許 璟，賀永紅，馬芳俠，杜彥軍，馬 浪，葛云錦，王瑞生，郭 睿，段 亮

（1.西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系，西安 710069；2.陜西延長石油（集團(tuán)）有限責(zé)任公司研究院，西安 710065；3.延長油田股份有限公司定邊采油廠，陜西榆林 718699）

0 引言

儲(chǔ)層的有效厚度是指達(dá)到儲(chǔ)量起算標(biāo)準(zhǔn)的含油氣層系中具有產(chǎn)油氣能力的儲(chǔ)層厚度［1］，其下限值是儲(chǔ)量計(jì)算的重要技術(shù)參數(shù)，也是生產(chǎn)測試過程中選擇試油層位的重要依據(jù)［2-3］。受地質(zhì)條件、儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)、地層溫壓、石油工藝和開采技術(shù)等多因素影響［3-4］，難以建立統(tǒng)一的數(shù)學(xué)模型得出儲(chǔ)層有效厚度下限的確定方法。目前確定儲(chǔ)層有效厚度下限的途徑倚重于巖心、試油試采、測井、錄井和高壓物性等資料的統(tǒng)計(jì)分析［5］。研究者們針對鄂爾多斯盆地中生界延安組和延長組單層系儲(chǔ)層有效厚度下限開展過較多工作，不同地區(qū)、不同層系存在較大差異。劉冬冬等［6-7］對延9 儲(chǔ)層有效厚度下限的取值范圍為：孔隙度13%～15%，滲透率1～4 mD，聲波時(shí)差243～250 μs/m，電阻率8～11.5 Ω·m，含油飽和度40%～43%；王媛媛等［8-11］對長6 儲(chǔ)層有效厚度下限的取值為：孔隙度5%～10%，滲透率0.08～0.25 mD，聲波時(shí)差215～227 μs/m，電阻率9.5～47 Ω·m，含油飽和度35%～44%；張鳳奇等［12-14］對長7 儲(chǔ)層有效厚度物性下限的取值為：孔隙度5%～6.2%，滲透率0.028～0.13 mD；曲長偉等［15-16］對長9 儲(chǔ)層有效厚度下限的取值為：孔隙度7%～12.5%，滲透率0.2～0.4 mD，電阻率26～52 Ω·m。但上述研究較少關(guān)注中生界縱向上不同層系間儲(chǔ)層有效厚度下限的差異性成因。隨著對鄂爾多斯盆地中生界低滲—特低滲油藏、致密油藏等非常規(guī)油藏勘探開發(fā)的持續(xù)深入，其普遍具有儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)和油水關(guān)系復(fù)雜等特點(diǎn)，使中生界油藏的有利區(qū)預(yù)測精度及資源探明程度較低［17］。

鄂爾多斯盆地定邊油田沙澗區(qū)的勘探開發(fā)始于2009 年，主力油層位為侏羅系延安組延9 油層組和三疊系延長組長6、長9 油層組。這3 個(gè)油層組的物性和電性存在明顯差異，儲(chǔ)層非均質(zhì)性表現(xiàn)明顯，薄互層的廣泛發(fā)育和多套油水系統(tǒng)的相互疊置，低電阻率與常規(guī)電阻率油層并存，造成有效儲(chǔ)層識(shí)別困難。通過建立鄂爾多斯盆地定邊油田沙澗區(qū)延9、長6 和長9 多層系低滲透儲(chǔ)層參數(shù)的測井解釋模型，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層參數(shù)由取心井到非取心井的最佳定量求取。在此基礎(chǔ)上，進(jìn)行油層有效厚度下限的多維研究，準(zhǔn)確界定各儲(chǔ)層的有效厚度下限標(biāo)準(zhǔn)，以確定區(qū)塊內(nèi)油層的分布。利用儲(chǔ)層的差異化成巖作用［18］探討延9、長6 和長9 有效厚度下限的差異性成因，驗(yàn)證有效厚度下限取值的合理性，進(jìn)一步認(rèn)識(shí)定邊油田中生界油藏儲(chǔ)層的分布變化。以期為提高儲(chǔ)層有利區(qū)預(yù)測精度提供一定的理論依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

