環江油田長6儲層特征與測井產能評價

胡海濤，吳曉明，龍慧，寧定華，王西強

（1.中國石油長慶油田第七采油廠，陜西 西安 710200；2.中國地質調查局水文地質環境地質調查中心，河北 保定 071051）

0 引 言

環江油田位于鄂爾多斯盆地西緣，構造單元橫跨天環凹陷和西緣逆沖帶兩大構造單元[1]，區域構造背景為一平緩的西傾單斜，向斜軸心西斜坡因靠近西緣逆沖帶，小型斷層十分發育；向斜軸心東斜坡坡降小、構造緩，主要發育“鼻隆”及裂縫等微構造類型。環江油田為中生界多油層疊合區，縱向上含油層系多，2009年目的層段長6油藏勘探獲得新突破，發現新的含油砂帶，有利含油面積約240km2，儲量規模約6000×104t為重點勘探區域。為了對其進行規模性高效開發，在地質特征研究的基礎上，結合勘探、評價實踐，開展儲層特征研究與測井產能評價，進一步落實環江油田長6儲層油藏規模和含油面積。

1 儲層特征研究

1.1 沉積特征

環江油田位于鄂爾多斯盆地西北、東北、西部及西南四大物源交匯處，緊鄰延長組長7期生油坳陷，油源充足。長6期由于湖岸線向西推移，西北、西南沉積體系對長6油層砂體控制作用相對減弱，砂體主要受控于東北沉積體系，以三角洲前緣及濁積扇沉積環境共存為主，主要微相類型為水下分流河道及濁積水道。目前已發現油藏主要位于羅23井—環23井近南北向展布的砂帶上，砂帶寬約7～11km，在靠近生烴坳陷地區的油層厚度大，約8～15m，受上傾致密砂巖和側向泥巖遮擋，主要發育巖性油藏。

1.2 巖石特征

1.2.1 巖石類型及填隙物組分特征

79個砂巖薄片樣品鑒定統計分析表明，環江油田長6儲層巖石類型主要為巖屑長石砂巖、長石砂巖及長石巖屑砂巖，含少量巖屑砂巖（見圖1）。

圖1 環江油田延長組長6巖石三角分類圖

11口井的89個巖心分析資料表明，長6儲層砂巖填隙物含量一般為2%～7%，平均4%左右，主要成分有高嶺石、綠泥石、鐵方解石、白云石、硅質及泥質等；其中白云石含量6.6%，鐵方解石含量3.5%，泥質3.8%，硅質2%，高嶺石、綠泥石膜含量小于1%。填隙物通常以雜基和膠結物的形式充填于孔隙中或者粘附在顆粒表面，導致孔隙、喉道變小，孔隙結構更加復雜。

環江油田長6儲層填隙物中碳酸鹽礦物的含量較高，研究表明：①碳酸鹽巖中鐵方解石以孔隙式致密膠結為主，造成儲層孔隙連通性變差，孔隙度降低（見圖2），孔隙結構的改變及滲流通道減少，降低了儲層的滲透性（見圖3），從而導致儲層電阻率升高[2]；②碳酸鹽巖礦物本身電阻率高于其他填隙物電阻率，提升了儲層的電阻率，正是受碳酸鹽巖礦物影響，增加了單純依靠電阻率識別油水層的難度。

1.2.2 孔隙類型及巖石結構特征

環江油田長6儲層孔隙類型以粒間孔為主，平均為1.5%；其次發育長石溶孔，平均為1.05%；其他孔隙類型含量較低，粒間溶孔、巖屑溶孔、晶間孔和鑄模孔分別占面孔率的0.09%、0.11%、0.31%及0.03%（見表1）。砂巖粒度主要以極細－細粒為主，分選中等偏差，磨圓度以次圓－次棱為主，結構成熟度低到中等。

表1 環江油田長6儲層孔隙類型及其含量統計表

1.2.3 巖石物性特征及孔喉特征

對研究區長6儲層994塊巖樣進行物性分析，孔隙度為7.01%～16.13%，集中分布在8%～12%之間，平均為9.6%；滲透率為（0.08～7.991）×10－3μm2，集中分布在（0.08～0.5）×10－3μm2之間，平均0.3×10－3μm2；物性較差，表現為低孔隙度、特低－超低滲透率的特征[3]。

環江油田長6儲層壓汞資料（見圖4）表明，曲線斜度一般，部分砂巖有明顯的曲線平臺，但排驅壓力較大，物性好的壓汞曲線表現好。孔隙結構參數：排驅壓力平均為1.78MPa；中值壓力為6MPa；中值喉道半徑為0.15μm；最大進汞飽和度為98.44%；退汞效率為30.26%。通過以上分析該儲層孔隙中微小孔隙發育，孔隙分選較差，孔隙結構復雜。該儲層微小孔隙發育，孔隙結構一般，以細孔－微喉型為主。

