1、15 储层描述5.1 沉积微相描述5.1.1 沉积特征沉积特征是划分沉积相的主要依据。以下主要从颜色特征、砂岩成分、粒度、CM图、重矿物、沉积构造、砂岩厚度及砂岩百分比等方面来描述该区沉积特征。5.1.1.1 颜色特征陆 9 井区侏罗系头屯河组 J2t 砂岩颜色主要为灰色、褐色、浅灰色、灰褐色。该区泥岩颜色为深灰色，指示沉积环境以还原为主，见附图 5-1。5.1.1.2 砂岩成分据岩矿薄片统计,该区头屯河组 J2t 砂岩类型主要为长石岩屑砂岩和岩屑砂岩。石英含量为 20.92%31.87%，平均 27.39%；长石含量为 17.24%24.88%，平均 19.96%；岩屑(R)成分复杂，包括凝
2、灰岩、霏细岩、千枚岩、硅质岩、花岗岩等岩屑，岩屑平均含量为 45.86%，其中凝灰岩平均 31.37%，霏细岩平均 3.87%，千枚岩平均 2.7%，花岗岩平均 1.42%，硅质片岩,此外还含有少量安山岩、菱铁矿团粒等岩屑；填隙物含量较少，平均 5.32%，胶结物以方解石胶结为主，杂基以水云母化泥质为主。该区头屯河组 J2t 储集层稳定矿物石英含量仅为 27.39%，而不稳定矿物长石与岩屑含量之和为 65.82%，显然目的层矿物以非稳定矿物为主，如果用成份成熟度指标石英/(长石+岩屑)之比来衡量，该区储集层为为 0.280.52，平均 0.42，砂岩成份成熟度偏低，反映了母岩成分复杂、物源频繁
3、变化的沉积特点。另外，该区岩石颗粒磨园度主要以次园状为主，结构成熟度较高，表明沉积物受水流冲刷作用较强，具有一定的搬运距离。5.1.1.3 粒度特征陆 9 井区侏罗系头屯河组砂层组粒度概率曲线主要分为两种：一种为两段式，只含有悬浮和跳跃较细组分，斜率较陡，说明颗粒的分选较好；另一种为三段式，既含有悬浮和跳跃较细组分，又含有滚动搬运的粗组分，斜率较第一种缓，分选相对较差。在 66 块样品中，28 块为两段式，38 块为三段式，说明水动力总体上比较强的，滚动总体发育。见附图 5-2。头屯河组油藏储层岩石的平均粒径在（1.324.35） 之间，平均 3.13；标准偏差在 0.412.65 之间，平均
4、 1.48，说明分选较差；偏度在 0.020.61 之间，平均0.32，为正偏态，说明沉积物以细组分为主；峰度分布范围在 0.892.25，平均1.36，表现为尖峰状，见表 5-1。以上四种粒度结构参数分析表明头屯河组表现出三角洲前缘沉积特征。2表 5-1 陆 9 井区头屯河组 J2t 粒度结构参数表粒 度 结 构 参 数均值 标准偏差 偏度 峰度井号 层位（Mz） （ 12） （S KI） （K G）样品数陆 101 2.27 1.02 0.51 1.41 1LU7055 1.324.3 0.412.62 0.050.49 0.91.53 27LU3072 2.594.28 0.472.36
5、 0.140.61 1.032.19 14LU2078 2.424.29 0.882.65 0.060.57 0.892.25 9陆 102 2.374.35 0.932.13 0.380.56 1.32.02 6LU7169 1.683.75 1.012.14 0.020.49 0.921.48 9全区 1.324.35 0.412.65 0.020.61 0.892.25 66平均J2t3.13 1.48 0.32 1.36 利用萨胡提出的区分浅海与河流（三角洲）两种环境的判别式：Y10.2852 Mz8.7604 124.8932 SKI0.0482 K G若 Y1 7.4190 则为浅
6、海砂；若 Y1 7.4190 则为河流（三角洲）砂。区分河流（三角洲）与浊流两种环境的判别式：Y20.7215 Mz0.4030 126.7322 SKI5.2927 K G若 Y2 9.8433 则为河流（三角洲）砂；若 Y2 9.8433 则为浊流砂。任取陆 9 井区头屯河组油藏的样品，代入上述两个公式，计算结果表明绝大部分为河流（三角洲）砂，个别为浊流砂，其中 Y1平均为-19.7964，Y 2平均为 10.7279。结合两个判别式计算值的综合分析，其沉积环境属于三角洲，主要作用营力为河流。由粒度资料所做的 CM 图，见附图 5-3，呈近于“S”形状，主要发育以滚动为主，滚动组分与悬浮组
