華慶油田山137區(qū)長6油藏有效厚度下限研究

彭建，陶玉平，張居增，雷勇，魏小東

（1. 中國石油長慶油田分公司第十采油廠，甘肅 慶城 745100； 2. 陜西眾盟石油技術服務有限公司，西安710018）

華慶油田山137 區(qū)位于甘肅省慶陽市華池縣境內(nèi)，區(qū)域構造位置位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中南部。山137 區(qū)位于華慶油田東砂帶中南部，屬半深湖-深湖沉積滑塌沉積[1-4]，砂體呈北—南向展布，開發(fā)層位為三疊系延長組長63層，儲層物性較差[5-9]，且油藏油水關系復雜，原始含水飽和度較高，該區(qū)以水平井開發(fā)為主，共有高含水井23 口，以見地層水井為主。自2012年開發(fā)以來，在該區(qū)實施了機械堵水、脈沖注水、間采間注等多種試驗，開發(fā)效果均不理想。本文針對華慶油田山137 區(qū)長6油藏存在的儲層物性差、非均質(zhì)性強、油水關系復雜等問題，運用測井精細解釋與多井分析等方法手段，開展儲層“四性”關系研究，明確儲層有效厚度下限，為該區(qū)儲量復算、開發(fā)調(diào)整提供比較可靠的依據(jù)。

1 儲層“四性關系”特征

1.1 儲層巖性特征

山137 區(qū)長63儲層巖性主要為粉細～細粒長石砂巖，碎屑成分以長石為主，質(zhì)量分數(shù)高達44.87%，其次為石英26.31%，巖屑18.20%；填隙物中綠泥石質(zhì)量分數(shù)最高為4.24%，其次為水云母2.61%；儲層巖性以細粒砂巖為主，其中細粒砂巖組分約占整個砂巖組分的82%。根據(jù)砂巖粒度分析資料，平均粒徑一般為0.06～0.20 mm，最大粒徑為0.4 mm，巖石結構成熟度為差—中等，分選性為中偏好，磨圓度較差，多為次棱角狀；碎屑顆粒以凹凸-線接觸為主，局部為點接觸，碎屑顆粒支撐方式以顆粒支撐為主，少量雜基支撐，膠結類型以孔隙式膠結為主。

1.2 儲層物性特征

研究區(qū)延長組孔隙類型主要有原生粒間孔、次生長石溶孔、晶間孔和微裂隙。壓汞分析資料表明研究區(qū)儲層微小孔隙發(fā)育，孔喉結構較差。據(jù)巖心資料分析，長63儲層孔隙度分布范圍4.0%～18.0%，平均值10.9%，主峰值分布區(qū)間10%～12%；滲透率分布范圍（0.03～5.3）×10-3μm2，平均值0.27×10-3μm2，主峰值分布區(qū)間（0.1～0.3）×10-3μm2，滲透率＞1.0×10-3μm2的樣品僅占4.7%。根據(jù)目前對低滲透儲層的分類標準，研究區(qū)儲層物性總體上表現(xiàn)為低孔隙度、超低滲透率特征。

1.3 儲層電性特征

華慶油田采用 EILog、LogIQ、Maxis-500、Eclips5700 等高精度測井和成像測井裝備，以適應低孔、特低滲復雜油層識別的需要[10]。常規(guī)測井項目包括三孔隙度（補償聲波、補償密度、補償中子）、三電阻率（雙感應-八側向）、自然電位、自然伽瑪、井徑、微電極、4 m 梯度電阻率；重點探評井加測了成像、核磁等測井項目。測井系列比較齊全，資料品質(zhì)較好。

長6 地層砂體分布穩(wěn)定、厚度大，一般為20～40 m。砂巖中云母類礦物含量較高（2%～17%，平均為6.4%），可引起高釷放射性異常，導致自然伽馬測井對儲層巖性的反映受到一定程度影響，自然電位負異常幅度較小。聲波時差中等 (215～240 μs·m-1)，密度中等(2.42～2.52 g·cm-3)，補償中子一般為15～30 (P.U)，具有低孔隙度儲層的特征。電阻率呈高值特征(20～60 Ω·m)，含油性較好；由于儲層物性較差，微電極曲線呈鋸齒狀，分層能力較差。因此，長6 儲層劃分主要應用自然電位和密度曲線；井徑曲線規(guī)則（圖1）。總體而言，研究區(qū)長6 為低孔隙度、中高電阻率油層，砂體厚度大，分布穩(wěn)定，含油性較好。

