江汉油田油区储层非均质性研究

聂水斌

（1.中国石化集团江汉石油管理局公共事业处，湖北 潜江433124；2.长江大学，湖北 荆州434020）

1 江汉油田油区地质概况

1.1 地理概况

江汉油田是我国中南地区一个综合性较高的石油基地，主要包括湖北省境内的潜江、荆州等7个市县以及山东的寿光市、广饶县以及湖南省境内衡阳市等地区。江汉油田已经探明的含油面为139.6km2，含气面积为71.04km2，累计可生产原油大约为2 118.73万吨、天然气9.54亿立方米。

1.2 油区构造特征

江汉平原呈现由东向西缓缓倾斜的大单斜构造格局，该斜坡的坡度极平缓，平均坡降为10m／km，倾角不及1°。在此背景上，地层局部发生弯曲形成一向东北方向开口，向西倾没的鼻状隆起。外围有多个方向各异的次一级的鼻褶镶嵌在鼻隆的周围，组成一个形态复杂的鼻状构造群。根据钻井资料对比，在该鼻状构造的内部呈明显的阶梯状分布的特点，地层以不均衡的速率向西倾。

2 江汉油田油区储层非均质特性

2.1 储层物性分布特征

2.1.1 储层物性纵向分布特征

1）孔隙度分布特征。通过对相关的数据资料进行分析，江汉油田的油藏储层总体为中孔隙度储层类型，其孔隙度一般为16.4%～18.8%之间，油田整体各小层之间空隙在中值孔隙度储层范畴之内（表1）。

2）渗透率分布特征。通过分析其渗透率特征，江汉油田的储层为低渗透储层类型，储层的中值渗透率一般在（11.2～22.3）×10－3μm2之间，在低渗透储层范畴之内。

表1 各小层储层物性分布表

2.1.2 储层物性平面分布特征

1）孔隙度平面分布特征。根据各小层孔隙度分布直方图，孔隙度集中分布于14%～19% 之间，呈单峰正态分布。其中1小层中孔隙度值（孔隙度＞15% ）分布区域沿主河道发育方向呈带状分布。2、3小层孔隙度值平面分布表现为各向异性较小，中孔隙度值分布范围广，呈片状分布。

2）渗透率平面分布特征。通过直方图分析，集中分布于（10～50）×10－3μm2之间，属低渗透储层分布范畴。

2.1.3 层间非均质性特征

通过计算，渗透率变异系数大于0.7的有33口井，占总井数的14.3%，0.5～0.7的有47口井，占总井数的20.4%，而小于0.5的有150口，占总井数的65.3%。江汉油区层间非均质性总体属于弱非均质性－均质的储层。

2.1.4 层内非均质性特征

查阅江汉油田地质报告得知，各小层每个单砂体内部岩石颗粒分选性好，上下内部储层物性分布均匀，不存在高渗部位（图1）。

图1 钻192－1井岩芯综合柱状图

2.2 储层“四性”关系研究

2.2.1 含油有效储层岩性下限研究

根据岩芯观察结合试采资料，江汉油田油区储层岩性下限为细砂岩，即细砂岩以上储层可作为有效储层。

2.2.2 有效储层物性下限研究

2.2.2.1 储层物性特征及下限研究

根据对江汉油田的相关资料对其储物性进行分析，该储层的油藏主要为中孔低渗储层。

通过分析可以确定，储层的孔隙度和渗透率是成正相关的，它的相关系数达到0.82（图2）。

图2 孔隙度与渗透率相关图

其相关式为：

式中，K－渗透率，10－3μm2；Φ－孔隙度，% 。

根据多年研究，当储层物性分布累计频率为10%时，储能丢失率为最低，所对的储层物性值即为有效储层物性下限值。孔隙度累计频率曲线10% 时，对应的值为8.1%；储层中渗透率累计频率曲线为10% 时，对应值为0.43×10－3μm2。江汉油田油区有效储层物性下限值为：孔隙度8%，渗透率0.43×10－3μm2。

