胡海濤，吳曉明，龍慧，寧定華，王西強(qiáng)

（1.中國石油長慶油田第七采油廠，陜西 西安 710200；2.中國地質(zhì)調(diào)查局水文地質(zhì)環(huán)境地質(zhì)調(diào)查中心，河北 保定 071051）

0 引 言

環(huán)江油田位于鄂爾多斯盆地西緣，構(gòu)造單元橫跨天環(huán)凹陷和西緣逆沖帶兩大構(gòu)造單元[1]，區(qū)域構(gòu)造背景為一平緩的西傾單斜，向斜軸心西斜坡因靠近西緣逆沖帶，小型斷層十分發(fā)育；向斜軸心東斜坡坡降小、構(gòu)造緩，主要發(fā)育“鼻隆”及裂縫等微構(gòu)造類型。環(huán)江油田為中生界多油層疊合區(qū)，縱向上含油層系多，2009年目的層段長6油藏勘探獲得新突破，發(fā)現(xiàn)新的含油砂帶，有利含油面積約240km2，儲量規(guī)模約6000×104t為重點(diǎn)勘探區(qū)域。為了對其進(jìn)行規(guī)模性高效開發(fā)，在地質(zhì)特征研究的基礎(chǔ)上，結(jié)合勘探、評價(jià)實(shí)踐，開展儲層特征研究與測井產(chǎn)能評價(jià)，進(jìn)一步落實(shí)環(huán)江油田長6儲層油藏規(guī)模和含油面積。

1 儲層特征研究

1.1 沉積特征

環(huán)江油田位于鄂爾多斯盆地西北、東北、西部及西南四大物源交匯處，緊鄰延長組長7期生油坳陷，油源充足。長6期由于湖岸線向西推移，西北、西南沉積體系對長6油層砂體控制作用相對減弱，砂體主要受控于東北沉積體系，以三角洲前緣及濁積扇沉積環(huán)境共存為主，主要微相類型為水下分流河道及濁積水道。目前已發(fā)現(xiàn)油藏主要位于羅23井—環(huán)23井近南北向展布的砂帶上，砂帶寬約7～11km，在靠近生烴坳陷地區(qū)的油層厚度大，約8～15m，受上傾致密砂巖和側(cè)向泥巖遮擋，主要發(fā)育巖性油藏。

1.2 巖石特征

1.2.1 巖石類型及填隙物組分特征

79個(gè)砂巖薄片樣品鑒定統(tǒng)計(jì)分析表明，環(huán)江油田長6儲層巖石類型主要為巖屑長石砂巖、長石砂巖及長石巖屑砂巖，含少量巖屑砂巖（見圖1）。

圖1 環(huán)江油田延長組長6巖石三角分類圖

11口井的89個(gè)巖心分析資料表明，長6儲層砂巖填隙物含量一般為2%～7%，平均4%左右，主要成分有高嶺石、綠泥石、鐵方解石、白云石、硅質(zhì)及泥質(zhì)等；其中白云石含量6.6%，鐵方解石含量3.5%，泥質(zhì)3.8%，硅質(zhì)2%，高嶺石、綠泥石膜含量小于1%。填隙物通常以雜基和膠結(jié)物的形式充填于孔隙中或者粘附在顆粒表面，導(dǎo)致孔隙、喉道變小，孔隙結(jié)構(gòu)更加復(fù)雜。

環(huán)江油田長6儲層填隙物中碳酸鹽礦物的含量較高，研究表明：①碳酸鹽巖中鐵方解石以孔隙式致密膠結(jié)為主，造成儲層孔隙連通性變差，孔隙度降低（見圖2），孔隙結(jié)構(gòu)的改變及滲流通道減少，降低了儲層的滲透性（見圖3），從而導(dǎo)致儲層電阻率升高[2]；②碳酸鹽巖礦物本身電阻率高于其他填隙物電阻率，提升了儲層的電阻率，正是受碳酸鹽巖礦物影響，增加了單純依靠電阻率識別油水層的難度。

1.2.2 孔隙類型及巖石結(jié)構(gòu)特征

環(huán)江油田長6儲層孔隙類型以粒間孔為主，平均為1.5%；其次發(fā)育長石溶孔，平均為1.05%；其他孔隙類型含量較低，粒間溶孔、巖屑溶孔、晶間孔和鑄模孔分別占面孔率的0.09%、0.11%、0.31%及0.03%（見表1）。砂巖粒度主要以極細(xì)－細(xì)粒為主，分選中等偏差，磨圓度以次圓－次棱為主，結(jié)構(gòu)成熟度低到中等。