定邊油田沙澗區(qū)位于鄂爾多斯盆地的天環(huán)坳陷東部［圖1（a）］，鄰近陜北斜坡，隸屬于陜西省榆林市定邊縣西南部的紅柳溝鎮(zhèn)，工區(qū)面積120 km2。三疊系延長組和侏羅系延安組沉積時(shí)期，鄂爾多斯盆地為大型的陸相坳陷盆地，內(nèi)部構(gòu)造相對簡單，“相-勢”耦合控制石油聚集［19］，以巖性油藏為主。同時(shí)，在低幅度構(gòu)造的影響下，局部亦發(fā)育構(gòu)造-巖性油藏［20］。沙澗區(qū)延長組以灰綠色、灰色中細(xì)—粉砂巖夾暗色泥巖為主，從上到下可進(jìn)一步劃分為10 個(gè)油層組（長1—長10）。而延安組總體以淺灰色細(xì)—中砂巖及少量粗砂巖夾深灰色泥巖、煤層為主，亦可劃分10 個(gè)油層組（延1—延10）。其中延安組的延9 油層組和延長組的長6 及長9 油層組為定邊油田的主力產(chǎn)油層。

定邊油田沙澗區(qū)延長組長9 和長6 油層組主體均為三角洲前緣亞相沉積［圖1（b）］，具體發(fā)育水下分流河道和分流間灣沉積微相。其中，長9 油層組以發(fā)育水下分流河道沉積為主，砂體厚度大。而長6 油層組呈現(xiàn)水下分流河道砂體與水下分流間灣泥巖交互沉積。沙澗區(qū)延安組延9 油層組為三角洲平原亞相沉積，底部普遍發(fā)育分流河道砂體，具有下粗上細(xì)的正旋回特征。

圖1 鄂爾多斯盆地定邊油田沙澗區(qū)的地理位置（a）及地層綜合柱狀圖（b）Fig.1 Location（a）and stratigraphic column（b）in Shajian area of Dingbian Oilfield，Ordos Basin

2 儲(chǔ)層特征

2.1 巖石學(xué)特征

根據(jù)巖石薄片的觀察與統(tǒng)計(jì)，參照Folk 砂巖分類標(biāo)準(zhǔn)［21］，鄂爾多斯盆地定邊油田沙澗區(qū)延9、長6和長9 油層組儲(chǔ)層礦物成分如表1 所列。

表1 鄂爾多斯盆地定邊油田沙澗區(qū)主力油層組儲(chǔ)層礦物成分Table 1 Mineral composition ofmain oil reservoirs in Shajian area of Dingbian Oilfield，Ordos Basin

延安組延9 儲(chǔ)層巖石類型以長石砂巖和長石石英砂巖為主，主要礦物成分為石英，其次為長石、巖屑和云母，填隙物為黏土礦物、硅質(zhì)和少量碳酸鹽巖。其中黏土礦物以高嶺石、綠泥石和伊利石為主，碳酸鹽巖以（鐵）方解石和鐵白云石為主。粒徑范圍0.1～0.6 mm，為中—細(xì)粒砂巖，顆粒分選中等—好，磨圓度以次圓狀為主。顆粒間點(diǎn)—線接觸，膠結(jié)類型以薄膜—孔隙式、加大—孔隙式和孔隙式為主。延長組長6 和長9 儲(chǔ)層巖石類型為長石砂巖和巖屑長石砂巖，主要礦物成分為長石，次為石英、巖屑和云母，填隙物為黏土礦物、碳酸鹽巖和少量硅質(zhì)。粒徑多分布在0.06～0.25 mm，為細(xì)粒—極細(xì)粒砂巖，顆粒分選中等—好，磨圓度以次棱－次圓狀為主。顆粒之間多為線接觸，膠結(jié)類型以薄膜—孔隙式和孔隙式為主。

2.2 孔隙特征

根據(jù)巖石鑄體薄片和掃描電鏡觀察分析，定邊油田沙澗區(qū)孔隙類型主要有剩余粒間孔隙、溶蝕孔隙、自生礦物晶間孔隙和微裂縫孔隙等。其中以剩余粒間孔最為發(fā)育［圖2（a），（b）］，占總面孔率56.6%～65.4%，此類孔隙直徑一般為0.03～0.15 mm，連通性較好。其次為各類溶蝕孔隙，包括溶蝕粒間孔隙和溶蝕粒內(nèi)孔隙，占總面孔率19.9%～37.4%，溶蝕組分為長石、云母和少量巖屑、方解石。常見溶蝕粒內(nèi)孔隙與溶蝕粒間孔隙連通，同時(shí)經(jīng)常出現(xiàn)剩余粒間孔和溶蝕孔組成的混合類孔隙［圖2（a），（c）］，該孔隙類型儲(chǔ)集空間大，喉道連通性強(qiáng)。此外，自生礦物晶間微孔隙主要有自生綠泥石、高嶺石和伊/蒙混層晶間微孔隙組成［圖2（d）］，但該類孔隙孔喉半徑極小，孔隙直徑一般為1～5 μm，所以提供的儲(chǔ)集空間甚微，主要儲(chǔ)集不能流動(dòng)的殘余油。

