王 維

西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，西安 710065

隨著油田勘探開發(fā)的深入，國內(nèi)許多油田都已進入開發(fā)后期，挖潛對象也逐步轉(zhuǎn)向差薄油層[1-3]。鄂爾多斯盆地是我國陸上第2大沉積盆地，其上三疊系延長組長6段儲層石油儲量較大，但其勘探開發(fā)對象為典型的“低滲、低壓、低產(chǎn)”砂巖油藏[4-7]。南泥灣油田[8-9]松樹林區(qū)位于鄂爾多斯盆地陜北伊陜斜坡中東部偏南，主要鉆遇油層為三疊系延長組長4+5、長6等地層，該區(qū)域儲層非均質(zhì)性嚴重，平面上連片性差，厚度較薄的“土豆”狀、窄條狀小油砂體極為發(fā)育，該類差薄油層動用狀況差。隨著研究區(qū)域開發(fā)的深入，無法依靠發(fā)現(xiàn)新油田或新增井位來增加可采儲量，而且主力油層采出程度較高，挖潛難度不斷增大。在這種開發(fā)形勢下，通過進行地質(zhì)特征研究，重新解釋識別測井資料，建立差薄油層識別標準，明確差薄油層的分布狀況，并對其進行綜合評價，對于尋找油田可替代資源，維持油田產(chǎn)量具有重要的現(xiàn)實意義和指導(dǎo)價值。

1 儲層特征

1.1 沉積特征

根據(jù)巖心觀察和測井資料，結(jié)合前人的研究成果進行綜合分析[10-11]。研究區(qū)長6儲層的沉積環(huán)境位于近岸地帶，物源方向為北東方向，受河湖的牽引流和波浪共同作用，水上部分主要發(fā)育三角洲平原，水下部分發(fā)育三角洲前緣。三角洲平原分為分流河道、河道側(cè)翼和分流間灣；三角洲前緣是該區(qū)域三角洲中砂巖的集中發(fā)育帶，是三角洲中最主要的骨架部分，從河口向湖方向可分為水下分流河道、水下分流間灣和水下河道側(cè)翼，水下分流河道砂體是其最突出的骨架。常見的層理構(gòu)造為平行層理與水平層理，其他常見板狀交錯層理、波狀交錯層理等。巖性主要有砂巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖和泥頁巖，其中砂巖多呈淺灰、灰綠色，粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖一般呈淺灰、深灰色，泥頁巖通常為黑色，顯示該時期主要為水下氧化-還原環(huán)境。分流河道和水下分流河道的自然伽馬測井曲線多表現(xiàn)為箱型、鐘形和復(fù)合型特征，顯示較強的水動力條件，沉積厚度較大；河道側(cè)翼的自然伽馬測井曲線則以指狀為主，自然伽馬值高于分流河道微相，砂體厚度小；分流間灣和水下分流間灣的自然伽馬測井曲線以齒狀高值為主。順物源方向，砂體發(fā)育且連通性好；垂直物源方向，有利的分流河道和水下分流河道微相被分流間灣和水下分流間灣分割，導(dǎo)致砂體連續(xù)性變差，孤立狀砂體發(fā)育。

1.2 巖石學(xué)特征

松樹林區(qū)長6砂巖成分分類三角圖如圖1所示。研究區(qū)長6儲層主要巖性為長石砂巖，其次為巖屑長石砂巖，砂巖具有長石含量高、巖屑含量較高、石英含量低以及成分成熟度低的特點。碎屑中長石含量為45.2%～62.3%，平均含量51.6%，主要為斜長石和鉀長石；石英含量為24.1%～40.8%，平均含量32.9%，主要為單晶石英；巖屑含量為8.9%～22.1%，平均含量15.5%，主要為變質(zhì)巖屑和火山巖巖屑，另有少量云母；填隙物含量為2.1%～30.0%，平均含量6.5%，主要為雜基和膠結(jié)物，其中雜基平均含量為1.46%，主要為泥質(zhì)，膠結(jié)物主要為濁沸石，其次為黏土礦物和碳酸鹽，另有少量硅質(zhì)，其中黏土礦物的成分主要為綠泥石，多呈薄膜狀分布于粒邊。石英普遍次生加大和少量長石次生加大充填孔隙，使大部分粒間孔消失，孔隙變小。長6儲層全巖X衍射礦物分析結(jié)果表明，長石類平均含量為49.2%，石英24.6%，變質(zhì)巖10.4%，云母4.5%，濁沸石3.6%，其他巖屑和黏土礦物7.7%。儲層巖石結(jié)構(gòu)以中-細粒長石砂巖為主，細-中粒巖屑長石砂巖次之，粒級主區(qū)間分布在0.1～0.35 mm。砂巖分選中-好，磨圓度以次圓-次棱為主，顆粒支撐，顆粒之間以線和點-線接觸為主，膠結(jié)類型主要為孔隙式膠結(jié)和薄膜-孔隙式膠結(jié)，結(jié)構(gòu)成熟度高。

