葛宏選 梁小兵 趙鵬飛 趙 倩 溫 敏 沙 帆

（1.陜西延長(zhǎng)石油（集團(tuán)）有限責(zé)任公司研究院 2.延長(zhǎng)油田股份有限公司子北采油廠勘探開(kāi)發(fā)研究所）

子北油田理801井區(qū)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層特征及影響因素分析*

葛宏選1梁小兵1趙鵬飛1趙 倩1溫 敏2沙 帆2

（1.陜西延長(zhǎng)石油（集團(tuán)）有限責(zé)任公司研究院 2.延長(zhǎng)油田股份有限公司子北采油廠勘探開(kāi)發(fā)研究所）

通過(guò)巖心觀察，利用鑄體薄片、掃描電鏡、圖像分析、壓汞資料分析、數(shù)理統(tǒng)計(jì)以及巖心描述等方法，對(duì)子北油田理801井區(qū)長(zhǎng)6油層組油藏儲(chǔ)層特征進(jìn)行研究。結(jié)果認(rèn)為，長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層屬超低滲儲(chǔ)層，儲(chǔ)層孔隙類型主要以粒間孔和長(zhǎng)石溶孔為主；儲(chǔ)集能力主要受沉積微相展布規(guī)律和成巖作用控制，該區(qū)局部發(fā)育的微裂縫，且微裂縫的含量與平均滲透率呈正相關(guān)性，對(duì)改善儲(chǔ)層物性起到重要作用；儲(chǔ)集性能以水下分流河道砂體物性最好，垂向上演化受成巖作用控制，壓實(shí)和膠結(jié)作用使儲(chǔ)層物性明顯變差，溶蝕作用產(chǎn)生的次生孔隙改善儲(chǔ)層物性，形成有效儲(chǔ)層；本區(qū)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層主要以IVa類儲(chǔ)層為主。圖7表3參13

鄂爾多斯盆地 巖石學(xué)特征 孔隙結(jié)構(gòu) 物性特征 成巖作用

0 引言

子北油田理801井區(qū)位于延安市子長(zhǎng)縣境內(nèi)，位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡，構(gòu)造較平緩，整體上為西傾單斜的構(gòu)造特征，該井區(qū)位于安塞—子長(zhǎng)三角洲之上，長(zhǎng)6期是三角洲建設(shè)的高潮期［1］，湖盆北翼水退型三角洲最為發(fā)育的時(shí)期，分流河道砂體是沉積主體，該區(qū)主力油層為長(zhǎng)6油層組，其中主力小層為長(zhǎng)61和長(zhǎng)62［2］，儲(chǔ)層非均質(zhì)強(qiáng)，滲透性差，層間矛盾突出，產(chǎn)量低，遞減快，最后導(dǎo)致“注不進(jìn)，采不出”，為了更深一步認(rèn)識(shí)儲(chǔ)層變化規(guī)律，而且能為后期制定有效的開(kāi)發(fā)方案，筆者對(duì)理801井區(qū)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層物性特征及影響因素進(jìn)行了分析，對(duì)區(qū)域的巖心化驗(yàn)分析資料進(jìn)行整理統(tǒng)計(jì)得出，該區(qū)巖石主要以長(zhǎng)石為主，填隙物以自生礦物為主，孔隙結(jié)構(gòu)主要以粒間孔和溶孔占很大比例，孔隙喉道為中孔—細(xì)喉道，物性屬于超低滲透儲(chǔ)層，引用前人的劃分標(biāo)準(zhǔn)，長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層總體為IVa（亞類）儲(chǔ)層。

1 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

根據(jù)巖心和鑄體薄片分析看出，理801井區(qū)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層的巖性以灰色細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖為主，其次為中—細(xì)粒、中粒及粉—細(xì)粒、粉粒長(zhǎng)石砂巖，具有近似的巖石學(xué)特征；砂巖礦物主要成份為：長(zhǎng)石平均占56.4%，石英平均為18.2%，巖屑平均為10.1%，黑云母平均為2.7%（圖1）；巖屑主要是變質(zhì)巖和火成巖巖屑，還有少量沉積巖巖屑。

圖1 儲(chǔ)層礦物成分頻率圖

根據(jù)對(duì)填隙物中各種礦物統(tǒng)計(jì)，主要以自生礦物為主，平均含量11.6%，主要有綠泥石（3.2%）、濁沸石（0.8%）、硅質(zhì)（1.7%）、方解石（0.9%）、長(zhǎng)石質(zhì)（1.5%）、伊利石（1.2%）等。

根據(jù)砂巖的結(jié)構(gòu)分析，研究區(qū)長(zhǎng)6油層組砂巖的顆粒主要是較均一的細(xì)粒，粒級(jí)范圍0.1～0.3 mm，占70%以上，分選性為中—好，磨圓度為次圓—次棱角狀，顆粒呈半定向排列，砂巖中雜基含量小于2%，指示沉積介質(zhì)為高能量的牽引流。

