鄂尔多斯盆地志丹地区长6储层“四性关系”研究

安思谨，冯张斌，何 斌，李欣伟，王振华.

(1.延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710065；2.长庆油田公司第一采油厂，陕西延安 716000)

志丹地区位于志丹县西南部的旦八、义正、吴堡、金鼎等乡镇境内，区域构造位置位于伊陕斜坡中部。1995年起，延长油田股份公司开始在该区投入勘探工作量，分别发现了侏罗系延安组延9、延10，三叠系长2、长3、长4+5、长6、长7等多套含油层系。发现了一批高产井，奠定了志丹油田滚动勘探开发基础。在短短10年内，建成了年产百万吨的大油田[1]。本文针对志丹油田长6储层遇到的非均质性强、油水关系复杂、低阻和高阻油层并存等问题，运用多井分析和测井精细解释等方法手段，开展储层“四性”关系分析及复杂油水层识别，明确了“四性”下限。为该区今后的储量计算工作提供了可靠参数。

1 储层基本特征

志丹地区长6油层组属于三角洲前缘沉积，以水下分流河道沉积为主，受北东向物源影响，砂体呈北东—南西向展布。储层岩性主要为浅灰色、灰色、灰绿色细粒长石砂岩为主，分选中—好，磨圆度以次棱—次圆状为主；砂岩填隙物组成中杂基主要为泥质和黏土矿物，胶结物主要有铁方解石、铁白云石和硅质。研究区各储层孔隙类型多样复杂，根据成因主要有原生孔隙、次生溶孔(溶蚀粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔等)和裂隙孔等几种[2]，孔喉特征以小孔隙—微喉道类型为主，物性特征表现为低孔、特低渗(图1)。

图1 长6油层组储层基本特征化验分析图版Fig.1 The basic characteristics of thin sections with Chang-6 reservoira.颗粒分选中等—好，永1080井，1 610.44 m，长62；b.颗粒磨圆次棱角—次圆，永1080井，1 604.79 m，长61；c.铁方解石胶结并少量交代碎屑，孔隙式胶结，永1080井，1 678.42 m，长64；d.石英胶结充填，1022-1井，1 526.81 m，长62；e.碎屑颗粒发生溶蚀产生溶孔，永1022-1井，1 578.14 m，长64；f.长石溶孔，永1022-1井，1 523.95 m，长62。

2 储层“四性”关系

2.1 岩性与电性的关系

本区三叠系延长组岩性主要为泥岩、细砂岩等，研究区长6油层组9口井的取心岩性统计表明储层岩性多为细砂岩。志丹地区三叠系延长组长6储集层的岩电性特征(图2)表现为：

泥岩：自然电位为基线，能良好地反映泥岩层段。自然伽马高值，电阻率响应值变化较大，主要与有机质含量有关，如长63段有机质含量较高，则电阻率呈高值特征。声波时差总体较砂岩段响应值高，含有机质段更高。该区泥岩井径测井扩径不明显。

细砂岩：自然电位负异常幅度明显，多对应低自然伽马值，声波时差值较低，一般大于220 μs/m。本区存在高自然伽马砂岩段，多出现在长61油层亚组，但自然电位和声波时差响应特征正常。电阻率响应方面，同样长61油层亚组存在低阻油层，该区电阻率响应值变化较大，有的甚至低于泥岩电阻率。

研究区长6油层组粉砂岩、泥质砂岩不甚发育。

储层的钙质夹层显示为：声波时差低值、自然伽马低值、电阻率高值，而泥质、粉砂质夹层显示为自然伽马增高。普通视电阻率曲线的极大值对应高阻层底界面。感应曲线及八侧向曲线在储集层由于侵入而分开，而在泥岩及致密层处两条曲线较接近[3]。

2.2 物性与电性的关系

根据工区永1080井、永440井、永856井、永1025井、永1131井、永405井、永410井、永857井、永1022-1井以及邻区正398、正399、正400井共612个岩心样品的物性分析统计,对工区长6油层组各油层亚组的物性进行深入细致研究，结果表明：长6油层组储层属于低孔、超低渗储层，并且长61储层物性最好，长62次之，长63、长64较差(表1)。

