合水地區莊211區塊長6儲層評價

蘇明健（長慶油田第十二采油廠，甘肅 慶陽 745400）

合水長6油藏探明儲量合139×104t，控制儲量8873.9×104t，三級儲量合計為9012.9×104t，儲量規模較大。但由于合水地區屬超低滲油藏區域，為提高合水地區的勘探開發水平，亟需對該油藏的優質儲層及優質儲層的平面展布進行預測。在一個地區要預測優質儲層發育帶，就要系統對其儲層進行評價。為此開展“合水地區莊211區塊長6儲層評價研究”顯得十分必要，為進一步油田開發提供可靠的地質依據。

1 油田地質特征

1.1 區域地質背景

本區所處的區域構造單元屬鄂爾多斯沉積盆地陜北斜坡西南部。鄂爾多斯盆地地處中國東西兩大構造單元的中間過渡帶，它是一個古生代穩定沉降，中生代拗陷自西向東遷移，新生代周邊扭動、斷陷的多旋回克拉通盆地。中生代初期為大華北盆地的一個主體拗陷，至白堊紀演變為獨立的內陸盆地，侏羅紀開始的燕山運動與盆地西緣發生大規模的推覆沖斷，形成前緣拗陷，盆地東部整體抬升形成大型西傾單斜，奠定了現今的構造格局。

1.2 構造特征

合水地區區域上屬陜北斜坡西南段，局部構造位于慶陽鼻褶帶，構造形態為一個西傾單斜，整個區域范圍未見完整的構造圈閉。地質分層自下而上從延長組至第四系地層發育相對完整。

2 儲層評價

2.1 儲層影響因素分析

影響儲層發育的因素是多方面的，包括構造運動、沉積條件和成巖后生作用等宏觀因素，還有巖石粒度、分選磨圓、結構構造和泥質含量等微觀因素。通過對合水地區莊211區塊長6段砂巖儲層的巖心以及測井、生產資料研究，認為影響區內儲層的主要控制因素可歸納為沉積微相、砂體厚度及成巖作用等等。

2.1.1 沉積微相對儲層的影響

由于沉積條件和沉積環境的不同，所形成的砂體在粒度、分選、磨圓以及延伸方向上各具特色，造成不同沉積相所形成的砂體之間具有不同的孔滲特征，進而形成不同的儲層類型。由沉積相平面展布圖（圖3-1）可知，本區長6油藏為淺湖沉積，其濁積扇砂體較為發育。

圖3-1 長6沉積相平面展布圖

從表3-1可以看出，濁積水道砂體厚度最大，砂體物性也較好，油井產液量也較高，尤其是研究區的東南部和中部，其高產井所占的比例明顯較高，如徐214-3、徐211-9。兩水道中間的地區，產液量相對降低，所形成的砂體厚度隨之下降，儲層物性變差。而水道邊緣無論是砂體厚度還是砂體物性都明顯最差，其油井產液量也最低。

表3-1 長6不同微相的砂體厚度、孔隙度與產液量

2.1.2 砂體厚度對儲層的影響

較好的儲層應該具有一定的有效厚度，而厚度的大小主要取決于沉積時的環境是否穩定，物源供給是否充足。圖3-2為研究區長6砂巖厚度與孔隙度和產油量的交匯圖，從圖中可以看出，孔隙度與砂體厚度呈明顯的正相關關系，即隨著厚度的增大，孔隙度值也增大。這是因為，厚度大的砂體，在側向和垂向上的連通性較好，分選一般也較好，原生孔隙較為發育，這是儲層高產的有利因素。宏觀方面，有效砂體越厚，其儲集油氣的體積也就越大，就越容易形成大面積、大厚度的油氣儲層，這也是儲層高產的重要原因。

圖3-2 長6砂體厚度與孔隙度、日產液量交匯圖

2.1.3 成巖作用對儲層的影響

研究區長6成巖現象豐富，主要的成巖作用有充填作用、壓實和壓溶作用、膠結作用和溶蝕作用等類型。其中對孔隙發育起建設性作用的主要是溶蝕作用，如粒間孔隙的溶蝕形成了擴大的次生孔隙，極大地提高了儲層的孔隙度，這種增大的孔隙又對滲透率有著顯著的提高，二者都是儲層高產的重要控制因素。而各類自生礦物對粒間、粒內溶孔的充填作用則降低了儲層的孔隙度，壓溶、壓實作用也阻礙了次生孔隙的形成，同時方解石的膠結作用則破壞了粒間孔隙的形成；與此同時，儲層滲透率也呈數量級的降低，這些都是使儲層變差的主要原因，也是儲層低產的直接原因。

孔隙度和滲透率與日產液量呈明顯的正相關關系，即隨著孔隙度和滲透率的增加，日產液隨著變大，見圖3-3。可見，后期的成巖作用直接影響著砂體的物性，即溶蝕作用是儲層高產的有利因素，而膠結作用，充填作用和壓溶壓實作用是不利于儲層高產的。

