高郵凹陷南部陡坡帶戴南組油水層精細識別

吳小林

(中國石化江蘇油田分公司勘探開發(fā)研究院，江蘇 揚州 225009)

蘇北盆地高郵凹陷陡坡帶戴南組儲層物源主要來自于南部，沉積相為扇三角洲及近岸水下扇，由于儲層近物源，具快速堆積的特征，儲層巖性類型多，特別是含礫儲層較多，縱向上沉積厚度變化大，巖相變化快，巖石結構成熟度和成分成熟度都很低，儲層非均質性極強[1-2]，有效儲層的識別、油水層的準確判斷存在困難。本文在儲層四性關系與綜合錄井、氣測等資料的研究基礎上，探索適合陡坡帶戴南組儲層有效的測井評價手段和油水層精細識別方法。

1 儲層特征

1.1 儲層類型

高郵凹陷陡坡帶戴南組儲層巖性主要劃分為6類：粉砂巖、細砂巖、灰質粉砂巖、含礫砂巖、砂礫巖、礫巖。

根據巖心物性、薄片、粉末粒度等資料分析，粉砂巖、細砂巖的物性最好，含礫砂巖、砂礫巖次之，礫巖最差。從巖性和物性可將陡坡帶戴南組儲層分為3類：砂巖儲層、砂礫巖儲層、無效儲層。以粉砂巖、細砂巖為主的儲層為砂巖儲層，這類儲層孔隙發(fā)育較好，含油性較好，油水層容易識別；以含礫砂巖、物性較好的砂礫巖為主的儲層為砂礫巖儲層，由于礫石的存在，儲層物性較差，油水層的識別存在難度；致密砂礫巖、雜礫巖為無效儲層，物性很差。

依據巖心分析資料，砂巖儲層以不等粒長石巖屑砂巖為主，孔隙度在6.1%～32.8%之間，平均16.8%，空氣滲透率在(0.106～977)×10-3μm2之間，平均為120×10-3μm2；砂礫巖儲層以含礫不等粒長石巖屑砂巖為主，孔隙度在4.2%～17.2%之間，平均9.8%，空氣滲透率在(0.399～95.2)×10-3μm2之間，平均為8.4×10-3μm2；無效儲層以含膠結物的雜礫巖、砂礫巖為主，孔隙度在2.6%～3.7%之間，平均3.3%，空氣滲透率在(0.001 8～1.2)×10-3μm2之間，平均為0.03×10-3μm2(表1)。

三類儲集層的孔隙度、滲透率存在明顯差異。由于礫石的存在，砂礫巖儲層物性較差，油水層的識別存在難度，是本文主要的研究對象。

表1 高郵凹陷南部陡坡帶戴南組儲層巖心物性統(tǒng)計表

2 砂礫巖儲層識別

砂礫巖儲層具有相變快，儲層非均質性強等特點，在缺少精度高、圖像清晰、井眼覆蓋率大的成像測井資料、高縱向分辨率的陣列感應測井資料條件下，確定不同礫石含量與測井響應之間的關系，正確識別、劃分有效儲層，并準確判斷流體性質等是研究重點。因而在砂礫巖儲層評價中，首要任務是掌握儲層四性之間的變化規(guī)律，對測井曲線響應特征進行深入的研究，充分利用現(xiàn)有資料，建立砂礫巖儲層識別標準。

2.1 巖性與物性的關系

基于目的層含礫巖心物性、薄片、粉末粒度等資料研究分析，儲層中礫石的含量大于25%、孔隙度小于4.2%的砂礫巖為無效儲層；礫石含量小于25%、孔隙度大于4.2%的砂礫巖為砂礫巖儲層。研究區(qū)內砂礫巖儲層孔隙度在4.2%～17.2%，空氣滲透率在(0.399～95.2)×10-3μm2(圖1、表1)。通過巖性與物性的關系識別砂礫巖儲層是研究的基礎。