圖1 松樹林區(qū)長6砂巖成分分類三角圖

1.3 孔隙結(jié)構(gòu)及物性特征

對松樹林區(qū)長6砂巖進行了鑄體薄片及掃描電鏡分析。研究區(qū)長6儲層面孔率分布范圍為0.3%～10.5%，平均為5.8%。孔隙類型主要為粒間孔和溶蝕孔，其中原生粒間孔平均含量為2.5%，此類孔隙分布廣，非均質(zhì)性強，未被充填的粒間孔多呈三角形或多邊形，孔隙邊緣平直光滑；溶蝕孔以長石溶孔、濁沸石溶孔、巖屑溶孔為主，平均含量分別為0.65%、0.31%、1.49%。研究區(qū)長6儲層的孔隙組合類型主要為粒間孔-溶孔和溶孔-粒間孔，平均孔徑范圍為10～90 μm，平均為51 μm，以中孔-小孔隙組合為主。根據(jù)高壓壓汞毛管壓力曲線[12]，分布于三角洲平原分流河道或三角洲前緣水下分流河道的研究區(qū)長6儲層，物性最好，排驅(qū)壓力最低，以中細-細吼道為主；分布于分流河道或水下分流河道側(cè)翼的儲層，物性次之，排驅(qū)壓力中等，以細吼-微吼為主；分布于三角洲平原和三角洲前緣亞相中的分流間灣沉積，物性最差，通常為非儲層。

研究區(qū)520個樣品巖心的物性分析結(jié)果表明，松樹林區(qū)長6儲層的孔隙度一般在1.3%～13.6%，平均值為8.79%，主要分布于6%～10%之間，滲透率一般在0.01×10-3～3.294×10-3μm2，平均值為0.39×10-3μm2，主值區(qū)間為0.01×10-3～0.6×10-3μm2，屬于低孔、低滲儲層，其中滲透率的變化范圍大，非均質(zhì)程度強。

2 油層識別[13-17]

2.1 儲層四性關(guān)系研究及解釋模型的建立

對松樹林區(qū)基礎(chǔ)資料進行整理，充分利用測井、巖心、試油等資料，研究儲層巖性、電性、物性和含油性的相互關(guān)系，對測井資料曲線進行深度校正，并對巖心深度歸位，以取心井巖心分析資料為基礎(chǔ)，建立儲層二次解釋模型，對儲層進行重新識別。巖性與電性的關(guān)系：砂巖自然伽馬呈低值，自然電位呈負異常，聲波時差相對較低；泥巖自然伽馬呈高值，自然電位靠近泥巖基線，聲波時差曲線相對較高。儲層物性與電性的關(guān)系：反映孔隙度的測井曲線主要為聲波時差，而物性相對較好的層段，自然電位曲線多呈負異常，自然伽馬曲線呈平緩低值，聲波時差值相對較高。儲層含油性與電性的關(guān)系：由于研究區(qū)為低阻地層，應(yīng)用感應(yīng)測井識別油水層，一般淺探測電阻率小于深探測電阻率的巖層為油層，淺探測電阻率大于深探測電阻率的巖層為水層。

長6儲層測井二次解釋圖版如圖2和圖3所示。利用聲波時差曲線讀值與對應(yīng)的巖心分析孔隙度的關(guān)系，建立孔隙度模型為：

φ=0.182 6Δt-32.47

根據(jù)低滲儲層孔隙度與滲透率存在正相關(guān)性，建立的滲透率模型為：

K= 0.008 7e0.409 7φ

采用傳統(tǒng)的阿爾奇公式計算測井含水飽和度，建立的含油飽和度模型為：

So=1-[0.782Rw/(φ1.922Rt)]0.461

式中，φ為孔隙度，%；Δt為聲波時差，μs/m；K為滲透率，10-3μm2；So為含油飽和度，%；Rw為地層水電阻率，Ω·m；Rt為地層電阻率，Ω·m。

圖2 長6儲層孔隙度解釋圖版

圖3 長6儲層滲透率解釋圖版

2.2 有效儲層識別

利用上述測井解釋模型，對研究區(qū)的502口井進行測井二次解釋，并結(jié)合儲層特征及試油試采數(shù)據(jù)，對比解釋結(jié)果與原始測井解釋數(shù)據(jù)，顯示二次解釋吻合度較高，故以此建立有效儲層下限標準。巖性標準：通過分析研究區(qū)相關(guān)化驗資料，發(fā)現(xiàn)處于細砂巖以下級別的巖層普遍不含油，因此將巖性下限定為細砂巖。含油性標準：根據(jù)研究區(qū)的試油資料，長6儲層壓裂后初產(chǎn)達到本區(qū)工業(yè)油流標準的其含油性均顯示為油斑，因此將含油級別下限定為油斑。電性標準：建立研究區(qū)儲層油層聲波時差、地層電阻率和試油結(jié)果交會圖(圖4)，以此來確定電性標準。物性標準：采用巖心含油產(chǎn)狀法建立松樹林區(qū)長6儲層的孔隙度、滲透率與含油產(chǎn)狀關(guān)系圖(圖5)，以此確定物性標準。綜上所述有效儲層的識別標準為：巖性為細砂巖，含油級別為油斑，孔隙度大于8%，滲透率大于0.2×10-3μm2，聲波時差大于221 μs/m，地層電阻率大于38 Ω·m。