圖2 鄂爾多斯盆地定邊油田沙澗區(qū)主力油層組砂巖儲(chǔ)層顯微照片（a）綠泥石黏土薄膜形成殘余粒間孔，部分顆粒溶蝕成溶蝕粒間孔，D3268 井，1 925.08 m，延9，單偏光；（b）綠泥石薄膜發(fā)育，保留了部分粒間孔，D3735 井，2 525.54 m，長6，單偏光；（c）溶蝕作用發(fā)育，長石顆粒沿解理溶蝕，巖屑易溶組分溶蝕強(qiáng)烈，D3831，2 498.63 m，長9，單偏光；（d）伊蒙混層充填孔隙，D13 井，2 837.05 m，長9，掃描電鏡；（e）顆粒緊密接觸，云母彎曲變形，D3251 井，2 422.5 m，長6，電鏡掃描；（f）壓實(shí)作用強(qiáng)烈，顆粒長線-凹凸接觸，泥質(zhì)成假雜基充填孔隙，資D3268 井，2 645.53 m，長9，單偏光；（g）方解石致密膠結(jié)，D3251 井，2 700.35 m，長9，掃描電鏡；（h）石英發(fā)棕褐色光，長石主要發(fā)亮藍(lán)色、土黃色光，蝕變較普遍，方解石膠結(jié)非常發(fā)育，發(fā)明亮橙黃色光，D44080 井，2 768.09 m，長9，陰極發(fā)光；（i）綠泥石、硅質(zhì)膠結(jié)，堵塞吼道，發(fā)育殘余粒間孔，D3269 井，2 391.15 m，長6，掃描電鏡Fig.2 Micrographs of sandstone reservoirs ofmain oil reservoirs inShajian area of Dingbian Oilfield，Ordos Basin

2.3 物性特征

延9、長6 和長9 油層組儲(chǔ)層的孔隙度和滲透率數(shù)據(jù)的統(tǒng)計(jì)結(jié)果（表2）表明，延安組延9 儲(chǔ)層物性具有中—低孔隙度、中—低滲透率特征，延長組長6 和長9 儲(chǔ)層物性具有低—特低孔隙度、低—特低滲透率特征。

表2 鄂爾多斯盆地定邊油田沙澗區(qū)主力油層組儲(chǔ)層物性統(tǒng)計(jì)表Table 2 Physical properties ofmain oil reservoirs in Shajian area of Dingbian Oilfield，Ordos Basin

2.4 成巖作用

對儲(chǔ)層砂巖樣品的巖石鑄體薄片、掃描電鏡、陰極發(fā)光等分析，認(rèn)為定邊油田沙澗區(qū)延安組和延長組儲(chǔ)層中的成巖作用主要包括壓實(shí)壓溶作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用。

2.4.1 機(jī)械壓實(shí)和壓溶作用

延9、長6 和長9 儲(chǔ)層均受到明顯的壓實(shí)和壓溶作用。長6 和長9 由于埋深較大，壓實(shí)壓溶作用較延9 更為強(qiáng)烈。在壓實(shí)作用下儲(chǔ)層表現(xiàn)為長石、石英等的定向排列，塑性組分如巖屑及黑云母等則受到擠壓發(fā)生彎曲變形［圖2（e）］，以假雜基形式長軸方向定向排列，顆粒間呈現(xiàn)點(diǎn)—線和線接觸，從而造成顆粒間喉道半徑縮?。蹐D2（f）］。壓溶作用表現(xiàn)為顆粒間的線接觸、凹凸接觸以及石英自生加大。

2.4.2 膠結(jié)作用

延9、長6 和長9 儲(chǔ)層膠結(jié)作用十分普遍。延9油層組常見黏土膠結(jié)、硅質(zhì)膠結(jié)，但是碳酸鹽膠結(jié)不發(fā)育，主要有綠泥石薄膜包裹顆粒、高嶺石充填膠結(jié)［圖2（a）］。長6 和長9 油層組主要發(fā)育碳酸鹽膠結(jié)、黏土膠結(jié)和硅質(zhì)膠結(jié)。鏡下可見方解石充填孔隙交代顆粒［圖2（g），（h）］，綠泥石、伊利石和伊/蒙混層充填孔隙［圖2（d），（i）］，綠泥石薄膜包裹顆粒［圖2（b）］以及石英次生加大。除綠泥石薄膜包裹顆粒有利于孔隙的保存，其它膠結(jié)作用尤其是碳酸鹽膠結(jié)，對儲(chǔ)層破壞十分明顯［22］。