圖1 砂礫巖儲層巖心孔隙度、滲透率頻率

2.2 巖性與電性的關系

2.2.1 巖性識別

不同的巖性在測井曲線上有不同的響應特征，應用測井曲線分析儲層的巖性是測井解釋首要工作，在此基礎上才能準確判斷油水層。利用測井資料識別巖性也為地質工作奠定基礎[3-4]。

(1)含礫砂巖、砂礫巖

含礫砂巖與砂礫巖在測井曲線上的響應特征表現(xiàn)為中-低自然伽馬(30～70 API)，微電極幅度差小到中等，自然電位為負異常，深感應電阻率呈現(xiàn)高值(20～50 Ω·m)，聲波時差一般在200～240 μs/m之間，反映儲層物性較差。如S16-2井2 938.5～2 941.3 m，取心為含礫砂巖、砂礫巖，深感應電阻率值為10～35 Ω·m，聲波時差值為200～215μs/m，自然電位差異小(圖2)。

(2)礫巖

礫巖在測井曲線上的響應特征表現(xiàn)為自然伽馬為低值(一般<50 API)，深感應電阻率呈高值，高達200 Ω·m，微電極無幅度差或負差異，自然電位無幅度差，接近基線，聲波時差<210 μs/m，巖性致密。ZX200井的2 863.5～2 866.4 m，中間夾0.53 m的礫巖，深感應電阻率有明顯升高，聲波時差明顯降低(圖3)。

圖2 S16-2井四性關系

2.2.2 砂礫巖識別標準

礫石的存在對儲層電性影響很大，判別儲層流體性質困難，因此識別砂礫巖儲層與無效儲層之間的電性特征差異，是利用電性響應特征判斷油水層的基礎[5-6]。

以鉆井取心資料為基礎，根據巖心描述和對應測井響應特征，利用聲波時差△t、深感應電阻率Rt、自然伽馬GR等測井資料對礫石含量大于25%和礫石含量小于25%的巖性進行了判別，建立了砂礫巖儲層的電性標準：10 Ω·m≤Rt≤40 Ω·m，230 μs/m≤△t<270 μs/m，30 API≤GR≤60 API(圖4)。

圖3 ZX200井四性關系

圖4 陡坡帶戴南組儲層聲波時差、自然伽馬與深感應電阻率交會

2.3 電性與含油性的關系

利用電性資料初步區(qū)分巖性后，電性與含油性有了更好的對應關系。砂礫巖儲層油氣層深感應電阻率較高，一般>10 Ω·m，全烴值升高，升高倍數較高(2～90倍)，油氣顯示好，為油跡-油斑顯示。如S16-2井2 938.5～2 941.3 m，取心為含礫砂巖、砂礫巖，深感應電阻率值為10～35 Ω·m，取心油氣顯示為油斑(圖2)；明顯水層的深感應電阻率僅為2 Ω·m，氣測顯示無異常；無效儲層的深感應電阻率很高，有些高達200 Ω·m，取心無油氣顯示。

3 砂礫巖儲層精細解釋

在砂礫巖儲層四性關系研究基礎上，建立了高郵凹陷陡坡帶戴南組砂礫巖儲層的油水層精細識別標準，即有效厚度下限標準。

3.1 物性下限標準

對研究區(qū)已獲油流井取心井段資料統(tǒng)計，儲層段出油的含油級別在油斑級及油斑級以上，因此將油斑級定為含油級別的下限。砂礫巖儲層含油級別為油斑及其以上級別的儲層物性孔隙度大于6.9%，滲透率均大于0.2×10-3μm2，由此確定砂礫巖儲層物性下限為：孔隙度≥6.9%，滲透率≥0.2×10-3μm2。

