双重介质致密砂岩储集层有效性综合评价——以鄂尔多斯盆地西南部红河油田长81油藏为例

贾　俊，司马立强，孟军田，孟云涛

(1.西南石油大学 地球科学与技术学院，四川 成都 610500；　2.中国石化 华北油气分公司 勘探开发研究院，河南 郑州 450006；　3.中海石油 天津分公司 勘探开发研究院，天津 300452)



双重介质致密砂岩储集层有效性综合评价

——以鄂尔多斯盆地西南部红河油田长81油藏为例

贾俊1,2，司马立强1，孟军田2，孟云涛3

(1.西南石油大学 地球科学与技术学院，四川 成都 610500；2.中国石化 华北油气分公司 勘探开发研究院，河南 郑州 450006；3.中海石油 天津分公司 勘探开发研究院，天津 300452)

鄂尔多斯盆地西南部红河油田延长组长81致密砂岩储集层同时发育孔隙型和裂缝型双重储集空间。孔隙型基质储集层具有填隙物成分复杂、岩石粒度细、孔喉结构复杂、物性差和非均质性强等特性，导致有效储集层特征不明确，储集层产量普遍较低；同时，不同产状、张开度和充填程度的裂缝对基质储集层渗透性改造程度不同，井间产能差异较大。基于岩心分析资料，以测试、生产数据为约束条件，综合运用地质研究和测井手段，选取有利测井相、孔喉结构、储集性、渗透性以及裂缝有效性等五项评价指标对长81双重介质致密砂岩储集层进行有效性综合评价，并建立了评价标准。对研究区域内31口井的分析表明，储集层有效性评价结果与生产情况有良好一致性。

双重介质；储集层有效性；致密砂岩；红河油田；鄂尔多斯盆地

储集层有效性评价是致密储集层研究的重点和难点[1-2]。鄂尔多斯盆地西南部红河油田长81致密砂岩储集层同时发育的中、小孔隙和裂缝双重储集空间加大了评价的难度。前人对红河油田及相邻地区长81储层特征、主控因素、勘探目标选择等做了大量有益的研究，深化了认识，为下一步的储层有效性研究提供了重要的支持[3-6]。

为了明确有效储层标准，揭示产能差异的内在原因，指导开发生产，本文选取红河油田长81储集层作为研究对象，综合采用地质、岩石物理与测井等手段，分别对孔隙型基质和裂缝型储集层有效性进行了综合评价，建立有效储集层评价标准，以期为开发生产提供依据。

1　油田概况

红河油田位于鄂尔多斯盆地西南部，构造区划上属于鄂尔多斯盆地西缘天环向斜的南段(图1)，构造西低东高，平均坡降为6～8 m/km，地层倾角0.3°～0.6°。地层向西平缓倾斜，西倾局部发育小幅度低洼地带，构造相对简单[7]。纵向上，三叠系延长组和侏罗系延安组是油田主要目的层段，自下而上发育长9、长8、长7、长6和延9等多套油气层，其中三叠系延长组长81是主力产油层之一。

图1　红河油田构造位置Fig.1　Structural location of Honghe oilfield

2　储集层基本特征

2.1岩性特征

长81储集层岩性为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，岩屑类型以变质岩屑为主[3-5]，并有少量的火成岩岩屑和沉积岩岩屑。填隙物总量约占14%，以泥质杂基为主，胶结物类型主要包括方解石、白云石和自生粘土等。其中，自生粘土矿物主要有伊/蒙混层、绿泥石、高岭石及伊利石。胶结类型以孔隙式胶结为主，次为薄膜-孔隙式和镶嵌-孔隙式胶结。岩石颗粒以细砂-粉砂粒径为主，磨圆度以次棱角-棱角状为主，分选中等，接触关系以线-点接触和线状接触为主。以上岩石学特征表明，高含量的伊/蒙混层和绿泥石等填隙物成分影响储集层孔喉结构，不利于孔隙中流体的渗透。以细砂-粉砂为主的细粒岩性，在微小吼道处由于较强的毛管压力作用易形成栓塞，也会影响储集层流体渗透，造成束缚水饱和度增大，降低储集层有效性[7-9]。

2.2物性特征

长81砂岩孔隙度呈单峰态分布，范围在1.1%～21.3%，储层孔隙度主要分布区间为7%～16%，平均孔隙度为11%。砂岩渗透率分布范围在(0.01～37.6)×10-3μm2，储层渗透率主要分布区间为(0.08～4.43)×10-3μm2，平均渗透率为0.55×10-3μm2，属于低孔、特低渗储层[7]。

