M油田Z10储层油砂体的预测和分布规律

戴建文，张晓林，蒋鏖，陈肖(中海石油(中国)有限公司深圳分公司，广东 深圳 518000)

0 引言

目前国内外主要是通过地震反演和分析沉积相来预测油砂体的分布，地震反演预测结果受反演方法、参数选择、资料质量、地层格架建立和外推等因素的影响很大；分析沉积相预测结果在稀井网不太适用，可信度较低，密井网地区预测较准确[1-3]。文章将采取新的方法，结合物性参数数据，试油试采资料，通过对研究区取芯井进行四性关系分析，在单砂体模式下，确定含油砂体下限标准，定量预测油砂体的分布，预测结果较上面两种方法准确可靠。

1 油田概况

M油田低渗油藏位于中央隆起带西端，断块构造简单，为一向西南倾没，东北抬起的大型正向鼻状构造，内部被三条NEE走向的断层切割。区域以二级大断层为南界限，包含深层三级断层和三级断层两条大断层。M油田Z10储层分为10个小层，各小层构造具有一定的继承性。

2 油砂体定义

油砂体是地下储层含油的砂体，在岩性油藏中，油砂体是地下油层的最小含油单元，也是控制油、水运动的最基本单位。首先厘清砂体及油砂体的形态分布状况，如：延伸长度、形状、方向、面积、厚度等，以及储油物性，主要包括含油饱和度、渗透率、孔隙度等。只有搞清楚最小单元的分布情况和分布规律，才能使大的砂层组，以及整个油田的开发方面变得更加贴合实际，更加的科学化和规范化[4]。

在不同的沉积环境(河流、湖泊和海洋)下，油砂体形态复杂多样，对应的储油性能各异。从平面上看，油砂体形态多样，有马鞍状、似椭圆状、椭圆状、树枝状、长条状、扫帚状、手掌状及其他不规则形态，面积大小悬殊，最大面积可达数百平方千米，最小不到一平方千米；从纵向上看，在同一油砂组内，沉积厚薄大小各异，并且储油性能不同的油砂体，交错叠置，相互连通。

3 油砂体的预测

3.1 四性关系研究

通过M油田Z10储层四性关系研究可以了解控制储层参数的相关质地因素，掌握储层参数相互之间的内在关系，更加有效地划分沉积微相，结合现有关键井的地质、测井和化验分析检测报告，建立测井解释模型，更加准确的描述储层参数。四性的主要由以下参数表征：岩性：岩石类型、粒度均值、泥质含量、碳酸盐含量；物性：孔隙度、渗透率；电性：电阻率；含油性：含油饱和度、含油级别[5-6]。

3.2 岩性特征

通过对20口取芯井观察，储层砂岩为粉砂岩、细砂岩、泥质粉砂岩、粉细砂岩，结合试采资料可知，该储层岩性下限为泥质粉砂岩，即泥质粉砂岩以上储层可作为有效储层。在所取的55.37 m长的岩心中，岩性以粉砂岩级别以上为主，油迹以上油砂25.36 m，其中油迹砂岩5.35 m，占油砂总数21.10%，孔隙度一般大于8.5%，渗透率大于5.31 mD；油斑砂岩12.47 m，占油砂总数的49.17%，孔隙度一般大于11.3%，渗透率大于7.58 mD；油浸砂岩7.54 m，占油砂总数的29.73%，孔隙度要大于13%，渗透率大于10.5 mD；结合M油田同类油田对比分析，M油田含油砂岩下限为粉砂岩。

3.3 物性特征

该区储层物性资料统计分析表明，孔隙度分布于5.1%～31.0%，集中分布于1%～21%，平均值为20.5%，属于中孔储层；渗透率分布于0.1～9 635.6 mD，集中于，平均值为46.5 mD，属于低渗储层。根据岩心分析结果可知，有效储层物性下限为：孔隙度8.5%，渗透率为5.3 mD。储层孔隙度和渗透率具有明显的正相关性，即该储层随着孔隙度的变大，渗透率也随之相应变大。

3.4 孔隙度测井解释

测井解释地层孔隙度，以声波时差曲线为主进行。首先对岩心样品深度进行归位，使其与测井深度一致，然后用压缩校正公式恢复的地层条件下的孔隙度与对应的测井参数建立关系。对岩心分析的孔隙度与对应的声波时差测井值作交汇图(如图1所示)，并进行回归分析，建立起测井孔隙度解释数学模型：

由岩心孔隙度与声波时差拟合出孔隙度计算公式：

Por=8.829+0.053×AC (1)

图1 孔隙度计算公式拟合图

3.5 含水饱和度测井解释

测井解释含气饱和度采用阿尔奇公式计算：

式中：Sw为原始含水饱和度(f)；φ为地层孔隙度(f)；Rt为地层电阻率(Ω·m)；Rw为地层水电阻率(Ω·m)；a、b为与地层岩性有关的参数，由岩电实验获得；m为地层胶结指数，由岩电实验获得；n为饱和度指数，由岩电实验获得。

3.6 含油性与电性关系

3.6.1 有效储层

通过测井解释或试油得出，有效储层分为油层、油水同层、水层，无效储层为干层。根据该区试采状况和试油结果，确定了层属性的划分标准：(1)油层含水率＜50%；(2)差油层含水率介于50%～65%之间；(3)水层含水率＞65%。由试采资料分析表明，该区生产井以差油层为主，其次是油层，极少是水层。

3.6.2 含油性与电性的关系

依据试采层段的属性特点以及射孔层段的电性特征，选取了归一化处理后的Sw和地层电阻率Rt来判别油水层。

图2 电性和含油性的关系

根据取芯资料和四性关系分析结果，油浸以上的归为油层，油迹和油斑物性特征与二次解释差油层特征相近，最后确定油砂体的下限标准如表1所示。

表1 M油田Z10储层油砂体下限标准

4 油砂体分布规律

根据统计的M油田Z10储层砂体厚度数据，做出图3的砂厚分布示意图。

图3 M油田Z10储层砂厚分布示意图

由图3可以看出，M油田Z10储层砂体主要分布在西北角、西南角，以及中东部，砂厚最大值为25.8 m，最小值为9.9 m，平均值为18.1 m。这三个部位发育的断层较多，储层砂体厚度大，可以作为有利储集层，比较有含油潜质。根据油砂体下限标准，对主力层Z10-4和Z10-5进行油砂体分布规律研究，Z10-4单砂体分布范围大，Z10-4平面上符合油砂体特征的井较多，发育有7组油砂体，主要分布在工区中东部、西南部和西部，发育形态各有不同，有树枝状、长条状、扫帚状、手掌状、扁豆状等不规则形态，相对其他小层，其整体分布较为紧凑，平面上的连续性强，是后续主要开发研究重点。Z10-5发育4组油砂体，主要分布在西南部、中东部和西北部，油砂体发育形态各异，有长条状、马鞍状等不规则形态，西南角的油砂体面积较大，主要发育在断层处，在构造和断层的控制下油砂体区域，可作为开发潜力区块。

5 结语

(1)根据取芯、测井和试油试采资料，分析储层四性关系得到油砂体下限标准：储层岩性下限为粉砂岩，物性下限为：孔隙度8.5%，渗透率为5.31 mD，电性下限位Sw小于0.65，Rt大于2 Ω·m，AC大于238 μs/m。(2) Z10-4和Z10-5主力层油砂体最为发育，形态各异，与砂厚分布区域吻合程度高，经试油试采数据验证，与油田生产数据保持一致，符合油田对该储层砂体的认识。