A 區Y101 油藏控制因素淺談及有利區篩選

吳 頔，朱樺筠，黃延明，汪 洋，葛政廷，肖 飛，陳 醉，陳 俊，吉少文

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710020）

胡尖山地區位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中北方，分屬于東北沉積物源體系[1]。侏羅紀時，由于盆地的整體抬升，姬塬地區遭遇廣泛剝蝕，侏羅系富縣組呈填充式沉積，導致厚度、巖性均變化較大，延安組開始發育河流－三角洲平原沉積系統，以河湖沼澤相含煤巖系為主。根據該區其巖性、沉積結構、構造、垂向序列及測井曲線特征，以沉積環境的成因標志為依據，綜合分析認為，Y10 儲層以河流邊灘相和河床滯留亞相沉積為主，分屬三角洲平原沉積，主要的沉積微相是分流河道，該區多支河道彼此交錯疊置造成較寬泛的砂體沉積[2]。

1 地質學特征

1.1 巖石學特征

通過分析A 區塊X27-30 井的巖石薄片，對儲層巖石學特征進行系統研究，以巖屑、石英、長石三端元組分劃分巖石類型。Y10 儲層含量最高的是中粗粒、中粒長石砂巖，存在少數長石巖屑砂巖，顆粒粒徑介于0.25～1.28 mm。砂巖的結構成熟度較高，分選性良好，碎屑顆粒多為次棱-次圓狀[3]，膠結類型主要為孔隙式，其中自生黏土礦物在膠結物中含量最高，高嶺石是其主要組合成分。

砂巖碎屑成分占比72.6%。其中石英含量占據主導，介于46.1%～62.2%，平均在52.6%；長石含量占比在12.0%～26.0%，平均在20.0%；巖屑含量介于12.0%～24.0%，平均為16.1%。

1.2 儲層物性特征分析

通過鑄體薄片對A 區2 口井17 個薄片進行分析，統計成果呈示該區Y10 儲層孔徑均值為96 μm，孔隙以中孔隙為主。儲集空間類型中，粒間孔隙和粒間溶孔含量占據首位，其次是長石溶蝕孔，晶間孔和微裂隙占比最少。其中粒間孔隙占比58.2%，粒間溶蝕孔隙占比27.1%，長石溶孔占比10.0%，晶間孔和微裂隙所占4.7%。孔隙組合類型為溶蝕孔-粒間孔，孔隙填隙物主要是自生礦物和雜基[3]。

通過對A 區塊Y10 層72 個樣品的巖心孔隙度、滲透率分析，發現孔隙度分布范圍介于5.0%～20.0%，平均值15.7%，滲透率分布范圍介于1.0～173.4 mD，平均值44.5 mD，屬于中孔隙度低滲透儲集層（見圖1、圖2）。

圖1 A 區Y10 儲層巖心孔隙度直方圖

圖2 A 區Y10 儲層分析滲透率直方圖

1.3 砂體展布特征

在研究工區內經過精心繪制橫切物源方向和縱順物源方向即東西走向與南北走向兩條油藏剖面圖。發現A 區Y101油藏砂體沿河道展布方向發育，連片分布，砂體構造表現為中間高，兩邊低。東西走向砂體為多層式連通，單砂體之間縱向相互重疊，以側向連通為主，由西向東砂體厚度逐漸變薄，含油性變差。

南北走向砂體呈孤立式連通關系，多期砂體發育，小層連通關系復雜。

2 巖心歸位

巖心是研究和了解地下地質儲層的重要實物直觀資料，通過分析可以了解地層巖性、沉積特征以及收集測井方法中定性或者定量解釋需要的基礎數據。但由于巖心收獲率一般達不到100%，以及鉆具長度和鉆時的影響，存在取心井巖心縱深和測井曲線的縱深存在不對應現象。為了確保巖性與電性的深度統一，將巖心及時復位顯得舉足輕重[4]，在整理巖心時，必須通過對照電測資料將巖心深度和測井深度仔細匹配，同時校正鉆具長度測量產生的系統誤差，并且利用巖心與測井深度的對應關系建立起巖心物性資料和測井數據的直接關聯，恢復巖心所在真實深度。

巖心歸位主要分兩步進行：（1）初步歸位：通過初步挪動取心段的位置，將取心段的巖性描寫與相應深度的測井曲線進行匹配；（2）精準歸位：在巖性與測井曲線歸位的基礎上，將巖心分析化驗的物性資料與測井數據進行精細對比，最終達到巖電一致[4]。

A 區塊X27-30 井在Y101段進行了取心，取心進尺10.0 m，巖心長9.8 m，獲取率98.0%。利用上述方法進行巖心歸位達到了巖電統一的目的。便于下步表征開展“四性關系”的相關研究。

由于A 區Y101油藏存在油水界面不確定的特點，對X27-30 井取心觀察，發現油水界面并不是原認為的15 m 處，而是在構造8～15 m 均含油，為油水混合帶，油水界面在構造8 m 處。研究工區油水井構造均在油水界面以上，但試采結果參差不齊，證明該區整體受到構造控制的同時，也有其他未知主控因素影響單井產能，下步找尋能代表油氣聚集、單井高產的主控因素是解決該問題的要點。