2.2.2.2 储层物性与电性关系图版研究

1）储层物性与电性关系研究。声波时差是定量反应储层储集性能的测井参数，通过建立孔隙度测井解释模型，可以看出两者之间具有较高的正相关（图3）。其测井解释模型为：

式中，Φ－孔隙度，% ；Δt－声波时差，μs／m。

根据建立的声波时差与孔隙度的测井解释模型，将有效储层孔隙度下限值代入模型，确定有效储层电性下限为231μs／m，即当声波时差之小于231μs／m时，储层已成为无效层。

图3 孔隙度与声波时差关系图

2）测井解释模型的检验。利用建立的孔隙度解释模型对油区所有生产井的目的层段进行测井解释，通过与实测岩芯分析值对比，绝对值误差小于2% 解释层数符合率87.5%，解释精度高，满足测井评价需要。

2.2.2.3 隔夹层的识别及有效厚度的确定

1）隔夹层的识别。通过对江汉油田油区岩芯观察，该油区的隔夹层发育状况良好，观察其岩芯表明，隔夹层一般是由泥岩和钙质夹层构成，其厚度一般在0.2～1m之间，泥岩夹层一般质纯。

分析其岩电关系，可以明确，当泥岩夹层在声波曲线上呈现出尖状的高声波时差，说明其高于300μs／m，自然伽马数值在高值范畴内；如果呈现为尖状的低声波时差，说明其值小于200μs／m，夹层自然伽马无反应（图4）。

2）储层有效厚度的确定。本区油层内部常见0.2～1.0m的不含油钙质致密砂岩夹层，根据其典型特征，在有效厚度划分中予以扣除。根据现有测井曲线纵向分辨能力，夹层扣除以声波时差曲线为主，其有效厚度起算厚度为0.6m，夹层起扣厚度为0.6m。

图4 92－1井岩芯综合图

2.2.3 有效储层含油性与电性关系图版研究

1）有效储层属性的确定。通过分析试采资料，生产井以油水同层井居多，其次是含油水层和油层，极少数为水层。

2）地层水矿化度分布特征。根据江汉油田油区地层水矿化度分布特征研究表明，该油区存在两种地层水型，其中一种主要分布在油田的断层以北，构造主体主要为 CaL2水型，矿化度一般在40 000～55 000mg／L之间；另一种主要分布在油田断层以南，主要在东南端构造主体为NaHCO3水型，矿化度一般不高于10 000mg／L。

3）含油性与电性关系图版的建立。根据射孔层段的电性特征及试采层段层属性特点，选取了通过归一化处理后的深感应电阻率曲线LID和地层电阻率Rt作为判别油水层的依据，建立该地区的测井解释图版。分高、低地层水矿化度分布区块分别建立测井解释综合图版。

①地层水高矿度地区，即CaL2水型，矿化度在40 000～55 000mg／L的分布地区（图5）。

图5 高矿化度地区测井解释图版

通过建立测井解释图版看出，油水同层与含油水层界限不是非常清楚，同时存在低电阻油层，导致油层与油水同层重叠区存在。

其解释标准：油层为ILD＞16Ω·M ；油水同层为16Ω·M＞ILD＞13Ω·M；含油水层为13Ω·M＞ILD＞12Ω·M ；水层为ILD＜12Ω·M。

②地层水矿化度地区，为NaHCO3水型，矿化度一般小于10 000mg／L分布地区（图6）。

图6 低矿化度地区测井解释图版

其解释标准：油层为ILD＞24.4Ω·M；油水同层为24.4Ω·M＞ILD＞17.6Ω·M；含油水层为17.6Ω·M＞ILD＞1Ω·M；水层为ILD＜15Ω·M。

3 江汉油田油区储层非均质性综合评价

3.1 储层综合非均质性评价参数的优选

根据对该油藏的精细油藏描述研究成果，微构造、孔隙度、渗透率、油层有效厚度以及隔夹层分布特征（分布频率、分布密度）等相关参数对储层以及流体、剩余油的分布起到明显的控制作用，因此将作为江汉油田油区综合非均质性评价的优选参数。