7、分相混合沉积 OP 段和均匀悬浮沉积 PQ 段为主，反应沉积物为典型的牵引流方式搬运，主要作用营力为河流。5.1.1.4 重矿物特征前人依据重矿物在准噶尔盆地腹部陆梁隆起带的特征，得出了如下结论：1）陆梁隆起自二叠系乌尔禾组至白垩系吐谷鲁群沉积时期，石西陆南地区始终为稳定重矿物高含量区。2）石西、石南、陆南地区在侏罗系沉积时期，受控于哈拉阿拉特山、德伦山和青格里底山三个物源方向。根据重矿物鉴定结果，陆 9 井区头屯河组稳定重矿物有钛铁矿、石榴石、锆石、褐铁矿、电气石、尖晶石、白钛石、十字石、磁铁矿；不稳定矿物主要为榍石；不稳定自生矿物主要为黄铁矿、重晶石，见表 5-2。ZTR 值（锆石+电气石
8、+金红石）以北部LU3072 井向中部 LU2078 井变高，综合考虑陆梁隆起的沉积特征，确定该井区物源方向3为北和北东向。表 5-2 陆 9 井区头屯河组重矿物含量统计表稳定重矿物 不稳定矿物（自生） 样钛 石 锆 褐 电 尖 白 十 磁 合 榍 黄 重 绿 合 品铁 榴 石 铁 气 晶 钛 字 铁 计 石 铁 晶 帘 计 数井号矿 石 矿 石 石 石 石 矿 矿 石 石 lu2078 52.8 16.4 7.7 3.0 1.9 0.7 0.9 83.5 1.0 13.1 2.1 16.2 13lu3072 19.6 4.6 7.1 1.5 6.5 0.3 0.5 40.1 0.8 56.4
9、 0.6 57.8 18lu7169 17.2 5.6 4.5 1.5 5.7 0.4 0.4 35.3 58.4 5.1 0.6 64.1 9lu7055 19.6 4.9 7.2 3.4 5.6 0.5 0.2 0.3 41.6 51.4 1.2 52.6 95.1.1.5 沉积构造碎屑岩中的物理成因构造具有良好的指向性，根据对陆 9 井区的岩心详细观察描述，头屯河组 J2t 砂层组沉积构造比较发育，沉积构造类型较丰富，主要有板状交错层理、平行层理、前积型交错层理、块状层理、粒序层理，断面可见碳化树杆、树枝，顺层定向分布。5.1.2 沉积相类型地震、测井及地质沉积相综合分析表明，陆 9 井
10、区头屯河组 J2t 主要发育三角洲前缘水下分流河道、分流滩和河口坝亚相，见表 5-3，砂层沉积相及测井相见表 5-4、附图 5-4，重点取心井综合柱状图见附图 5-55-6。表 5-3 陆 9 井区头屯河组 J2t 沉积相类型沉积相 沉积亚相 沉积微相三角洲 三角洲前缘、前三角洲 水下分流河道、分流滩、河口砂坝、席状砂、远砂坝、水下天 然 堤 、 分 流 间 湾表 5-4 陆 9 井区区头屯河组 J2t 沉积微相划分表微相代号 A B C D E微相名称 水 下 分 流 河 道 分流滩 河口坝 席状砂、远砂 坝 前 三 角 洲 、 天 然堤 、 分 流 间 湾部 位三角洲平原分流河道向湖内继续
11、延伸的部分水下分流河道的两侧稍高部位，其外侧有时有天然堤或分流间湾水下分流河道末端，定向水流活动基本消失的部位微弱定向水流或湖流出现的部位河道两侧、三角洲前缘以外的细粒物质沉积区岩 性中、粗砂岩为主，是同一时间单元内沉积物最粗的中砂岩为主，略细于分流河细砂岩为主细砂岩、粉砂岩为主泥岩、泥质粉、细砂岩夹粉、细砂岩条带或透镜4部分 道 体韵律性 正韵律为主 正韵律 反韵律为 主 不显韵律性电阻率高阻，钟形*，锯齿，无夹层，底部有时变低高阻，齿状较平直，桶状或钟形中高阻，桶状或漏斗状，较平直中阻或高阻（含 Ca） ，薄，尖齿状低阻，平直或小锯齿自然伽玛低值，底部有时增高，锯齿低值或桶状钟形 低值 低
12、中值高值，平直或小锯齿密度 中低值，变化较大 低值，变 化较小 低值，较 稳定 较低，含钙时 极高 低值，扩径时更 低测井曲线形态 声波时差 低高值高值，变化较小高值，较稳定较高，含钙时极低高值，扩径时更高5.1.3 沉积相展布陆梁油田陆 9 井区头屯河组 J2t 总体以三角洲前缘沉积为主，沉积微相纵向展布特征见附图 5-75-9。自上而下，各单砂层平面沉积特征如下：1）J 2t1砂层沉积相地层厚度为 4m22m，砂岩厚度为 1m16m，砂岩百分比为 40%98%，物源方向为北和北东向，沉积相为三角洲前缘水下分流河道、分流滩、河口砂坝、席状砂微相和前三角洲亚相， LU7179、LU7170 井