表1 環(huán)江油田長6儲層孔隙類型及其含量統(tǒng)計(jì)表

1.2.3 巖石物性特征及孔喉特征

對研究區(qū)長6儲層994塊巖樣進(jìn)行物性分析，孔隙度為7.01%～16.13%，集中分布在8%～12%之間，平均為9.6%；滲透率為（0.08～7.991）×10－3μm2，集中分布在（0.08～0.5）×10－3μm2之間，平均0.3×10－3μm2；物性較差，表現(xiàn)為低孔隙度、特低－超低滲透率的特征[3]。

環(huán)江油田長6儲層壓汞資料（見圖4）表明，曲線斜度一般，部分砂巖有明顯的曲線平臺，但排驅(qū)壓力較大，物性好的壓汞曲線表現(xiàn)好?？紫督Y(jié)構(gòu)參數(shù)：排驅(qū)壓力平均為1.78MPa；中值壓力為6MPa；中值喉道半徑為0.15μm；最大進(jìn)汞飽和度為98.44%；退汞效率為30.26%。通過以上分析該儲層孔隙中微小孔隙發(fā)育，孔隙分選較差，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜。該儲層微小孔隙發(fā)育，孔隙結(jié)構(gòu)一般，以細(xì)孔－微喉型為主。

圖4 環(huán)江油田長6儲層毛細(xì)管壓力曲線圖

2 測井產(chǎn)能預(yù)測與評價(jià)

2.1 測井曲線響應(yīng)特征

環(huán)江油田長6儲層測井曲線具有油層的自然伽馬一般為59～107API；，聲波時(shí)差為219～236μs／m；密度為2.42～2.56g／cm3；補(bǔ)償中子為11.5%～15.0%；深感應(yīng)電阻率為15～50Ω·m；普遍偏高，且以純油層為主。自然伽馬、自然電位和電阻率曲線形態(tài)以箱形、鐘形為主，顯示含油較飽滿。羅×井測井解釋為油層，符合上述電性特征，試油產(chǎn)純油11.46t／d（見圖5）。

圖5 羅×井測井解釋成果圖

2.2 油水層識別圖版

油水層判別標(biāo)準(zhǔn)以試油結(jié)果為依據(jù)，與地質(zhì)參數(shù)統(tǒng)計(jì)而得到。在具體應(yīng)用中需要結(jié)合錄井、取心等多種資料以及試油資料加以完善。以試油結(jié)果為依據(jù)，結(jié)合測井參數(shù)作聲波時(shí)差與電阻率（AC—Rt）交會圖，密度與電阻率（DEN—Rt）交會圖，孔隙度與電阻率（φ—Rt）交會圖對儲層的流體進(jìn)行識別（見圖6至圖8）。

根據(jù)延長組長6油藏的特點(diǎn)，結(jié)合試油試采資料、儲層電性特征和測井?dāng)?shù)據(jù)處理成果，綜合確定了延長組長6儲層油層（含油水層）、水層、干層的測井綜合解釋定量標(biāo)準(zhǔn)（見表2）。根據(jù)以上分析，長6儲層孔隙度下限為7.0%，油層電阻率大于17Ω·m，聲波時(shí)差大于219μs／m，密度小于2.53g／cm3。

表2 環(huán)江油田長6油水層判別標(biāo)準(zhǔn)

2.3 產(chǎn)能快速預(yù)測

2.3.1 產(chǎn)能定性預(yù)測圖版建立

測井信息所得的地質(zhì)參數(shù)在一定程度上可以反映儲層的產(chǎn)能[6－7]。考慮影響環(huán)江油田長6儲層產(chǎn)能的4個(gè)測井參數(shù)：孔隙度φ、電阻率Rt、有效厚度H、聲波時(shí)差A(yù)C。按各產(chǎn)層分別與試油產(chǎn)量進(jìn)行相關(guān)分析（見圖9），得出儲層產(chǎn)量的主要控制因素[9]。通過分析，得到不同產(chǎn)能級別的有效厚度、聲波時(shí)差、孔隙度和電阻率下限值（見表3）。

圖9 長6儲層產(chǎn)能定性預(yù)測圖

表3 環(huán)江地區(qū)長6儲層不同產(chǎn)能級別（試油產(chǎn)量）油層下限值

2.3.2 產(chǎn)能定量預(yù)測圖版建立

針對環(huán)江油田長6儲層的特點(diǎn)，充分利用測井信息，提取與產(chǎn)能有關(guān)的4個(gè)關(guān)鍵參數(shù)：孔隙度φ、滲透率K、油層有效厚度H、含油飽和度So[9]，建立已開發(fā)井的產(chǎn)能系數(shù)（φ×K×H×So）與試油日產(chǎn)量的關(guān)系圖版（見圖10），依據(jù)圖版可以定量地預(yù)測單井試油日產(chǎn)量[10]。當(dāng)產(chǎn)能系數(shù)的對數(shù)值大于0.5時(shí)，試油日產(chǎn)量可以達(dá)到10t以上。依據(jù)上述成果，將研究區(qū)長6儲層的42口評探井與開發(fā)井進(jìn)行產(chǎn)能預(yù)測，預(yù)測產(chǎn)量與實(shí)際產(chǎn)量吻合度高（見圖11），表明該產(chǎn)量預(yù)測模型精度高，能較好的指導(dǎo)現(xiàn)場生產(chǎn)。