圖4 聲波時差與電阻率交會圖

圖5 孔隙度與滲透率交會圖

2.3 差薄油層識別

差油層是指物性較常規(guī)油層差、產(chǎn)量較常規(guī)油層低的油層。薄油層是指有效厚度的最大值不超過2 m，而儲層的下限標準與常規(guī)油層識別標準保持一致。對502口井的測井、生產(chǎn)等數(shù)據(jù)進行篩選、分析，發(fā)現(xiàn)有26口井的物性參數(shù)不滿足有效儲層物性下限標準，但壓裂后初周月產(chǎn)量剛剛達到本區(qū)工業(yè)油流標準，故取最差井儲層特征參數(shù)作為差油層識別標準，即孔隙度為5%～8%，滲透率為0.1×10-3～0.2×10-3μm2,聲波時差為216～221 μs/m，地層電阻率為35～38 Ω·m。根據(jù)對差薄油層的定義，薄油層的識別標準為：有效厚度小于2 m，孔隙度大于8%，滲透率大于0.2×10-3μm2，聲波時差大于221 μs/m，地層電阻率大于38 Ω·m。

通過建立的差薄油層識別標準，本次共篩選出差薄油層280層，縱向上看單井多段分布明顯，平面上看沿物源方向發(fā)育，但連續(xù)性差，分布廣。其分布特征主要表現(xiàn)為：受沉積相帶的影響，物性較好的薄油層主要分布在分流河道和水下分流河道，物性較差的薄油層在側(cè)翼也多有分布，而差油層主要分布在河道側(cè)翼或河道邊部、非主河道區(qū)域；受構(gòu)造的影響，有效儲層多分布于鼻隆位置，差油層則多分布于鼻翼位置，物性略好的薄油層處于鼻隆附近。

3 差薄油層分類評價

3.1 聚類分析

為了更好地開發(fā)差薄油層，優(yōu)選Q型層次聚類分析對差薄油層進行分類評價[18-20]。層次聚類分析是一種常用的分析方法，其原理是用數(shù)學(xué)方法定量評價各要素之間的相似程度，并按相似程度對各要素進行歸類，目前常用的分類指標有相似系數(shù)和距離系數(shù)。本次分類應(yīng)用SPSS 22軟件，采用歐氏距離系數(shù)進行差薄油層的分類，但由于分析結(jié)果易受主觀因素影響，故在分類之前需對數(shù)據(jù)進行處理：1)去除極端值，將此類極端數(shù)據(jù)進行人為分類；2)利用極差正規(guī)化方法消除各變量原始數(shù)據(jù)的單位和數(shù)量級的差異。

3.2 類型劃分與評價

為了選取能反映研究區(qū)儲層類型的參數(shù)，通過對應(yīng)分析方法與地質(zhì)經(jīng)驗結(jié)合進行參數(shù)選取，本次實驗選用孔隙度、滲透率、含油飽和度和油層厚度4個參數(shù)作為儲層評價的特征參數(shù)。對篩選出的280層差薄油層，采用譜系聚類方法，聚類方案范圍設(shè)定最大聚類數(shù)為8，最小聚類數(shù)為3，最終分為3類，其中Ⅰ類儲層50層，Ⅱ類儲層157層，Ⅲ類儲層73層。3類儲層的主要分布區(qū)間為：油層厚度1～2 m，孔隙度8%～10%，滲透率0.2×10-3～0.4×10-3μm2。隨著含油飽和度的增加，Ⅰ類儲層的占比逐漸增加，Ⅲ類儲層的占比逐漸減少，主要原因是差薄油層的厚度、孔隙度、滲透率的變化區(qū)間小，而含油飽和度對其分類影響較大。

根據(jù)分類結(jié)果，結(jié)合儲層的沉積特征、物性特征、孔吼特征以及試油數(shù)據(jù)，得出分析結(jié)果如下：Ⅰ類儲層多分布于河道、鼻隆位置，物性、試油效果好；Ⅱ類儲層多分布于河道、鼻翼位置，物性、試油效果次之；Ⅲ類儲層多分布于河道側(cè)翼、鼻翼位置，物性、試油效果最差。通過對比發(fā)現(xiàn)，此次分類結(jié)果符合實際情況。

4 結(jié)論

1)研究區(qū)物源方向為北東方向，主要發(fā)育三角洲平原和三角洲前緣，主要巖性為長石砂巖，屬于低孔、低滲儲層，且非均質(zhì)性強。

2)對研究區(qū)測井解釋數(shù)據(jù)進行二次解釋，建立儲層二次解釋模型。通過建立有效儲層下限標準和差薄油層識別標準，最終篩選出差薄油層280層。

3)對差薄油層特征參數(shù)數(shù)據(jù)進行預(yù)處理，應(yīng)用專業(yè)分析軟件對差薄油層進行分類，將差薄油層分為3類，并結(jié)合研究區(qū)的地質(zhì)、生產(chǎn)資料進行綜合評價，此次分類結(jié)果符合實際情況。