圖3-3 日產液量與孔、滲的交匯圖

2.2 儲層下限的定義

本文主要介紹相對滲透率曲線與毛管壓力曲線疊合法來確定有效儲層下限【1】。根據相對滲透率曲線，當水飽和度小于42%時，儲層只產油，不產水;當水飽和度為42%-72%時，儲層油水同產；當水飽和度大于68%時，水相對滲透率大于油相對滲透率;當水飽和度大于72%時，儲層只產水，不產油。從而，可以將油相對滲透率曲線與水相對滲透率曲線的交點作為儲集巖下限的標準，這個交點所對應的水飽和度是該儲集層能否具有石油產能的標志。然后在毛管壓力曲線上找出該點水飽和度所對應的孔喉半徑，便為有效儲層的孔喉下限，與此孔喉下限對應的滲透率和孔隙度就是有效儲層的滲透率下限和孔隙度下限。通過圖3-4可以得出有效儲層的孔喉下限為0.25um，對應的滲透率下限為0.15md，孔隙度下限為9.5%。但考慮到該油藏為超低滲油藏，滲透率下限可定為0.1md，對應的孔隙度下限則降到9%。再結合測井等資料，確定出莊211區塊長6儲層下限標準(表3-2)。

圖3-4 毛管壓力曲線與相對滲透率曲線疊合法

表3-2 莊211區塊長6儲層下限標準

2.3 儲層分類評價標準

前面通過定義儲層下限，在研究區為我們尋找優質儲層提供了基礎條件，但為精確描述儲層的優劣、好壞，還需對儲層進行分類評價。儲層的分類評價才是對儲層整體儲集能力的表達。通過儲層分類與評價可以對優質儲層提供預測。本文通過儲層物性特征、沉積微相及巖性特征相結合，參考合水地區長6儲層的實際情況，把研究區長6儲集層分為4類。

I類儲層在研究區分布較少，具有高的孔隙度和滲透率，孔隙度超過13%，滲透率大于2.0md；此類儲層主要發育在濁積水道中；沉積物粒度大，以中砂巖為主，泥質含量低。

II類儲層在研究區分布較廣，具有中等孔隙度和滲透率，孔隙度在12-13%之間，滲透度在1.0-2.0md之間；此類儲層也主要發育在濁積水道沉積微相中；沉積物以細砂巖為主，但泥質含量相對較高，膠結物主要為方解石膠結和硅質膠結。

III類儲層在研究區也廣泛分布，孔隙度在11-12%之間，滲透度在0.5-1md之間；此類儲層主要發育在水道間沉積微相中；巖性特征以碳酸鹽膠結物的含量增加最為明顯。

IV類儲層主要在研究區西北部分布，儲層物性最差，孔隙度低于11%，滲透率小于0.5md；主要見于水道邊緣沉積微相中；沉積物粒度最小，主要為粉砂巖，但碳酸鹽膠結重，泥質含量較高。

2.4 優質儲層平面展布

通過統計研究區各井的有效砂體厚度，作出研究區砂體有效厚度等值線圖(圖3-6)。由圖可知，長6油藏有效砂體厚度較大的區域主要集中在研究區東南部，有效厚度大于24m，其中徐217-3、徐49-46、徐46-41井附近的厚度還超過32m。其次是中部徐209-5、徐211-9、徐210-7井附近，其厚度也都大于24m。有效厚度在研究區西北部邊緣最低，有效厚度均小于16m。

通過有效砂體等值線圖可以確定出研究區儲層平面的分布情況，但有效厚度大的地方并非一定是優質儲層，而有效厚度相對低的地方也并非差儲層，這就要根據儲層的分類評價標準來綜合評價儲層的好壞，即有效砂體厚度大并且儲集物性又最好((I類)的地方才是優質儲層發育區，而那些有效厚度大而儲層分類評價卻較差(III類)或者儲層分類評價雖高但有效厚度卻低的地方均不能成為優質儲層【2】。通過前面的儲層分類評價標準，對研究區各井的砂體進行分類評價，在有效砂體等值線圖的基礎上，對研究區長6油藏各類優質儲層發育區進行預測(圖3-6)。

圖3-6 長6優質儲層分類圖

長6油藏中，其I類和II類儲層主要集中在研究區的東南部，如徐49-43、徐214-4、徐48-44井區域，少許II類儲層分布在油藏中部，如徐211-9、徐209-5井區域；其III類儲層在油藏中分布最廣，在研究區的整個東北部和西南部幾乎全是III類儲層；而IV類儲層則主要分布于油藏的西北部。

綜合以上分析，研究區有利儲層主要集中在長6的東南地區(以I類儲層和II類儲層為主)和中部(II類儲層)。

3 結語

3.1 沉積微相、砂體厚度及成巖作用對儲層的影響較大。濁積水道地區產液量較高，水道間次之，水道邊緣其產液量最低；砂體越厚，孔滲越好，其產液量也越高；成巖作用中的溶蝕作用是儲層高產的有利因素，而膠結作用、充填作用和壓溶壓實作用則是影響儲層物性的不利因素。

3.2 利用相對滲透率曲線與毛管壓力曲線疊合法確定出了有效儲層下限標準，該區滲透率下限可定為0.1md，對應的孔隙度下限為9%。

3.3 通過儲層物性特征和沉積微相特征相結合，把研究區長6儲集層分為4類：I類儲層(好),II類儲層(較好)、III類儲層(較差)、IV類儲層(差)。

3.4 通過儲層下限定義的有效砂體等值線圖和儲層分類評價標準，對研究區長6各類優質儲層發育區進行預測，有利儲層主要集中在長6的東南地區(以I類儲層和II類儲層為主)和中部(II類儲層)。

[1]劉朋坤.鄂爾多斯盆地鎮涇油田長6儲層評價[D].成都：成都理工大學,2009.

[2]劉朋坤.鄂爾多斯盆地鎮涇油田長6儲層特征[M].內蒙古：內蒙古石油化工出版社，2011.

[3]劉巖.鄂爾多斯盆地南部鎮涇油田長8段儲層特征研究[D].成都：成都理工大學,2008.