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摘要：本文通过对直罗油田埝沟-伍家圪坮区长2油层组测井、录井、岩心和试油等资料的收集、整理、校正、分析，开展了储层特性研究，分析储层岩性、物性、含油性和电性的特征及关系，讨论了微观孔隙结构特征对储层物性影响。通过岩心资料，结合试油成果和各种测井曲线交会图，着重讨论了长2油层组有效厚度下限建立的方法及可靠性，经岩、电下限综合取值，最终确定的油层有效厚度岩性、物性、含油性及测井参数的下限值。
关键词：储层;岩性;物性;含油性;电性;有效厚度
一、区域石油地质概况
研究区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部，区域构造为一平缓的西倾单斜，地层倾角小于1°，每千米坡降为7～10m，内部构造简单，局部具有差异压实作用形成的低幅度鼻状隆起[1，2]。本区长2油藏为典型的低孔低渗构造-岩性油藏，储层非均质性强，岩性、物性、含油性在纵、横向上变化较大。油藏埋深为中浅层（油层深度850～1360m，平均1060m），储集层以灰色细粒长石砂岩为主，碎屑矿物成份长石含量高，并含有较多岩屑，孔隙类型以残余原生粒间为主，孔隙结构较复杂，油井产量低。
本区长2储层的低孔、低渗性主要与沉积和成岩作用有关，诸如粒度粗细、分选好坏、胶结物含量、胶结类型、次生孔隙发育程度等。填隙物中的碳酸盐类含量与孔隙度、渗透率大致呈负相关关系，碳酸盐含量越高，孔隙度、渗透率越差（图2，3），但碳酸盐含量低于5%后，孔孔隙度和渗透率的变化不受其控制。
（一）岩性与电性关系
本区长2储层岩性为砂泥岩互层，纵向上岩性粗细和矿物组成的差异，使其地球物理测井曲线具有不同的特征（图4，5）。
泥岩与砂质泥岩：均以高自然伽马、正自然电位幅度、微电极无差异或差异幅度小为特征、并且有电阻率相对偏低和高声波时差值的特征，有的泥岩层往往还出现井径扩大现象。
粉砂岩、泥质砂岩：以中高自然伽马和中—低负异常幅度自然电位及微电极差异幅度小或无差异为特征。声波时差在240μs/m左右，视电阻率相对较低（Rt≈30～40Ω·m）。由于此种岩性颗粒较细（平均粒径小于0.1mm），绝对孔隙度虽高，但连通的有效孔隙度低，渗透性差，不含油气。
细砂岩：为长2油藏的主要储集层，以自然电位明显负异常，自然伽马值低（30～140API，一般60～100API），声波时差曲线相对较低，且比较稳定，含油细砂岩一般电阻率较高，油层电阻率大于8Ω·m。
（二）物性与电性关系
测井资料对储集性能的反映，主要表现在自然电位及声波时差曲线上。孔隙度、渗透率相对较好的储层，自然电位曲线上反映较明显的负异常幅度值以及相对较高的声波时差值。本区较好的储油层声波时差值一般为230～300μs/m，多数油层声波时差值为230～250μs/m，而钙质含量相对较高的致密层声波时差一般小于230μs/m，同时电阻率也相对增高。
（三）含油性与电性关系
本区长2储层非均质性强，且渗透性较好的储层段一般含油性较好，长2油层组含油层的曲线特征比较明显，油、水层的特征总体易于识别。根据四性关系图（图4，5），4.0m视电阻率值在反映含油性的同时受岩性影响大，深感应电阻率能较好的反映油层情况。本区长2油层4.0m视电阻率平均值一般在8～90Ω·m，深感应电阻率读值一般在8～88Ω·m，声波时差大于230μs/m。
二、有效厚度的确定与划分
（一）岩性、物性、含油性下限标准
四性关系研究中肯定了储油层的岩性、物性和含油性之间有一定的内在联系，一般储层含油性较好，其岩性较粗、分选好、物性也较好，含油级别相对较高。
（1）岩性标准
本区长2储层主要为一套长石砂岩夹粉砂岩。砂岩粒度偏细，以细砂岩为主。根据粒度分析资料、薄片资料及含油级别综合统计发现，含油性为油迹及其以上级别的砂岩主要为细砂岩。据本区试油投产井的岩心岩性统计结果，出油层岩性全部为细砂岩，未见粉砂岩、泥质砂岩和钙质砂岩产油，因此，确定本区岩性下限为细砂岩以上。
（2）含油产状
根据134口投产井单层的油气显示统计结果，本区试油层的油气显示包括荧光、油迹、油斑3类，按达到工业油流下限0.54 t/d统计，50口荧光显示和15口油迹显示井未达到工业油流，其余全部达到工业油流标准。确定本区