2 儲(chǔ)層孔隙特征

2.1 儲(chǔ)層孔隙類型

根據(jù)工區(qū)薄片樣品資料統(tǒng)計(jì)分析，研究區(qū)總體上以粒間孔隙和溶蝕孔隙為主，分別占孔隙類型的51.3%，27.6%，共占孔隙類型的78.9%；其次含有少量的粒內(nèi)孔、裂隙孔，其它孔隙共占9%（圖2）。

圖2 區(qū)域孔隙類型分布柱狀圖

2.2 孔隙結(jié)構(gòu)特征

通過(guò)對(duì)工區(qū)內(nèi)理427井和理295兩口井密閉取心的巖心化驗(yàn)分析，長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層的孔隙以中孔（孔徑50～80μm）為主，形狀為三角型和不規(guī)則型，孔隙類型為溶蝕孔和粒間孔，粒間孔隙占多數(shù)，溶蝕孔以長(zhǎng)石溶孔和濁沸石溶孔為主，總面孔率在0.5%～10.5%之間，平均值為4.64%，喉道為細(xì)喉和微細(xì)喉，形態(tài)以變斷面收縮喉道及片狀喉道為主，孔隙結(jié)構(gòu)類型主要是中細(xì)孔喉型。

3 儲(chǔ)層物性特征

對(duì)工區(qū)內(nèi)129口巖心化驗(yàn)分析統(tǒng)計(jì)，研究區(qū)內(nèi)孔隙度最大值12.77%，最小值1.4%，平均孔隙度10.1%，最大滲透率3.82 mD，最小滲透率0.03 mD，平均滲透率0.43 mD（表1），對(duì)照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，該區(qū)儲(chǔ)層屬于超低滲儲(chǔ)層。

表1 研究區(qū)儲(chǔ)層物性統(tǒng)計(jì)表

4 儲(chǔ)層物性影響因素分析

4.1 沉積相對(duì)物性的影響

沉積環(huán)境主要影響砂巖的粒度、碎屑成分、分選性、泥質(zhì)雜基含量，導(dǎo)致不同沉積微相儲(chǔ)層物性差異明顯，不同沉積環(huán)境形成的砂體特征不同，物性亦不同［3］。研究區(qū)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層屬于三角洲平原分流河道沉積，水上分流河道，分流間灣和分流側(cè)緣等微相比較發(fā)育，相比之下，河道好于河口沙壩和間灣的物性，河道水動(dòng)力較強(qiáng)，粒度粗，成分成熟度高，物性相對(duì)較好，其它相帶粒度細(xì)，雜基也多，物性差，沉積作用對(duì)儲(chǔ)層物性有很大影響［4－5］。

4.2 成巖作用對(duì)物性的影響

（1）機(jī)械壓實(shí)作用和壓溶作用

研究區(qū)壓實(shí)作用在長(zhǎng)6油層組砂巖中主要表現(xiàn)為脆性組分內(nèi)部產(chǎn)生機(jī)械破碎，粒間孔間形成假雜基形式充填孔隙（圖3a）；壓實(shí)作用的后期砂巖中的主要粘土礦物綠泥石薄膜析出，綠泥石主要呈薄膜狀或櫛殼狀附著在碎屑顆粒表面并堵塞孔喉（圖3b）；隨著沉積物埋深的增加，壓力和溫度升高，壓實(shí)作用逐漸被壓溶作用所代替，石英顆粒邊緣產(chǎn)生化學(xué)壓溶作用，表現(xiàn)為顆粒間為線—縫接觸，或者長(zhǎng)石、石英發(fā)生次生加大現(xiàn)象（圖3c），降低了原始砂巖孔隙度，破壞了儲(chǔ)集性能［6－7］。

（2）膠結(jié)作用

電鏡掃描下發(fā)現(xiàn)，子北油田理801井區(qū)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層砂巖的膠結(jié)物中為綠泥石（圖4），綠泥石使喉道發(fā)生堵塞，降低滲透率；濁沸石分布很不均勻，在相對(duì)集中的地方，完全充填孔隙，鑄體無(wú)法進(jìn)入，大部分被濁沸石充填的部分，都可以形成網(wǎng)狀的孔隙；砂巖中石英和長(zhǎng)石次生加大較發(fā)育，在電鏡掃描中，可以看到大量結(jié)晶很好的各種礦物及其晶間孔隙［8］。

（3）溶蝕作用

溶蝕作用見(jiàn)形成次生孔隙，改善儲(chǔ)層條件的關(guān)鍵因素［9］。該區(qū)長(zhǎng)6油層組的儲(chǔ)層砂巖中的溶蝕作用發(fā)生在成巖作用的中晚期，由溶蝕作用形成的粒間溶孔在本區(qū)占總孔隙度的40%左右，溶蝕作用主要體現(xiàn)為碎屑顆粒（長(zhǎng)石、巖屑）的溶蝕和填隙物（濁沸石、粘土）的溶蝕（圖5a），以碎屑顆粒溶蝕最為重要，長(zhǎng)石、巖屑沿其節(jié)理縫、微裂縫及顆粒邊緣被溶蝕（圖5b），溶孔直徑從數(shù)微米至數(shù)十微米，個(gè)別可達(dá)20μm以上，溶孔的形成也使孔隙喉道的發(fā)育及孔喉間的連通性得到很好的改善［3］。