3.2 電性下限標準

3.2.1 常規(guī)電性圖版

利用研究區(qū)內多口井的測井、測試、試油等資料建立了有效厚度的電性下限標準(圖5)。由于砂礫巖的存在，利用電性特征建立有效厚度下限標準存在較大的不確定性，干層落入了油層區(qū)，因此充分考慮利用地化錄井資料、氣測資料與測井資料相結合，建立地化錄井關系圖版、氣測圖版用以提高砂礫巖儲層油水層解釋符合率。

圖5 砂礫巖儲層聲波時差與深感應電阻率交會

3.2.2地化錄井圖版

通過對研究區(qū)域內多口井地化錄井結果進行分析研究可知，在油層中，S0、S1、S2值都較高，且S1值比S2值高，S1/(S1+S2)值大于70%，相對含油飽和度較高；在水層中，S0與S1值很小，S0可低至0值，S1/(S1+S2)值小于70%，相對含油飽和度很低。其中，S0為烴源巖或儲集層中氣態(tài)烴(C1-C7)殘余量，mg/g；S1為烴源巖或者儲集層中液態(tài)烴(C7-C32)殘余量，mg/g；S2為烴源巖干酪根或儲集層中重質油、膠質和瀝青質裂解量，mg/g。[1]利用(S1+S2)與S1/(S1+S2)建立解釋圖版，確定了儲層的(S1+S2)下限值為4 mg/g(圖6)。

圖6 砂礫巖儲層(S1+S2)與S1/(S1+S2)交會

3.2.3 氣測參數與電性參數的關系圖版

砂礫巖儲層測井的四性關系容易受到致密高阻礫巖的影響，所以氣測錄井對研究區(qū)域的油氣發(fā)現(xiàn)具有重要的參考作用[7]。氣測錄井中，指示油氣顯示強弱的重要指標有全烴峰值和全烴升高倍數[4,6]，所以在油水層難以識別的砂礫巖儲層中，利用全烴峰值、升高倍數與聲波時差和深感應電阻率的關系圖版，總結規(guī)律建立評價油氣層的界限標準(圖7、圖8)。

圖7 砂礫巖儲層聲波時差、深感應電阻率與氣測全烴峰值交會圖版

圖8 砂礫巖儲層聲波時差、深感應電阻率與全烴升高倍數交會圖版

4 應用效果

對比陡坡帶S22井與S22-1井發(fā)現(xiàn)，對應層的電阻率大于儲層電性下限14 Ω·m，聲波時差大于210 μs/m，均處于常規(guī)電性下限圖版油區(qū)之內，可解釋為油層(圖5)；對比分析其氣測全烴峰值、升高倍數與聲波時差、電阻率的關系可知，S22井對應層的全烴峰值與升高倍數均在下限之上，可解釋為油層，S22-1井對應層的全烴峰值與升高倍數均在下限之外，解釋為干層，經試油驗證S22井壓裂后產油7.7 t/d，結論為油層，S22-1井試油層為干層(圖7、圖8)，證實砂礫巖儲層下限標準提高了對研究區(qū)域內油、水、干層的識別準確度。對研究區(qū)內所有井進行復查和解釋評價，應用效果較好，為勘探開發(fā)下步工作提供了依據。

5 結論

(1)通過物性、巖性、測井曲線響應特征等研究，將高郵凹陷陡坡帶戴南組油藏的儲層分為砂巖儲層、砂礫巖儲層、無效儲層；

(2)通過儲層四性關系研究，以鉆井取心資料為基礎，利用測井資料對礫石含量大于25%和礫石含量小于25%的巖性進行了判別，建立了砂礫巖儲層巖性識別標準，利用測井資料最大程度地排除了含礫對油水層判斷的影響；

(3)在砂礫巖儲層中，僅靠深感應電阻率與聲波資料建立的圖版精度較差，結合地化指標和氣測參數，在四性關系研究的基礎上，綜合建立了砂礫巖儲層的油水層識別標準，提高了砂礫巖儲層油水層識別精度，應用效果良好。