（3）物性下限
①经验统计法
本次研究采用26口井453块岩心样品的分析数据作孔隙度、渗透率频率分布图（图7，图8），并图上作孔隙度与渗透率的累积频率曲线和累积能力丢失曲线。在渗透率频率分布图上，取渗透率下限值0.3×10-3μm2，这时累积产油能力丢失0.28%。从孔渗关系图（图9）上看，渗透率下限值取0.3×10-3μm2时， 孔隙度为11.0%。在孔隙度频率分布图上看，随着孔隙度的增大，孔隙能力丢失迅速上升。即当孔隙度下限取11%，渗透率下限取0.3×10-3μm2时，储油能力、产油能力和油层厚度损失都较小，可以作为有效厚度物性下限。
②压汞参数法
根据区内5口井52块岩样的压汞资料，当渗透率小于0.3×10-3μm2、孔隙度小于11%左右后，排驱压力急速增大（图10、图11），说明渗透率小于0.3×10-3μm2、孔隙度小于11%后，很难成为有效储层，确定渗透率下限0.3×10-3μm2、孔隙度下限11%是可以的。
综合考虑，确定埝沟-伍家圪坮区长2油层物性下限为：孔隙度为11.0%（对应声波时差值为230μs/m），渗透率为0.3×10-3μm2。
（二）有效厚度测井参数下限标准[5～7]
用本区189口井长2试油或测井、取心等判识的资料，进行深感应电阻率与含水饱和度、孔隙度交会图（图12），图版误入3个，误出10个，图版精度93.3%。获得各种测井参数下限值如下：孔隙度≥11.0%;含水饱和度≤75.0%;电阻率≥8Ω·m;声波时差≥230μs/m。
结论
1、本区长2储层的岩性、物性、电性及含油性之间存在着一定的相关性，其含油性主要受物性控制。
2、利用试油成果和岩心资料与各种测井参数交会图确定有效厚度测井参数下限值，圖版综合符合率达90%以上。
综上所述，经岩、电下限综合取值，最终确定的油层有效厚度岩性、物性、含油性及测井参数的下限值汇总于表1。
参考文献：
[1] 武富礼，李文厚，李玉宏等.鄂尔多斯盆地上三叠统延长组三角洲沉积及演化[J].古地理学报，2004，6（3）：307-315.
[2] 李士春，冯朝荣.鄂尔多斯盆地南部延长组沉积体系与油气富集[J].岩性油气藏，2010，22（2）：80-83.
[3] 张鸣，王全.直罗油田埝沟区长2油层组储层特征研究[J].长江大学学报（自科版）.2013，10（32）：10-12.
关键词：储层;岩性;物性;含油性;电性;有效厚度
一、区域石油地质概况
研究区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部，区域构造为一平缓的西倾单斜，地层倾角小于1°，每千米坡降为7～10m，内部构造简单，局部具有差异压实作用形成的低幅度鼻状隆起[1，2]。本区长2油藏为典型的低孔低渗构造-岩性油藏，储层非均质性强，岩性、物性、含油性在纵、横向上变化较大。油藏埋深为中浅层（油层深度850～1360m，平均1060m），储集层以灰色细粒长石砂岩为主，碎屑矿物成份长石含量高，并含有较多岩屑，孔隙类型以残余原生粒间为主，孔隙结构较复杂，油井产量低。
本区长2储层的低孔、低渗性主要与沉积和成岩作用有关，诸如粒度粗细、分选好坏、胶结物含量、胶结类型、次生孔隙发育程度等。填隙物中的碳酸盐类含量与孔隙度、渗透率大致呈负相关关系，碳酸盐含量越高，孔隙度、渗透率越差（图2，3），但碳酸盐含量低于5%后，孔孔隙度和渗透率的变化不受其控制。
（一）岩性与电性关系
本区长2储层岩性为砂泥岩互层，纵向上岩性粗细和矿物组成的差异，使其地球物理测井曲线具有不同的特征（图4，5）。
泥岩与砂质泥岩：均以高自然伽马、正自然电位幅度、微电极无差异或差异幅度小为特征、并且有电阻率相对偏低和高声波时差值的特征，有的泥岩层往往还出现井径扩大现象。
粉砂岩、泥质砂岩：以中高自然伽马和中—低负异常幅度自然电位及微电极差异幅度小或无差异为特征。声波时差在240μs/m左右，视电阻率相对较低（Rt≈30～40Ω·m）。由于此种岩性颗粒较细（平均粒径小于0.1mm），绝对孔隙度虽高，但连通的有效孔隙度低，渗透性差，不含油气。