13、和 LU7180 井控制区域为河口砂坝沉积，远离物源区西南部和南部过渡为席状砂和前三角洲沉积，其余部位为水下分流河道沉积和分流滩沉积，见附图 5-105-11。2）J 2t2砂层沉积相地层厚度为 5m12m，砂岩厚度为 5m15m，砂岩百分比为 80%98%，物源方向为北、北西和北东向，沉积相为三角洲前缘水下分流河道、分流滩、席状砂微相和前三角洲亚相，远离物源区南部过渡为席状砂和前三角洲沉积，其余部位为水下分流河道沉积和分流滩沉积，见附图 5-125-13。3）J 2t3砂层沉积相J2t3砂层分布范围有限，仅集中分布于油藏东北部，地层厚度为 0m12m，砂岩厚度为 0m9m，砂岩百分比为 70
14、%98%，物源方向为北向，沉积微相为三角洲前缘水下分流河道、分流滩、席状砂，远离物源区西南部和南部过渡为席状砂沉积，其余部位为水下分流河道沉积和分流滩沉积，见附图 5-145-15。5.1.4 沉积微相与储层岩性、含油性和物性的关系5.1.4.1 微相岩性不同微相带因水动力强度不同，导致岩性、物性及含油性出现差异。对工区内 65口取心井 83.98m 岩心的统计，可明显看出微相 岩性之间的密切关系（表 5-5表 5-6） ，即水下分流河道中的岩性最粗，粗砂岩和中砂岩比例最高，随着向两侧（分流滩、席状砂）和前方（河口坝、远砂坝）的距离增加，岩性逐渐变细。表 5-5 分相带岩性统计表（据取心） （
15、单位：m ）水下分流河道 分流滩 河口坝 远砂坝、席状砂层位 岩性 心长 % 心长 % 心长 % 心长 %粗砂岩 13.8 28.5 5.2 25.6中砂岩 25.5 52.6 7.0 34.5 0.32 27.1J2t细砂岩 9.2 18.9 8.1 39.9 14 100 0.86 72.92.4.4.2 微相含油性从表 5-7 可以看出头屯河组 J2t 的粗砂岩都 100%有油气显示（多为富含油、油浸级） 。一半以上的中砂岩有显示，而细砂岩基本无显示。由此可见，以细砂岩为主的微相很难形成油层，即使含油也不可能有可观的油气储量。根据这一认识，工区内头屯河组的 J2t1 虽然为砂岩沉积且处于
16、油藏顶部，但由于岩性较细，物性较差，各种微相含油性较差。其它各小层内各微相的含油性也随细砂岩含量的增加而变差。表 5-6 头屯河组各小层分相带取心岩性统计表 （单位： m）层位 相带 井号 粗砂岩 中砂岩 细砂岩LU 7055 （0.9） (7.46)LU 7175 （9.1） （6.05）水下分流河道LU 3072 2 (10.06)J2t1席状砂 LU 2078 (6.78)LU 2078 2.02 3.3水下分流河道LU 7175 7.59 3.25 （1.59）LU 7055 3.13 0.95（1.05） 1.72J2t2 分流滩LU 3072 （2.25） (7.6)J2t3 水下
17、分流河道 LU 7175 6.23 0.79注：加括号者为无油气显示岩心，无括号者为油斑- 富含油级各级岩心表 5-7 头屯河组岩心含油性统计 （单位： m）粗砂岩 中砂岩 细砂岩层位 含油性心长 % 心长 % 心长 %总长 18.97 20.31 44.56含油 18.97 100 6.99 34.4 5.02 9.1J2t非含油 0 13.32 65.6 39.54 90.95.1.4.3 微相物性受岩性影响，不同微相的储层物性也不相同，表 5-8 是根据岩心分析资料统计的6孔隙度值。可看出水下分流河道的孔隙度总体上稍高于分流滩和河口坝，分流滩、河口坝之间较为接近，席状砂、远砂坝则很低。表
18、 5-8 头屯河组分小层各相带分析孔隙度统计表 （单位：% ）层位 水下分流河道 分流滩 席状砂、远砂坝13.86(21/LU7055) 8.43(6/LU2078)14.95(21/LU7175)J2t111.71(30/LU3072)15.95(24/陆 101) 13.09(15/LU3072)14.31(19/LU7175) 13.25(28/LU7055)J2t216.3（12/LU2078）J2t3 15.0(13/LU7175)注：括号内分子为样品数，分母为井号5.1.5 沉积相对油水分布的控制陆 9 井区头屯河组属于三角洲前缘亚相，宏观上油水分布受储层物性和沉积微相的共同控制。