2.4.3 溶蝕作用

中生界儲(chǔ)層砂巖成分成熟度較低，砂巖中均含有豐富的易發(fā)生溶解的長石和巖屑顆粒。然而相對于長6 砂泥巖薄互層及孤立的砂體與泥巖廣泛接觸沉積，長9 發(fā)育厚層砂巖，連通性更好，使得有機(jī)酸溶液更容易進(jìn)入，因此長9 砂巖溶蝕作用比較強(qiáng)烈［圖2（c）］，對儲(chǔ)層物性改善有一定的建設(shè)性作用。常見的溶蝕作用有長石等鋁硅酸鹽礦物顆粒的溶蝕，形成粒內(nèi)溶孔，還有粒間溶蝕作用，這種溶蝕作用有利于擴(kuò)大粒間孔隙，而定邊油田沙澗區(qū)的碳酸鹽溶解不甚發(fā)育。

3 儲(chǔ)層有效厚度下限的確定

儲(chǔ)層有效厚度下限研究采用巖心刻度測井法、阿爾奇公式法和密閉取心法建立儲(chǔ)層參數(shù)的測井解釋模型，并對模型進(jìn)行可靠性檢驗(yàn)。在此基礎(chǔ)上，利用經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)法和圖版交會(huì)法確定符合本區(qū)油層特點(diǎn)的巖性、含油性、物性和電性的下限標(biāo)準(zhǔn)。

3.1 儲(chǔ)層參數(shù)測井解釋模型

3.1.1 孔隙度模型

在測井資料標(biāo)準(zhǔn)化及巖心歸位的基礎(chǔ)上，對延9 油層組80個(gè)、長6 油層組172 個(gè)和長9 油層組69 個(gè)物性樣品的分析孔隙度和孔隙度測井（聲波時(shí)差、中子和密度）數(shù)據(jù)進(jìn)行相關(guān)性分析，發(fā)現(xiàn)標(biāo)準(zhǔn)化后的聲波時(shí)差和巖心分析孔隙度之間相關(guān)性較好，呈正相關(guān)，相關(guān)系數(shù)R2均大于0.76。三個(gè)油層組分別回歸得方程為

式中：F為孔隙度，%；Δt為聲波時(shí)差，μs/m。

采用上述模型計(jì)算孔隙度，并與對應(yīng)巖心分析孔隙度進(jìn)行對比檢驗(yàn)，延9、長6 和長9 油層組測井解釋孔隙度與巖心孔隙度的平均相對誤差依次為5.3%，6.9%，6.1%，說明孔隙度模型具有可靠性，可進(jìn)行非取心井的定量處理。

3.1.2 含油飽和度模型

（1）阿爾奇公式法

阿爾奇公式是連結(jié)儲(chǔ)層物性、含油性和電性的橋梁，相比其他方法，利用測井信息研究儲(chǔ)層含油飽和度是最經(jīng)濟(jì)有效的方法［23］。其計(jì)算公式為

其中：Sw為原始含水飽和度；Φ為孔隙度，%；Rw為地層水電阻率，Ω·m；Rt為目的層電阻率，Ω·m；a、b為巖性系數(shù)；m為膠結(jié)系數(shù)；n為飽和度指數(shù)。

分別建立各油層組的地層因素（F）和孔隙度（Φ）、電阻率增大率（I）和含水飽和度（Sw）的關(guān)系圖版（圖3），然后根據(jù)地層水分析和地層溫度資料，確定等效NaCl 溶液礦化度和地層水電阻率（Rw），以此可確定阿爾奇公式計(jì)算含油飽和度各參數(shù)值（表3）。

圖3 鄂爾多斯盆地定邊油田沙澗區(qū)主力油層組含油飽和度解釋圖版（阿爾奇公式法）Fig.3 Oil saturation interpretation ofmain oil reservoirs in Shajian area of Dingbian Oilfield，Ordos Basin

表3 鄂爾多斯盆地定邊油田沙澗區(qū)主力油層組阿爾奇公式法計(jì)算含油飽和度各參數(shù)取值Table 3 Parameters of oil saturation calculated by the Ar‐chie formula ofmain oil reservoirs in Shajian area of Dingbian Oilfield，Ordos Basin

（2）密閉取心法

對延9、長6 和長9 油層組密閉取心油層段測定的孔隙度（Φ）與含水飽和度（Sw）進(jìn)行交會(huì)，擬合成孔隙度與含水飽和度關(guān)系曲線（圖4）。油層的現(xiàn)場損失含水一般為3%～5%（由于本次密閉取心井巖心出筒后及時(shí)進(jìn)行了實(shí)驗(yàn)分析，所以按3%進(jìn)行校正），最后可確定各油層組密閉取心法含油飽和度值。

