枣北孔一段油藏地质模型的建立
李华林 王贺林
【摘要】 地质模型的建立是油藏描述中的重要成果，它是进行油藏评价、油田开发的关键。本文主要是在进行枣北孔一段储层研究、多井评价的基础上来完成油藏模型建立的。
【关键词】 油藏地质模型 沉积模型 微观结构模型
前言2
枣北孔一段枣-Ⅱ油组油藏地质模型的建立，是通过对地层格架、构造特征、沉积相、油气藏类型及形成条件等地质问题研究的基础上，进一步综合利用地质与地球物理信息研究油藏的流体性质及分布规律、储层特征及储集参数的空间分布、储层的非均质性特征等之后完成的。故枣北孔一段枣-Ⅱ油组油藏地质模型能反映该区的地质规律，在勘探和开发过程中可起指导和预测的作用。
枣园油田是一个高度非均质性的复杂断块油藏，为了充分揭露枣园油田的复杂性，适应研究区地质特征和不同勘探开发阶段需要，笔者首先建立了四级不同规模的地质模型。Ⅰ级是反映油田规模的油藏地质模型；Ⅱ级是反映小层规模的沉积模型；Ⅲ级是反映单沙体规模的储集单元模型，Ⅳ级是反映微观储层特征的储层结构模型。上述四级模型分别揭露了不同规模的油藏非均质性，对枣园油田的开发将会产生显著的经济效益和社会效益。
一、油藏地质模型
枣北孔一段枣-Ⅱ油组油藏地质模型的主要特点是：储层以冲积扇辫状河道沙体为主，为高孔特高渗储层，原油性质以重质稠油为主，非均质性严重，圈闭类型是被断层复杂化的地堑式断鼻构造，断层多、断块面积小的断块圈闭发育，以断块油藏为主，还有岩性油藏和断块岩性油藏，各断块油气分布差异大。研究表明，枣-Ⅱ油组油藏地质模型为冲积扇沉积体系中高孔特高渗重质稠油断块油藏地质模型（图1）。下面简述其油藏地质特征。
1.地层特征
枣-Ⅱ油组分布在孔西断层以西的下降盘，厚150m左右，分为7个小层；每个小层之间有较稳定的紫红色泥岩隔层；1、2小层地层厚度大，砂岩不发育；4、5、6小层厚度10～20m，砂岩较发育；3、7小层介于二者之间。上覆地层为枣-Ⅰ油组（厚100m左右）及石膏段（厚100～150m），是枣-Ⅱ油组的良好盖层。
2.构造特征
图1 油藏地质模型
枣-Ⅱ油组为一被断层复杂化的地堑式断鼻构造，高点在东北部的枣-1247井一带，闭合度为250m，闭合面积5.0km2，向西南倾没，地层倾角5°～12°，顶部平缓，翼部较陡，发育了三级断层。其中的Ⅱ级断层是孔西断层，北东向展布，延伸长，穿越孔店构造带，上陡下缓同生断层，倾角较陡，断距大，同时控制地层的发育和孔店构造带的油气藏形成与分布。Ⅲ级断层北东向延伸，长数公里，倾角陡，断距较大，控制地堑和东西断阶带的发育与分布，控制构造呈东西分带特征，也控制了油气水的分布。IV级断层为北西向或近东西向，延伸短，多小于1km，倾角陡，断距小，数量多，使该区构造具有南北分块特征，分割成17个面积小于1km2的断块，各断块有各自的油水系统，依据各断块的特征，将开发区划分为5个生产单元。
3.沉积特征
枣-Ⅱ油组属河流-冲积扇沉积体系，发育有：辫状主河道、辫状次河道、溢岸、河间洼地等四种微相；沙体类型主要为河道沙体，北东向展布，厚度一般大于4.0m。因河道迁移快，改道频繁，故沙体常常具有相互叠置、合并、分叉的特征。沿古水流方向沙体延伸远，原始连通性较好，后因断裂活动连通性显著降低。垂直于古水流方向，沙体呈透镜状，河道间有溢岸或河间洼地沉积，故侧向连通性差。枣-Ⅱ油组处于冲积扇鼎盛至衰退期的演化过程，故下部砂岩发育（Ⅱ3～Ⅱ7），地层厚度大，砂泥比小，上部砂岩不发育，砂泥比大。
4.成岩特征
枣北孔一段砂岩经受了压实、胶结、交代、溶浊、重结晶等成岩作用的影响，其中压实和胶结交代作用较发育，溶蚀作用在局部较发育，并形成大量次生孔隙，重结晶作用主要表现在泥质杂基向蒙脱石的转化。研究表明，砂岩成岩作用顺序为泥质包壳的形成、早期压实、早期方解石、黄铁矿胶结交代、含铁方解石胶结交代，长石、杂基、黑云母向粘土、沸石转化，岩块、碳酸盐等不稳定组分溶解，晚期压实、自生矿物形成、烃类充填。
据我国“含油气区碎屑岩成岩阶段划分及主要标志”，枣-Ⅱ油组为早成岩期A亚期向B亚期过渡，有机质半成熟，Ro=0.35，埋深1700～1900m，成岩温度70℃左右，岩石固结程度差，原生和次生孔隙并存，石英次生加大边不发育，长石、岩块、方解石溶蚀作用常见，早期碳酸盐胶结。砂岩中粘土矿物以蒙脱石为主，伊蒙混层比均大于75%。偶见自生石英和沸石。