表1 长6油层组储层物性统计表Table 1 Statistics of Chang-6 reservoir of porosity and permeability

志丹地区三叠系长6储层属中—低孔、特低渗—超低渗储层。本区声波时差曲线能较好地反映储层的物性，储层物性与声波时差呈正相关性，储层声波时差曲线一般大于220 μs/m；电测曲线对储集性能的反映主要表现在自然电位、声波时差上。孔、渗相对较好的储层，自然电位曲线反映明显的负异常幅度值、相对较高的声波时差值，研究区较好的主力油层声波时差值多在220 μs/m以上(图2)。

2.3 含油性与电性的关系

据志丹地区储层含油性与测井响应特征研究发现：

(1)产纯油和纯水的井较少，大部分油水同出，且油水同出井大部分含水率在20%～50%之间。

图2 永440井长61、长62油层亚组四性关系Fig.2 Four property relationship diagram of Chang-6 reservoir with well Yong440

(2)视电阻率对储层的岩性反映较好，而对于含油性不灵敏，因此，其只能用于储层划分对比的依据；而双感应则相对较灵敏[4]。

(3)油层的电阻率普遍较低，深感应电阻率一般在6～20 Ω·m之间，个别井的较高，可达50 Ω·m(据分析可知，这种高电阻率的油层一般物性较差，可知高电阻率多源于岩石骨架的贡献)。水层和含油水层的深感应电阻率变化较大，范围为8.6～30.6 Ω·m；干层的自然电位负异常幅度较低，声波时差一般在220 μs/m以下，深感应电阻率较高，一般大于30 Ω·m。

(4)从双感应测井的相对关系来讲，将近有一半的油层深感应电阻率大于中感应电阻率，但由于八侧向值一般情况下大于感应测井，因此表现出不典型的“减阻侵入”特征；水层、含油水层和部分含水率较高的油水同层，表现为正常的“增阻侵入”特征；但同时还存在部分含水率较低的油层表现为增阻侵入特征，不利于油水层识别。

电阻率是识别油、水层最重要的参数。本区延长组储层流体性质分布规律复杂，除了常规油层外，还存在低阻油层、高阻水层等情况，使得含油性与电性关系变得复杂。鉴于此，本次研究分别对常规油层和低阻油层进行研究，确定其含油性和电性的关系，为后期原始含油饱和度和物性下限确定提供依据[5]。

常规油层如永440井(图2)，测井响应特征表现为自然伽马为68 API，声波时差为244 μs/m，深感应电阻率为17 Ω·m；低阻油层如永735-3井(图3)测井响应特征表现为自然伽马为77 API，声波时差为244 μs/m，深感应电阻率为6.01 Ω·m。可见即使为深感应电阻率的绝对值，常规油层也比低阻油层高出许多。另外，高阻水层如永417-3井(图4)的测井响应特征表现为自然伽马为71 API，声波时差为223 μs/m，深感应电阻率为23 Ω·m。

图3 永735-3井长6油层组低阻油层四性关系特征Fig.3 Four property relationship of Chang-6 low-resistance reservoir with well Yong735-3

3 复杂油水层识别

由于研究区常规砂岩与高伽马砂岩共存，常规油层和相对低电阻率油层共存，一般水层和相对高电阻率水层共存，油水关系复杂，四性关系复杂，流体识别过程中很难用某一种测井信号就可以把流体性质完全区分开；因此，本次研究采用单项测井信号地质信息精细有效提取，分类研究，逐步识别流体性质的思路。

图4 永417-3井长6油层组高阻水层四性关系特征Fig.4 Four property relationship of Chang-6 high resistivity water layers with well Yong417-3

据研究区延长组长6油层组常规油层选取的70口井160层的试油试采资料，分别读取对应的测井响应值，针对常规油层、低阻油层制作视电阻率值与孔隙度的交会图版。从声波时差与电阻率的交会图(图5)可以看出，混入点相对较多，因此本次研究利用自然伽马与电阻率以及自然伽马与组合参数的识别图版进行逐步识别，实现了高精度的识别效果：工业油水同层140层，水层14层，干层6层，图版误入点1个，误出点0个，图版精度在99%以上。从交会图版获得经校正后的各种测井参数下限值(长6油层组常规油层)：声波时差≥215 μs/m，深感应电阻率≥14.5 Ω·m，自然伽马为68～110 API，含水饱和度≤58%(So≥42%)。