细砂岩：为长2油藏的主要储集层，以自然电位明显负异常，自然伽马值低（30～140API，一般60～100API），声波时差曲线相对较低，且比较稳定，含油细砂岩一般电阻率较高，油层电阻率大于8Ω·m。
（二）物性与电性关系
测井资料对储集性能的反映，主要表现在自然电位及声波时差曲线上。孔隙度、渗透率相对较好的储层，自然电位曲线上反映较明显的负异常幅度值以及相对较高的声波时差值。本区较好的储油层声波时差值一般为230～300μs/m，多数油层声波时差值为230～250μs/m，而钙质含量相对较高的致密层声波时差一般小于230μs/m，同时电阻率也相对增高。
（三）含油性与电性关系
本区长2储层非均质性强，且渗透性较好的储层段一般含油性较好，长2油层组含油层的曲线特征比较明显，油、水层的特征总体易于识别。根据四性关系图（图4，5），4.0m视电阻率值在反映含油性的同时受岩性影响大，深感应电阻率能较好的反映油层情况。本区长2油层4.0m视电阻率平均值一般在8～90Ω·m，深感应电阻率读值一般在8～88Ω·m，声波时差大于230μs/m。
二、有效厚度的确定与划分
（一）岩性、物性、含油性下限标准
四性关系研究中肯定了储油层的岩性、物性和含油性之间有一定的内在联系，一般储层含油性较好，其岩性较粗、分选好、物性也较好，含油级别相对较高。
（1）岩性标准
本区长2储层主要为一套长石砂岩夹粉砂岩。砂岩粒度偏细，以细砂岩为主。根据粒度分析资料、薄片资料及含油级别综合统计发现，含油性为油迹及其以上级别的砂岩主要为细砂岩。据本区试油投产井的岩心岩性统计结果，出油层岩性全部为细砂岩，未见粉砂岩、泥质砂岩和钙质砂岩产油，因此，确定本区岩性下限为细砂岩以上。
（2）含油产状
根据134口投产井单层的油气显示统计结果，本区试油层的油气显示包括荧光、油迹、油斑3类，按达到工业油流下限0.54 t/d统计，50口荧光显示和15口油迹显示井未达到工业油流，其余全部达到工业油流标准。确定本区
（3）物性下限
①经验统计法
本次研究采用26口井453块岩心样品的分析数据作孔隙度、渗透率频率分布图（图7，图8），并图上作孔隙度与渗透率的累积频率曲线和累积能力丢失曲线。在渗透率频率分布图上，取渗透率下限值0.3×10-3μm2，这时累积产油能力丢失0.28%。从孔渗关系图（图9）上看，渗透率下限值取0.3×10-3μm2时， 孔隙度为11.0%。在孔隙度频率分布图上看，随着孔隙度的增大，孔隙能力丢失迅速上升。即当孔隙度下限取11%，渗透率下限取0.3×10-3μm2时，储油能力、产油能力和油层厚度损失都较小，可以作为有效厚度物性下限。
②压汞参数法
根据区内5口井52块岩样的压汞资料，当渗透率小于0.3×10-3μm2、孔隙度小于11%左右后，排驱压力急速增大（图10、图11），说明渗透率小于0.3×10-3μm2、孔隙度小于11%后，很难成为有效储层，确定渗透率下限0.3×10-3μm2、孔隙度下限11%是可以的。
综合考虑，确定埝沟-伍家圪坮区长2油层物性下限为：孔隙度为11.0%（对应声波时差值为230μs/m），渗透率为0.3×10-3μm2。
（二）有效厚度测井参数下限标准[5～7]
用本区189口井长2试油或测井、取心等判识的资料，进行深感应电阻率与含水饱和度、孔隙度交会图（图12），图版误入3个，误出10个，图版精度93.3%。获得各种测井参数下限值如下：孔隙度≥11.0%;含水饱和度≤75.0%;电阻率≥8Ω·m;声波时差≥230μs/m。
结论
1、本区长2储层的岩性、物性、电性及含油性之间存在着一定的相关性，其含油性主要受物性控制。
2、利用试油成果和岩心资料与各种测井参数交会图确定有效厚度测井参数下限值，圖版综合符合率达90%以上。
综上所述，经岩、电下限综合取值，最终确定的油层有效厚度岩性、物性、含油性及测井参数的下限值汇总于表1。
参考文献：
[1] 武富礼，李文厚，李玉宏等.鄂尔多斯盆地上三叠统延长组三角洲沉积及演化[J].古地理学报，2004，6（3）：307-315.
[2] 李士春，冯朝荣.鄂尔多斯盆地南部延长组沉积体系与油气富集[J].岩性油气藏，2010，22（2）：80-83.
[3] 张鸣，王全.直罗油田埝沟区长2油层组储层特征研究[J].长江大学学报（自科版）.2013，10（32）：10-12.