關 聞

（中國石化華北油氣分公司勘探開發(fā)研究院，河南鄭州 450006）

紅河油田位于甘肅省東部鎮(zhèn)原、崇信和涇川三縣交界處，屬黃河中游黃土高原溝壑區(qū)，延長組長9儲層屬于典型的低孔–中孔、特低滲–低滲儲層，非均質性強，油水分布規(guī)律復雜，而原始含油飽和程度低是其產量低、穩(wěn)產差的根本原因之一。前人研究表明[1–5]，紅河油田長9原油富集受斷裂、有利烴源巖分布、地層壓差等因素影響；充注程度受砂體發(fā)育程度、疊置關系和物性條件控制。本文擬通過實驗室化驗資料的對比分析，探討紅河油田延長組長9儲層的含油飽和度值域，為長9油藏注水開發(fā)提供依據。

1 儲層特征與含油性關系

中生界三疊系延長組長9期主要發(fā)育三角洲前緣亞相水下分流河道、分流間灣和河口壩等沉積微相，儲層巖石類型主要為細粒長石巖屑及巖屑長石砂巖，儲層發(fā)育雙孔喉結構，大孔隙和微孔隙共存，孔隙度為 2.82%～19.05%，平均 13.32%，滲透率0.003×10-3～42.430×10-3μm2，平均 1.58×10-3μ m2。錄井顯示油斑、油跡較多，油浸、熒光級別顯示相對較少，油跡及以上級別的油氣顯示占62.9%，且所有錄井顯示層段巖性均以細砂巖為主，次為中砂巖，巖石類型對其含油性起到有效控制作用。根據長9段189塊壓汞資料和79塊鑄體薄片資料，將砂巖含油產狀進一步劃分為無顯示、油跡、油斑、油浸四類進行統(tǒng)計。該區(qū)儲層滲透率和孔隙度之間具有較明顯的兩段式關系（圖1），油浸與油斑砂巖物性分布在物性關系圖上的高滲儲層段，即長9儲層含油性受控于物性。

從鑄體薄片、壓汞資料統(tǒng)計分析看（圖2），后半段砂體儲層空間類型主要發(fā)育原生殘留孔和粒間溶孔，平均最大孔隙半徑為286～340 μm，主要孔徑為 20～250 μm，孔喉相對較發(fā)育，以細喉和微細喉為主，其次為中喉，平均孔喉半徑0.12～2.00 μ m；前半段砂體儲層空間類型主要發(fā)育粒間溶孔，平均最大孔隙半徑小于162 μm，主要孔徑為10～150 μm，孔喉發(fā)育以微喉為主，其次為微細喉，平均孔喉半徑0.01～0.20 μm。由此可見，長9儲層孔喉結構發(fā)育有效控制著儲層含油產狀及油氣顯示級別。

圖2 長9儲層喉道半徑與汞飽和度關系

2 原始含油飽和度分析

根據國內外研究成果，0.1 μm厚度大致相當于水濕性碎屑巖表面附著水膜厚度。油藏形成過程中油氣驅替水需克服非常高的毛管壓力[6]，當儲層的孔喉小于0.1 μm時，油氣難以進入其中而形成有效的儲層，故將0.1 μm作為儲層的孔喉下限。

2.1 通過壓汞資料分析原始含油飽和度

壓汞資料顯示（表 1），油浸砂巖孔喉半徑 0.1 μm時汞飽和度49.9%～74.3%，平均值58.9%；油斑砂巖孔喉半徑0.1 μm時汞飽和度35.2%～58.7%，平均值 49.2%；油跡砂巖孔喉半徑 0.1 μm時汞飽和度7.97%～49.40%，平均值28.80%；無含油顯示砂巖孔喉半徑0.1μm時汞飽和度0.025%～59.700%，平均值 27.8%。以孔喉半徑 0.1 μm時汞飽和度作為紅河油田長9油藏原始含飽和度，即從油跡到油浸砂巖原始含油飽和度 7.97%～74.30%，平均值47.1%，中值49.2%。

根據中值半徑與中值壓力關系，以0.1 μm作為長9儲層最小孔喉半徑，充分飽和油氣時所需壓力為7.1 MPa（圖3），在平均毛管壓力曲線上求取所對應的汞飽和度為 38.5%～74.1%，平均汞飽和度58.5%（圖4），從而得到紅河油田長9儲層理論平均原始飽和度為58.5%。

