利用“四性”關(guān)系識(shí)別涇河17井區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層

彭 川

（中石化華北石油工程有限公司測(cè)井分公司，河南 新鄉(xiāng)453000）

涇河地區(qū)的主力產(chǎn)層位于延長(zhǎng)組長(zhǎng)81段，大部分工業(yè)油流井也主要存在于長(zhǎng)81段儲(chǔ)層，該段地層沉積厚度穩(wěn)定，分布在93～117m之間，厚度差為24m。平面上，有南北兩個(gè)厚區(qū)，北部的涇河27-涇河36-涇河2-涇河106井一帶，厚度在110～115m左右。南部的涇河541-涇河42-涇河535-武12-涇河502-武1-武14井一帶地層厚度也大于110m。在自然能量開采初期，動(dòng)液面高，產(chǎn)液量高，含水高的“三高”特征。針對(duì)以上開發(fā)狀況，本文對(duì)該區(qū)塊儲(chǔ)層特征進(jìn)行研究，歸納低產(chǎn)井原因，提出提高單井產(chǎn)能，降低產(chǎn)水量的有效措施。從而提高該區(qū)塊的開發(fā)效率，延長(zhǎng)油藏開發(fā)壽命。

1 油藏基本特征

涇河17井區(qū)長(zhǎng)8油藏儲(chǔ)層屬于低孔低滲油藏，屬三角洲前緣砂體，是良好的儲(chǔ)集巖，與長(zhǎng)7形成“上生下儲(chǔ)”式油藏。長(zhǎng)7期為主要的生油巖，以“張家灘”頁巖為代表，沉積期間湖侵達(dá)到鼎盛，泥巖，是長(zhǎng)6、長(zhǎng)7油組及以上油藏的烴源巖，也構(gòu)成了長(zhǎng)8油組油藏的區(qū)域蓋層。

2 儲(chǔ)層“四性”關(guān)系

“四性關(guān)系”是指儲(chǔ)層的巖性、儲(chǔ)集性、電性及含油氣性之間的關(guān)系，綜合反映了含油氣儲(chǔ)層孔滲特征及含油氣性的好壞。

2.1 巖性與電性的關(guān)系

電性特征是儲(chǔ)層巖性、物性和含油性的綜合反映［1-2］。研究區(qū)儲(chǔ)層伽馬測(cè)井曲線呈鋸齒狀，值較低，變化范圍大，區(qū)間為55～105API；自然電位呈負(fù)異常顯示；深淺電阻率存在一定的幅度差，電阻率值基本分布在4.48～6.5Ω·m。該區(qū)泥巖儲(chǔ)層在測(cè)井剖面上表現(xiàn)出自然伽馬為鋸齒狀高值；自然電位為基線；深淺電阻率差異不明顯，電阻率值基本分布在2.69～4.13Ω·m。該區(qū)不同的巖性造成了電性特征測(cè)井曲線存在一定差異，隨著巖石粒度變粗，其電阻率升高，自然伽馬及聲波時(shí)差曲線值降低，自然電位負(fù)異常幅度減小。

2.2 含油性與電性的關(guān)系

通過對(duì)試油、錄井與測(cè)井資料的對(duì)比分析，油層電阻率約為4～6.5Ω·m，與鄰近水層電阻率之比小于2Ω·m[4]，但試油結(jié)論是日產(chǎn)油近11t，因此該區(qū)塊儲(chǔ)層主要為低阻油層，難于識(shí)別（圖1）。儲(chǔ)層的自然電位負(fù)異常幅度范圍在25～27MV之間，自然伽馬值范圍在73.0～100.0API，聲波時(shí)差在201.0～241.0μs/m，電阻率大于4Ω·m，最高是6.5Ω·m，屬典型的低電阻率油層特征。

2.3 巖性與含油性的關(guān)系

涇河17井區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層的錄井顯示為油跡最多，其后依次為油斑、熒光和油浸；細(xì)砂巖的顯示遠(yuǎn)遠(yuǎn)好于粉砂巖。巖性為淺灰色、灰色厚層狀長(zhǎng)石細(xì)粒砂巖、粉砂巖和深灰色泥巖。主要以細(xì)粒為主，極細(xì)-粉砂粒。粒度中值一般為0.07～0.3mm，平均粒徑為0.18mm。砂巖的碎屑成分以長(zhǎng)石為主，其次為石英、巖屑、云母。本區(qū)砂巖填隙物類型較為多樣，以自生黏土礦物和碳酸鹽膠結(jié)物為主。泥質(zhì)含量主要分布28.5%～10.8%之間,均值為17.8%。含油飽和度集中分布在47.5%～76.3%之間,均值為62.1%。