19、研究表明陆 9 井区头屯河组沉积微相、砂岩厚度、砂岩百分比与储层油水分布存在良好的正相关关系，主要含油微相是水下分流河道，其次是分流滩。席状砂和远砂坝基本不含油。含油岩性主要是中、粗砂岩，细砂岩基本上不是油层。陆 9 井区头屯河组油藏共有采油井 48 口，也可以分成三种类型：1. 生产较好的井有 22 口，平均初产油量 12.2t/d，含水 37.4%，其中 17 口井射开J2t2 层， 4 口射开 J2t2、J 2t3 层合采，1 口射开 J2t1、 J2t2 层合采，处于 A 相带有 19 口井，处于 B 微相带的井有 3 口，见表 5-9。2. 生产中等的井有 16 口，平均初产油量 5
20、.3t/d，含水 57.7%；其中 14 口井射开J2t2 层， 2 口射开 J2t1、J 2t2 层合采，处于 A 微相带有 6 口井，处于 B 相带有 4 口井，见表 5-9。3. 生产差的井有 16 口井，平均初产量 1.5t/d，含水 88.2%，其中 10 口井射开 J2t2层，6 口井射开 J2t1、J 2t2 层合，处于 A 微相带有 5 口井，处于 B 相带有 11 口井，反映出含水高、气油比高但井产量低等特点，见表 5-9。表 5-9 陆 9 井区头屯河组 J2t 油井初期产量与沉积微相关系表沉积微相生产状况 井 数 平均日产油t含水% A B好 22 12.2 37.4 1
21、9 3中 10 5.25 57.7 6 47差 16 1.5 88.2 5 11注：A 为水下分流河道、B 为分流滩5.2 地应力描述陆 9 井区西山窑组水平最大主应力方向 153.9,主要集中在 140170，头屯河组最大水平主应力方向基本与西山窑组一致，见图 5-1。5.3 储集层特征5.3.1 储集层岩矿特征5.3.1.1 岩石组份特征通常将组成岩石的物质按其粒径、作用分为三部分，即碎屑颗粒(粒径0.03mm)、胶结物和杂基。胶结物是指直接从溶液中沉淀出来的化学沉淀物，杂基是粒径0.7J2t1 0.19 9.83 23 0.66 3.33 14.79 50.67 LU2078J2t2 0
22、.44 74.20 13 6.86 4.53 10.81170.18 J2t1 0.13 0.96 36 0.31 0.59 3.12 7.37 LU3072J2t2 0.10 1.82 23 0.45 1.18 4.01 19.16 J2t1 0.08 0.65 24 0.23 0.64 2.79 7.68 LU7055J2t2 0.16 4.47 24 1.11 1.06 4.03 28.47 J2t1 0.03 1.68 24 0.41 1.00 4.09 67.20 LU7169J2t2 0.37 54.10 33 4.99 3.29 10.84147.81 J2t1 0.09 2.0
23、0 29 0.48 1.03 4.20 23.26 J2t2 0.19 22.40 25 3.15 2.19 7.12 118.52 LU7175J2t3 0.34 20.60 17 5.13 1.29 4.01 59.88 陆 102 J2t2 0.09 40.20 15 2.09 6.33 19.22456.82 由附图 5-33 可以看出 J2t1砂层渗透率变化为由上到下为正韵律和反韵律结合的复合韵律，个别井出现两个峰值，渗透率最大值在中部靠下位置。J 2t2砂层渗透率变21化由上到下为正韵律反韵律正韵律反韵律最大值在中部附近出现。由表 5-23 可以看出，陆 9 井区头屯河组油藏 J2
24、t 储层砂体的非均质性较强。5.3.7.2 层间非均质性主要研究各层渗透率间的差异大小，采用渗透率非均质性参数来描述。可以由渗透率变异系数来粗略评价一下储层非均质，变异系数小于 0.5 为均质，0.50.7 之间为中等非均质，大于 0.7 为强非均质储层。表 5-24 陆 9 井区侏罗系头屯河组 J2t 储层层间非均质参数统计表层位 最小值 最大值 样品数 平均值 变异系数 突进系数 级差J2t1 0.03 9.83 136 0.38 1.23 5.44 28.69J2t2 0.09 74.20 133 2.16 2.78 8.17 124.72J2t3 0.34 20.60 17 5.13