5.孔隙结构特征
枣-Ⅱ油组砂岩中原生和次生孔隙并存，粒间孔为主要有效储集空间。
据压汞资料统计分析，砂岩最大进汞饱和度平均为72.6%，退分效率64.6%，排驱压力0.0765MPa，中值压力1.60MPa，最大连通孔喉半径15.43μm，中值半径3.18μm，喉道直径均值6.8μm，喉道分选系数1.33。
图像分析资料表明，孔隙等效半径平均为32.2μm，孔隙分选系数13.6，均质系数0.456，孔喉比7.9，孔隙宽长比0.54。
6.储层特征
枣-Ⅱ油组储层的岩性主要为长石砂岩、长石岩屑质砂岩。碎屑组分中石英38.0%，长石39.6%，岩屑22.4%。胶结物以泥质和钙质为主，其中泥质7.8%、钙质5.0%，粒度中值0.09～0.390mm，平均0.187mm，为中砂岩、中细砂岩，分选中等。
枣-Ⅱ油组是高孔特高渗储层。依据岩心分析，孔隙度变化在9.8%～45.8%之间，平均值为26.67%，渗透率变化为（4.0～8941）×10-3μm2，平均值为1872×10-3μm2。
储层非均质特征在单沙体内，粒度变化为正韵律，层内渗透率变化较大，小层内单沙体间的渗透率变化较小，枣-Ⅱ油组各小层层间的渗透率变化中等，即层内非均质性强，层间非均质中等。
7.流体性质特征
枣北孔一段枣-Ⅱ油组原油以重质稠油为主，部分为重质高凝油。即原油密度为0.9234g/cm3,50℃粘度为613.67mPa·s，含硫量为0.1396%，胶质沥青含量为28.95%，凝固点为25.4℃，为中凝，含蜡量平均为14.94%。地层水矿化度低，平均为30000×10-6，水型以CaCl2型为主，少数为NaHCO3型，为半咸化地层水，地层水的性质对油气保存是较有利的。
8.油藏类型及分布特征
枣-Ⅱ油组的油源是孔二段湖相泥岩和油页岩，孔西断层在活动期为油气运移的通道，盖层是枣-Ⅰ油组及石膏段，具有良好的生、储、盖组合。
枣-Ⅱ油组封闭性断层极为发育，常常形成了断块圈闭。冲积扇河道沙体为主的储层侧向尖灭快，可形成岩性圈闭。上述两种圈闭相互配置，则可形成断层岩性圈闭。故该区油藏类型以断块油藏为主，还有岩性油藏及断块-岩性油藏。研究表明，枣-Ⅱ油组油藏埋深一般在1640～1900m之间，因各断块的含油性差异较大，不同断块的油水界面、油柱高度不同。
二、小层储集体沉积模型
这里是指反映在小层范围内储集体规模的沉积模型。在研究区孔一段发育有扇三角洲（冲积扇）沉积体系。每一种沉积体系由于沉积成因不同，都有与之相应的储集体规模的沉积模型。建立这种沉积模型旨在阐明储集体规模的宏观非均质性特征，最主要的是突出储集体在纵向和横向上的连通情况。
本区孔一段枣-Ⅱ油组主要发育河道型沙体，以小层为单元的沉积模型基本特征如下。
河道沙体在枣北地区呈北东向展布，因河道迁移快，改道频繁，故沙体常呈合并、分叉特征，在平面上相互叠置连片。沿古水流方向延伸远，连通性较好，垂直古水流方向，沙体呈透镜状，河道间有溢岸或河间洼地富泥沉积，侧向连通性差。据枣北-Ⅱ油组统计河道宽度变化范围为76～820m，一般宽200～400m。纵向上每一小层一般都包含2～3个沙体，单沙层厚度一般3～5m，单沙体之间有泥质隔层沉积，故纵向连通性差。从整体上沙体呈不连续片状，以近似孤立堆积为特征。
根据沙体几何形态和连通性特征，建立孔一段沉积模型，如图2所示。
非均质性研究同样表明沙体的横向和纵向连通性差。以1256区块为例，平面非均质中，枣-Ⅱ油组的7个小层连通系数变化范围为0.2～0.5，连通性差；层间非均质中该油组的7个小层夹层系数变化范围为0～1.0层/m，整个油组为0.155～0.446层/m，无论小层或油组在纵向上的连通性均较差，且变化较大。
以上结果意味着在该区采取蒸汽驱的增产措施不如蒸汽吞吐更有利。这是因为除了储层连通性不好之外，从热效率观点考虑，将会有大部分热量耗费在非储集层上。
图2 小层储集体沉积模型
三、单沙体储集单元模型
单沙体是指在横向和垂向上连续的储集单元。建立单沙体模型旨在阐明单沙体规模的物性变化，重点是渗透率在剖面和平面上的变化以及对油水运动的影响。
详细研究并正确确定渗透率剖面类型对二次采油所采取的措施最为关键。渗透率剖面与沉积韵律密切相关。据韩大匡等人研究渗透率剖面，按油层水洗特征和开发效果好坏依次分为如下三类：①底部水淹型，②分段水淹型，③均匀水淹型。他指出，正韵律和均质韵律属于一类，叠加正韵律属于二类，第三类反韵律和叠加反韵律以及薄层均质韵律等相对低渗透层属于水淹厚度大，驱油效果均匀最好的一类。