圖4 鄂爾多斯盆地定邊油田沙澗區(qū)主力油層組含油飽和度解釋圖版（密閉取心法）Fig.4 Oil saturation interpretation of main oil reservoirs in Shajianarea of Dingbian Oilfield，Ordos Basin

針對定邊油田沙澗區(qū)各含油井區(qū)，分別利用阿爾奇公式法和密閉取心法計(jì)算平均原始含油飽和度值，對結(jié)果進(jìn)行比較分析（表4），計(jì)算絕對誤差在±5%以內(nèi)，證實(shí)了含油飽和度解釋模型的可靠性。

表4 鄂爾多斯盆地定邊油田沙澗區(qū)主力油層組阿爾奇公式法與密閉取心法計(jì)算含油飽和度值Table 4 Oil saturation value calculated by Archie formula and sealed coring of main oil reservoirs in Shajian area of Dingbian Oilfield，Ordos Basin

3.2 有效厚度下限標(biāo)準(zhǔn)

3.2.1 巖性和含油性下限標(biāo)準(zhǔn)

依據(jù)延9、長6 和長9 儲(chǔ)層產(chǎn)油層巖性粒度統(tǒng)計(jì)結(jié)果，均為細(xì)砂巖或中—細(xì)砂巖，而粉砂巖與含泥砂巖一般不含油，因此有效厚度巖性下限定為細(xì)砂巖級(jí)。延9、長6 和長9 油層組已獲工業(yè)油流井承壓段巖心及錄井資料統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，工業(yè)油流段含油產(chǎn)狀主要為油跡級(jí)及其以上，熒光級(jí)占極少數(shù)。因此確定本區(qū)延9、長6 和長9 油層組巖心含油級(jí)別下限為油跡級(jí)。

3.2.2 物性下限標(biāo)準(zhǔn)

經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)法是基于巖心分析的物性下限確定方法，把儲(chǔ)層物性與產(chǎn)能結(jié)合，以低孔滲段累計(jì)儲(chǔ)油、滲流能力丟失占總累計(jì)一定百分比為界限，從儲(chǔ)油能力和滲流能力兩方面確定儲(chǔ)層物性下限的方法［5］。針對定邊油田沙澗區(qū)低—特低滲透儲(chǔ)層的特點(diǎn)，按照工業(yè)油井中儲(chǔ)層儲(chǔ)能、產(chǎn)能丟失率分別小于10%，5%進(jìn)行計(jì)算。

從延9 孔隙度頻率分布圖［圖5（a）］來看，延9孔隙度（Φ）下限值取12.5%，累計(jì)儲(chǔ)油能力丟失9.74%，從孔滲關(guān)系圖［圖6（a）］上看，相應(yīng)滲透率（K）為2.0 mD；從滲透率頻率分布［圖5（d）］來看，滲透率值為2.0 mD，累積產(chǎn)油能力丟失1.72%。按以上標(biāo)準(zhǔn)取下限值，則儲(chǔ)油能力、產(chǎn)油能力損失都較小，因此，孔隙度12.5%、滲透率2.0 mD 可以作為延9 有效厚度物性下限。

同理，當(dāng)長6 孔隙度（Φ）下限值取9.0%時(shí)［圖5（b）］，累計(jì)儲(chǔ)油能力丟失8.04%，相應(yīng)滲透率（K）為0.2 mD［圖6（b）］，當(dāng)滲透率下限值取0.2 mD 時(shí)，累積產(chǎn)油能力丟失3.04%［圖5（e）］，因此孔隙度9.0%、滲透率0.2 mD 可以作為長6 有效厚度物性下限。當(dāng)長9 孔隙度（Φ）下限值為7.0%時(shí)［圖5（c）］，累計(jì)儲(chǔ)油能力丟失7.16%，相應(yīng)滲透率（K）為0.30 mD［圖6（c）］，當(dāng)滲透率下限值取0.30 mD 時(shí)［圖5（f）］，累積產(chǎn)油能力丟失2.12%，因此孔隙度7.0%、滲透率0.3 mD 可以作為長9 有效厚度物性下限。

圖5 經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)法確定鄂爾多斯盆地定邊油田沙澗區(qū)主力油層組儲(chǔ)層有效厚度物性下限Fig.5 Determination of physical property lower limits of effective thickness by empirical statistics of main oil reservoirs in Shajian area of Dingbian Oilfield，Ordos Basin

圖6 鄂爾多斯盆地定邊油田沙澗區(qū)主力油層組孔隙度與滲透率關(guān)系圖版Fig.6 Relationship between porosity and permeability of main oil reservoirs in Shajian area of Dingbian Oilfield，Ordos Basin

3.2.3 電性下限標(biāo)準(zhǔn)

