張燕, 王向公, 麻平社, 崔亞東, 況 晏, 李 名
(1.長江大學油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室, 湖北 武漢430100;2.長江大學 地球物理與石油資源學院, 湖北 武漢 430100;3.中國石油集團測井有限公司長慶事業部, 陜西 西安 710201;4. 中國石油化工股份有限公司江漢油田分公司, 湖北 潛江 433123;5. 華北油田地球物理勘探研究院, 河北 任丘 062552)
吳起地區地處鄂爾多斯盆地陜北斜坡中西部,目的層段為上三疊系延長組6段.長6油層組為一套河流入湖后形成的湖泊三角洲沉積,并進一步劃分為三角洲平原、三角洲前緣和前三角洲三個亞相,其中主要發育三角洲前緣亞相,其次為前三角洲亞相[1-2].利用掃描電鏡、壓汞、物性和孔隙結構等資料分析表明,長6儲層孔隙度的平均值為8.02%,滲透率的平均值為0.54mD,為典型的低孔特低滲儲層.本文以實驗、測井、試油資料為依據,在分析其儲層特征的基礎上,提出了利用電阻率相對值劃分油、水層的定性識別方法并建立了定性評價標準.通過對實際資料的處理,達到了提高解釋符合率的目的.
儲層特征分析是儲層測井評價的基礎,也是尋求低孔低滲儲層成因機理與成因分析的重要途徑[3].其主要包括:巖石學特征分析、物性特征分析、滲流特征分析、油水性特征分析、電性特征分析等.
由巖心觀察和巖石薄片鑒定表明,吳起地區長6儲層巖石以中、細砂巖為主,其次為少量的極細砂巖.砂巖碎屑成分為:石英平均30.02%,長石平均32.95%,巖屑34.92%,以火成巖巖屑為主(見表1).

表1 吳起長6儲層砂巖碎屑成分表
通過對吳起地區長6儲層的統計分析,該區的物性分布見表2.孔隙度在4.11%~17.2%,平均為8.02%;滲透率0.01mD~8.55 mD,平均為0.54 mD.吳起地區長6儲層屬于低孔特低滲儲層.

表2 吳起地區長6儲層物性統計表
圖1為長6儲層電阻率頻率分布直方圖.從圖中可以看出,油層電阻率大于油水同層的電阻率,油水同層電阻率大于水層電阻率,油層電阻率在10~19Ω·m之間,油水同層電阻率在6~17Ω·m之間,水層電阻率大于6Ω·m.可見長6儲層的油水層電阻率符合一般規律.

圖1 電阻率分布直方圖
圖2為根據壓汞實驗所得孔喉半徑分布頻率直方圖.從圖中可以看出長6儲層粒間孔與微孔隙并存,其中微孔隙發育明顯,孔喉半徑單峰與雙峰特征均有,其中孔喉半徑分布雙峰特征更為明顯,說明長6儲層孔隙結構復雜,非均質性強.

圖2 孔喉半徑分布頻率直方圖
通過上述分析可知,吳起地區長6儲層孔隙結構復雜,非均質性強,造成該區物性差[4],屬于低孔特低滲儲層.
電阻率能較好地反應出流體性質,聲波時差能反應出儲層的物性特征,電阻率、聲波時差和含油性做交會圖能較好定性地識別出油層、油水同層和水層.在測井、實驗資料的基礎上,我們統計出長6的聲波時差:油層主要分布在225~250μs/m之間,油水同層主要分布在215~245μs/m之間,水層在213μs/m以上.
圖3為聲波時差與電阻率的交會圖.從圖中可以看出,油層和油水同層界限不明顯,為了能準確的識別油水層,我們利用電阻率相對值、深電阻率及聲波時差建立長6儲層油水定性識別標準(見表3).表中(RILD-RTW)/(RTO-RTW)指電阻率相對值,其中RTW指純油水層的電阻率,RTO指純油層的電阻率[5].油層:電阻率在11~20Ω·m之間,電阻率相對值大于0.8,聲波時差在225~250μs/m之間;油水同層:電阻率在9.5~16Ω·m之間,電阻率相對值在0.3~0.8之間,聲波時差在213~245μs/m之間;水層:電阻率小于11Ω·m,電阻率相對值小于0.3,聲波時差小于213μs/m.

圖3 聲波時差與電阻率交會圖

變量油層油水同層水層RILD/Ω·m11~209.5~16小于11(RILD-RTW)/(RTO-RTW)大于0.80.3~0.8小于0.3AC/μs·m-1225~250213~245大于213干層:AC<213μs/m,φ<8.0%,k<0.2mD.
依據上述所研究的識別方法,對吳起地區長6儲層中12口井的14個試油層進行了驗證(見表4),其中13個層與試油結論相符,1個層不符,解釋符合率為92.85%.
圖4為新××井測井綜合解釋圖,由圖看出,該井試油層段為2043~2048m,試油日產油21.0t/d,日產水0.0t/d.試油結論為油層,與判別結果相符.

圖4 新××井測井綜合解釋圖
通過分析可知吳起地區長6儲層孔隙結構復雜,非均質性強,造成吳起地區長6儲層物性差,屬于低孔特低滲儲層,儲層評價困難.
本文提出利用電阻率相對值劃分油、水層的定性識別方法并建立了定性識別標準,該方法具有較高的實用價值,經實際應用,效果良好.
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