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    鄂爾多斯盆地子長油區(qū)上三疊統(tǒng)延長組長6儲層四性關(guān)系研究

    2018-06-20 05:45:38
    地下水 2018年3期
    關(guān)鍵詞:四性電性含油

    (延長油田股份有限公司勘探部,陜西 延安 716004)

    1 地質(zhì)概況

    子長油區(qū)位于陜北斜坡的中東部,三疊系延長組長6油層組沉積時期,該地區(qū)北西-南東向展布的三角洲沉積發(fā)育,地層厚度110~130 m,儲層發(fā)育,是研究區(qū)的重要產(chǎn)油層系[1]。研究區(qū)長6儲層致密,“四性”關(guān)系的研究對精細(xì)劃分油水分布、尋找相對高滲的優(yōu)質(zhì)儲層具有重要意義[2]。

    2 儲層四性特征

    巖性、物性、含油性與電性構(gòu)成了儲層“四性”,其內(nèi)在聯(lián)系是“四性”關(guān)系研究的重要內(nèi)容。其中,評價儲層的含油性是“四性”研究的最終目的,巖性、物性和含油性可以由電性反映,是“四性”研究的主要內(nèi)容。

    2.1 巖性特征

    根據(jù)區(qū)內(nèi)65塊巖心觀察及室內(nèi)巖石薄片鏡下鑒定結(jié)果,研究區(qū)長6儲層發(fā)育為灰-灰綠色塊狀細(xì)粒長石砂巖,分選好,磨圓度低,主要為次棱角狀,顆粒支撐,粒徑主要在0.1~0.3 mm,占70%以上。碎屑顆粒中斜長石平均含量12.8%,鉀長石平均35.5%,石英平均19.7%,黑云母平均7.9%,巖屑平均13.4%。巖屑主要為變質(zhì)巖、巖漿巖巖屑,少量沉積巖巖屑。填隙物以自生礦物為主,平均含量10.6%,主要有綠泥石、濁沸石、硅質(zhì)、方解石、長石質(zhì)、水云母等。

    2.2 物性特征

    研究區(qū)內(nèi)16口井共計(jì)1029塊長6儲層段樣品的孔滲資料分析表明,孔隙度為單峰形態(tài),主要在9~13%之間,最大值為15.72%,平均值為10.36%。滲透率變化范圍大,主要分布在0.5~2×10-3μm2之間,平均0.96×10-3μm2,屬于低孔-特低滲儲層,這與整個鄂爾多斯盆地長6儲層特征的認(rèn)識基本一致。

    2.3 含油性特征

    研究區(qū)內(nèi)1口密閉取芯井在長6儲層含油層段獲得59塊砂巖樣品,錄井顯示以油斑為主,其次為油跡,熒光和無顯示樣品較少。含油飽和度分析結(jié)果表明,含油飽和度分布在40%~60%之間的樣品共計(jì)43塊,占樣品總數(shù)的73%,含油飽和度平均為51.2%,具有低飽和度的特點(diǎn)。大量的探井試油和生產(chǎn)井試采結(jié)果表明,研究區(qū)長6含油層多為油水混儲,油水同出,沒有明顯的油水界面,是典型的巖性油藏。

    2.4 電性特征

    電性特征是指不同系列的測井曲線對巖性、物性和含油性的反映。研究區(qū)長6儲層自然伽瑪(GR)值一般60~90 API,深感應(yīng)電阻率(Rt)值一般在5~40 Ω·m,聲波時差(Δt)一般220~240 μs/m。

    3 儲層四性關(guān)系

    3.1 巖性與物性關(guān)系

    巖性是影響物性的基礎(chǔ),研究區(qū)長6儲層低孔、特低滲性質(zhì)主要與諸如粒度、分選、泥質(zhì)及鈣質(zhì)含量、殘余粒間孔含量、膠結(jié)物含量及膠結(jié)類型、次生孔隙發(fā)育程度等巖性特征有關(guān)[3]。分析結(jié)果表明,巖性越粗、分選越好、泥質(zhì)及鈣質(zhì)含量越低的儲層,膠結(jié)物含量相對較低,殘余粒間孔、次生粒間孔較發(fā)育,儲層物性也往往越好。而粉砂巖與泥質(zhì)砂巖由于孔隙連通性差,物性也較差。

    3.2 巖性與含油性關(guān)系

    巖心錄井分析結(jié)果表明,鈣質(zhì)與泥質(zhì)含量較高的砂巖基本不含油,部分粉砂巖具有較低的含油級別,一般為熒光,極少量可以達(dá)到油跡級別。而細(xì)砂巖及以上含油性較好,不同含油級別巖心與巖性相關(guān)性統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明,油跡及油斑樣品主要為細(xì)砂巖,占統(tǒng)計(jì)樣品的95.6%,其中油跡和油斑分別為45.4%和50.2%。

    3.3 物性與含油性關(guān)系

    物性是影響含油性的重要因素。含油級別與物性統(tǒng)計(jì)結(jié)果結(jié)果表明,油斑、油跡、熒光砂巖孔隙度主要分布范圍分別為9%~13%、6%~12%、5%~10%,平均值分別為11.2%、8.6%、7.4%,滲透率的主要分布范圍分別為0.25~2×10-3μm2、0.15~0.6×10-3μm2、0.08~0.3×10-3μm2,平均值分別為1.01×10-3μm2、0.32×10-3μm2、0.18×10-3μm2??梢钥闯?,物性好的儲層往往具有更高的含油級別。