本次電性標(biāo)準(zhǔn)的關(guān)鍵曲線選擇了能夠靈敏反映薄層且相關(guān)性較好的高分辨率聲波時(shí)差和深感應(yīng)電阻率，再利用孔隙度模型式（1）—（3）和含油飽和度模型公式（公式4）進(jìn)行對應(yīng)的孔隙度、含油飽和度計(jì)算，進(jìn)而求得各油層有效厚度的電性下限值［24］。

利用延9（48 口井52層）、長6（39 口井52 層）和長9 油層組（44 口井45 層）的試油試采資料點(diǎn)，分別建立延9、長6 和長9 油層組的聲波時(shí)差（Δt）與深感應(yīng)電阻率（RILD）、孔隙度（Φ）與含水飽和度（Sw）的兩兩交會(huì)圖版，圖版精度均大于94%（圖7）。對于混入油層（油水同層）分布區(qū)的水層（含油水層），分析其原因主要是由于射孔彈強(qiáng)度低、射孔位置不合理及壓裂加砂規(guī)模偏小等工程原因?qū)е陆忉層蛯樱ㄓ退瑢樱┰囉臀慈〉美硐胄Ч?/p>

從交會(huì)圖版［圖7（a），（d）］獲得延9 有效厚度電性參數(shù)下限值：Δt≥239 μs/m，RILD≥6 Ω·m，且RILD≥-0.2154Δt+59.61；Sw≤52.5%（So≥47.5%）。從交會(huì)圖版［圖7（b），（e）］獲得長6 油層組有效厚度的電性參數(shù)下限值：Δt≥222 μs/m，RILD≥13.0 Ω·m，且RILD≥-0.6523Δt+165.32；Sw≤56%（So≥44%）。從交會(huì)圖版［圖7（c），（f）］獲得長9 油層組有效厚度的電性參數(shù)下限值：Δt≥213 μs/m，RILD≥17.5 Ω·m，且RILD≥-0.7164Δt+175.44；Sw≤58.5%（So≥41.5%）。

圖7 鄂爾多斯盆地定邊油田沙澗區(qū)主力油層組有效厚度電性下限圖版Fig.7 Electrical properties lower limits of effective thickness of main oil reservoirs in Shajian area of Dingbian Oilfield，Ordos Basin

最終定邊油田沙澗區(qū)延安組延9 和延長組長6、長9 油層的巖性、含油性、物性和電性有效厚度下限值匯總于表5。

表5 鄂爾多斯盆地定邊油田沙澗區(qū)主力油層組有效厚度下限取值標(biāo)準(zhǔn)Table 5 Standard for cutoffs of effective thickness of main oil reservoirs inShajian area of Dingbian Oilfield，Ordos Basin

4 有效厚度下限的差異及其成因

4.1 物性下限差異性成因

從定邊油田沙澗區(qū)延9、長6 和長9 油層組有效厚度物性下限的分析結(jié)果來看，各層平均埋藏深度與孔隙度下限值呈負(fù)相關(guān)，但滲透率下限由高到低呈現(xiàn)的趨勢為延9、長9、長6。該區(qū)中生界儲(chǔ)層中初始孔隙度相差較?。?5］，但由于各層沉積環(huán)境不同，各儲(chǔ)層的埋深、巖石組分及產(chǎn)狀、地層溫壓等存在較大差異，使得后期不同成巖作用對各儲(chǔ)層物性變化的影響程度差別較大。

延9 油層中礦物成分中抗壓實(shí)的剛性顆粒石英等含量高、顆粒粒度較大，加之埋深較延長組淺，壓實(shí)作用較延長組弱。由于壓實(shí)作用對儲(chǔ)層物性的降低起了主要的作用［26］，同時(shí)碳酸鹽膠結(jié)作用對儲(chǔ)層物性破壞程度較強(qiáng)，往往在碳酸鹽強(qiáng)烈膠結(jié)地區(qū)，儲(chǔ)層物性很差［26］。因此延9 儲(chǔ)層埋深大和碳酸鹽膠結(jié)不太發(fā)育的特點(diǎn)造成了該油層組的孔隙度、滲透率下限值均高于延長組長6、長9 油層組。