通过岩心观察描述，该区枣-Ⅱ油组河道型沙体主要表现为正韵律、叠加正韵律。故该区渗透率剖面以水淹型和多段水淹型为主。渗透率剖面向上变差增强了注水时的重力效应，水最可能沿剖面底部高渗透层段快速推进，优先水淹，导致开发效果差，为提高采收率应注意采取合理措施。
图3 单沙体储集单元模型（示岩性物性变化及渗透率剖面特点）
为了揭示河道型单个沙体的物性，特别是渗透性的变化趋势，我们重点解剖了1256试验区6小层的3号沙体。该沙体呈条带状北东向延伸，长度大于700m，宽度300～370m，最大厚度5.8m。物性变化明显受沙体控制，其分布特征与沙体厚度分布一致，即砂岩厚度大的地区，孔渗性好、数值大，反之则小。平行沙体延伸方向即顺河道方向变化缓慢，垂直沙体延伸方向即垂直流向变化迅速，随砂岩尖灭有变化梯度增大趋势。泥质含量分布特征随砂岩厚度的减小而增大。这种规律性的变化具有普遍意义。总结概括出的单沙体模型如图3所示，图中表明高孔高渗储层的河道型沙体、边缘沙体及其物性参数变化。该图以自然电位曲线反映了渗透率剖面的特点及其纵、横向变化趋势。该图（图3）所示模型的储层物性数据见表1。
表1 单沙体储集单元模型的储层物性数据表
四、储层微观结构模型
储层结构模型是指储集空间填隙物主要是粘土矿物的类型、数量、产状及其与孔隙空间的位置关系，建立储层结构模型最直接的目的是为了揭示填隙物潜在的敏感性，避免或减缓与岩石有关的地层损害以及提出合理的增产措施。
经薄片鉴定，扫描电镜和X射线衍射分析，研究区孔一段储层可总结归纳出6种储层结构模型（图4）：
1.杂基充填型（图4a）
杂基含量大于15%，粘土主要以分散形式充填孔隙，成分以蒙脱石为主，也有部分以颗粒状态存在的泥岩岩屑和云母等。造成潜在损害的主要机理是晶格膨胀，同时也有分散运移。微孔隙发育，物性差。多出现在扇三角洲前缘过渡带和分流河道间微相。
2.自生粘土充填型（图4b）
含量小于10%，自生粘土为主，成分中伊/蒙混层（有序）、伊利石、高岭石和绿泥石均较发育，常以后两种占优势，以孔隙充填形式存在。造成潜在地层损害机理的主要是分散/运移，其次是晶格膨胀和矿物沉淀。
3.杂基和方解石胶结充填型（图4c）
填隙物包括杂基和方解石胶结物，含量约10%，杂基的微孔隙结构对流体侵入有一定限制，但方解石溶解可使粘土分散/运移，并有晶体膨胀，物性较差。多出现在扇三角洲前缘过渡带和分流河道间微相。
4.颗粒支撑型（图4d、g）
填隙物少，小于5%，粘土以附着于颗粒表面形式存在；另一种形式是粘土或（和）方解石胶结物呈接触胶结，这两种形式常同时存在。前者易与流体接触，移位时堵塞孔喉，降低渗透率。后者胶结很弱，地层呈半固结或未固结状态，胶结物分散或溶解，造成颗粒运移，导致岩石结构破坏，地层松散，物性很好。出现在扇三角洲前缘分流河道微相。
图4 储层微观结构模型
a—杂基充填型；b—自生粘土充填型；c—方解石和杂基胶结充填型；d—粒表粘土型；e—泥质包壳型；f—粘土衬边型；g—接触胶结型
5.泥质包壳型（图4e）
粘土含量10%～15%，可能是生物扰动作用使粘土分布均匀，在颗粒表面形成粘土包壳，暴露在流体中的表面积增大，粘土的分散和溶解会产生运移的微粒，并导致颗粒运移，地层松散，以及晶格膨胀。物性较差。主要见于扇三角洲前缘过渡带。
6.粘土衬边型（图4f）
粘土含量小于10%，呈衬边式分布于粒表，使孔隙变小，孔喉变窄，成分常是绿泥石和伊/蒙混层矿物，流体和粘土最大程度的接触。主要潜在地层损害机理是矿物沉淀，其次是分散和运移。
上述六种储层结构模型都是在本区孔一段出现的，不过各油组砂岩储层经常以其中几种模型为主，与其它油组相区别。研究表明，枣-Ⅱ油组以颗粒支撑型最常见，其次是杂基充填型及杂基和方解石胶结充填型，其他类型较少。
参考文献
（1）《沉积构造与环境解释》编译组.沉积构造与环境解释.北京：科学出版社，1984.
（2）高锡兴.黄骅坳陷风化店构造复式油气藏形成条件.石油实验地质，1990.
（3）罗蛰潭，王允诚.油气储层的孔隙结构.北京：科学出版社，1986.
（4）裘亦楠.碎屑岩储层沉积基础.北京：石油工业出版社，1987.
