上桥油区长4+5、长6储层四性关系研究

2014-12-15高文俊

地下水 2014年6期

高文俊

(延长油田股份有限公司科技部，陕西延安716004)

“四性”关系指储层电性与物性、岩性、含油性之间相互联系的内在规律。四者中，电性是研究储层的手段，物性代表了储层油气产出能力的参数与储集性能，岩性是评价储层的基础，含油性是评价储层的最终核心与目的。搞清上桥油区四性关系，对后期的勘探开发有重要的影响。

1 储层特征

1.1 岩性特征

上桥油区长4+5、长6储层的岩性主要为灰色细粒长石砂岩、岩屑长石砂岩，其次为中－细粒、中粒及粉－细粒长石岩屑砂岩。砂岩的主要矿物成分为长石，占29.0% ～77.0%，平均 53.3%(其中钾长石 23.0% ～47.0%，平均37.8%;斜长石 9.0% ～25.0% ，平均 13.9%);次为石英，占12.0% ～30.0% ，平均 22.3%;岩屑含量 10.0% ～ 48.0% ，平均34.4%;云母含量变化较大，在1.0% ～15.0%之间，平均6.3%。岩屑主要为变质岩岩屑、火成岩岩屑及少量沉积岩岩屑。砂岩中含少量重矿物，包括稳定组分榍石、锆石、石榴子石、磁铁矿等，也有稳定性差的绿帘石、黄铁矿等。

1.2 电性特征

上桥油区长4+5、长6储层非均质性强，渗透性较好的储层段一般含油性较好，油、水层的特征总体易于识别。4.0 m视电阻率值在反映含油性的同时受岩性影响大，深感应电阻率能较好的反映油层情况。油层4.0 m视电阻率平均值一般在30～130 Ω·m，深感应电阻率一般在25～90 Ω·m，声波时差大于220 μs/m。

1.3 物性特征

根据上桥油区12口井672块样品的岩心分析资料统计，长4+5储层的孔隙度最大值为16.24%，最小值为2.4%，平均值为 10.15%;渗透率最大值为 42.53 × 10－3μm2，最小值为0.10 ×10－3μm2，平均值为1.64 ×10－3μm2。长6 储层的孔隙度最大值为 16.8%，最小值为 2.7%，平均值为9.6%;渗透率最大值为 72.08 ×10－3μm2，最小值为 0.10 ×10－3μm2，平均值为 2.48 × 10－3μm2，为典型的低孔特低渗储层。

1.4 含油性特征

储层的含油性是指储层在不同岩性和物性下的含油级别，通常储层的岩性越粗，物性越好，含油级别越高。长4+5和长6油层组含油性的明显特点是:油水分界不明显，油水混储，无明显的油水界面，缺乏边、底水，油藏为典型的弹性－溶解气驱岩性油藏，原始含油饱和度低，介于40.2% ～58.3%之间，平均45.5%。

2 储层四性关系

2.1 岩性与含油性关系

由于该区已经开发，研究区内油层非常稳定，该区油层的特点主要表现为电阻率值变化较大，由于延长组长4+5、长6属于三角洲前缘亚相沉积，电性特征表现为高阻、高声速，低自然伽玛，易于识别。

本区长4+5、长6储层主要为一套细砂岩夹粉砂岩。砂岩粒度偏细，以细砂岩为主。根据粒度分析资料、薄片资料及含油级别综合统计发现，含油性为油斑及其以上级别的砂岩主要为细砂岩，而粉砂岩与泥质砂岩、钙质砂岩一般均不含油，部分粉砂岩中仅见油迹。从本区压裂试油井的录井资料分析发现长4+5、长6产出工业油流一般为细砂岩级以上(见图1)，含油级别下限为油斑级别(见图2)。

图1 研究区砂岩级别统计图

2.2 岩性与物性关系

通过对研究区岩性的粒度与孔渗的变化规律进行分析发现孔隙度与粒径成正相关，即随粒度的由细变粗，孔隙度相对变好，但渗透率与粒径的关系不明显。粉砂质细砂岩和含粉砂细砂岩渗透率一般小于1.0×10－3μm2。储层填隙物及非均质性的影响，导致孔渗性相对变差，泥质含量和钙质对储层渗透率有明显的降低作用(见图3、图4)。