圖1 山137 區(qū)A 井長63儲層電性特征圖

1.4 儲層含油性與物性的關系

儲層的含油性是指儲層在不同巖性與物性條件下的含油飽和度級別。通常而言，儲層的巖性越粗、物性越好，則含油飽和度級別越高[11-12]。由華慶地區(qū)長 6 儲層孔隙度和束縛水飽和度的交會圖（圖2）可以看出，儲層物性明顯控制含油性，孔隙度越高，則束縛水飽和度越低，含油飽和度越高。

圖2 長63儲層密閉取心孔隙度-含水飽和度關系圖

2 有效厚度下限

2.1 巖性與含油性下限

根據(jù)巖心含油面積大小將含油性級別分5 個級別，分別為富含油、飽含油、油浸、油斑以及油跡。華慶油田山137 區(qū)延長組長63段取心井段含油性與相應層段的試油結果統(tǒng)計表明，研究區(qū)有效厚度的含油性下限為油斑及其以上級別。

根據(jù)取芯井巖心觀察、巖心物性分析與試油結果的對比，研究區(qū)油層段巖性在粉細～細砂巖以上，試油產(chǎn)量一般能達到儲量起算標準，而粉砂巖與泥質(zhì)砂巖、鈣質(zhì)砂巖一般均不含油，部分粉砂巖中僅見油跡。據(jù)此確定有效儲層巖性、含油性下限為細砂巖和油斑級。

2.2 物性下限

以巖心物性、含油性等資料分析為基礎，主要采用了經(jīng)驗統(tǒng)計法對本區(qū)三疊系油層的物性下限進行了研究。根據(jù)本區(qū)15 口試油井產(chǎn)油層段巖心物性分析數(shù)據(jù)的計算結果，確定其有效厚度的滲透率下限為：0.08×10-3μm2，在孔隙度-滲透率關系圖上對應的孔隙度約為7.0%，儲能與產(chǎn)能丟失都不大，符合該區(qū)長63油藏的地質(zhì)特點，據(jù)此確定長63儲層孔隙度下限值為 7.0%，儲層滲透率下限值為0.08×10-3μm2。

2.3 電性下限

對華慶油田山137 區(qū)及周邊已試油井開展統(tǒng)計分析，研究區(qū)長6 油層巖性一般為細粒砂巖，含油級別顯示為油斑及其以上級別。采用測井聲波時差與深感應電阻率交會制作電性圖版，得到油層、油水層、水層的下限標準（圖3）。

圖3 華慶油田山137 區(qū)聲波時差-電阻率關系圖

2.4 有效厚度下限

綜合研究華慶油田山137 區(qū)長6 儲層的物性與電性下限標準，最終確定山137 區(qū)長6 儲層的有效厚度下限標準（表1）。華慶地區(qū)有效儲層的儲層類別為油層、油水層，儲層巖性為細粒砂巖，含油顯示級別為油斑級以上，儲層物性下限為孔隙度＞7.0%，滲透率＞0.08×10-3μm2；電性特征下限為電阻率大于25 Ω·m，聲波時差＞205 μs·m-1。

表1 華慶油田山137 區(qū)長 6 儲層有效厚度下限標準

3 結論

1）基于巖心分析化驗、巖石物理實驗開展測井“四性關系”特征研究，華慶油田山137 區(qū)長 6 儲層為典型的低孔隙度、超低滲透率儲層，其含油性主要受儲層巖性與物性的雙重控制。

2）依據(jù)山137 區(qū)長6 油藏的試油與試采數(shù)據(jù)，結合巖心分析數(shù)據(jù)與測井資料，確定了研究區(qū)有效厚度的參數(shù)下限：孔隙度≥7.0%，滲透率≥0.08×10-3μm2，聲波時差≥205 μs·m-1，電阻率≥25.0 Ω·m。