枣园油田枣北孔一段测井多井储层评价~
王贺林 李华林
【摘要】 测井多井评价是近几年发展起来的储层综合评价技术，主要以测井资料为基础，应用取心资料分析，建立四性关系、计算储层参数、分析储层参数变化规律及沉积微相的对应关系，从而建立精确的地质模型。
【关键词】 多井评价 储层参数 沉积微相
枣北孔一段井网密度已达175m井距，井网控制程度很高，而且有6口取心井，取心的薄片分析、物性分析、粒度分析、压汞分析、油气水分析和试油试采等方面资料十分丰富，为测井多井评价提供了坚实的基础。
一、岩石体积模型的建立
岩石体积模型是该地区地层岩石成分、孔隙分布的高度概括，也是进行测井多井储层评价的主要地质依据。根据该区206块岩心薄片的统计分析，枣北孔一段枣-Ⅱ油组的岩石成分以长石砂岩、长石岩屑砂岩为主，其矿物成分如下：
石英＋燧石：22.0%～49.0%，平均为35.62%；
长石（包括正长石、斜长石两种）：正长石，8.0%～35.0%，平均为20.59%；斜长石，12.0%～29.0%，平均为21.72%；
岩屑：8.0%～38.0%，平均为22.07%，其中火成岩岩屑占16.23%。
由上述三者组成的碎屑总量占岩石骨架的85.5%。
胶结物含量：14.5%，其中泥质8.34%，钙质6.16%；
孔隙度：9.0%～45.0%，平均为24.6%；
按单位体积换算成绝对的体积百分比，则得孔隙度：VΦ＝24.6%；
骨架：Vma=75.4%，其中：石英＋燧石，22.96%；长石，27.28%；岩屑，14.23%；胶结物，10.93%（其中泥质为6.28%）。
通过岩心分析可知，该区泥质含量较少（6.28%），可以把该区地质体积模型建立为纯砂岩模型，其主要成分石英、燧石、长石密度相近，成分也都是硅酸岩矿物，火成岩岩屑以中基性的安山岩、玄武岩岩屑为主，声波时差变化范围在160～200μs/m之间，平均约180μs/m，因此，骨架时差∆tma可取石英的声波时差：180μs/m。流体时差根据枣北孔一段的油气水性质分析，几乎不含气，原始油气比很低，因此流体时差可取∆tf=620μs/m。岩电系数方面由于枣北孔一段原来的岩电系数能够满足本地求准含油饱和度的要求，因此仍取
系数：a=b=1；
胶结指数：m=2；
饱和度指数：n=1.348。
二、四性关系研究
在岩心分析、准确归位以及测井资料处理解释后，进行测井多井储层评价的关键是准确确定四性关系。
1.岩石与物性的关系
利用岩心的物性、粒度分析资料，主要有孔隙度（φ）、渗透率（K）、泥质含量（Vsh）、粒度中值（Md）、束缚水饱和度（Swi）等，通过确定其相互关系，即φ—Vsh，φ—Md,Vsh—Md,Swi—φ，Swi—Vsh,Swi—Md,K—φ，K—Md,K—Vsh,K—Swi关系的回归分析可知：泥质含量与粒度中值二者之间呈指数关系，粒度中值随泥质含量的对数增加而减少。
Md＝-0.1168437lnVsh-43.77381989
R=0.80833,n=290
回归的相关性较低，说明这些参数之间的影响不是单一的，而是由许多参数共同影响的结果。如孔隙度受粒度中值及泥质含量的影响，束缚水饱和度则与孔隙度、泥质含量、粒度中值有关，影响渗透率的因素有孔隙度、粒度中值、泥质含量及束缚水饱和度。
因此在单相关分析的基础上，主要进行了多元回归分析，具体研究了孔隙度、粒度中值、泥质含量对束缚水饱和度、渗透率的影响，并进行了误差分析。
（1）束缚水饱和度与孔隙度、泥质含量之间的关系如下：
lgSwi=2.90413+0.4238lgVsh-1.357473lgφ
R=0.8845,F=136.6027
（2）束缚水饱和度与孔隙度、粒度中值的关系：
lgSwi=3.772865-1.782877lgφ-0.2654393lgMd
R=0.87139,F=121.56096
上述两式说明经多元回归分析后，能更清楚地表明束缚水饱和度是受多种因素控制的，利用两种因素回归计算的束缚水饱和度误差较小，相关系数也比单相关明显增大，所得到的基本变化规律与单相关是相似的，束缚水饱和度随孔隙度、粒度中值的增大而减小，随着泥质含量的增加而增加。
（3）渗透率与孔隙度、泥质含量的关系如下：
枣-Ⅱ油组：
lgK=2.534756+0.045664lgφ—0.053867lgVsh
n=135,F=236,R=0.88415
枣-Ⅳ油组：
lgK=0.09954+0.12711lgφ—0.051258lgVsh
n=77,F=123,R=0.87660
孔一段（枣-Ⅱ＋枣-Ⅳ）：
lgK=1.026956+0.094713lgφ-0.049306lgVsh
n=212,F=340,R=0.8751
（4）渗透率与孔隙度、粒度中值的关系如下：
枣-Ⅱ油组：
lgK=0.341763+2.988509lgφ＋2.078932lgMd
R=0.80382,F=120.5078
枣-Ⅳ油组：
lgK＝-5.545305+6.297524lgφ＋0.833964lgMd
R=0.7518,F=45.5242
以上各式说明，渗透率的影响因素很多，而且随孔隙度、粒度中值的增大而增大，随着泥质含量的增大而减小。