2.3微观结构特征

依据薄片观察并结合扫描电镜，长81储集空间以孔隙型为主，主要为粒间溶孔和粒内溶孔，孔隙组合类型以粒间孔-溶孔型为主。据毛细管压力测试结果，长81储集层以微、细喉组合为主，平均排驱压力为1.1 MPa，中值压力变化范围相对较大，为0.59～19.2 MPa，平均中值压力为9.4 MPa，反映岩石孔喉分布的不均匀。喉道半径为0.01～1.23 μm，平均喉道半径为0.27 μm，最大孔喉半径普遍小于1.0 μm，主要偏向于孔喉半径较小的一侧。

2.4裂缝发育特征

长81储层裂缝较发育，在长73底部泥岩、长81顶部和长81主砂体均见到裂缝。裂缝类型主要包括因机械压实破裂或沿解理缝裂开形成的裂缝、因应力作用岩石被挤压或拉张形成的构造缝以及沉积物沉积时形成的层理缝等。从裂缝产状分析，长81储集层主要发育构造应力作用产生的斜交缝、高角度缝和网状裂缝，并发育一定成岩作用产生的层间水平缝。从裂缝充填程度分析，长81储集层裂缝多以充填和半充填为主，其中，高角度裂缝以未充填和半充填为主，而低角度、水平缝多以充填、半充填形式存在，渗透性较差[10-11]。

2.5渗流特征

长81岩心油润湿指数为0，水润湿指数为0.20～0.61，润湿性为弱亲水-亲水性。油水两相渗流实验表明，束缚水饱和度为20.67%～44.92%，平均35.3%，残余油时的含水饱和度为58.21%～92.93%，平均为73.6%。核磁共振测井显示储集层束缚水含量高，同时试油生产情况证实储集层油水同出，且在高含水的情况下也能产出油流，甚至是工业油流，但产量变化较大。

综上所述，红河油田长81砂岩孔隙型基质储集层岩性细，孔喉结构复杂，小孔与微、细喉并存发育，储集层储、渗能力较差，束缚水饱和度高，岩石亲水，生产能力有限。同时，部分储层发育裂缝，有利于沟通基质孔隙空间，一定程度改善了储集层渗透能力，具有典型的低孔特低渗孔隙型基质储层条件下局部发育裂缝的双重介质储集层特征[7]。

3　储集层有效性评价

储集层有效性与沉积相、孔喉结构、物性和裂缝有效性等多种因素密切相关[2]。

3.1测井相分析

红河油田延长组属三角洲沉积体系[10]。长81储集层为三角洲前缘亚相，发育水下分流河道、分流间湾及远砂坝等沉积微相。其中，水下分流河道是储集层主要的沉积砂体。

对24口井27个试油段测井相分析，试获油流层段测井相类型以钟形和箱形(光滑或齿化箱形)为主，比例为92%，少数为漏斗形。在测试产量超过2 m3/d的11层中，钟形和光滑箱形的测试产量高于齿化箱形。钟形水下分流河道砂体储集层有效性较好，其次为光滑箱形和齿化箱形水下分流河道砂体，漏斗形远砂坝砂体储集层有效性最差(表1)。

3.2基质储集层有效性评价

1) 孔喉结构有效性评价

对长81储集层岩心毛管压力曲线分析[7]，以物性为基础对储集层进行分类。其中，孔隙度Φ≥12%为Ⅰ类储集层，9%≤Φ≤12%为Ⅱ类储集层，7%≤Φ≤9%为Ⅲ类储集层，当Φ≤7%为非储集层。

Ⅰ类储集层排驱压力小于0.5 MPa，中值半径大于0.42 μm，有较好的渗流能力，储集层有效性好。曲线形态表现为近似平台状，孔喉结构呈明显双峰结构，主峰部分为中喉道系统，喉道中值半径分布在0.90～2.16 μm，为主要的渗流通道，对渗透率的贡献值在80%以上。副峰是微细喉道系统，中值半径为0.42～0.90 μm，对储集层渗流作用有限。

Ⅱ类储集层小孔喉比例显著增大，微孔较少，压汞曲线呈陡斜式略下凹，孔喉结构无双峰特征，喉道中值半径分布在0.20～0.42 μm，渗透率贡献值在90%以上的喉道半径较小且分布范围窄，此类储集层所占比例为53%，是长81的主要储集层。相对于Ⅰ类和Ⅱ类储集层，Ⅲ类储集层以微孔喉为主，平均排驱压力大于2 MPa，孔径小，喉道中值半径分布区间为0.092～0.2 μm，且主要集中在微细喉道一侧，对渗流能力贡献较小，储集层有效性差。