3.2 评价参数的归一化处理

由于参数较多，在求取非均质综合指数的过程中，采用波叠加原理，即最大值标准化法，最后得到IRH在（0，1）之间，0代表最差储层，1代表高质量储层。但在实际运算过程中，上述6种参数的单位不统一，大小相差悬殊，首先要对上述的参数进行归一化处理。

在对微构造、孔隙度、渗透率、油层有效厚度等进行归一化处理时，该评价参数的值越大，所表示储层的参数愈好。一般采用下列公式：

由于渗透率值变化差异性较大，不能直接进行参与计算，必须先进行对数处理，然后进行参与计算。

对于隔夹层分布频率、分布密度等评价参数，其值愈小，反映储层参数愈好可采用以下公式：

式中，Ei－表示在第I单元中本项参数的评价得分值；Xi－表示在第I单元的本项参数的实际得分值；Xmax－表示在所有单元中本项参数的最大值；Xmin－表示在所有单元中本项参数的最小值。

3.3 各项评价参数的“权”值及分类标准的确定

通过计算和统计各个评价单元内的各项参数最终得分，根据评级目的的不同将各项参数划分为不同的“权”系数。采用下列公式：

式中，IRH－非均质性综合指数；λi－各单项评价参数的“权”值。

江汉油田油区属于调整开发阶段，根据对油藏综合地质认识，综合确定下列参数的“权”值：

孔隙度：0.1，渗透率：0.15，油层有效厚度：0.24，隔夹层分布频率：0.225，隔夹层分布密度：0.225，构造关系：0.08。

据上述计算流程，对主力小层2、3号小层进行了处理计算，得出了每口井主力小层的综合等分，划分出了3类储层：

Ⅰ类储层：IRH＞0.7，好储层，表现为油层有效厚度相对较大且集中分布，储层物性好，几乎不发育隔夹层，构造部位相对有利。

Ⅱ类储层：0.7＞IRH＞0.5，中等类型储层，表现为储层物性好，储层连通率高。

Ⅲ类储层IRH＜0.5，较差储层，隔夹层极发育，油层厚度较薄，储层物性相对较差。

3.4 主力小层储层综合评价

根据储层分类划分标准，江汉油区有效储层以Ⅱ类储层为主，占分布总面积的60.5%，其次为Ⅰ类储层，占分布总面积的25.7%，Ⅲ类储层只占到13.8%。总体属于好储层类型油藏。

4 结论与建议

4.1 结论

1）储层微观孔隙特征上表现为储集岩主要是剩余粒间孔，面孔率一般在6%～10% 之间，孔隙与喉道配位数一般在3～6之间，储层孔隙分选性中等，孔隙结构属于好的储层范畴，总体属于大孔隙细喉道储层。

2）油藏储层属中孔低渗储层类型，平均孔隙度为17.6%，主力小层储层物性各向异性较弱，且层间、层内储层非均质性较弱，适合于分层注水开发。储层物性较好，孔隙度中等，渗透率较低，属于较好的储层。

3）应用容积法计算油区石油地质储量，其结果为含油面积16.48km2，平均有效厚度9.2m。石油地质储量1 068万吨。通过评价认为，该储量为一级探明开发储量。油藏类型为岩性、岩性－构造油藏，油层分布受岩性、物性及低幅度构造控制。

4.2 对开发调整的建议

1）鉴于该油区油层物性好，弹性能量低的状况，应注水补充能量。

2）在技术条件允许的情况下，对一些高含水井层进行堵水调剖以达到增产稳产目的。

3）由于该区油层厚度较大，适当增加射开厚度和多次压裂来稳定油田产量。

［1］秦同洛，等.实用油藏工程方法［M］.北京：石油工业出版社，1989.

［2］李道品，等.低渗透砂岩油田开发［M］.北京：石油工业出版社，1997.

［3］林平一.油藏工程［M］.北京：石油工业出版社，1999.