2.岩性、物性与电性之间的关系
岩心分析虽然能准确真实地反映地下储层情况，但由于取心井少，只能反映储层个别点的状况；而测井信息虽然能广泛反映地下储层特征，但它反映的只是间接的地质信息，因此有效地建立岩性、物性、电性之间的关系对储层评价研究显得十分重要。在声感系列测井信息中自然电位（SP）反映岩性变化特征，声波（∆t）反映岩石的物性特征，感应电阻率及冲洗带电阻率分别反映原始地层及冲洗带的流体性质特征，各种曲线、参数的综合运用则可反映地层的渗滤特征。因此，可以以岩心分析资料为基础，建立测井信息与地质分析信息之间的转换关系。
（1）孔隙度（φ）与声波时差（∆t）的关系
通过对33层数据统计分析，孔隙度与声波时差有如下关系（图1）
图1 分析孔隙度与声波时差关系图
φ＝0.17473397∆t-29.38386115
n=33,R=0.93021
上式说明φ与∆t之间为线性关系，孔隙度回归值与岩心分析值吻合较好。考虑到地层压实校正，纯砂岩模型的孔隙度计算公式（即威利公式）
油藏描述技术在黄骅坳陷南区的应用
Cp＝1.635—0.00213H
式中：∆t——声波测井值；
∆tma——骨架声波时差，∆tma=180μs/m；
∆tf——流体声波时差，∆tf=620μs/m；
H——深度（m）。
利用公式计算的孔隙度与回归孔隙度、岩心分析孔隙度都吻合很好，说明回归公式与孔隙度计算公式具有很好的一致性，误差小于1.0%。
（2）泥质含量与自然电位相对值的关系
统计32个层的资料，得到泥质含量（Vsh）与自然电位相对值（∆SP）之间的关系（图2）
lnVsh=3.9962642×∆SP+1.07998997
n=32,R=0.9955
泥质含量回归值与岩心分析值具有很好的一致性。
图2 泥质含量与自然电位相对值关系图
计算泥质含量的经验公式为：
油藏描述技术在黄骅坳陷南区的应用
式中：GCUR——经验常数，取GCUR=3.7；
∆SP——自然电位相对值；
SP——自然电位测井值；
GMN3——自然电位极小值；
GMX3——自然电位极大值。
利用该公式计算的泥质含量与岩心分析值及回归值是一致的，二者误差很小，小于1.0%。
（3）渗透率与测井响应的关系
由于影响渗透率的因素较多，在测井解释中很难求取准确的渗透率，通过岩心分析可知，影响枣北孔一段渗透率的因素有孔隙度、泥质含量、粒度中值等。泥质含量与粒度中值具有较好的相关关系，因此可以用孔隙度与泥质含量来估算渗透率。
利用岩心分析的孔隙度、泥质含量进行多元回归，建立了K与φ、Vsh的关系：
枣-Ⅱ： lgK=1.51785+0.081914lgφ—0.043804lgVsh
n=16,F=10.722,R=0.789
枣-Ⅳ： lgK=0.864710+0.081252lgφ—0.024958lgVsh
n=16,F=21.80,R=0.87770
枣-Ⅱ＋枣-Ⅳ： lgK=1.108244+0.099686lgφ—0.05572lgVsh
n=32,F=103.5,R=0.93654
以上关系式说明K与φ、Vsh的关系相关性很好。在此基础上根据测井所反映的地质信息，可用反映孔隙度的声波时差（∆t）、反映泥质含量及粒度变化的自然电位相对值（∆SP）来建立渗透率的响应方程如下：
枣-Ⅱ油组：
lgK=-31.579930+14.38064×lg∆t-0.771037×lg（100∆SP）
n=16,F=16.69756,R=0.84841
枣-Ⅳ油组：
lgK=-12.77963+7.983244×lg∆t-2.796911×lg（100∆SP）
n=16,F=26.3466,R=0.89561
孔一段（枣-Ⅱ＋枣-Ⅳ油组）：
lgK=-27.21005+13.41356lg∆t-2.124107lg（100∆SP）
n=32,F=100.04,R=0.9348
从回归计算的误差分析看，枣-Ⅱ、枣-Ⅳ二油组分开计算效果更好些，计算值与岩心分析数据的相对误差基本上小于0.4%。
（4）含油饱和度与电阻率的关系
枣北孔一段取心井中，有枣检-1、枣检-2两口密闭取心井，岩心分析的含油饱和度基本反映原始含油饱和度，在测井信息中，深探测电阻率直接反映孔隙中的流体性质。对于纯砂岩模型来说，So-Rt的关系可用阿尔奇公式来表示。枣北地区电性参数取a=b=1,m=2,n=1.348，则理论计算含水饱和度的公式为
油藏描述技术在黄骅坳陷南区的应用
在密闭取心井中，我们取密闭率较高的五个层，研究了含水饱和度与感应电阻率（Rt）的关系：
Sw=405.77923725（1/Rt）1/1.348—57.76565286
n=5,R=0.94955,Rt∈[6.0,10.0]
上式说明Sw与Rt关系密切，Sw随Rt的增大而减小。理论计算值、回归计算值与岩心分析值很接近，相对误差小于15%，绝对误差小于6.0%。但是由于样品点取值范围的限制，回归公式不能用于预测枣北孔一段的含油饱和度，因为孔一段油层的电阻率变化范围在3.0～6.0Ω·m之间普遍存在。因此样品点不具代表性，不能反映孔一段的特征。