25、1.29 4.01 59.88J2t 0.03 74.20 286 1.00 1.95 5.25 86.65由表 5-24 可知，陆 9 井区头屯河组 J2t 油藏渗透率平均 1.05103 m 2，变异系数1.232.78，平均 1.95，突进系数 4.018.17，平均 5.25，级差 28.69124.72，平均86.65，与评价标准对比，均属于强非均质性储层。其中 J2t2 砂岩非均质性最强，J 2t1 和J2t3（J 2t3 样品点不多）非均质性次之。5.3.7.3 平面非均质性平面非均质性主要研究储层砂体及孔隙度、渗透率的平面分布规律。1) 砂体展布利用三维地震资料和已完钻探井、开
26、发井测井资料分析认为：陆 9 井区头屯河组J2t 油藏砂体厚度 535m，沿 LU7172LU7175LU7188 井一线砂体较厚，砂体呈北东南西向展布，砂体厚度变化较大，油区内总体上北东方向较厚，陆109、LU4001 、LU7188 井砂体厚度均在 30m 左右，向南部逐渐减薄，见附图 5-34、附图 5-35。此外，与西山窑组 J2x1相隔的泥岩是头屯河组与西山窑组 J2x1的隔层，在油藏中部偏东位置厚度较薄，仅为 12m，局部地区甚至被剥蚀，其余位置厚度较大，在边部可达 1015m，见附图 3-4。2) 孔隙度、渗透率变化利用单井测井解释成果，从孔隙度、渗透率的平面分布，可以看出：J2
27、t1 砂层孔隙度变化不大，范围在 7%-29%之间，平均 12%，集中在 10%15%之间，见附图 5-36；渗透率全区变化不大，在东南部较好，范围在0.04103 m 22103 m 2之间，平均 0.45103 m 2，集中在220.1103 m 210103 m 2之间，见附图 5-37。非均质性参数显示各非均质参数在平均上变化不大，东南方向物性稍好，但差别不大，见附图 5-3840。J2t2砂层在平均上显示由东北到西南，孔隙度、渗透率都有变大趋势，孔隙度分布范围由 9.8%20.2%，平均 14.44%，集中分布在 10%15%之间，见附图 5-41。渗透率分布范围为 0.4103 m
28、 28.9103 m 2，集中分布到 0103 m 22103 m 2之间，见附图 5-42。非均质性参数显示东北方向物性稍差，但差别不大，见附图 5-4345。J2t3砂层在西南部缺失，主要发育于东北部，该砂层由北向南，孔隙度与渗透率都有升高趋势。孔隙度分布范围为 8.7%21.2%，平均为 13.4%，集中分布于 10%15%之间，见附图 5-46；渗透率分布范围为 0.8103 m 224103 m 2之间，平均为6.7103 m 2，见附图 5-47。非均质性参数显示 J2t3砂层非均质性变化不大，见附图5-4850。5.3.7.4 隔夹层特征及分布规律隔层是油藏开发层系组合划分考虑的
29、重要因素。陆 9 井区侏罗系头屯河组 J2t 油藏纵向上有一个上隔层,上隔层位于油藏顶部(见附图 5-51)，层位为 J2t1顶部泥岩与钙质砂岩段(二者通常连续)，其特点如下：1） 岩性主要为泥岩与钙质砂岩的组合(上部为泥岩，下部为钙质粉砂岩)。2） 厚度大、分布稳定且分布范围广沉积厚度在 1m10m 之间，分布范围广，在全区皆有沉积，见附图(隔夹层栅状图)。3） 层渗流能力差隔层岩性以泥岩为主，渗透性极差，因此认为该上隔层渗透性很差，对油层起到封盖作用。5.3.7.5 夹层特征及分布规律1)夹层类型及特征陆 9 井区侏罗系头屯河组 J2t 油藏主要发育两类夹层，一类为岩性夹层，主要为沉积岩石
30、颗粒细小的粉砂岩和泥岩，为非渗透层。另一类为物性夹层，是因成岩作用使储层物性变差，形成低渗透夹层，如钙质砂岩。232）夹层的物性特征夹层是储层内部物性较差，厚度较小，连续性较差的地层单元，根据岩心分析数据统计表明，物性夹层的孔隙度分布在 1.3%12.5%之间，渗透分布在 0.0810-3m 20.7210-3m 2之间。3) 夹层的电性特征物性夹层具有“两高一低”电性特征，即高电阻率、高密度、低自然伽马；岩性夹层具有高自然伽马、高密度、低电阻率的特点。4) 夹层成因形成物性夹层的原因主要是成岩作用所造成的。有碳酸盐类矿物（方解石、含铁方解石）的胶结、硅质胶结、自生高岭石等。硅质胶结：主要是石