圖4 環江油田長6儲層毛細管壓力曲線圖

2 測井產能預測與評價

2.1 測井曲線響應特征

環江油田長6儲層測井曲線具有油層的自然伽馬一般為59～107API；，聲波時差為219～236μs／m；密度為2.42～2.56g／cm3；補償中子為11.5%～15.0%；深感應電阻率為15～50Ω·m；普遍偏高，且以純油層為主。自然伽馬、自然電位和電阻率曲線形態以箱形、鐘形為主，顯示含油較飽滿。羅×井測井解釋為油層，符合上述電性特征，試油產純油11.46t／d（見圖5）。

圖5 羅×井測井解釋成果圖

2.2 油水層識別圖版

油水層判別標準以試油結果為依據，與地質參數統計而得到。在具體應用中需要結合錄井、取心等多種資料以及試油資料加以完善。以試油結果為依據，結合測井參數作聲波時差與電阻率（AC—Rt）交會圖，密度與電阻率（DEN—Rt）交會圖，孔隙度與電阻率（φ—Rt）交會圖對儲層的流體進行識別（見圖6至圖8）。

根據延長組長6油藏的特點，結合試油試采資料、儲層電性特征和測井數據處理成果，綜合確定了延長組長6儲層油層（含油水層）、水層、干層的測井綜合解釋定量標準（見表2）。根據以上分析，長6儲層孔隙度下限為7.0%，油層電阻率大于17Ω·m，聲波時差大于219μs／m，密度小于2.53g／cm3。

表2 環江油田長6油水層判別標準

2.3 產能快速預測

2.3.1 產能定性預測圖版建立

測井信息所得的地質參數在一定程度上可以反映儲層的產能[6－7]。考慮影響環江油田長6儲層產能的4個測井參數：孔隙度φ、電阻率Rt、有效厚度H、聲波時差AC。按各產層分別與試油產量進行相關分析（見圖9），得出儲層產量的主要控制因素[9]。通過分析，得到不同產能級別的有效厚度、聲波時差、孔隙度和電阻率下限值（見表3）。

圖9 長6儲層產能定性預測圖

表3 環江地區長6儲層不同產能級別（試油產量）油層下限值

2.3.2 產能定量預測圖版建立

針對環江油田長6儲層的特點，充分利用測井信息，提取與產能有關的4個關鍵參數：孔隙度φ、滲透率K、油層有效厚度H、含油飽和度So[9]，建立已開發井的產能系數（φ×K×H×So）與試油日產量的關系圖版（見圖10），依據圖版可以定量地預測單井試油日產量[10]。當產能系數的對數值大于0.5時，試油日產量可以達到10t以上。依據上述成果，將研究區長6儲層的42口評探井與開發井進行產能預測，預測產量與實際產量吻合度高（見圖11），表明該產量預測模型精度高，能較好的指導現場生產。

3 應用效果

羅×井測井解釋成果圖見圖12。長6儲層Rt＝37.94Ω·m，AC＝230μs／m，GR＝50API，測井相類型為高Rt、高AC、低GR，儲層物性較好，解釋結論為油層。測井和儲層參數值為羅×井長62儲層H＝10m，φ＝15.41%，K＝2.37mD，So＝60%，根據產能定性預測圖版，可定性預測其試油產量大于10t／d；依據產能定量預測圖版，預測其試油結果是21.82t／d；實際試油產量為20.50t／d、產水0m3／d。表明該產量預測模型精度高，能很好地指導現場生產。

圖12 羅×井測井解釋成果圖

4 結 論

（1）環江油田長6油層組的沉積體系屬于三角洲前緣及濁積扇沉積環境共存，主要微相類型為水下分流河道及濁積水道。長6儲層平均孔隙度為9.6%，平均滲透率為0.3×10－3μm2，儲層物性較差，表現為低孔隙度、特低－超低滲透率的特征，但存在局部相對高孔隙度高滲透率區域。

（2）研究區長6儲層巖石類型主要為巖屑長石砂巖、長石砂巖及長石巖屑砂巖，含少量巖屑砂巖；砂巖粒度以極細－細粒為主，分選為中等偏差，磨圓度中等，結構成熟度低到中等，填隙物含量約10%左右；儲集空間以粒間孔為主，其次發育長石溶孔，整體屬于小孔細喉型，受碳酸鹽巖膠結物含量的影響，成巖作用較強。

（3）影響儲層產能的主要因素是儲層有效厚度、含油飽和度、孔隙度以及滲透率等參數，得到不同產能級別各參數下限值，定性識別油水層。將油層產能按每米日產油量劃分等級，分別建立產能定量評價模型，精確度更高，具有較好地質應用效果。

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