表1 紅河油田長9儲層壓汞資料統(tǒng)計

圖3 中值半徑與中值壓力關系

根據壓汞資料進行長9儲層物性與含油產狀相關分析，油浸與油斑砂巖物性分布在二者物性關系圖第二段上，油氣明顯分布在長9中孔中高滲儲層中；對滲透率大于0.3×10-3μm2的壓汞0.1 μm汞飽和度進行統(tǒng)計，0.1 μm汞飽和度為 15.4%～74.3%，平均值為49.5%，峰值為35%～65%（圖5）。

2.2 通過相滲資料分析原始含油飽和度

圖4 長9儲層平均毛管壓力曲線

據紅河油田長9儲層90塊巖心樣品相滲化驗分析結果（表2），束縛水飽和度23.4%～68.2%，平均值39.2%，中值39.3%。以此推算紅河油田長9油藏充分飽和充注情況下，其原始含油飽和度可達23.4%～68.4%，原始含油飽和度平均值60.8%。

2.3 通過核磁測井解釋原始含油飽和度

根據核磁共振測井定量評價的定義[7]，孔喉半徑大于0.2 μm的孔喉體積為可采出流體體積。根據紅河油田長9儲層189塊壓汞資料統(tǒng)計，油浸砂巖孔喉半徑 0.2 μm時可采出流體體積占比為34.2%～63.3%，平均值 49.3%，油斑砂巖孔喉半徑0.2 μm時可采出流體體積占比為20.4%～47.3%，平均值 34.9%；油跡砂巖孔喉半徑 0.2 μm時可采出流體體積占比為0～23.2%，平均值10.3%，無顯示砂巖孔喉半徑0.2 μm時可采出流體體積占比為0～48.9%，平均值15.4%。

核磁測井解釋束縛水飽和度為 34.9%～58.5%，平均值43.5%（表3），以此推算紅河油田長9油藏充分飽和充注情況下，其原始含油飽和度可達42.5%～65.1%，平均值57.5%；扣除長9油藏可動水部分，含油飽和度可達 22.3%～50.3%，平均值37.2%，中值38.0%。

圖5 0.1μm含油飽和度頻率分布

表2 紅河油田長9儲層樣品化驗分析統(tǒng)計

2.4 通過密閉取心分析原始含油飽和度

據HH4XP3井長9儲層密閉取心分析校正后統(tǒng)計，油斑砂巖分析含油飽和度為13.0%～48.1%，平均值 32.5%；油跡砂巖分析含油飽和度為 3.8%～20.5%，平均值13.8%。與壓汞資料、相滲統(tǒng)計和核磁測井解釋數(shù)據對比分析來看，砂巖孔喉半徑 0.1 μm時對應的汞飽和度與核磁測井和相滲分析的束縛水飽和度具有較好的對應關系。孔喉半徑 0.1 μ m時對應的汞飽和度能有效地反映紅河油田長9儲層理論上的原始含油飽和度值，但密閉取心分析含油飽和度小于壓汞0.1 μm時對應的汞飽和度值。

據前期鄂爾多斯盆地近源儲層與遠源儲層具有不同的石油運移充注成藏條件成果分析[8-9]，紅河油田長9油藏油源來自相對較厚的張家灘泥頁巖，與張家灘泥頁巖呈非接觸式上生下儲生儲蓋組合，主要通過“源”斷裂、“相–壓”耦合選擇性成藏[10–11]，長7張家灘泥頁巖生成的油沿斷縫漸進式賦存在孔隙半徑大于0.1μm的長9儲層空間之中，因此，遠離“油源”斷裂的紅河油田長9儲層未得到油氣飽和充注。

3 長9儲層含油飽和度值域探討

從6口井核磁測井解釋數(shù)據統(tǒng)計來看，可動水飽和度為3.5%～33.9%，平均值20.1%（表3）；據6口井錄井碎屑核磁實驗分析數(shù)據統(tǒng)計，可動水飽和度為8.1%～49.1%，可動水飽和度平均值25.3%。結合 12口井在未注水前試采統(tǒng)計，含水率 2.2%～77.5%，平均值37.6%。由于紅河油田延長組長9油藏主要是通過“油源”斷裂、“相-壓”耦合選擇性成藏，并未得到油氣飽和充注，因此，根據以上四種方法討論紅河油田長9儲層含油性及原始含油飽和度分布情況，認為長9油層原始含油飽和度為15%～55%，峰值為25%～45%，平均值32.7%，中值33.0%（圖6）。

圖6 長9儲層原始含油飽和度分布

4 結論

紅河油田長9儲層通過長7烴源巖的“源”斷裂方式充注成藏，綜合化驗分析與核磁測井解釋長9儲層可動水飽和度及生產產水情況，認為紅河油田長9油藏含油飽和度主要為25%～45%。

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