梨树凹地区“四性”关系研究

梨树凹地区“四性”关系研究

【摘要】本文利用岩心分析资料结合试油资料，应用“岩心刻度测井”技术和交绘图技术，对研究工区的岩性、物性、电性和含油性的四性关系进行了研究[1]，建立了储层孔、渗、饱测井解释模型。利用测井和录井结合建立了梨树凹地区测井评价电性标准，为油田对梨树凹地区后期开发、油水层的评价，提供了坚实的物质基础。

【关键词】四性关系交绘图测井录井

1 引言

河南油田在泌阳凹陷的近物源（南部陡坡带东段带-梨树凹区块）发现有良好的油气显示，部分钻探井获得了工业流油，在梨树凹鼻状构造部署的泌331井在2410.4～2414.4m 井段（h3ⅱ6），日产油52.05t。随后部署的6口勘探开发井均钻遇油层，为该区上交储量探明储量奠定了基础。但是在该区域勘探上面临着许多难题：油藏复杂-为构造+岩性油气藏；砂体连通性差，油水关系混乱；油干界限不清楚；有高阻干层（水层），低阻油层（因试油是各种类型的储层合试）；没有建立油、水、干层的电性判断标准。这些难题时常困扰着测井解释人员，造成测井解释符合率较低。为了解决这些难题开展梨树凹地区“四性”关系研究，具有十分重要的地质意义。

2 油藏概况

2.1 地质特征

梨树凹鼻状构造带位于泌阳凹陷南部陡坡带东段，受东部边界断

裂拉张断陷后期的反转挤压及后期凹陷的不均一抬升形成较为明

显的鼻状构造。西部为深凹区，北部为下二门背斜。有两个物源体系，一个来自北部的侯庄辫状河三角洲，另一个为东部的梨树凹冲积锥。发育地层自上而下依次为新近系平原组、凤凰镇组、古近系廖庄组、核桃园组、基岩。主要含油层系在核桃园组的核二段、核三段。2.2 储层特征

薄片资料分析表明，该区碎屑成份主要有石英、长石、岩屑等，其中石英含量所占比例平均为33.3%，长石所占比例平均为37.5%，岩屑所占比例平均为27.7%。岩石中泥质含量0-5%，碳酸盐岩含量1-15%。胶结类型为孔隙型胶结，分选度中等-好，磨圆度次棱角状。储层孔隙度分布在1.0-22.0%之间，平均14.5%；渗透率分布在0.001-1530×10-3μm2之间，平均170×10-3μm2；属中孔、中渗透性储层。

试油资料分析：梨树凹区块核二段原油属高胶质沥青质、高含蜡、低含硫、中-低凝固点的常规油-稠油；核三段原油为高胶质沥青质、高含蜡、低含硫、低凝固点的常规油。地层水cl-含量226

mg/l-3481.19mg/ l，总矿化度2370 mg/l-17330mg/l，ph值6.5-10，水型为nahco3。

3 储层四性关系研究

3.1 基础资料情况

3.1.1取心简况

取心井7口，取心进尺255.7m，心长229.69m，平均收获率91.2%。

油气显示总芯长180.5米，含油级心长155.46米，其中油浸级25.2米，油斑级76米，油迹级70.0米。荧光级14.26米。

3.1.2试油简况

工区试油井12口进行了试油，累计试油35层组，其中单层试油22层组，合试13层组。共试出油层 7层，干层9 层，油水同层7层，水层15层，含油水层8层。

3.2 “四性”特征

3.2.1含油性特征

该区块含油产状主要是：油浸、油斑和油迹，占统计含油产状的90.8%以上，其中油斑占50%以上，荧光较少。

3.2.2岩性特征

该区块的岩性主要以中-粗砂岩为主，占统计岩性的74%以上。还有少量的砂砾岩、细砂岩、粉砂岩和泥质粉砂岩。

3.2.3物性特征

（1）孔隙度

该区块分布区间为1.0—22%，主要分布区间为10—22%，特征峰值为15%，属中孔储层。

（2）渗透率

该区块渗透率分布区间在0.001—1530×10-3μm2。主要分布区间在80—500×10-3μm2。特征峰值为170×10-3μm2，属中渗储层。

3.2.4电性特征

该区块电性特征为：储层微电极为正差异，自然电位为负异常，三孔隙度曲线指示储层孔隙度在10%以上。双侧向电阻率在油层一般为基本重合到正差异；双侧向电阻率在水层一般为负差异，且油水层双侧向电阻率值差别较大。

3.3 “四性”关系研究

3.3.1岩性与含油性关系

该区块含油产状分为四级：油浸、油斑、油迹和荧光。不同岩性其含油产状不同。对含油岩心显示的统计分析表明：该区具有油气显示的岩性主要为中-细砂岩、粉砂岩、含砾细砂岩和少量的含砾砂岩、泥质粉砂岩。而粒度较粗的含砾砂岩和粒度较细的泥质粉砂岩油气显示很少。

3.3.2物性与含油性的关系

储层物性的好坏，直接影响到储层含油状况。对岩心含油产状统计可知：对于油浸级别的岩心，其孔隙平均值为19.12%，渗透率平均值为470.3×10-3μm2；油斑级别的岩心，其孔隙度平均值为14.2%，渗透率平无值为102.2×10-3μm2；油迹级别的岩心，其孔隙度平均为16.78%，渗透率平均值为80.1×10-3μm2；荧光级别的岩心，其孔隙度平均值为10.55%，渗透率平均值为8.44×10- 3μm2。

3.3.3电性与含油性的关系

电性是储层各种特性的综合反映。对所有测井曲线分析表明，三孔隙度曲线（声波测井曲线、密度测井曲线）、自然电位、微电极

和双侧向电阻率对油、水、干层有一定的响应特征。典型的油层声波时差值一般高于230μs/m、电阻率测井的幅度值大于35欧姆.米。而典型水层的电阻率测井的幅度值小于30欧姆.米；干层和低产层的声波时差值较低。

4 储层地质参数模型4.1 泥质含量模型

根据以上不同的岩电响应特征，主要采用自然伽玛（gr）曲线计算泥质含量，其模型如下。

l=（gr- grmin）/（grmax-grmin）

（式1）

式中：gr：自然伽玛测井相对值，grmin：自然伽玛最小值，grmax：自然伽玛最大值，l：自然伽玛测井相对值。

sh=（2b* l-1）/（2b-1）（式2）

式中：sh：泥质含量（小数）。b：常数（b=3.7）

4.2 粒度中值测井解释模型

md=0.323vsh-0.882 （式3）相关系数r：r=0.91。

4.3 孔隙度解释模型

中细砂岩：ф= 0.2036*△t – 33.415

（式4）

含砾砂岩：ф= 0.3021*△t – 55.817

（式5）

式中：ф：孔隙度（小数），△t：声波时差（μs/m）。

4.4 渗透率模型的建立