樊家川油田樊中區(qū)塊儲層主控因素分析及綜合評價

崔式濤,孫 佩,鄭 儒,陳美軍

(中國石油集團 測井有限公司,陜西 西安 710077)

樊家川油田位于陜甘寧盆地伊陜斜坡樊家川鼻狀隆起的南部,南臨甘陜古河,北靠姬原古隆起,古地貌呈現(xiàn)北東—南西向的短而寬的鼻隆。研究區(qū)位于樊家川油田樊中區(qū)塊,受成巖作用影響,其油水界面高低不齊,總體規(guī)律為北東高、南西低,中部構造有局部高點,西部構造較陡,東部地形起伏較為平緩;區(qū)內主力產層屬曲流河相沉積,儲層特征及其主控因素一直以來成為研究的重點。筆者綜合利用樊家川油田樊中區(qū)塊儲層的巖性、物性、電性及含油性等多方面資料,明確區(qū)內儲層的主控因素,在此基礎上進一步建立適合研究區(qū)的參數計算模型。

1 區(qū)域地質概況

樊家川油田樊中區(qū)塊位于甘肅省環(huán)縣東部,構造位置上處于陜甘寧盆地原古殘丘南部,甘陜古河北岸,為典型的差異壓實穹窿構造。研究區(qū)自上而下依次鉆遇:第四系、新近系、古近系、侏羅系安定組、直羅組、延安組、富縣組及三疊系延長組。區(qū)塊含油層為延9、延10,以延9油層為主,主要分布在油田中部。延9油層平均有效厚度為16.2 m,延10地層為曲流河相沉積,沉積厚度12.0～53.4 m。延9地層為延10地層之上沉積的一套長流程辮狀河沉積,以垂向加積和前加積為主[1- 4],沉積厚度32～52 m,由煤層、灰黑色泥巖、泥質砂巖及灰白色粉砂巖、細砂巖、中砂巖、粗砂巖、含礫粗砂巖不等厚交互組合。延8地層為準平原化背景上的河流—沼澤相沉積,厚度10～25 m,煤層較發(fā)育,為一套砂泥巖互層[5]。

2 儲層“四性”關系研究

儲層“四性”關系,即為儲層的巖性、物性、電性和含油氣性及其兩兩之間的關系,是儲層綜合評價的基礎[6-7]。

選取研究區(qū)樊1、樊3、樊2-4、樊4-3、樊4-6、樊5-6、樊7-5等7口井的巖性分析資料進行綜合分析,以期最大程度地逼近地下地層的真實信息。

2.1 巖性特征

環(huán)縣地區(qū)延8油層組頂部煤層較發(fā)育,為一套砂泥巖互層。儲層巖性為細一粗粒(含礫)長石巖屑質石英砂巖,其基本特點為巖性粗,膠結物含量高,膠結作用強。延9儲層巖性主要為煤層、灰黑色泥巖、泥質砂巖及灰白色粉砂巖、細砂巖、中砂巖、粗砂巖、含礫粗砂巖不等厚交互組合,成分以石英為主,長石次之。黏土礦物以伊利石為主,含量51.3%;其次為高嶺石和伊利石/蒙皂石混層,含量分別為27.3%和20.6%。延10儲層巖性主要為砂質泥巖、泥巖、粉砂—含礫粗砂巖組合而成。

2.2 物性特征

為準確反映儲層特征,研究前對巖心分析數據進行深度歸位(圖1)。通過深度歸位,建立了巖心資料與測井曲線之間的關系。對巖心物性資料統(tǒng)計分析,得出研究區(qū)不同小層的孔隙度與滲透率分布直方圖(圖2)。研究表明,不同層間物性有差異,但總體表現(xiàn)為中孔—中滲型儲層,孔隙度為8%～20%,滲透率為(1～200)×10-3μm2,主力產油層延9物性較延10有變好的趨勢。

圖1 巖心深度歸位圖

圖2 延9-延10孔隙度與滲透率分布直方圖

2.3 電性特征

研究區(qū)自然電位曲線和自然伽馬曲線對砂體反應靈敏。儲層砂體自然電位顯著負異常,自然伽馬呈低值箱形、電阻率高值、聲波時差均在230～250 μm/s;泥巖自然伽馬呈高值特征,自然電位平直接近泥巖基線,電阻率低值,聲波時差跳躍幅度較大(圖3)。

圖3 研究區(qū)儲層電性特征

2.4 含油性特征

錄井和巖心資料顯示,目的層含油活躍,顯示級別多為油跡、油斑和油浸。研究區(qū)油層的伽馬(GR)值較低、聲波時差(AC)值較高、電阻率(RILD)值較高;水層伽馬(GR)值較低、聲波時差(AC)值較高、電阻率(RILD)值相對較低。

2.5 巖性、物性、電性和含油性之間的關系

2.5.1 巖性-物性關系

圖4 樊中區(qū)塊儲層巖性—物性關系

研究區(qū)儲層巖性主要為細砂巖、粉砂巖和粗砂巖,不同巖性之間物性存在一定差異。從圖4可以看出,研究區(qū)內粗砂巖物性優(yōu)于中砂巖,中砂巖物性優(yōu)于粉砂巖。研究區(qū)內儲層巖性控制著儲層的物性,即巖性越粗,儲層物性越好。