31、英的次生加大，其次是是自生石英晶体。石英次生加大完全或大部分充填于粒间孔，堵塞了孔隙喉道，严重影响了孔隙的连通性。碳酸盐化作用：为方解石和少量含铁方解石胶结作用，其多呈斑状，部分层段碎屑颗粒间隙已被方解石充填满，仅见少量碎屑溶蚀所形成的孔隙。5) 夹层分布规律为了研究夹层特征，优选井组，对其中的夹层进行了统计分析。LU7134 井组 9 口井的岩性夹层共 22 个，总厚度 52.88m，单个夹层厚度平均为 2.4m；物性夹层有 33 个，总厚度 41.13m，单个夹层平均厚度为 1.25m。按 9 口井统计，每口井平均发育夹层 6.1个，平均单层厚度为 1.71m；其中岩性夹层平均 2.44
32、个，物性夹层平均 3.7 个(见表5-25)。表 5-25 LU7134 井组隔、夹层个数统计表名称 总数 岩性夹层 物性夹层夹层个数(个) 55 22 33夹层厚度(m) 94.00 52.88 41.13单层平均厚度(m) 1.71 2.40 1.25单层平均发育个数(个) 6.1 2.44 3.7由此可见，该区的夹层在剖面分布较多(见附图 5-51)，单井平均 6 个，井组内隔夹层明显有不同，说明隔夹层分布差异较大。在平面上，由优选井组南北、东西两个方向的统计大致表现出来夹层的连续性(见附图 5-51)。由表 5-26 可知，发育在砂体中的夹层，连续性较差，仅在单井上出现的占大多数(50
33、%以上 )。其中：夹层单井发育的占：57.35%，两井连续(延伸长度至少250300m)占 25%，三井连续(延伸长度至少 500600m)占 17.65%，南北向的连续性要好一些。表 5-26 LU7134 井组隔、夹层连通性统计表24井组 夹层总数 1 井 2 井连续 3 井连续数量(层) 35 20 11 4LU7134 井组东西向比例(%) 100 57.14 31.43 11.43数量(层) 33 19 6 8LU7134 井组南北向比例(%) 100 57.58 18.18 24.24数量(层) 68 39 17 12总计比例(%) 100 57.35 25.00 17.655.3
34、.8 储层综合评价根据砂岩储集层分类评价标准（见表 5-27） ，对陆 9 井区侏罗系头屯河组储层的储集物性进行分类和评价，评价如下：J2t1 储层孔隙度一般在 1.3%16.6%之间，平均为 12.17%，渗透率一般在 0.025(10-3m 2)12.2(10-3m 2)之间，平均 0.395(10-3m 2)，面孔率平均在 0.63%，中值压力一般在 0MPa19.25MPa 之间，平均为 4.54MPa，排驱压力一般在 0.04MPa2.82MPa 之间，平均为 1.00MPa，平均毛管半径一般在 0.09m 3.53m 之间，平均 0.47m，储层为低孔、低渗、小孔细喉道类型，储集性
35、、渗透率较差，综合评价为 2 类储层。J2t2 储层孔隙度一般在 5.9%19.4%之间，平均为 13.8%，渗透率一般在 0.064(10-3m 2)74.2(10-3m 2)之间，平均 2.205(10-3m 2)，面孔率平均在 2.24%，中值压力一般在 0MPa9.94MPa 之间，平均为 2.28MPa，排驱压力一般在 0.01MPa3.14MPa 之间，平均为 0.47MPa，平均毛管半径一般在 0.07m 13.88m 之间，平均 1.76m，储层为低孔、低渗、小孔细喉道类型，储集性、渗透率较差，综合评价为 2 类储层。J2t3 储层孔隙度一般在 8.4%15.8%之间，平均为
36、14.07%，渗透率一般在 0.344(10-3m 2)20.6(10-3m 2)之间，平均 5.134(10-3m 2)，面孔率平均在 1.94%，中值压力一般在 0.92MPa1.37MPa 之间，平均为 1.21MPa，排驱压力一般在 0.1MPa0.32MPa 之间，平均为 0.18MPa，平均毛管半径一般在 1.01 m 2.03m 之间，平均 1.58m，储层为低孔、低渗、小孔细喉道类型，储集性、渗透率较差，综合评价为 2 类储层。表 5-27 砂岩储集层综合分类表类低孔低渗类中高孔中高渗类中孔中渗 1 2类特低孔特低渗分类特征参数粗孔中粗喉道 中孔中粗喉道 粗孔中细喉道 小孔细喉
37、道 微孔微喉道孔隙度（ %） 25 2515 2010 5渗透率（10 - 500 50050 5010 101 0.1253m 2）最小非饱和孔隙体积百分数（%）25 25 25 2530 2550排驱压力（Mpa） 0.05 0.05 0.050.15 0.150.6 0.6R( m) 10 103.5 3.51.5 1.50.5 0.5压汞曲线类型 、 、 、 主要孔隙类型 原生粒间孔 剩余粒间孔剩余粒间孔粒间溶孔粒间溶孔剩余粒间孔颗粒溶孔颗粒溶孔微孔评价 好 较好 中等 较差 差类：高孔高渗性，储集性、渗透性好；类：中孔中渗性，储集性、渗透性中等；类：低孔低渗性，储集性、渗透性较差；类
