shù)均屬于A 類，排驅(qū)壓力小于0.25 MPa、中值半徑大于0.325 μm、面孔率大于9.5%的儲層。這類儲層不僅孔滲較高，而且砂體厚度大，非均質(zhì)性較弱，為研究區(qū)最好的儲層。

Ⅱ類儲層：指存儲系數(shù)、地層系數(shù)、流動帶指數(shù)3項指標中至少有2 項屬于A 類，排驅(qū)壓力在0.25～0.60 MPa 范圍內(nèi)、中值半徑在0.100～0.325 μm 范圍內(nèi)、面孔率在5.2%～9.5%范圍內(nèi)的儲層。這類儲層為研究區(qū)較好的儲層。

圖5 長2 儲層流動帶指數(shù)分布

Ⅲ類儲層：指存儲系數(shù)、地層系數(shù)、流動帶指數(shù)3項指標中至少有1 項屬于A 類，排驅(qū)壓力0.60～1.15 MPa、中值半徑0.050～0.100 μm、面孔率2.0%～5.2%的儲層。這類儲層為研究區(qū)相對較差的儲層。

Ⅳ類儲層：指存儲系數(shù)、地層系數(shù)、流動帶指數(shù)3項指標中沒有1 項屬于A 類，且排驅(qū)壓力大于1.15 MPa、中值半徑小于0.050 μm、面孔率小于2.0%的儲層。這類儲層為研究區(qū)的差儲層。

根據(jù)上述分類標準和評價方法，以及前面所述的儲層巖石學(xué)特征、儲層物性特征、孔隙結(jié)構(gòu)特征，繪制了長2 儲層分類評價平面圖（見圖6），4 類儲層的分布均受控于沉積相，Ⅰ類、Ⅱ類儲層一般分布于砂體厚度較大，連續(xù)性較好的河道中心相帶，Ⅲ類儲層一般分布于河道側(cè)翼部位，Ⅳ類儲層分布在砂體沉積較薄，靠近泛濫平原的區(qū)域。

由圖6可以看出，研究區(qū)長2 儲層以Ⅲ類儲層為主，其次為Ⅳ類儲層，Ⅱ類和Ⅰ類儲層分布較少。其中，Ⅰ類儲層呈團塊狀分布于JT9 井區(qū)、JT296 井區(qū)和J12551-02 井區(qū)，單個面積均較小，占總有效儲層面積的1.47%； Ⅱ類儲層呈片狀分布于JT82、JT8、JT28 和JT297 井區(qū)，占總有效儲層面積的14.45%，其中，JT297井區(qū)的面積最大；Ⅲ類儲層呈大面積連片展布，占總有效儲層面積的48.46%；Ⅳ類儲層呈鑲邊狀分布在Ⅲ類儲層邊緣，占總有效儲層面積的35.62%。

通過計算測井解釋得到的油層厚度并繪制平面圖后，與儲層分類評價圖疊合（見圖6）?？梢钥闯觯蛯雍穸仍?0～15 m 范圍的井都分布在Ⅱ類儲層里，油層厚度大于15 m 的井大部分分布在Ⅰ類儲層里。由此可見，用本文的儲層分類評價標準對靖邊東南部地區(qū)長2 油層組進行儲層分類，具有一定的準確性。

圖6 長2 儲層油層厚度與儲層分類評價疊合

5 結(jié)論

1）對研究區(qū)長2 儲層進行宏觀與微觀因素結(jié)合的綜合評價，總體上把儲層分為4 類。該油層組以Ⅲ類儲層為主，其次為Ⅳ類儲層，Ⅱ類和Ⅰ類儲層面積較小。經(jīng)驗證，綜合評價的結(jié)果與測井解釋結(jié)果基本吻合。

2）儲層綜合評價方案，體現(xiàn)了儲層的儲集能力、生產(chǎn)能力、巖石物理特征與微觀孔隙結(jié)構(gòu)的統(tǒng)一，測井解釋與儲層物性的統(tǒng)一，為儲層地質(zhì)學(xué)與油藏工程的結(jié)合提供了一個很好的平臺。

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