通过上述岩性、物性、含油性与电性关系的研究表明：泥质含量、孔隙度、含油饱和度都可用经验公式来求取，因为经验公式计算值、回归值与岩心分析值都很接近，而渗透率的求取用Timur公式则不适用，而用多元回归分析所得的响应方程计算则误差较小。
三、建立测井解释模型、计算储层参数
通过上述四性关系的研究得出适合于枣北孔一段的测井解释模型如下。
孔隙度：
，
；
泥质含量：
油藏描述技术在黄骅坳陷南区的应用
油藏描述技术在黄骅坳陷南区的应用
油藏描述技术在黄骅坳陷南区的应用
渗透率：
枣-Ⅱ油组：
lgK=-31.579930+14.38064×lg∆t-0.771037×lg（100∆SP）
枣-Ⅳ油组：
lgK=-12.77963+7.983244×lg∆t-2.796911×lg（100∆SP）
孔一段：
lgK=-27.21005+13.41356×lg∆t-2.124107×lg（100∆SP）
束缚水饱和度：
lgSwi=2.90413+0.4238×lgVsh-1.357479×lgφ
含油饱和度（阿尔奇公式）：
油藏描述技术在黄骅坳陷南区的应用
在测井资料标准化的基础上进行了处理及解释，综合利用测井和试油资料，合理选择参数，计算储层的各类参数、判别油气水层，并利用关键井检验所求的参数的准确程度。通过对关键井岩心分析数据与相应的测井计算参数的重叠显示对比，二者数值接近，误差很小，表明上述测井解释模型符合求取地质参数的要求。油气水层判别的结果，根据试油层位的符合分析，符合率为90%以上，因此符合程度较高。
通过测井的多井解释，以成果表的形式得出了单沙层的储积参数：砂岩厚度、泥质含量、孔隙度、渗透率、含油饱和度、有效厚度等，得出了单井剖面上的油、气、水分布状况。
四、储层参数的分布规律
应用测井解释的各储层的参数，绘制各油组和小层的平面等值线图，研究其平面分布规律，以枣-Ⅱ油组4小层为例，阐明其分布特征。
枣-Ⅱ油组4小层呈北东向展布，地层厚度约10～20m，砂岩厚度变化在0～14.0m之间，平均厚度5.71m，河道具明显的分叉与合并特征，局部地区砂岩尖灭（图3）。
泥质含量变化范围在7.28%～37.19%，平均16.45%，其分布特征与砂岩分布基本一致，在砂岩厚度大的地方，泥质含量一般都小于20%。个别井点异常，与小层内河道改道、迁移、单砂层叠置有关（图4）。
孔隙度变化在18.6%～29.36%之间，平均为24.87%；在砂岩发育的地方孔隙度大于24%。渗透率变化范围在312×10-3～4800×10-3μm2，平均为2058×10-3μm2（图5，图6）。
枣-Ⅱ油组4小层油层分布范围广，含油饱和度为37.71%～82.14%，平均61.47%，有效厚度最大10.8m，平均4.1m。在岩性差的地区，含油性也差（图7，图8）。
经逐层描述油组和小层的储层参数特征，总结归纳出储层参数分布规律如下。
1.沙体形态和分布受沉积微相控制
枣北孔一段为冲积扇沉积，储集沙体以辫状河道沙体为主，其次为溢岸沉积薄层沙。小层内河道沙体呈带状分布，厚度一般大于4m，沙体展布和延伸方向与古水流方向一致，呈北东向。在研究区东北部河道形状明显，至中部、西南部河道合并、分叉现象多见，反映了河道改道频繁、迁移快的特点。河道沙体横切面呈透镜状，侧向厚度变化快，连通性差，河道沙体沿水流方向延伸远，但由于断层的切割也使沙体的连通性变差。河道宽度在400～1000m之间，各小层比较，河道沙体迁移改道快；枣-Ⅱ油组为冲积扇自盛至衰时期的沉积，可以看出，4、5、6小层沉积时期，河道分布位置相对稳定，自3小层至1小层，河道之间改道、迁移频繁，1、2小层地层厚度大，沙泥比小，说明为冲积扇衰退时期的沉积。枣-Ⅱ油组中，4、5、6小层砂岩最发育，3、7小层次之，1、2小层较差。
2.泥质含量受沙体发育程度的控制
泥质含量分布特征与砂岩分布基本一致，在砂岩发育的地方泥质含量小，一般小于20%，反映沉积时水动力强，为辫状河道沉积；而在砂岩不发育的地方泥质含量大，一般大于20%，反映为溢岸或河间洼地沉积。小层泥质含量的变化与砂岩的发育的特征一致，4、5、6小层少，3、7小层次之，1、2小层含量大。个别井有异常，砂岩厚度大，泥质含量也大，或砂岩厚度小时，泥质含量也小，这与小层内单沙层的分布及薄层的相互叠置有关。
图3 枣-Ⅰ油组4小层砂岩厚度等值图
3.储层物性受沙体微相和成岩作用控制
储层孔隙度、渗透率的分布与砂岩厚度、泥质含量、地层的埋深及后期的成岩作用有关，枣-Ⅱ油组属高孔特高渗储层，在砂岩发育的地方孔隙度一般大于22.0%～24.0%，渗透率大于1000×10-3μm2，而在砂岩不发育的地方则低于此值。从枣-Ⅱ油组7个小层看，自浅到深层物性有变差的趋势，孔隙度、渗透率以3、4、5小层相对较好。但1、2小层泥质含量大，而孔隙度、渗透率也相对较大。这与埋藏较浅，泥质含量高从而易造成井径扩大，声波时差大，计算的孔隙度、渗透率偏大有关。
图4 枣-Ⅱ油组4小层泥质含量等值图
4.含油性受岩性和构造的控制