针对长6油层组低阻油层选取的72口井98层的试油试采资料点，经过逐步识别，其中工业油水层82层，水层10层，干层6层，图版误入点1个，误出点0个，亦达到了较高识别精度的效果(图7～图10)，满足该区延长组储层地质研究和探明储量计算的需要。从制作的长6油层组视电阻率与测井解释孔隙度交会图版(图6)可获得经校正后的各种测井参数下限值(长6油层组低阻油层)：声波时差≥220 μs/m，深感应电阻率为6～18 Ω·m，自然伽马≤98 API，含水饱和度≤60%(So≥40%)。

4 “四性”下限的确定

4.1 物性下限标准

有效厚度下限值的确定以试油试采资料为依据，以岩心分析资料为基础，进行地质、录井、地球物理测井等资料的综合研究，来确定适应本区油层特点的岩性、物性、含油性和电性的下限标准。研究区储层物性下限的确定分别采用了压汞参数法、经验统计法和类比法。

4.1.1 压汞参数法

由于研究区的压汞样品数量有限，常规油层和低阻油层分开研究规律性不强，因此进行了整体研究。根据区内三叠系延长组长6油层组储层4口井64个样品的渗透率与排驱压力和中值压力的关系来看(图7、图8)，当渗透率小于0.25 mD时，排驱压力和中值压力急剧增大，说明0.25 mD可以作为本区三叠系延长组长6油层组的渗透率下限。渗透率0.25 mD时对应的孔隙度为8%(图9)。相应地，渗透率0.25 mD、孔隙度8%可以作为本区三叠系延长组长6油层组的孔隙度下限。

4.1.2 经验统计法

考虑到鄂尔多斯盆地低孔、低渗的储层特点，要求累计样品丢失不超过总累计的20%，累计储能丢失不超过总累计的10%。此次利用经验统计法将分别确定常规油层和低阻油层的孔渗物性下限。

图5 长6油层组常规油层识别图版Fig.5 Identification plate of Chang-6 conventional reservoir

针对常规油层，通过对研究区三叠系延长组长6油层组8口井53块样品进行化验资料分析统计，主要孔隙度分布范围在9%～12%之间，平均为10.1%；主要渗透率分布范围在0.2～0.9 mD之间，平均为0.53 mD，属低孔隙度、特低渗透率储层，储层致密，物性更差。采用区内岩心样品的分析数据作孔隙度、渗透率频率分布图。根据本区实际情况，频率分布图上作孔隙度与渗透率的累计频率曲线和累计能力丢失曲线。从三叠系延长组长6油层组常规油层渗透率频率分布图来看，渗透率值为0.2 mD，累计产油能力丢失5.6%，累计频率损失18.2%，基于本区取样长度基本一致，即厚度损失18.2%；从孔渗关系图上看(图9)，相应孔隙度为7.5%；从孔隙度频率分布来看，孔隙度下限值取7.5%；累计储油能力丢失9.7%，累计频率损失15.1%，即厚度损失15.1%。按以上标准取下限值，则储油能力、产油能力和油层厚度损失都较小。因此，渗透率0.2 mD、孔隙度7.5%可以作为长6油层组常规油层有效厚度的物性下限。

针对低阻油层，通过对研究区三叠系延长组长6油层组7口井65块样品进行化验资料分析统计，主要孔隙度分布范围在11%～16%之间，平均为12%；主要渗透率分布范围在0.2～4 mD之间，平均为1 mD，属低孔隙度、特低渗透率储层，储层物性较差[6]。采用区内岩心样品的分析数据作孔隙度、渗透率频率分布图。根据本区实际情况，频率分布图上作孔隙度与渗透率的累计频率曲线和累计能力丢失曲线。延长组长6油层组低阻油层渗透率值为0.25 mD，累计产油能力丢失2.4%，累计频率损失17.2%，基于本区取样长度基本一致，即厚度损失17.2%；从孔渗关系图上看，相应孔隙度为8.5%；从孔隙度频率分布来看，孔隙度下限值取8.5%，累计储油能力丢失6.6%，累计频率损失10.8%，即厚度损失10.8%。按以上标准取下限值，则储油能力、产油能力和油层厚度损失都较小。因此，渗透率0.25 mD、孔隙度8.5%可以作为长6油层组低阻油层有效厚度的物性下限。

