劳山地区长6油层四性关系及有效厚度下限确定

高栋臣，仝敏波，苏国卫，王晓锋

（1.陕西延长石油（集团）有限责任公司勘探开发研究院，西安 710075；2.延长油田股份有限公司南区采油厂；3.中国石油长庆油田公司第一采油厂）

劳山地区长6油层四性关系及有效厚度下限确定

高栋臣1，仝敏波1，苏国卫2，王晓锋3

（1.陕西延长石油（集团）有限责任公司勘探开发研究院，西安 710075；2.延长油田股份有限公司南区采油厂；3.中国石油长庆油田公司第一采油厂）

劳山地区长6油层历经复杂的沉积、成岩过程，具备低孔低渗特点，油气水层识别存在一定难度。利用岩心、测井、试油以及多种分析化验资料，分析了长6油层四性关系特征，制定了油气水层识别标准，确定了有效厚度下限。该方法对今后勘探工作中储量评价以及开发过程中储层改造和分层系开采具有重要意义。

劳山地区；长6油层；四性关系；有效厚度下限

劳山地区位于陕北斜坡中部，构造为一平缓的西倾单斜，地层倾角小于1°；圈闭类型以岩性圈闭为主，局部微构造对圈闭的形成起到了一定的作用；沉积相类型为三角洲，储层主要由三角洲砂体构成，侧向泥岩构成遮挡，纵向泥岩形成盖层。研究区发育长4＋5、长6、长8等含油层系，以长6油层为主。长6储层受沉积作用及复杂的成岩作用等因素影响，形成了低孔低渗的特点，储层孔隙类型多样，结构复杂，油水分异差，储层流体测井响应特征不明显，开发实践存在一定难度。

1 四性关系特征［1－5］

1.1 岩性特征

储层岩性主要为灰色细粒长石砂岩，其次为中－细粒、中粒及粉－细粒长石砂岩。砂岩的主要矿物成分为长石，占40.0%～60.0%，平均53.4%（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14.0%～27.0%，平均20.5%；岩屑含量3.0%～18.0%，平均5.7%。岩屑主要为变质岩岩屑、火成岩岩屑及少量沉积岩岩屑。填隙物含量7.0～19.0%，平均9.6%，其中，杂基含量为2.0～11.0%，平均5.6%；胶结物含量1.0%～15.0%，平均3.9%。杂基主要由云母、绿泥石及少量泥质组成，胶结物主要为方解石，局部具有石英次生加大，长石次生加大。

1.2 物性特征

长6储层的孔隙度最大值为18.05%，最小值为1.63%，平均值10.24%；渗透率最大值为7.78 ×10－3μm2，最小值为0.04×10－3μm2，平均值为1.26×10－3μm2。

1.3 含油性特征

研究区储层含油级别主要有油浸、油斑、油迹和荧光等几个级别。含油层系以油斑产状为主体，可见部分油浸特征。共对161块样品进行了含油饱和度测试，经统计含油饱和度最大值为85.3%，最小值为15.2%，平均值为55.8%。

1.4 电性特征

长6油层组为砂泥岩剖面。岩性特征的响应曲线主要有自然伽马、自然电位、井径曲线等，物性特征的响应曲线有微电极、声波时差曲线等，含油性特征的响应曲线主要有电阻率、感应曲线等。研究区长6储层砂泥岩电性特征差别不是特别明显，油水过渡带分布广，油水层特征不明显。

1.5 岩性、物性、电性和含油性的关系

1.5.1 岩性和物性的关系

岩石类型、颗粒的粒度、分选、杂基和胶结物的成分及含量对储层岩石的孔隙度和渗透率均存在影响。经细砂岩、粉砂岩和泥岩等不同岩性对比得知，粒度越小，岩石的渗透率越小；颗粒分选越好，孔隙度和渗透率越高；杂基与胶结物含量越大，孔隙度和渗透率越小。本区的细砂岩储层物性较好，为石油的赋存奠定了基础。

1.5.2 岩性、物性和电性的关系

研究区储层长石含量高，K40含量高的高伽马岩石，使砂泥岩地层伽马响应差异性小，给岩性判别带来一定困难。因此，须用自然伽马曲线、自然电位曲线、井径曲线进行综合岩性识别。对于低伽马、自然电位存在一定幅度差、井径曲线缩径的储层可以判断为砂岩；对于高伽马、自然电位幅度小、井径曲线扩径的储层，可判断为泥岩。因此，高伽马储层仍可通过自然电位的幅度差、井径曲线缩径等判别。声波时差曲线对岩石孔隙响应灵敏，对于高声波时差的砂岩储层，孔隙度大；而低声波时差的砂岩储层，孔隙度小。其中，研究区部分储层在成岩作用过程中发生钙质胶结，声波时差低，物性差。孔隙度和渗透率成正相关关系，孔隙度高值的储层，渗透性一般较好。