枣-Ⅱ油组油层分布在向西南倾没的地堑式鼻状构造范围内，倾没端枣-1261井以外的地区均不含油。油水边界线与构造等高线平行。断层的封堵造成断块间含油性差异很大，个别断块不含油，其他断块的油水界面和油柱高度也不一样。在岩性条件相同的情况下，构造高部位含油饱和度和有效厚度多与油水重力分异作用有关。在油水界面以上，油层分布受岩性的控制，河道沙体发育的地方则含油饱和度高，有效厚度大；岩性差的地方，即使在构造高部位含油性也很差。枣-Ⅱ油组7个小层中，以3、4、5、6小层含油性好，油层叠合连片，分布范围大于60.0%；7小层次之，油层分布范围不到50.0%；1、2小层含油性较差，含油范围不到40.0%。
图5 枣-Ⅱ油组4小层孔隙度等值图
五、储层性质与沉积微相的关系
以枣-Ⅱ油组4小层为例，说明冲积扇4种微相沙体的岩性、储集物性、含油程度的特点和储层类型。
辫状主河道微相：砂岩厚度一般大于6m，泥质含量低，为10%～16%，孔隙度为24%～30%，渗透率高，1000×10-3～4000×10-3μm2，含油时，含油饱和度高，大于60%，有效厚度大，大于4m，综合评价为好储层。辫状次河道微相：砂岩厚度在4～6m之间，泥质含量较低，为12%～20%，孔隙度为20%～24%，渗透率为1000×10-3～2000×10-3μm2，较主河道沙体低；含油时，饱和度达50%～60%、有效厚度为2～4m，也较主河道沙体低。综合评价为较好储层。
图6 枣-Ⅱ油组4小层渗透率等值图
河道间微相：一般泥多砂少，发育有河道沙体边缘及薄层沙体，砂岩厚度一般小于3m，泥质含量大，为20%～30%，孔隙度同次河道，渗透率低，为100～500×10-3μm2，含油时，含油饱和度39%～60%，有效厚度大于2m。综合评价为较差储层。
漫流微相：一般为泥岩及泥质粉细砂岩，发育薄层砂，厚度一般小于1.0m，泥质含量高，大于30%，孔隙度、渗透率低，岩性、物性都差，一般为非储层。
图7 枣-Ⅱ油组4小层含油饱和度等值图
六、储层评价
依据在储层参数等值线图上圈定范围划分储层岩性（砂岩厚度、泥质含量），物性（孔隙度、渗透率）和含油性（含油饱和度，有效厚度）的类型，按各断块各种参数的平均值对枣-Ⅱ油组各断块的参数进行评价，进而进行储层综合评价。其评价结论如下：
图8 枣-Ⅱ油组4小层有效厚度等值图
（1）枣北孔一段枣-Ⅱ油组为高孔特高渗储层。枣-Ⅱ油组7个小层中，以4、5、6小层岩性、物性好，3、7小层次之，岩性物性较差。枣-Ⅲ油组岩性比Ⅱ油组好，但物性较Ⅱ油组差。
（2）结合含油性与岩性物性综合评价，枣-Ⅱ油组4、5、6小层为好储层；3、7小层次之，为较好储层；1、2小层最差。
（3）在各断块中，枣-Ⅱ油组各个小层都有三类储层分布，综合各个小层的情况可知：枣-13、枣-1256、枣-7、枣-1251、枣检-2、枣-1263断块为好储层，枣-1225、1242、1215断块次之，1212断块枣-Ⅱ油组不含油，故最差。
参考文献
（1）马正.应用自然电位测井曲线解释沉积环境.石油与天然气地质，1982.
（2）裘亦楠.碎屑岩储层沉积基础.北京：石油工业出版社，1987.
（3）雍世和、洪有密.测井资料综合解释与数字处理.北京：石油工业出版社，1982.
（4）中国石油学会石油测井分会主编.测井在油藏描述中的应用.北京：石油工业出版社，1992.
1. 研究目标
油田进入开发后期，一方面各种资料极其丰富，另一方面地下油水关系复杂，剩余油分布零散，实施各种挖潜、提高采收率措施的难度越来越大，必须更加精细地描述油藏地质特征。因此，考虑到该阶段的资料基础和确定剩余油分布的要求及未来的发展趋势，裘怿楠（1997） 指出，精细油藏描述的总目标是搞清地下剩余油的分布。穆龙新 （2000） 细分了裘怿楠先生的概念，认为精细油藏描述应该具有以下特点或达到的目标：
（1） 精细程度高。应描述出幅度≤5m的构造；断距≤5m，长度<100m的断层；微构造图的等高线≤5m；建立的三维地质模型的网格精度应在10m×10m× （0.2～1.0） m以内。
（2） 基本单元小。该阶段研究的基本单元为流动单元。所谓流动单元，系指一个油砂体及其内部因受砂体边界、不连续薄隔夹层、小断层及渗透率差异等控制的渗流特征相同、水淹特征一致的储层单元。流动单元划分的粗细与当时的技术水平和要解决的生产问题有关。
（3） 与动态结合紧。精细油藏描述不是一个单一的地质静态描述，而必须与油田生产动态资料紧密结合。用动态的历史拟合来修正静态地质模型。
（4） 预测性强。不仅能比较准确地预测井间砂体和物性的空间分布，而且要能预测剩余油的分布 （包括定性和定量两方面）。
（5）计算机化程度高。有完整的油藏描述数据库；油藏描述和地质建模软件应用广泛，大多数 （>80％） 图件由计算机制作完成。
2. 研究内容
裘怿楠 （1997） 指出精细油藏描述的目的就是为了建立一个可供研究剩余油分布的精细油藏地质模型。穆龙新 （2000） 进一步简述了裘怿楠先生思想，认为精细油藏描述研究内容包括：(1)以流动单元划分与对比为主的流动单元的空间结构；(2) 以微构造研究为主的微地质界面研究；(3)以成因单元为单位进行精细沉积微相分析；(4)注水开发过程中储层物性动态变化空间分布规律研究；(5)水淹层常规测井解释和生产测井解释；(6)层理、孔隙结构、粘土矿物等研究；(7)储层预测模型建立；(8)地质、油藏、数模一体化研究剩余油分布特征及规律。