图6 长6油层组低阻油层识别图版Fig.6 Identification plate of Chang-6 low-resistance reservoir

4.1.3 类比法确定物性下限

海子塌周边地区有樊川、何家洼、正356和正316井区，对其长6油层组储量计算时物性下限选取进行参考，可以看出长6油层的孔隙度下限值在6%～8%之间，渗透率在0.1～0.4 mD之间(表2)。

综合考虑，长6常规油层渗透率取0.2 mD，孔隙度取7.5%；长6低阻油层渗透率取0.25 mD，孔隙度取8.5%，为本区物性下限。

图7 长6油层组渗透率与中值压力关系图Fig.7 The diagram of relationship between permeability and median pressure with Chang-6 reservoir

4.2 岩性下限标准

本区三叠系延长组长6油层组沉积相主要为三角洲前缘亚相，主要为一套长石砂岩夹粉砂岩、泥岩组合。砂岩以厚层、块状为主，粒度偏细，以细砂岩为主。试油资料表明：长6油层组试油结果为工业油流段，其岩性以细砂岩为主(表3)。因此本区延长组储层有效厚度的岩性下限定为细砂岩。

图8 长6油层组渗透率与排驱压力关系图Fig.8 The diagram of relationship between permeability and expulsion pressure with Chang-6 reservoir

图9 长6油层组渗透率和孔隙度关系图Fig.9 The diagram of relationship between permeability and porosity with Chang-6 reservoir

表2 长6油层组物性下限表Table 2 Statistics of the lower limit of physical property with Chang-6 reservoir

4.3 含油性下限

志丹地区已获工业油流井承压段岩心及录井资料统计表明，工业油流段含油产状主要为油迹级及其以上，荧光级占极少数，因此，确定本区岩心含油级别下限为油迹级(表4、图10)。

表3 长6储层岩性下限确定表Table 3 Determination of the lower limit of lithology with Chang-6 reservoir

5 结论

(1)岩性、物性、含油性及测井响应特征的研究表明，储层的岩性越好(泥质含量低、碳酸盐含量越低)，则物性越好，储层的电阻率越低，含油性也越好，双感应的“减阻侵入”越明显。同时，电阻率绝对值的高低更取决于岩性和物性，含油性的影响较小。

表4 长6储层有效厚度岩性、含油性、物性界限基础数据表Table 4 The lower limit of lithology and hydrocarbon containing and physical property of effective thickness with Chang-6 reservoir

图10 长6油层组含油级别频率直方图Fig.10 The frequency histogram of oil-bearing grade with Chang-6 reservoir

(2)志丹地区三叠系延长组“四性”关系对应较好。自然电位、自然伽马组合使用可较好地区分砂泥岩，声波时差曲线可用来解释储层孔隙度，感应电阻率曲线可较好地反映含油性。采用自然电位、自然伽马、声波时差、感应电阻率曲线，参考八侧向、微电极等其他曲线可以定量解释油层。

(3)分别采用压汞参数法、经验统计法、类比法，确定三叠系延长组长6油层组常规油层物性下限为孔隙度为7.5%、渗透率为0.20 mD；长6油层组低阻油层物性下限为孔隙度为8.5%、渗透率为0.25 mD。通过对研究区储层视电阻率与声波时差关系建立的各种参数下限值可以发现，三叠系延长组长6油层组常规油层电性下限为声波时差≥215 μs/m，深感应电阻率≥14.5 Ω·m，自然伽马为68～110 API；长6油层组低阻油层电性下限为声波时差≥220 μs/m，深感应电阻率为6～18 Ω·m，自然伽马≤98 API。

(4)有效厚度测井参数下限值是利用试油结果和岩心分析资料与各种参数交会确定，图版符合率为80%以上，符合储量规范要求。