渤中2油田東營組油層有效厚度下限確定方法

李文湘，汪瑞宏，崔云江

（中海石油（中國）天津分公司渤海油田勘探開發(fā)研究院，天津塘沽300452）

1 問題的提出

油層的有效厚度是指在目前的技術和工藝條件下具有產油能力部分的厚度，是計算油氣地質儲量的一個重要參數［1］。研究有效厚度的基礎資料主要有巖心、試油和測井等資料，但由于存在多解性，由單一方法確定的下限只能單方面反映儲層的特征，往往采取多種方法互相驗證，來綜合確定儲層的有效厚度下限［2］。渤中2油田位于渤海海域石臼坨凸起南部斷階帶上的斷層下降盤，為受控于斷層的半背斜構造。油田的主要目的層為古近系東營組的東二下段，由于BZ1井的目的層段在鉆井過程中井況復雜，測井作業(yè)是在泥漿浸泡15天后進行的，導致電阻率測井數值因受到高礦化度泥漿侵入的影響明顯降低，電阻率測井值與BZ2井相比降低了一半左右，給測井解釋和流體判別帶來了困難。本文通過自然電位相對值與深、淺側向電阻率差值的比值法較好地識別出油層，并采用含油產狀、測試、最小流動孔喉半徑等方法綜合確定了渤中2油田的油層有效厚度下限標準。

2 儲層特征

2.1 巖性特征

根據巖心、壁心、巖屑觀察，結合薄片鑒定等研究成果綜合分析，渤中2 油田東營組儲層巖性以細砂巖、粉砂巖為主，少量的巖屑長石砂巖，礦物成分主要為石英、長石和巖屑，石英含量32.0%～47.0%，平均42.3%，長石平均含量44.3%，巖屑平均含量13.2%。測試或流體取樣證實的油層對應的巖心和璧心巖性為細砂巖及以上級別。

2.2 物性特征

對東營組進行了200余塊巖心樣品的常規(guī)孔隙度、滲透率分析，孔隙度分布范圍5.5%～29.4%，平均值19.9%，滲透率分布范圍（0.01～541.5）×10-3μm2，平均值為14.5×10-3μm2，測井解釋的孔隙度主要分布在6.7%～27.0%、平均孔隙度20.2%，滲透率主要分布在（0.1～502.9）×10-3μm2的區(qū)間內，平均滲透率49.6×10-3μm2，屬于中孔低滲的儲層。儲層毛管壓力曲線以中-細歪度為主，排驅壓力0.128～0.992 MPa，飽和度中值壓力0.611～8.637 MPa，平均孔喉半徑0.189～2.215 μm。

將東營組巖心分析的孔隙度和滲透率經覆壓校正后，對其相關關系進行了擬合分析，兩者間呈現較好的線性正相關關系，反映出儲層的基質孔隙發(fā)育較好，對應的孔喉間的連通性也較好。

2.3 油、水層判別

由于受高礦化度泥漿侵入的影響，油層電阻率值偏低，水層深電阻率基本小于6Ω·m，在6～10 Ω·m 的范圍內存在含油水層、油水同層和油層，經過分析認為，大于6Ω·m 的水層主要處于異常高壓段，電阻率受泥漿侵入影響較小而使得水層電阻率也較高，與這部分水層相比，油層具有深、淺側向電阻率差異較大，自然電位值相對較低的特征。因此，引入了自然電位相對值與深、淺側向電阻率差值的比值［ΔSP／（RD-RS）］進行油水層判別，自然電位相對值計算公式為：ΔSP＝SP測量／SP水層，當深電阻率≥6Ω·m，［ΔSP／（RD-RS）］≤0.5時，對應為油層（圖1），通過這個標準可以較好地識別出油水層。

圖1 渤中2油田油層判別電性圖版

3 有效厚度下限確定

3.1 “四性”關系

研究區(qū)東營組目的層為常規(guī)的砂巖儲層，其巖性、物性、含油性和電性間有一致的變化關系，從該油田巖心的巖性、含油性與物性間的關系圖（圖2）可以看出，中-細砂巖對應的物性好，粉砂巖及鈣質膠結的細砂巖對應的物性較差，測井響應特征與巖心物性分析結果的對應關系較好，巖心的含油性隨著物性的變好而變好。物性好的儲層，巖心及壁心的含油性好，在測井上顯示為低自然伽馬、高聲波時差、低密度和高自然電位；隨巖石的粒度變細，泥質含量增加，物性和含油性均變差，對應的各種測井響應特征均有一定范圍的變化。