    3.4 巖性、物性、含油性與電性關(guān)系

    3.4.1 巖性與電性關(guān)系

    研究區(qū)長6地層砂泥巖組合的巖性特征表現(xiàn)為不同的電性組合特征。以泥巖為主的巖性在電性組合上表現(xiàn)為高GR、正SP、偏低的Rt和偏高的Δt值,無或幅度小的微電極差異,局部見井徑擴(kuò)大;粉砂巖、泥質(zhì)砂巖電性組合為表現(xiàn)中高GR、中—低幅度負(fù)異常SP及無或幅度小的微電極差異,Δt在250 μs/m左右,Rt變化較大(10~30 Ω·m);細(xì)砂巖以高負(fù)異常SP、低GR(60-90 API)及大幅度微電極差異為特征,含油后一般Rt較高(>20 Ω·m);斑脫巖作為研究區(qū)長6地層亞組劃分的重要標(biāo)志,以極高的GR值(可達(dá)150 API以上)與尖刀狀高Δt值(可達(dá)300 μs/m以上)和低Rt值、明顯的井徑擴(kuò)大為特征,很容易與其它巖性區(qū)分。

    3.4.2 物性與電性關(guān)系

    巖心刻度測井表明,聲波時差(Δt)對儲層物性反應(yīng)最為敏感,Δt值越高,物性越好。通過對巖心物性分析數(shù)據(jù)進(jìn)行巖電歸位處理,找出聲波時差曲線讀值與對應(yīng)的巖心物性分析數(shù)據(jù),可以建立研究區(qū)的孔隙度解釋公式。經(jīng)過對研究區(qū)內(nèi)14口井77個井層的資料進(jìn)行回歸分析處理,得到的孔隙度的回歸公式為:Φ=0.221 Δt -40.30,該式相關(guān)系數(shù)為0.924。對比檢驗(yàn)結(jié)果表明,相對誤差3.05%,絕對誤差0.13%,二者十分接近。生產(chǎn)實(shí)踐表明,研究區(qū)多數(shù)油水同層聲波時差值為225~240 μs/m,而鈣質(zhì)含量相對較高的致密層聲波時差一般小于215 μs/m。

    3.4.3 含油性與電性關(guān)系

    含油性與電性關(guān)系是電測解釋的關(guān)鍵。研究區(qū)長6儲層的致密物性、成巖作用造成的強(qiáng)非均質(zhì)性使得測井曲線對低孔隙度儲層和無效層段之間的差異、儲層含油性之間的差異有時很小,解釋難度增大。四性關(guān)系及密閉取心資料分析結(jié)果表明,4.0 m視電阻率讀值在反映含油性的同時受巖性影響大,而深感應(yīng)電阻率(Rt)能較好的反映儲層含油性的情況。

    統(tǒng)計(jì)分析結(jié)果表明,研究區(qū)砂巖儲層中油水同層和水層

    主要區(qū)別在于Rt值差異,油水同層Rt一般大于20 Ω·m,而水層Rt一般小于10 Ω·m,前者可以超過后者的2.5倍。干層和致密層則具有非儲層的特征。

    根據(jù)上述四性關(guān)系研究,建立了研究區(qū)長6儲層的有效厚度下限測井曲線解釋標(biāo)準(zhǔn):孔隙度≥8.0%,滲透率≥0.20×10-3μm2,含水飽和度≤60%,深感應(yīng)電阻率≥20 Ω·m,聲波時差≥220 μs/m(圖1)。

    圖1 子長油區(qū)理828井四性關(guān)系圖

    4 結(jié)語

    (1)子長油區(qū)長6儲層主要發(fā)育長石細(xì)砂巖,儲層孔隙度平均為10.36%,滲透率平均為0.96×10-3μm2,為低孔-特低滲儲層,含油飽和度主要分布在40%~60%之間,平均為51.2%,儲層具有中低自然伽瑪值和較高的聲波時差值。

    (2)“四性”關(guān)系研究結(jié)果表明“四性”內(nèi)部彼此聯(lián)系,較粗的巖性往往具有較好物性和較高的含油級別,而粉砂巖、泥質(zhì)砂巖、鈣質(zhì)砂巖等巖性較細(xì)的砂巖物性差,含油級別低或者不含油。

    [1]李文厚,龐軍剛,曹紅霞,等.鄂爾多斯盆地晚三疊世延長期沉積體系及巖相古地理演化[J].西北大學(xué)學(xué)報:自然科學(xué)版.2009.39(3):501-506.

    [2]孟展,孟凡美,孟鵠.楊旗地區(qū)長6油層組儲層四性關(guān)系研究[J].地下水.2013.35(2):109-110.

    [3]柳益群,李文厚.陜甘寧盆地東部上三疊統(tǒng)含油長石砂巖的成巖特點(diǎn)及孔隙演化[J].沉積學(xué)報.1996.14(3):87-96.

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