图2 研究区含油级别统计图

图3 上桥油区延长组长4+5、长6储层泥质含量与孔隙度和渗透率关系图

图4 上桥油区延长组长4+5、长6储层碳酸盐含量与孔隙度和渗透率关系图

2.3 物性与含油性关系

统计该区取心井的油气显示与物性分析参数之间的关系(见图5)，可以看出油斑级别与其它低级别的显示有明显的分区，油斑显示集中分布在孔隙度大于8%、渗透率大于0.4×10－3μm2的范围内，而少量的油迹、荧光和无显示分布在该范围之外。

图5 上桥油区物性与含油性关系图

2.4 岩性、物性、含油性和测井响应的关系

储层岩性、物性、含油性在电测曲线上都能得到综合反映。

2.4.1 岩性和测井响应的关系

长6地层岩性为砂泥岩互层，纵向上岩性粗细和矿物组成的差异，使其地球物理测井曲线具有不同的特征。长6储集层砂岩自然电位曲线为负异常，自然伽马低值，声波时差曲线相对较低，且比较稳定，含油细砂岩一般电阻率较高，油层电阻率大于25 Ω·m。

泥岩与砂质泥岩:以中高自然伽马、自然电位无异常幅度、微电极无差异或差异幅度小为特征、并且有电阻率相对偏高的特征，在泥岩层往往还出现井径扩大现象。

当GR＜116 API细砂岩特征明显，GR＞116 API时大部分为粉砂及其以下级别的岩性。泥岩与粉砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩又可以通过地层电阻率Rd来区分，Rd＜22(Ω·m)时大部分为泥岩，Rd＞22(Ω·m)时几乎为粉砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩(见表1)。

表1 上桥油区岩性标准

2.4.2 物性与测井响应的关系

自然电位、自然伽马、微电极可以定性反映储层物性好坏，而声波时差、密度、中子孔隙度是定量反映储层物性好坏的测井参数。孔、渗相对较好的储层，与围岩相比:微电极曲线分异好，自然电位、自然伽马表现为负异常，且负异常幅度与物性呈正比关系，声波时差与物性呈正比关系，在一定范围内储层物性越好，声波时差值越大，研究区多数油层声波时差值为230～258 μs/m。

2.4.3 含油性与测井响应的关系

(1)油层电性响应特征

W128井810～824 m井段为试油已证实“油层”，试油30 d，累计产液 153.9 m3，累计产油 61.7 t。该油层具有如下测井响应特征:1)自然电位曲线(SP)负异常特征明显;2)自然伽马曲线(GR)为中低值;3)深、中感应电阻率曲线基本重叠，无水层的增阻浸入特征;4)声波时差240 μs/m左右;5)感应曲线电阻率值高于围岩(泥岩)电阻率，深感应电阻率高达20.0～50 Ω·m;6)电阻率曲线与孔隙度曲线在反向刻度的情况下在致密层段(声波时差小于220～240 μs/m)将二者重叠，在“油层”段二者呈明显“镜像变化”特征，即反映出“物性越好、电阻越高”的油层典型特征;7)与其下840～852 m水层相比，电阻增大率大于1.5(见图6)。

(2)水层电性响应特征

上桥油区延长组的典型水层如W128井840～852 m井段的测井曲线特征:1)自然伽马曲线(GR)为中低值;对应储层最好的部位，自然电位有明显负异常;在自然电位负异常最大位置，感应电阻率下降至本层最低值;2)微电位和微梯度曲线有幅度差，深、中感应电阻率曲线有较大负差异幅度，增阻浸入特征很明显;3)水层一般物性较差，声波时差一般在210～230 μs/m的范围内;4)水层感应曲线电阻率值明显低于围岩(泥岩)电阻率，深感应值一般小于16.0 Ω·m。5)电阻率曲线与孔隙度曲线在反向刻度的情况下若在致密层段将二者重叠，在水层层段二者呈同向变化特征，即反映出“物性越好、电阻越低”的水层典型特征(见图6)。

图6 W128井储层四性关系图

(3)干层电性响应特征

上桥油区延长组的典型干层如 W128井824.5～825.8 m井段的测井曲线特征，可归纳如下:1)干层有两类，一类是因泥质含量较高的岩性干层，另一类是因物性较差的物性干层;2)岩性干层的自然伽马测井为中高值。物性干层的声波时差小，一般小于220 μs/m;3)电阻率曲线与孔隙度曲线在反向刻度的情况下，干层的电阻率曲线与孔隙度曲线呈“同向变化”特征;干层的深感应电阻率一般较高，高于"油层"和水层的电阻率，一般也高于围岩电阻率。4)微电位和微梯度曲线几乎无幅度差，深、浅电阻率无差异幅度或较小负差异(见图6)。