2.5.2 巖性-含油性關系

通過對研究區(qū)內儲層巖性含油產狀進行分析,細砂巖、中砂巖和粗砂巖呈油浸、油斑、油跡特征,粉砂巖物性差,呈不含油或含油級別低的特征(表1)。

表1 樊中區(qū)塊北三區(qū)巖性與含油性關系

2.5.3 物性-含油性關系

研究區(qū)儲層物性與含油性關系統(tǒng)計表明,儲層物性變好,含油性也變好,即儲層孔隙度、滲透率越好,含油性越好。數據統(tǒng)計結果顯示,油層孔隙度分布范圍為12%～15%,這表明研究區(qū)內儲層物性控制含油性。

表2 樊中區(qū)塊儲層物性與含油性關系

2.5.4 含油性-電性關系

研究區(qū)內水層電阻率為低值,油層電阻率為高值,含油性越好,電阻率越高。

2.6 儲層主控因素分析

由儲層“四性”關系組合圖可以看出,主要產油儲層中部巖性多為細砂、中砂及粗砂混層,自然電位負幅度大,自然伽馬值相對低,電阻率較高(70～150 Ω·m),聲波中-高,含油顯示主要為油斑和油浸,物性顯示孔隙度相對大、滲透率高,總體特征為巖性、物性好,電性高,含油性好(圖5)。

綜上所述,研究區(qū)巖性直接控制著物性和含油性變化。物性越好,含油級別越高,相應的電性特征越顯著。

圖5 樊中區(qū)塊儲層“四性”關系

3 儲層參數建模

儲層“四性”研究基礎上,進一步明確儲層控制因素,通過巖心實驗數據與測井曲線建立一一對應關系,從而確立了研究區(qū)孔隙度、滲透率、泥質含量和飽和度模型參數計算模型。

3.1 孔隙度模型

通過巖心物性實驗數據與聲波時差、密度和中子曲線進行對比分析,研究區(qū)內聲波時差與物性對應關系最好(圖6)。選取樊中區(qū)塊樊1、樊3、樊2-4、樊4-3、樊4-6、樊5-6、樊7-5等7口井巖心物性分析資料與聲波時差建立研究區(qū)孔隙度計算模型。

建立的擬合公式為

φ=0.221 4×Δt-39.091,R2=0.937 0.

(1)

式中,φ為孔隙度;Δt為聲波時差,μs/m。

圖6 樊中區(qū)塊儲層孔隙度與聲波時差交會圖

3.2 滲透率模型

分析研究區(qū)儲層孔隙度和滲透率間的關系表明,儲層孔隙度越大,滲透率越好(圖7),通過擬合,建立研究區(qū)滲透率模型。

建立的擬合公式為

K=0.158 2e0.375 9φ,R2=0.711 8.

(2)

式中,φ為孔隙度;k為滲透率,10-3μm2。

圖7 樊中區(qū)塊孔隙度與滲透率交會圖

3.3 泥質含量模型

選用自然伽馬曲線,對研究區(qū)儲層泥質含量計算表明,自然伽馬曲線對層內巖性變化的響應較好。自然伽馬確定泥質含量的經驗方程如下[8-10]:

(3)

(4)

式中,GR為自然伽馬測井值;GRmin為儲層自然伽馬最小值;GRmax為泥巖自然伽馬最大值;IGR為自然伽馬相對值;Vsh為泥質含量;C為常數,新地層為3.7,老地層為2。

3.4 飽和度模型

研究區(qū)儲層為砂巖儲層,筆者選用阿爾奇公式建立飽和度模型。

阿爾奇公式為

(5)

含油飽和度:So=1-Sw.

式中,Rt為地層電阻率,Ω·m;φ為儲層孔隙度;Rw地層水電阻率,Ω·m;m、n分別為膠結指數和飽和度指數;a、b為系數;So為地層含油飽和度。通過巖電實驗確定本地區(qū)a=0.8,m=2.15,b=1,n=2,地層水電阻率;地層水電阻率0.25 Ω·m。

4 結 論

(1)樊中區(qū)塊儲層巖性主要有粉砂巖、細砂巖、中砂巖、粗砂巖和含礫粗砂巖,成分以石英為主,長石次之。儲層物性總體表現(xiàn)為中孔中滲型儲層特征,不同層之間物性有差異,主力產油層延9物性較延10物性好。

(2)儲層“四性”關系分析表明,樊中區(qū)塊儲層主要產油層巖性多為細砂、中砂及粗砂混層,含油顯示主要是油斑和油浸,物性顯示孔隙度相對大、滲透率高,總體特征為巖性、物性好,電性高,含油性好。

(3)在“四性”關系研究基礎上建立了適合研究區(qū)的泥質含量、孔隙度、滲透率、含油飽和度計算模型,滿足該區(qū)儲層評價的要求。從儲層主控因素分析,研究區(qū)儲層巖性控制物性,進而控制含油性。