3 應(yīng)用效果

羅×井測井解釋成果圖見圖12。長6儲層Rt＝37.94Ω·m，AC＝230μs／m，GR＝50API，測井相類型為高Rt、高AC、低GR，儲層物性較好，解釋結(jié)論為油層。測井和儲層參數(shù)值為羅×井長62儲層H＝10m，φ＝15.41%，K＝2.37mD，So＝60%，根據(jù)產(chǎn)能定性預(yù)測圖版，可定性預(yù)測其試油產(chǎn)量大于10t／d；依據(jù)產(chǎn)能定量預(yù)測圖版，預(yù)測其試油結(jié)果是21.82t／d；實(shí)際試油產(chǎn)量為20.50t／d、產(chǎn)水0m3／d。表明該產(chǎn)量預(yù)測模型精度高，能很好地指導(dǎo)現(xiàn)場生產(chǎn)。

圖12 羅×井測井解釋成果圖

4 結(jié) 論

（1）環(huán)江油田長6油層組的沉積體系屬于三角洲前緣及濁積扇沉積環(huán)境共存，主要微相類型為水下分流河道及濁積水道。長6儲層平均孔隙度為9.6%，平均滲透率為0.3×10－3μm2，儲層物性較差，表現(xiàn)為低孔隙度、特低－超低滲透率的特征，但存在局部相對高孔隙度高滲透率區(qū)域。

（2）研究區(qū)長6儲層巖石類型主要為巖屑長石砂巖、長石砂巖及長石巖屑砂巖，含少量巖屑砂巖；砂巖粒度以極細(xì)－細(xì)粒為主，分選為中等偏差，磨圓度中等，結(jié)構(gòu)成熟度低到中等，填隙物含量約10%左右；儲集空間以粒間孔為主，其次發(fā)育長石溶孔，整體屬于小孔細(xì)喉型，受碳酸鹽巖膠結(jié)物含量的影響，成巖作用較強(qiáng)。

（3）影響儲層產(chǎn)能的主要因素是儲層有效厚度、含油飽和度、孔隙度以及滲透率等參數(shù)，得到不同產(chǎn)能級別各參數(shù)下限值，定性識別油水層。將油層產(chǎn)能按每米日產(chǎn)油量劃分等級，分別建立產(chǎn)能定量評價(jià)模型，精確度更高，具有較好地質(zhì)應(yīng)用效果。

[1]馬兵，宋漢華，牛鑫，等.環(huán)江油田抗高礦化度水質(zhì)壓裂液體系研究[J].石油與天然氣化工，2011，40（6）：602-606.

[2]朱保定，周金昱.鎮(zhèn)北油田長81儲層特征及測井定量評價(jià)方法研究[J].低滲透油氣田，2011，16（61）：28-32.

[3]劉新印，鄭斌，陳明，等.環(huán)江油田長8層注水井酸化增注工藝[J].石油工業(yè)技術(shù)監(jiān)督，2011，27（10）：11-13.

[4]孫佩.志丹油田長6油層組低孔低滲儲層測井評價(jià)[D].西安：西北大學(xué)，2011.

[5]張鵬.子北油田澗峪岔地區(qū)長6儲集層測井評價(jià)[D].西安：西北大學(xué)，2011.

[6]譚成仟，宋子齊，吳少波.神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)在遼河灘海地區(qū)油氣儲層產(chǎn)能預(yù)測中的應(yīng)用[J].西安石油大學(xué)學(xué)報(bào)：自然科學(xué)版，2001，16（3）：21-24.

[7]譚成仟，馬娜蕊，蘇超.儲層油氣產(chǎn)能的預(yù)測模型和方法[J].地球科學(xué)與環(huán)境學(xué)報(bào)，2004，26（2）：42-45.

[8]馮順彥，何永宏等.產(chǎn)能快速預(yù)測新技術(shù)探索[J].低滲透油氣田，2011，16（61）：65-69.

[9]張海濤.蘇里格地區(qū)有效儲層測井識別方法研究[D].西安：西北大學(xué)，2010.

[10]陳明強(qiáng)，張志國，曹寶格，等.鄂爾多斯盆地延長組超低滲透砂巖儲層油井產(chǎn)能影響因素分析[J].西安石油大學(xué)學(xué)報(bào)：自然科學(xué)版，2009，24（3）：38-40.

[11]葛百成，文政，鄭建東.利用測井資料預(yù)測油層自然產(chǎn)能的評價(jià)方法[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2003，22（1）：54-56.