長6 油層埋深介于延9 和長9 之間，壓實(shí)作用較弱，原生粒間孔相對較大。同時(shí)，長6 油層組砂巖中相對發(fā)育黑云母和火山巖巖屑，為成巖階段的綠泥石膠結(jié)作用提供了充足的Fe2+和Mg2+等物質(zhì)來源［27-28］，導(dǎo)致該區(qū)在長6 油層組砂巖中的綠泥石膠結(jié)作用較強(qiáng)［參見圖2（b），（i）］，具體表現(xiàn)為發(fā)育綠泥石膜和孔隙充填綠泥石。一方面，綠泥石膜能夠?qū)⑺樾寂c孔隙水隔開，阻止顆粒自生加大，且顆粒間的薄膜可以增強(qiáng)砂巖的抗壓實(shí)能力，使粒間孔隙得以保存［29-30］。另一方面，由于孔隙充填綠泥石酸敏性較強(qiáng)，其晶體結(jié)構(gòu)中的鐵和鎂會(huì)在酸性物質(zhì)下溶出，當(dāng)介質(zhì)流體流速較低時(shí)，隨著環(huán)境pH 值下降而產(chǎn)生Fe（OH）3膠體［31］，其粒度通常比儲(chǔ)層孔喉半徑大，易堵塞孔喉，導(dǎo)致滲透率降低［32-33］，也增強(qiáng)了儲(chǔ)層的非均質(zhì)性。這些因素造成了長6 儲(chǔ)層孔隙度較高，但滲透率相對較低。

長9 段砂巖儲(chǔ)層雖然埋深大，壓實(shí)作用和膠結(jié)作用均較強(qiáng)［參見圖2（f）—（h）］，沉積孔隙空間被大量擠壓。但是相對于長6 砂泥巖互層形式的砂體，長9 油層組砂巖厚度大，砂體的連通性更好，有利于后期長7 烴源巖排烴時(shí)產(chǎn)生的酸性流體的注入［34］，使長石、巖屑發(fā)生溶蝕，產(chǎn)生次生孔隙，長石的溶解除了在長石顆粒內(nèi)部產(chǎn)生較多的溶蝕粒內(nèi)孔隙，還會(huì)產(chǎn)生大量的溶蝕粒間孔將砂巖內(nèi)殘存的剩余粒間孔隙及喉道擴(kuò)大［參見圖2（c）］，提高了儲(chǔ)層的滲透性［35］。因此，綜合長6 和長9 成巖作用的差異及對儲(chǔ)層物性的影響分析，有效解釋了長6 儲(chǔ)層孔隙度下限高于長9 儲(chǔ)層，而滲透率下限低于長9儲(chǔ)層的原因。

4.2 低電阻率油層成因分析

對于淡水泥漿而言，典型的油層和油水同層電阻率絕對值一般大于10 Ω·m，具雙感應(yīng)測井多具有低侵特征，即深感應(yīng)電阻率（RILD）大于中感應(yīng)電阻率（RILM），且明顯大于水層的電阻率。長6 和長9油層組表現(xiàn)為常規(guī)油層（或油水同層）所具有的油層電阻率絕對值高（大于12 Ω·m）［圖8（a）］。但是延9 油層組雙感應(yīng)測井曲線多顯示高侵特征，即深感應(yīng)電阻率小于中感應(yīng)電阻率，且電阻率絕對值低，油水層電阻率增大率為1～2，與水層較難區(qū)分［圖8（b）］。

圖8 鄂爾多斯盆地定邊油田沙澗區(qū)主力油層組單井油水層識(shí)別Fig.8 Oil and water layer identification of single wells in main reservoir in Shajian area of Dingbian Oilfield，Ordos Basin

鉆井液對于儲(chǔ)層中的油層和水層識(shí)別具有一定的影響，其侵入過程和影響特性比較復(fù)雜，與多種因素有關(guān)。隨著鉆井液逐漸侵入地層，伴隨時(shí)間的變化，流體的電性特征出現(xiàn)明顯的差異。前人通過實(shí)驗(yàn)和數(shù)值模擬結(jié)果［36-37］，發(fā)現(xiàn)在不同含油飽和度情況下，淡水鉆井液侵入對于雙感應(yīng)電阻率的影響不同。當(dāng)為油層和油水同層時(shí)，隨著時(shí)間推移，鉆井液侵入越來越深，并且深感應(yīng)電阻率低于真實(shí)的地層電阻率。當(dāng)為水層時(shí)，中感應(yīng)電阻率明顯高于深感應(yīng)電阻率，而且水層的深感應(yīng)電阻率高于真實(shí)電阻率，隨著時(shí)間推移，該趨勢進(jìn)一步增大。含油層的電阻率隨時(shí)間不斷地降低，而水層的電阻率反而升高，導(dǎo)致油水層之間的差異越來越小，造成低阻的現(xiàn)象。并且隨著鉆井液礦化度增大后，油層（或油水同層）深感應(yīng)電阻率（RILD）測井值降低更多，但水層電阻率的增大率將有所減小［36，38］。