表1　红河油田长81储集层沉积相有效性评价Table 1　Effectiveness evaluation of sedimentary facies of Chang81 reservoir,Honghe oilfield

2) 储集能力有效性评价

储集性主要包括储集空间类型和储集空间大小两个方面。长81砂岩储层储集空间类型主要为粒间溶孔和粒内溶孔，并有少量剩余粒间孔和晶间孔，同时局部发育裂缝。研究表明[7]，有裂缝发育的储集层，通常具有较高的产能。常规物性分析表明，基质孔隙度Φ>12%的样品仅占总数的17.8%，储集能力所占比重为29.5%，对应的电性参数，声波时差(AC)大于226 μs/m，补偿密度(DEN)小于2.45 g/cm3，为Ⅰ类储集层。Ⅱ类和Ⅲ类及非储集层分布情况详见表2。

3) 渗透能力有效性评价

渗透性是致密储集层有效性评价的重要参数之一。长81储集层砂岩岩心渗透率分布在(0.01～4.43)×10-3μm2，为特低渗储集层。依据孔渗关系，对岩心渗透能力的分析表明，渗透率K>0.30×10-3μm2的岩心样品比重为18.7%，渗透能力所占比重高达71.4%，此类储集层为中、低孔，中、细喉道孔隙结构，渗流能力较好，为Ⅰ类储集层。0.13

3.3裂缝性储集层有效性评价

裂缝与储集层渗透能力密切相关，有效裂缝发育是致密储集层高产的关键因素之一[11-12]。利用常规测井可以定性反映裂缝储集层是否发育[12-18]，但难以表征裂缝的有效性(如产状、张开度和充填程度)。采用电成像测井，可以有效反映裂缝的发育特征[19-25]。通过对研究区裂缝的电成像测井研究，建立了不同裂缝特征的电阻率成像测井识别模式(表3)。

表2　红河油田长81储集层储集能力有效性评价Table 2　Effectiveness evaluation of storage capacity of Chang81 reservoir,Honghe oilfield

表3　红河油田长81裂缝储集层电成像测井识别模式Table 3　Electric image logging identification model of Chang81 fractured reservoir,Honghe oilfield

长81储集层充填或半充填裂缝，以低角度裂缝和水平缝居多，对渗透性改善作用有限，而斜交缝和高角度缝充填较少，裂缝有效性较好。通常，裂缝充填包括高阻充填与低阻充填[14]， 高阻充填物一般为次生石英或方解石晶体， 低阻充填一般为泥质充填。长81储集层裂缝充填物主要为方解石，在电成像图上表现为较亮的正弦波条纹， 常规电阻率曲线无明显降低，充填缝一般为无效的闭合缝，对储集层渗透能力改造效果有限。

根据前面孔隙型基质储集层和裂缝性储集层有效性研究成果，选取测井相、孔喉结构、储集性、渗透性以及裂缝有效性等5个参数开展红河油田长81双重介质储集层有效性综合评价，并建立了有效性评价标准(表4)。

4　应用效果验证

红河73井长81储集层有效性综合评价成果(图2;表5)表明：该井目的层发育上、下两套砂体，自然伽马(GR)曲线读值随泥质含量增加而增大，分布范围在52～91API；由于储集层致密，除6号层外，自然电位曲线整体呈小幅度负异常。上部砂体(1号储集层)自然伽马呈钟形，GR值较低，泥质含量较少，SP受上下围岩影响，负异常幅度不明显，录井及取心含油级别均为油浸，三孔隙测井曲线指示该层有较好的物性条件，综合分析，评价为Ⅰ类基质储集层。2～7号层自然伽马整体特征呈齿化箱形，其中4号和7号层泥质含量较高，储集条件较1号层略差，录井含油显示级别较低，但取心证实砂岩储集层部分发育含油裂缝，具有较好的渗透性，综合评价为受裂缝改造的Ⅱ类基质储集层。2号层位于下部砂体顶部，泥岩向砂岩过渡带，泥质含量相对较高(GR=87API)，物性条件较差(AC=212 μs/m，DEN=2.56 g/cm3)，含油级别为油迹，综合评价为Ⅲ类基质储集层。相对于以上储集层，6号层表现高角度裂缝储集层特征：井眼呈右凸台状扩径，长度约4 m，自然电位负异常明显，电阻率呈左凹低阻特征，三孔隙曲线指示有较好物性条件，取心证实该层发育高角度含油裂缝，裂缝面未被填充，储集层渗透性改造作用显著，综合评价为Ⅰ类裂缝型储集层，测试结果该层日产油9.04 m3/d。