38、：特低孔特低渗性，储集性、渗透性差；综合所述，陆 9 井区头屯河组 J2t 油藏为低孔、低渗、小孔细喉道类型，储集性、渗透率较差，为 2 类储层。陆 9 井区头屯河组 J2t 油藏沉积后经历了埋藏、压实、胶结、交代、溶蚀等成岩作用的改造。研究表明控制储层的主要因素是受沉积环境影响，其次是受成岩作用的影响。从微观上看，石英次生加大完全或大部分充填于粒间孔，堵塞了孔隙喉道，严重影响了孔隙的连通性；另外主要的粘土矿物高岭石在扫描电镜下多为散片状集合体半充填或全充填于粒间孔中，占据了粒间孔的大部分空间，减小了孔隙的体积，高岭石的散片状堆积，在流体的影响作用下，很容易发生微粒迁移，从而造成储层的速敏性损
39、害，降低了储层的渗透率；此 外 主 要 胶 结 物 含 铁 方 解 石 主 要 为 酸 敏 性 矿 物 ， 与HCL 反 应 可 产 生 Fe(OH)3 沉 淀 ， 引 起 渗 透 率 下 降 。6 储层流体分布及性质6.1 油气水分布特征6.1.1 储层四性关系研究6.1.1.1 测井数据标准化在进行储层四性关系研究中，由于工区内井数多、测井系列不同，需要对测井资料进行标准化，以便提高多井间的可比性，从而提高解释精度，减少解释的盲目性。1）测井系列标准化陆 9 井区测井系列主要为 CSU 系列（探井）和 521 系列（开发井） ，利用平行测井资料做测井数据（剔除井眼不规则段数据）交会图（附图
40、 6-1） ，将全区测井数据校正到同一系列，从而消除了测井系列之间的误差。262）测井数据井间校正采用均值法对全区测井资料进行归一化。选取清水河组下部分布稳定的泥岩作为标准层，作出该段泥岩的各测井响应值频率直方图（主要是密度值） ，附图 6-2，并求取均值，全区各井该段泥岩测井响应值的均值校正到此均值，从而即消除了井间误差。6.1.1.2 岩性与物性、物性与含油气性之间的关系1）岩性与物性的关系陆 9 井区头屯河组 J2t 包含粗中砂、细砂、粉砂和泥岩等多种岩性，各种岩性之间的物性差异大，同种岩性之间其物性也有差异，其中粗砂岩储层物性最好，孔隙度平均 14.16%，渗透率平均 9.42103
41、m 2；中砂岩次之，孔隙度平均 13.51%，渗透率平均 6.5103 m 2；细砂岩孔隙度平均 12.62%，渗透率平均 1.22103 m 2；钙质砂岩孔隙度平均 8.07%，渗透率平均 0.23103 m 2，见表 6-1。2）物性与含油性的关系陆 9 井区侏罗系头屯河组 J2t 不同含油级别在含油性与孔渗交会图上，见附图 6-3，孔隙度主要集中在 15%21%之间，渗透率主要集中在 210-3m 2以上，且物性越好，含油级别越高。表 6-1 陆 9 井区侏罗系头屯河组 J2t 岩性与物性关系表孔隙度 渗透率岩性最小值 最大值 平均 最小值 最大值 平均 样品数粗砂岩 11.7 19.4
42、0 14.7 0.63 582 7.99 72中砂岩 9.7 16.7 13.67 0.216 19.2 1.01 89细砂岩 4.70 18.7 12.24 0.03 12.2 0.42 120钙质砂岩 1.30 8.00 5.71 0.08 0.20 0.11 116.1.1.3 岩性、物性、含油性与电性之间的关系1）岩性与电性的关系根据陆 9 井区侏罗系头屯河组 J2t 取心井不同层段的岩性与相对应的密度测井值和自然伽玛测井值，通过校正后做密度、自然伽玛与岩性的关系图，见附图 6-4，从图版中可以看出各种岩性的密度和自然伽玛界限值分别为：泥 岩：GR90 细砂岩：GR62 2.472.5
43、527中砂岩：62GR90 2.472.55 粗砂岩：GR90 2.47钙质砂岩：GR90 2.552）物性与电性的关系利用陆 9 井区侏罗系头屯河组 J2t 岩心分析孔隙度，建立孔隙度与密度的关系如下，见附图 6-5。 = -49.505+ 134.327 （R = 0.871）上式说明 与 为线性关系，孔隙度随密度值的增大而减小，考虑到地层压实作用，把地面孔隙度校正到地下为： 地层 = -0.46 + 0.977 地下3）含油性与电性的关系陆 9 井区侏罗系头屯河组 J2t 油藏未进行密闭取芯和油基泥浆取芯，故无岩心分析的原始含油饱和度，饱和度的求取采用阿尔奇公式：Sw （abRw）/（
