陜北斜坡東北部長6儲層孔隙度定量預(yù)測模型

黃 薇，鄭 茜，鐘高潤，王 軍

(西北大學 大陸動力學國家重點實驗室/地質(zhì)學系，陜西 西安710069)

儲層物性特征是油氣藏形成與分布特征的外在反映，是油藏描述的主要研究對象[1]。儲層孔隙度的變化及精確預(yù)測是油層識別、含油飽和度計算和儲層評價的基礎(chǔ)[2]。由于巖心物性分析資料的有限性、測井資料負載能力的局限性和測井解釋的間接性，低孔低滲甚至特低滲、超低滲儲層在測井響應(yīng)特征上的反映并不靈敏，往往導致儲層物性參數(shù)的測井解釋精度較低。因此，開展低孔低滲砂巖儲層孔隙度參數(shù)的定量預(yù)測研究，可以為儲層物性參數(shù)的測井評價及有利含油區(qū)預(yù)測提供一定的依據(jù)。

1 儲層地質(zhì)特征

1.1 沉積微相

研究區(qū)位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡東北部。該區(qū)長6油層組為延長組主要含油層系之一，沉積相類型為三角洲平原沉積，分流河道砂為其沉積主體，是儲層發(fā)育最為有利的相帶。儲集砂巖具有累計單砂層較厚，粒度較細，沉積相變化快的特點，往往發(fā)育低孔、低滲，甚至是特低滲的巖性油氣藏[3]。

1.2 巖石學特征

根據(jù)巖心觀察和室內(nèi)巖石薄片鏡下鑒定結(jié)果，研究區(qū)長6儲層主要為細粒長石砂巖，極少量的中砂巖及粗砂巖。粒度范圍一般為0.12～0.25 mm。分選性較好，磨圓以次棱角狀－次圓狀為主，結(jié)構(gòu)成熟度高。顆粒間以點、線、點 －線接觸為主。在碎屑組分中，長石、石英和巖屑總量一般大于90%，其中長石含量為 56.7% ～69.5%，平均為 62.1%;石英含量在 17.3% ～23%之間，平均為 19.2%;巖屑含量在5.8% ～13.5%之間，平均為9.8%;砂巖成分成熟度Q/(F+R)為0.27。因此，富長石和巖屑、貧石英是研究區(qū)長6儲層砂巖骨架顆粒組成的主要特征。

研究區(qū)長6儲層砂巖填隙物中雜基含量極低，幾乎全部是膠結(jié)物，主要為硅質(zhì)、長石質(zhì)和綠泥石膜，其次為伊利石和鐵方解石。孔隙類型以粒間孔(殘余粒間孔、溶蝕粒間孔)為主，其次為溶蝕粒內(nèi)孔，以長石溶孔為主。

1.3 物性特征

根據(jù)陜北斜坡東北部15口井305個巖心物性分析資料統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，長6油層組孔隙度值為1.0% ～17.3%，主頻分布范圍為8.0% ～13.0%，平均值為9.9%，孔隙度大于10%的樣品占70%以上(見圖 1);滲透率分布范圍為(0.01～19.51)×10－3μm2，主頻分布范圍為(0.01 ～0.4)×10－3μm2和(1 ～3)×10－3μm2，平均值為 1.08 ×10－3μm2，滲透率小于1.0×10－3μm2的樣品占 73.4% 以上(見圖 2)。因此，研究區(qū)長6油層組主要為低孔特低滲，甚至超低滲儲層。

圖1 孔隙度頻率分布直方圖

圖2 滲透率頻率分布直方圖

在同一油區(qū)不同的含油層系內(nèi)，研究區(qū)長6各亞油層組孔隙度區(qū)間變化范圍大，但是主要分布范圍和孔隙度平均值基本一致，而滲透率區(qū)間變化范圍相對較大，反映出超低滲透儲層的非均質(zhì)性較強(見表1)。

分析儲層物性較差的影響因素主要為:(1)沉積因素包括碎屑物組份、砂巖粒度、分選性、磨圓度等;(2)后生成巖作用主要包括壓實、壓溶、自生礦物充填膠結(jié)作用和深部溶蝕等[4～7]。從鑄體薄片、常規(guī)薄片、掃描電鏡、X－衍射和全巖分析等資料的研究發(fā)現(xiàn)，難以確定某一單一因素，如某種礦物碎屑或某種單一的填隙物含量，與孔隙度、滲透率有明確的變化關(guān)系。因此，一般認為儲層物性差是多種地質(zhì)因素綜合影響砂巖儲層孔滲分布及其相互關(guān)系的結(jié)果[8]。

表1 儲層物性參數(shù)統(tǒng)計表

2 儲層物性測井響應(yīng)特征

測井曲線對儲集性能的反映，主要表現(xiàn)在自然電位、自然伽馬、微電極及聲波時差等曲線上。孔、滲相對較好的儲層，自然電位曲線上為較明顯的負異常，自然伽馬平緩低值及相對較高的聲波時差值。因此，對巖心分析孔隙度進行巖心歸位處理后，將聲波時差和自然電位曲線按照泥巖段重合的原則進行重疊，兩條曲線之間的幅度差反映儲層的物性特征[9]。以 Y34 井為例，581.43 ～589.52 m 處砂巖孔隙度值為 8.6% ～11.0%，平均值為 10.1%;滲透率值為(0.55 ～0.78)×10－3μm2，平均值為 0.65 ×10－3μm2，對應(yīng)的儲層聲波時差和自然電位平均值分別為230.5 μs/m和15.5 mv。兩條曲線幅度差較大，反映儲層物性較好(見圖 3)。

圖3 儲層物性及其測井響應(yīng)特征

3 孔隙度解釋模型

根據(jù)研究區(qū)長6油層組聲波時差與層點分析孔隙度交會圖分析表明，聲波時差與層點分析孔隙度的相關(guān)性較好，相關(guān)系數(shù)可達到0.8以上(見圖4)。根據(jù)該孔隙度測井解釋模型計算孔隙度，與巖心分析孔隙度的符合程度較高(見圖5)。

圖4 聲波時差與孔隙度關(guān)系

圖5 巖心分析孔隙度與計算孔隙度關(guān)系

4 結(jié)語

(1)研究區(qū)長6儲層巖性以細粒長石砂巖為主，分選性較好，碎屑顆粒次棱角狀—次圓狀，總體表現(xiàn)為低成分成熟度、高結(jié)構(gòu)成熟度的特點。

(2)儲層物性具有低孔特低滲、甚至超低滲的特征。一般認為，儲層物性差主要受沉積和后生成巖作用的影響，是多種地質(zhì)因素綜合影響儲層孔滲分布及其相互關(guān)系的結(jié)果。

(3)經(jīng)巖心歸位處理后，根據(jù)聲波時差與層點分析孔隙度建立孔隙度解釋模型，并根據(jù)該模型定量計算孔隙度。經(jīng)45°線進行效果驗證，計算孔隙度與層點分析孔隙度符合程度較高，滿足孔隙度計算精度的要求。

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