对研究区内31口井的有效性评价指标统计表明，测井相类型以(齿化)箱形为主，随着测井相由钟形向光滑箱形、齿化箱形过渡，产量递减(图3)。随着储集性和渗透性条件的改善，3类储集层产量呈递增趋势，储集性评价标准能有效区分3类储集层(图4)，在直井段或水平段发育裂缝的层段均具有较高产能，其中HH36P100和HH37P3直井段就发育5 m以上的裂缝层，截止目前分别生产478和772 d，平均日产量分别为14.13和11.42 m3/d。

表4　红河油田长81双重介质储集层有效性综合评价标准Table 4　Comprehensive effectiveness evaluation standards of Chang81 dual-porosity reservoir,Honghe oilfield

图2　红河油田红河73井长81储集层有效性综合评价成果Fig.2　Comprehensive evaluation results of effectiveness of Chang81 reservoir in Well HH73,Honghe oilfield表5　红河油田红河73井长81储集层有效性综合评价Table 5　Comprehensive effectiveness evaluation of Chang81 reservoir in Well HH73,Honghe oilfield

层号测井相储集性裂缝特征声波时差/(μs·m-1)密度/(g·cm-3)孔隙度/%是否发育产状充填含油性储集层分类1钟形228.52.4213.5否油浸Ⅰ类2齿化箱形2122.568.5否油迹Ⅲ类4齿化箱形2162.529.4否含油-油迹Ⅱ类6齿化箱形2382.3915.8是高角度未充填油斑-油迹Ⅰ类7齿化箱形2142.519.1否含油-油迹Ⅱ类

图3　红河油田长81储层测井相与产量关系Fig.3　Relationship between logging facies and production of Chang81 reservoir,Honghe oilfield

图4　红河油田长81储层储集性与产量关系Fig.4　Relationship between porosity and production of Chang81 reservoir,Honghe oilfield

5　结论

1) 红河油田长81致密砂岩储集层发育孔隙型和裂缝双重储集空间，孔隙型基质储集层填隙物复杂，砂岩粒度细，储、渗能力差等因素综合作用导致储集层有效性较差，产量较低。部分储集层发育的高角度或垂直裂缝沟通孔隙空间，储集层渗透性得到改善，产量较高。

2) 建立的有效性评价标准与产能关系分析表明，综合运用有利测井相、孔喉结构、储集性、渗透性以及裂缝有效性等5个评价标准能有效评价长81双重介质致密砂岩储集层有效性，指导开发生产。

3) 储集层有效性研究是评价优质储集层的重点和难点，常规测井手段很难精细表征微观储集层特征和评价裂缝型储集层，应加强岩石物理实验分析和特殊测井研究，进一步提高评价精准度。

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(编辑张玉银)

Comprehensive evaluation of effectiveness of dual-porosity sandstone reservoir:A case study from Chang 81reservoir in Honghe oilfield in southwest of the Ordos Basin

Jia Jun1,2，Sima Liqiang1，Meng Juntian2,Meng Yuntao3

(1.SchoolofGeoscienceandTechnology,SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu,Sichuan610500,China;2.ExplorationandProductionResearchInstitute，SINOPECNorthChinaCompany,Zhengzhou,Henan450006,China;3.ResearchInstituteofExploration&DevelopmentofTianjinBranch,CNOOC,Tianjin300452,China)

Chang81reservoir in Honghe oilfield is a tight sandstone reservoir with dual porosity consisting of pores and fractures.Due to various interstitial material component,fine grain size,complex pore structure,poor physical condition and strong heterogeneity,effective reservoir characteristics are inconspicuous and production is generally low.In addition,production capacities among wells are significantly different owing to varying degrees of reservoir permeability improvement by fractures with different occurrences,openess and filling degree.Based on core analysis,experimental test and production data,five evaluation index,including logging facies,pore throat structure,physical property,permeability and fracture effectiveness,were selected to evaluate dual-porosity Chang81reservoir and establish evaluation standards.Verified by 31 wells in Honghe oilfield,the evaluation results are consistent with production conditions.

dual-porosity medium,reservoir effectiveness,tight sandstone,Honghe oilfield,Ordos Basin

2015-09-15;

2016-01-23。

贾俊(1982—)，男,工程师，博士研究生，石油地质与岩石物理。E-mail:e.cruiser@163.com。

国家科技重大专项(2011ZX05002-001-002)。

0253-9985(2016)02-0238-07

10.11743/ogg20160212

TE122.2

A