1.5.3 含油性和电性的关系

一般来讲，地层含油性对电阻率和感应系列测井的影响较大，但由于本区储层具备低孔低渗特征，电性特征对地层流体的响应不明显。研究区主要采用中感应、深感应和八侧向曲线，对不同侵入深度的地层含油性进行了判别。

2 油气水层识别与有效厚度下限的确定

2.1 油气水层识别

2.1.1 油水同层的电性特征

试油资料统计结果表明，研究区油水同层的自然伽马值较低，自然电位幅度较水层小，井径曲线存在一定的缩径，声波时差值介于220～260μs／m之间，电阻率在20～100Ω·m之间，微电位和微梯度曲线存在一定的幅度差（图1）。

2.1.2 水层电性特征

水层的自然伽马值较低，自然电位幅度较大，井径曲线存在一定的缩径，声波时差值介于230～270 μs／m之间，电阻率在100～30Ω·m之间，微电位和微梯度曲线存在一定的幅度差（图1）。

2.1.3 干层电性特征

干层自然伽马值较低，自然电位幅度较大，声波时差值小于220μs／m，电阻率较高，在100～30Ω· m之间（图2），研究认为是钙质胶结严重的致密砂岩。

2.2 有效厚度下限的确定［6－7］

2.2.1 岩性与含油性下限的确定

研究区长6储层的岩性主要为灰色长石中细砂岩夹粉砂岩。经岩心观察、实验室薄片分析、粒度分析等统计，油斑以上级别的岩石主要为细砂岩、粉砂岩以及泥质粉砂岩等。试油试采实践表明，达到工业油流的储层岩性主要为中细砂岩，因此，含油性及岩性下限应定为油斑级别细砂岩。

图1 研究区油气水层测井响应特征

2.2.2 物性下限的确定

通过对试油资料、岩性分析、孔隙度和渗透率资料的综合分析，来确定研究区油气水层的物性标准（图2）。对研究区典型的73个试油层段进行统计，确定物性下限为：孔隙度≥8%，渗透率≥0.22× 10－3μm2。

图2 物性下限确定标准

2.2.3 电性下限的确定

通过对64个试油层的数据统计分析，利用电阻率与声波时差测井数据进行交会，最终确定了油气水层的电性识别标准（图3）。

图3 油水层判别AC－Rt关系

油水层识别标准：Rt≥23Ω·m，Δt≥222μs／m；水层的识别标准：Rt＜23Ω·m，Δt≥222μs／m；干层的识别标准：Δt＜222μs／m。

2.2.4 有效厚度下限的确定

对研究区长6储层岩性、物性、电性和含油性进行了综合分析，最终确定了有效厚度下限标准（表1）。按照储量计算相关国家标准，有效厚度起算取0.4 m，并且要扣除夹层，夹层厚度起算为0.2 m。研究区夹层类型一般为泥质夹层和钙质夹层。

通过对研究区有效厚度下限的研究以及夹层扣除标准的建立，对储层压裂层段的选取起到了一定的指导作用，实践表明，该方法及相应标准与试油结果吻合较好。

3 结论

（1）应用劳山地区长6储层钻井、测井、岩心和试油等资料，分析了本区四性关系特征，并确定了本区油水层识别标准及有效厚度下限标准。

表1 劳山地区长6储层有效厚度下限标准

（2）建立的油水层识别标准和有效厚度下限标准与开发实际吻合较好，为科学合理开发该区长6油层提供了科学依据。

［1］雍世和，张超谟.测井数据处理与综合解释［M］.北京：石油大学出版社，1996：52－55.

［2］欧阳健.石油测井解释与储层描述［M］.北京：石油工业出版社，1994：90－99.

［3］陈立官.油气田地下地质学［M］.北京：地质出版社，1983：1－66.

［4］郑锐，刘林玉，李南星.白狼城地区长2储层四性关系及有效厚度下限研究［J］.石油地质与工程，2011，25（2）：33－35.

［5］禚喜准.鄂尔多斯盆地盐池－姬塬地区三叠系长2砂岩成岩演化特征与优质储层分布［J］.矿物岩石，2005，25（4）：100－101.

［6］宋子齐，程国建，王静，等.特低渗透油层有效厚度确定方法研究［J］.石油学报，2006，27（6）：103－106.

［7］柳锦云.低渗透油藏有效厚度下限标准研究［J］.海洋石油，2008，28（3）：70－73.

编辑：刘洪树

TE122 文献识别码：A

1673－8217（2012）03－0043－03

2011－11－23；改回日期：2012－01－13

高栋臣，1983年生，2010年硕士毕业于中国地质大学（北京）能源学院矿产普查与勘探专业，现主要从事石油天然气勘探工作。