定邊油田沙澗區(qū)鉆井過程中，先鉆至延安組延9 油層組，再鉆至延長組長6、長9 油層組完鉆，然后進(jìn)行電測。由于延9 油層組距井底距離較大，故鉆井液浸泡時(shí)間較長，加之延安組儲(chǔ)層具有弱親水性，油層中原油黏度和密度小，流動(dòng)性好，容易被鉆井液所驅(qū)替，且目前所用鉆井液電阻率小于地層原油電阻率，從而形成低阻油層。

數(shù)值模擬結(jié)果表明［36，38］，孔隙度高的儲(chǔ)集層受鉆井液侵入影響更大，與物性較差儲(chǔ)層相比，物性較好儲(chǔ)層的油層或油水同層深感應(yīng)測井值降低更多，水層深感應(yīng)測井值上升更多。這是因?yàn)榭紫抖仍酱?，?chǔ)層含水體積越大，且滲透率越大，儲(chǔ)層連通性越好，良好的儲(chǔ)層物性溝通了儲(chǔ)層孔隙空間中的可動(dòng)水及束縛水，形成了良好的儲(chǔ)層導(dǎo)電網(wǎng)絡(luò)。延9 較長6、長9 儲(chǔ)層物性好（參見圖5），孔隙含水體積大，鉆井液侵入影響更加嚴(yán)重，進(jìn)一步加劇了油層和油水同層雙感應(yīng)電阻率的降低［圖8（b）］。并且從延9 電阻率與聲波時(shí)差交會(huì)圖可以看出［參見圖7（a）］，油層（油水同層）深感應(yīng)電阻率與反應(yīng)孔隙度的聲波時(shí)差相關(guān)性較好，電阻率隨聲波時(shí)差和孔隙度的增大有降低趨勢。其中當(dāng)聲波時(shí)差（Δt）≥251 μs/m時(shí)，對應(yīng)孔隙度（Φ）≥16.6%時(shí)，深感應(yīng)電阻率均（RILD）≤9 Ω·m。

此外，根據(jù)鏡下觀察，延9儲(chǔ)層砂巖中多見綠泥石薄膜和高嶺石充填膠結(jié)［參見圖2（a）］。由于黏土吸水膨脹，黏土顆粒表面會(huì)吸附孔隙內(nèi)水中的金屬陽離子，以保持平衡，在外界電場作用下，被吸附的陽離子沿黏土顆粒表面交換位置，產(chǎn)生附加導(dǎo)電現(xiàn)象。且有實(shí)驗(yàn)研究表明，含油飽和度越大、對導(dǎo)電性影響越強(qiáng)，電阻率下降幅度越大［39］。因此，在上述因素的共同影響下，導(dǎo)致了延9 有效厚度的深感應(yīng)電阻率下限明顯低于長6、長9 有效厚度電阻率下限值的客觀現(xiàn)象。

5 結(jié)論

（1）鄂爾多斯盆地定邊油田沙澗區(qū)侏羅系延安組延9 和三疊系延長組長6、長9 三套主力油層組有效厚度孔隙度下限分別為12.5%，9.0%，7.0%，滲透率下限分別為2.0 mD，0.2 mD，0.3 mD，含油飽和度下限分別為47.5%，44.0%，41.5%。成巖作用的不同是造成儲(chǔ)層有效厚度物性下限差異的重要原因，其中壓實(shí)作用和碳酸鹽巖膠結(jié)作用發(fā)育較弱的延9 儲(chǔ)層物性條件相對最好；長6 儲(chǔ)層中綠泥石膜的發(fā)育使部分粒間孔得以保存，而自生黏土則易堵塞孔喉，降低儲(chǔ)層滲透率；長9 儲(chǔ)層的強(qiáng)壓實(shí)作用和膠結(jié)作用減少的孔隙度大于長6 儲(chǔ)層，但由于砂巖厚度大，砂體連通性好，有利于酸性流體的注入，后期溶蝕作用對儲(chǔ)層滲透性的改善作用較強(qiáng)，導(dǎo)致長6 油層孔隙度下限高于長9，而滲透率下限低于長9 油層。

（2）鄂爾多斯盆地定邊油田沙澗區(qū)3 套主力油層組有效厚度聲波時(shí)差下限分別為239 μs/m，222 μs/m，213 μs/m，深感應(yīng)電阻率下限分別為6.0 Ω·m，13.0 Ω·m，17.5 Ω·m。延9 低電阻率油層廣泛發(fā)育，原因是延9油層距井底較遠(yuǎn)，淡水鉆井液浸泡時(shí)間長，鉆井液對油層、水層雙感應(yīng)電阻率的不同影響，導(dǎo)致油層、水層之間的差異越來越小，造成了油層（油水層）電阻率的明顯降低。并且延9 儲(chǔ)層較高的孔隙度和黏土的附加導(dǎo)電作用，也使其電阻率進(jìn)一步降低。