根據(jù)研究區(qū)取芯和錄井資料，通過對(duì)巖性和含油性的統(tǒng)計(jì)對(duì)比可知，隨著儲(chǔ)層巖性變細(xì)，含油性變差[3]，其中細(xì)砂巖對(duì)應(yīng)含油斑以上的巖樣占33.2%，含油斑以下的巖樣占76.8%，而粉砂巖對(duì)應(yīng)含油斑以上的巖樣僅占18.7%，含油斑以下的巖樣占81.3%。

2.4 含油性與物性的關(guān)系

涇河17井區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層孔隙類型主要以原生粒間孔為主、長(zhǎng)石溶孔次之、發(fā)育少量巖屑溶孔和晶間孔。分析孔隙度為7.82%～20.10%，集中分布在12.0%～15.0%之間，平均為17.75%；分析滲透率為0.024～19.41×10-3μm2，優(yōu)勢(shì)范圍在12.0～18.0×10-3μm2之間，平均9.31×10-3μm2。表現(xiàn)為低孔隙度、低滲透率特征。

該研究區(qū)含油斑以上的巖心分析孔隙度和滲透率明顯好于含油斑以下的巖樣，含油斑以上的巖心，其孔隙度大于12.03%，滲透率大于2.69μm2，由此可以看出儲(chǔ)層物性與含油性密切相關(guān)，即儲(chǔ)層物性好，含油的概率大，反之則含油性變差。

圖1 涇河2井測(cè)井解釋成果圖

3 油水層識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)

根據(jù)已有的試油資料，對(duì)彬長(zhǎng)區(qū)塊各井段進(jìn)行綜合分析，基于儲(chǔ)層參數(shù)計(jì)算和出油下限標(biāo)準(zhǔn)的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步確定了彬長(zhǎng)區(qū)塊延長(zhǎng)組儲(chǔ)層測(cè)井解釋標(biāo)準(zhǔn)。

3.1 油層的電性特征

通過對(duì)該區(qū)塊典型油層的特征統(tǒng)計(jì)，該區(qū)塊油層的主要電性參數(shù)如下：自然伽馬85.9API，聲波223.0μs/m，密度2.52g/cm3，中子17.7%，電阻率60.6Ω.m；孔隙度6.9%，滲透率0.60mD；含油飽和度為42.9%。

表1 涇河17井區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層下限標(biāo)準(zhǔn)

3.2 水層的電性特征

對(duì)試油井的電性參數(shù)統(tǒng)計(jì)表明，該區(qū)塊儲(chǔ)層水層的儲(chǔ)層均值為：自然伽馬80.5API，聲波231.5μs/m，中子19.2%，密 度2.47g/cm3，深 感 應(yīng)27.7Ω.m，泥 質(zhì) 含 量20.0%，孔隙度8.9%，滲透率0.16mD，含油飽和度為11.8%。

4 有效厚度下限的確定

4.1 物性下限

根據(jù)彬長(zhǎng)區(qū)塊內(nèi)長(zhǎng)8段64口井75層測(cè)試的油層、油水同層、含油水層、水層和干層進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，通過各種交會(huì)圖來確定其下限標(biāo)準(zhǔn)。從含油性與物性關(guān)系的交匯圖版（圖2），可以看出儲(chǔ)層的物性下限。

圖2 長(zhǎng)8儲(chǔ)層含油性與物性關(guān)系的交匯圖

4.2 電性下限

根據(jù)試油結(jié)論及測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)，通過聲波時(shí)差與電阻率交會(huì)圖版（圖3），確定出儲(chǔ)層的電性下限。

圖3 長(zhǎng)8儲(chǔ)層聲波時(shí)差與電阻率交會(huì)圖

4.3 有效厚度下限確定

在彬長(zhǎng)區(qū)塊107口井進(jìn)行測(cè)井綜合評(píng)價(jià)及延長(zhǎng)組長(zhǎng)8儲(chǔ)層及優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層統(tǒng)計(jì)的基礎(chǔ)上，結(jié)合測(cè)試資料，對(duì)研究區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)8儲(chǔ)層發(fā)育特征進(jìn)行了描述。彬長(zhǎng)區(qū)塊延長(zhǎng)組儲(chǔ)層在長(zhǎng)8油組均發(fā)育，儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，不同井區(qū)油組儲(chǔ)層發(fā)育情況差異大；單井累計(jì)厚度在0.5～23.0m。

5 結(jié)語

彬長(zhǎng)區(qū)塊中生界延長(zhǎng)組儲(chǔ)層物性差異較大，非均質(zhì)性強(qiáng)，為低孔低滲—特低滲儲(chǔ)層，儲(chǔ)層測(cè)井響應(yīng)特征表現(xiàn)為自然伽馬、密度相對(duì)低值，中子、聲波測(cè)井值較高，電阻率中—高值；長(zhǎng)8儲(chǔ)層總體上屬低孔低滲儲(chǔ)層。建立了該區(qū)塊的儲(chǔ)層下限標(biāo)準(zhǔn)，為油田后期開發(fā)提供依據(jù)。

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