本书认为，精细油藏描述的内容仍然是油藏开发地质特征，仍然是以储层非均质性表征为核心，但是它们的尺度更小，因为剩余油分布受控于小尺度的地质特征。具体地说，精细油藏描述的研究内容如下：
（1） 储层结构：结构要素为微相、岩性相单元 （岩石相） 及其空间排列与组合。
（2） 微型构造：小起伏和小断层识别及它们的分布。
（3） 流动单元：连通单元和储层物性的分布。
（4） 流体性质及其分布：剩余油三维分布和控制因素，挖潜策略。
而上述内容与油田开发初期和中期的地质研究内容相对应，但开发后期地质研究对象的规模显然要小得多，研究难度也相应提高，因而也发展了相应的研究技术和方法。
精细油藏描述以现代沉积学、储层沉积学、开发地震学、测井地质学及油藏工程等相关学科为指导，以测井资料 （包括生产测井、测试等资料） 为主，利用深度开发阶段老油田密井网提供的丰富的动态、静态资料将储层非均质性分级、油田动态分析及油水运动路径分析相结合的思路应用于储层单元细分与对比、储层结构描述、储层地质模型建立、储层微构造描述及剩余油分布规律研究，最终确定出剩余潜力层分布区块，并计算出剩余储量，提出相应的综合调整挖潜措施。当前，已经形成了精细储层结构描述技术、油层微型构造描述技术、流动单元分析技术、剩余油分布预测技术等一系列技术，为老油田减缓产量递减、提高采收率提供了技术保障。
俞冒水—— 地震资料反演技术就是充分利用测井、钻井、地质资料提供的丰富的构造、层位、岩性等信息,从常规的地震剖面推导出地下地层的波阻抗、密度、速度、孔隙度、渗透率、沙泥岩百分比、压力等信息.反演提供各种岩性剖面,目的就是将已知...
19828557123:三维地质建模的输入数据 -
俞冒水—— 地质建模的输入数据就要尽量包括已有的资料.通常这些资料有: 1、地震资料及其解释结果这包括地震层位,断层,地震相,岩石类型,岩石属性; 2、测井、岩心资料和解释结果这包括tops,连井剖面,岩性,岩相,岩石物性;渗透率;油...
19828557123:工程测量对工程上有什么作用 -
俞冒水—— 1、工程建设规划设计阶段的测量工作. 对于重要的工程或地质条件不良的地区进行建设测量,对地层的稳定性进行观测. 2、工程建设施工阶段的测量工作. 这时首先要将所设计的建(构)筑物,按施工要求在现场标定出来,作为实地建设的...
19828557123:常规试井分析模型 -
俞冒水—— 1、流动类型:达西流动、非达西流动及分形油藏等. 2、渗流模型:均质地层、拟稳态双孔、不稳态双孔、双渗等. 3、地质模型:单一介质、径向复合、线性复合及多层油气藏等. 4、井筒条件:全射开油井、部分射开油井、垂直裂缝、水平裂缝、水平井及斜井等12种井筒类型. 5、井筒类型:定井储、Fair变井储、Hegmen变井储及USTC变井储. 6、油藏边界:无限大边界、河道形边界、角度形油气藏等8种组合方式. 7、流体类型:油、水、已知气体组份及未知气体组份等. 考虑气顶、底水及外边界的封闭、定压组合,偏微分方程解将达到9万余种.
19828557123:三维地质建模的地质研究 -
俞冒水—— 若要将三维地质建模技术直接应用到油藏开发生产,必须也能够与油藏地质研究相结合.下面的图片是一个华北油田的例子.我认为是一个将三维地质建模直接应用于生产研究的很好的例子.由于渤海湾盆地沉积、构造的复杂性,在许多区块地...
19828557123:湖北枣阳有多大有多少个乡镇 -
俞冒水—— 枣阳市辖12个镇:鹿头、新市、太平、杨土当、七方、琚湾、熊集、吴店、平林、王城、兴隆、刘升,3个街道办事处:北城、南城、环城,1个开发区:西城经济技术开发区,2个管理区:车河管理区、随阳管理区; 宜城市辖小河、郑集、孔湾、刘猴、王集、板桥店、流水7个镇,鄢城、南营2个街道办事处,大雁工业园区,雷河发展区.共有 178 个行政村, 1397 个村民小组; 老河口市辖光化、酂阳、洪山咀、李楼4个街道办事处,仙人渡、孟楼、张集、薛集、竹林桥5个镇,袁冲1个乡,有227个村民委员会,28个社区居民委员会,1613个村民小组,920个自然村.
19828557123:区块化地质模型怎么分析和设计? -
俞冒水—— 基于PEBI网格进行多井型注采井区块相控建模.地质建模:实现不同尺度、不同单位、不同数据源的构造、断层、储层、流体等数据资料处理,生成地质建模所需的区域边界、断层等,最终建立地质模型.多井型注采井区块相控建模:综合考...
19828557123:求油藏分析方法! -
俞冒水—— 油藏描述就是对油藏的各种参数进行三维空间的定量描述和表征,也就是要建立反映油藏构造、沉积、成岩、流体等特征的三维油藏地质模型.油藏描述技术的发展和应用使我国油藏研究由定性和半定量起向定量化.由传统的油藏在质研究转入...
19828557123:三维地质建模的相关分析 -
俞冒水—— 通常,在如何评价地质模型的可靠性方面更多的是从地质统计学的角度进行研究,例如储量计算、多实现的统计分析等,但这些都只是数字上的计算,从建模理论和纯学术研究的角度并无不可.但如果让生产上认可我们所建立的模型,并将模型...
相关链接：