3 主控因素分析

3.1 數據優化

A 區Y101油藏具有隱蔽性強、規模小、落空和低產井風險大的特點。在構造不能完全控制油藏富集時，找尋能控制油氣成藏規律的主要物性參數就是解決問題的第一選擇。通過試采數據進行老井二次解釋，由結果反推測井系列的合理性，規定含水≤40%為油層；含水介于40%～70%為油水同層；含水≥70%含油水層-水層，發現原測井解釋結果并不能對應試采含水。所以采取數據優化，即通過四性關系和開發動態數據之間的相關聯系，得出更具代表性的幾項參數，通過定量分析進行綜合甜點評價。

3.2 出油下限的確定

通過對建產有利區內17 口采油井的測錄井數據為研究方向，統計多項物性參數并進行關聯分析，發現電阻率（Rt）、孔隙度（φ）、滲透率（K）和聲波時差（AC）四項參數均存在明顯的分界線，只有這四種參數的數值都達到一定數值以上，試采結果才表現為高產。由此得出這四項參數是優選有利區的關鍵因素[5]。

值得注意的是，雖然存在物性參數達到臨界點以上但仍有少量井含水較高的現象，這是因為油藏開發不僅受到自身儲層的影響，措施方式、開發手段同樣對單井產量存在影響，部分井的誤出數據不能作為反映主控因素的劃分標準。

（1）含油性：儲層含油性的最真實反映應該是密閉取心分析結果，但是由于該數據資料太少，不具備普遍性；所以選取測井含油飽和度作為評價儲層優劣的主要參數。其中決定含油飽和度高低的關鍵參數又是電阻率和聲波時差，即這兩項參數完全可以代表儲層含油性。經過統計這兩項參數與單井試采含水的關系發現這兩項參數均存在明顯的臨界值。當電阻率小于15.0 Ω·m，聲波時差小于240 μs/m 時，油井試采含水均高于70%。

（2）孔隙度和滲透率：孔隙不僅可以儲存油氣，而且允許油氣在其中滲濾，說明孔隙度的大小完全可以作為優選有利區的主控因素之一；滲透率又決定了巖石允許流體通過的能力，通過統計該地區孔隙度、滲透率與試采數據繪制交匯圖發現，當測井視孔隙度小于15.5%，滲透率小于8.0 mD，試采含水均高于70%。

通過繪制胡尖山Y101儲層電阻率與聲波時差-孔隙度-滲透率交會圖，并排除高誤值點，表明油層的下限是Rt≥19 Ω·m，AC≥245 μs/m，K≥14.0 mD，φ≥16%、油水同層的下限為Rt≥15 Ω·m，AC≥240 μs/m，K≥8.0 mD，φ≥15.5%。

4 有利區優選

根據以上研究成果及評價方法，統計2020-2021年A 區完鉆井的巖電參數，利用3 種交匯圖版對完鉆井進行儲層評價（見圖3），從圖3 中可以看出9 口完鉆井中有6 口在解釋圖版中的油水同層下限之上，通過試采驗證發現這6 口井初期試采含水也在70%以下，證明二次解釋圖版在A 區塊的良好適應性。

圖3 A 區Y10 層測井二次解釋圖版

由于單因素甜點的分布不能達到優選有利區的目的，所以通過繪制孔隙度、電阻率、聲波時差、滲透率平面分布圖，對單因素甜點分布進行刻畫，疊加后確定綜合甜點分布，利用確定的含油下限作為有利區評選標準，最終重新預測含油有利區。

預測結果分為三種類型：Ⅰ類有利區、Ⅱ類有利區和Ⅲ類有利區。Ⅰ類有利區井控程度較高且投產井產量可觀，可達到一定建產規模；Ⅱ類有利區井控水平相對較低，大多數不是本層位開發井，Y101層是否具備規模建產能力尚未明確需進行補孔查驗；Ⅲ類有利區井數少，可通過增加部署探評井及甩開骨架井達到加深油藏認識的目的[6]（見表1）。

表1 A 區儲層分類參數表

5 結論

（1）砂體呈近南北向展布，東西走向砂體為多層式連通，單砂體之間縱向相互重疊，以側向連通為主，油層厚度由西向東逐漸變薄；南北走向砂體呈孤立式連通關系，多期砂體發育，小層連通關系復雜。

（2）Y10 儲層以河流邊灘相和河床滯留亞相沉積為主，Y10 儲層含量最高的是中粗粒、中粒長石砂巖，存在少數長石巖屑砂巖，顆粒粒徑介于0.25～1.28 mm。儲層孔隙表現為粒間孔隙和粒間溶孔，屬于中孔隙度低滲透儲層。

（3）通過巖心歸位和重構老井二次解釋測井模板，結合Y101層儲層的巖電參數及試采數據確定該區受構造控制的同時，物性參數也影響單井產能，油層的下限是Rt≥19 Ω·m，AC≥245 μs/m，K≥14.0 mD，φ≥16%、油水同層的下限為Rt≥15 Ω·m，AC≥240 μs/m，K≥8.0 mD，φ≥15.5%。

（4）通過利用出油下限進行儲層分級評價，確定三級有利區，共預測含油面積6.2 km2，優選Ⅰ+Ⅱ類建產區2.58 km2，地質儲量129.5×104t，可建產能1.2×104t。