44、mRt） ） 1/nSo = 1- Sw由岩电实验分析资料建立地层因素（F）与孔隙度（）关系、电阻增大率（I）与含水饱和度（Sw）关系，确定出：孔隙度指数（m）1.907、岩性系数（a）0.617、饱和度指数（n）1.944、胶结系数（b）0.993。地层水电阻率（Rw）：陆 9 井区头屯河组 J2t 地层水矿化度为 20670mg/L，按油藏中部温度和等效氯化钠矿化度查图版求得 J2t 油藏的地层水电阻率为 0.2m。根据上述确定的参数，制作了头屯河组 J2t 有效厚度图版，见附图 6-6，将各试油层段的试油结果及其对应的电阻率和密度值分别点入交会图中，所有图版中油层范围内的符合率 100%
45、。最终确定各油层有效厚度下限标准为：Rt 9.5m ，Soi40%，12.5%。6.1.2 油水分布及油藏类型初期认为，头屯河组为一个层状的构造油藏，油水界面在-1620m ，但从开发结果分析，第一，油藏东部单井日产油油量明显高于西部，但存在低部位井出油，高部位的竟出纯水的现象，综合分析其主要原因是储层本身中小喉道中所存在的可动水或层间水，油藏主要受岩性和物性等因素控制，油水关系复杂（见附图 6-76-10） 。第二，头屯河组系统取心观察表明，J 2t1 主要以细砂岩为主，全区分布稳定，除东部部分地区为中砂岩和粗砂岩沉积，含油性较好外，其余地区均表现为含油性差（岩心显示以荧光级为多） ，单层试
46、采出水或干层，且表现为严重供液不足；J 2t2 砂体沉积稳定，以中粗砂岩为主，为头屯河组主力油层，含油性较好，岩心显示为油浸级，油层主要发28育在油藏东南部及南部，东南部油层厚度在 8.0m 以上，大多数开发井在该层生产，J2t3 砂体以粗砂岩为主，含油性较好，但 J2t3 砂体分布的范围有限，仅集中在油区的东北角。第四，储层为特低渗透储层，自然供液能力极差，油井必须经过压裂改造后，才能正常生产，但含水普遍较高，与油层物性、含油性、下部泥岩隔层厚度、压裂规模相关联。总之，陆 9 井区头屯河组 J2t 油藏为一受构造、岩性及物性多种因素控制的复杂油藏。6.2 流体性质及分布规律6.2.1 原油性
47、质1）地面原油性质根据头屯河组油藏 21 口井 40 井次地面原油分析资料统计表明(见附表 6-1)，原油密度变化范围为 0.826g/cm30.859g/cm 3，平均 0.838g/cm3；40粘度值变化范围为4.54mPa.s13.96mPa.s，平均 9.08mPa.s；含蜡量变化范围为 2.32%11.84%，平均7.98%；凝固点变化范围为-9.419.5，平均 10.98。平面上，原油密度变化不大，在油藏中北部 LU7126LU7143 井区域原油密度相对较高；原油粘度中间高，两边低，在油藏北部 LU7143 井区域原油粘度相对较高（见附图 6-11附图 6-12） 。 根据油藏
48、开发初期和目前（截止 2004 年 9 月）地面原油性质的对比分析（见表 6-2） ，认为头屯河组油藏的原油密度和粘度均变化不大，凝固点和初馏点有所降低，含腊量有所增大。表 6-2 头屯河组油藏地面原油性质主要参数表时 间 密度(g/cm3)40粘度(mPa.s)含蜡量(%)凝固点()初馏点()初期 0.839 9.10 6.32 11.93 111.21目前 0.836 9.01 9.64 10.04 63.05合计 0.838 9.08 7.98 10.98 87.132）地层原油性质陆 9 井区头屯河组油藏生产初期没有取得 PVT 分析资料，为了本次研究，于 2004年 10 月选取了生产时间仅 4 个多月的 LU7088 井进行井口取样，然后实验室配样到原始地层条件下分析得出 PVT 试验资料。根据陆 9 井区头屯河组油藏 LU7088 井的 PVT 分析资料，分别建立了多次分泌条件下的原油溶解气油比、原油体积系数、原油密度、原油粘度与压力的关系曲线（见附图 6-13） ，其回归关系式见表 6-2。29表 6-3 头屯河组油藏地层原油高压物性关系式汇总表（多次分泌）层 位 饱和压力条件下 地