3.2 巖性法

渤中2油田的巖性主要為細砂巖和粉砂巖，根據巖石和壁心描述及薄片分析資料制作的不同巖性對應的孔隙度和泥質含量交會圖（圖3），在孔隙度≥16%，泥質含量≤20%范圍內對應的巖性為細砂巖及以上級別，范圍之外為粉砂巖、灰質細砂巖和灰質粉砂巖。同時，取資料證實的油層對應的巖性也為細砂巖及以上級別，巖心含油性為油斑及以上級別，因此，將巖性下限定為細砂巖，含油性下限定為油斑。

圖2 渤中2油田“四性”關系圖

3.3 測壓法

由于海上油田的作業(yè)成本較高，一般不特意測試干層，很難獲取界限層的資料，地層壓力測試資料可以較好地反映儲層連通性、流體性質及儲集物性，如果地層物性較好，較易形成泥餅，壓力恢復也較快，一般可以獲得有效的壓力數值；當地層滲透性不好時，地層壓力不能及時傳導，導致測壓失敗或獲得壓力數值無效［3］。在測試和測壓點反映的地層滲透性與測井解釋對應的孔隙度與泥質含量關系圖上，測壓滲透點大多分布在孔隙度≥16%，泥質含量≤20%的范圍之內。

3.4 最小流動孔喉半徑法

圖3 巖性和測壓法確定有效厚度下限圖版

巖石的孔隙及喉道是油氣儲集和流動的空間和通道，儲層的微觀孔隙結構直接控制著儲層物性及含油性的好壞，在一定壓差下，原油能否從巖石中流出取決于喉道的粗細，即孔喉半徑的大小。因此，通過研究這種既能儲集原油又能使原油滲流的最小孔隙通道（即最小流動孔喉半徑）來確定儲層物性下限，具有一定的合理性。

利用壓汞法毛管壓力資料確定的平均孔喉半徑與孔隙度及滲透率的關系圖（圖4）可以看出，孔隙度和滲透率均隨著孔喉半徑的增大而增大，充分說明孔隙結構決定著儲層物性的好壞，可以通過確定儲層最小流動孔喉半徑來確定儲層的物性下限［4-6］。

圖4 孔隙度和滲透率與孔喉半徑關系

利用滲透能力分布法確定儲層最小流動孔喉半徑方法為：利用東營組巖心分析得到的毛管壓力曲線及對應的孔隙度和滲透率，將所有毛管壓力資料進行J函數處理，使所有毛管壓力曲線平均為一條能代表油藏特征的平均毛管壓力曲線，然后以等對數孔喉半徑間隔為單元，計算每個單元的滲透能力貢獻值，當累積滲透能力貢獻值達到99.9%以上時，所對應的孔喉半徑為最小流動孔喉半徑，計算表明，累積滲透能力達到99.9%以上時，油藏對應的孔喉半徑為0.363μm，對應的孔隙度為16.5%，滲透率為1×10-3μm2。

4 結論

（1）渤中2油田主力油組東營組儲層巖性主要為細砂巖和粉砂巖，屬于中孔低滲儲層，在研究了本區(qū)巖石物理特征的基礎上，利用巖心分析、試油和最小流動孔喉半徑等方法綜合確定了油層的有效厚度下限。

（2）該油田存在部分低阻油層，常規(guī)方法難以識別，在解釋時采用了自然電位相對值與深、淺側向電阻率差值的比值結合進行判別，應用效果較好，這是渤海油田識別低阻油層較為有效的方法之一。

（3）確定有效厚度下限的方法很多，但每種方法只是反映了儲層的一方面特征，具有多解性。本油田資料錄取豐富，采用多種方法綜合確定了有效厚度下限，并互相驗證，以確保結果的可靠性，這些下限被用于測井解釋結論的判別和儲量評價，得到了較好的應用效果。

［1］ 洪有密.測井原理與綜合解釋［M］.東營：石油大學出版社，1993：1-25.

［2］ 楊通佑，范尚炯，陳元千，等.石油及天然氣儲量計算方法［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1990：31-50.

［3］ 徐錦繡.渤海地區(qū)電纜地層測試應用效果分析［J］.中國海上油氣，2008，20（2）：106-110.

［4］ 張審琴.最小流動孔隙喉道半徑法確定物性下限在油砂山油田的應用［J］.青海石油，2004，22（4）：44-46.

［5］ 郭睿.儲集層物性下限值確定方法及補充［J］.石油勘探與開發(fā)，2004，31（5）：140-143.

［6］ Wardlaw N C.Mercy capillary pressure curves and the interpretation of pore structure and capillary behavior in reservoir rocks［J］.BCJP，1976，24（2）：1274-1342.