4.3 微裂縫對(duì)儲(chǔ)層物性的影響

微裂縫亦是影響儲(chǔ)層物性的一個(gè)主要因素，經(jīng)過(guò)前人的研究成果顯示微裂縫含量高低是影響儲(chǔ)層物性的重要因素［10］。

（1）統(tǒng)計(jì)微裂縫分析方法

通過(guò)對(duì)該區(qū)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層巖心觀察，發(fā)現(xiàn)少部分大裂縫可以直接觀察，對(duì)于微裂縫無(wú)法看到，為了能了解該區(qū)微裂縫的含量，前人通過(guò)對(duì)物性分析資料、薄片鑒定資料和巖心描述相結(jié)合方法，在排除大裂縫情況下，分析了基質(zhì)滲透率的變化和滲透率異常值的含量，即微裂縫含量（巖心滲透率異常值數(shù)量占巖心總數(shù)量百分?jǐn)?shù)）。

圖3 機(jī)械壓實(shí)和壓溶作用后形成產(chǎn)物類型

圖4 粒間孔隙和膠結(jié)綠泥石

圖5 溶蝕后次生孔隙

分析方法和步驟：①分析巖心滲透率中的異常值，再以區(qū)塊為目標(biāo)，分析大量的巖心數(shù)據(jù)，統(tǒng)計(jì)出該區(qū)塊的巖心基質(zhì)滲透率；②以單井為單位，分析出滲透率異常值的含量；③然后再統(tǒng)計(jì)其它單井的滲透率異常值的含量，繪制每口丼的滲透率異常值的含量與平均滲透率關(guān)系圖，分析其相關(guān)性［11］。

（2）確定基質(zhì)滲透率

從圖6中可以看出，XX井巖心存在的異常值5.1 mD，其樣品上下都受到一定的影響，均大于0.5 mD，其它樣品均小于這個(gè)值，因此以0.5 mD作為該區(qū)基質(zhì)滲透率界限值比較客觀，大于該值即存在異常值，參與統(tǒng)計(jì)的巖心樣品越多，結(jié)果越客觀；對(duì)該區(qū)塊其它長(zhǎng)6油層組層位巖心進(jìn)行分析統(tǒng)計(jì)，分析75%巖心滲透率小于0.5 mD。

圖6 XX井長(zhǎng)6油層組巖心分析報(bào)告圖

（3）微裂縫含量與滲透相關(guān)性分析

利用上述方法，對(duì)該區(qū)其它巖心樣品滲透率異常值進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，做出平均滲透率與滲透率異常值百分含量對(duì)應(yīng)關(guān)系圖，發(fā)現(xiàn)微裂縫樣品的多少與平均滲透率呈線性關(guān)系［10］，相關(guān)系數(shù)為0.76，微裂縫含量越高，滲透率越高［12］（圖6）；由于該區(qū)塊單井巖心化驗(yàn)分析數(shù)據(jù)較少，對(duì)于微裂縫研究在實(shí)踐中需要進(jìn)一步補(bǔ)充和完善。

圖7 滲透率與微裂縫含量關(guān)系圖

5 儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)

儲(chǔ)層評(píng)價(jià)是對(duì)研究工區(qū)儲(chǔ)層進(jìn)行綜合研究，它是對(duì)儲(chǔ)層的儲(chǔ)集流體的能力做出客觀的和概括性的表達(dá)，儲(chǔ)層的分類不同，孔隙特征從宏觀上和微觀上都不盡相同，這將導(dǎo)致儲(chǔ)層的含油性和滲流規(guī)律有很大差別，因而對(duì)儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)對(duì)油田勘探開(kāi)發(fā)以及后期的注水開(kāi)發(fā)都有著重要的意義。

眾多學(xué)者（李道品、楊奕華、趙靖舟、王允誠(chéng)）對(duì)低滲透油田儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行了多方面研究，提出了各種分類的標(biāo)準(zhǔn)，依據(jù)研究區(qū)實(shí)際儲(chǔ)層發(fā)育特征，特別考慮到研究工區(qū)及鄰區(qū)長(zhǎng)6油層有效厚度劃分的一般標(biāo)準(zhǔn)，此次研究，采用趙靖舟提出的鄂爾多斯盆地中生界砂巖儲(chǔ)集層分類評(píng)級(jí)標(biāo)準(zhǔn)（表2），對(duì)研究區(qū)儲(chǔ)層進(jìn)行分類評(píng)價(jià)［13］。

表2 陜北地區(qū)儲(chǔ)層分類標(biāo)準(zhǔn)（趙靖舟等，2004，有修改）

本區(qū)長(zhǎng)6油層組各小層類型從特低滲透層到致密層均有分布，長(zhǎng)61儲(chǔ)層以IVa類最多，占到58%，而IVb占到28%，長(zhǎng)62和長(zhǎng)63儲(chǔ)層IVa類占到50%，40%，IVb均占到30%（表3），整體而言，長(zhǎng)6以IVa類儲(chǔ)層為主，為超低滲儲(chǔ)層。

表3 延長(zhǎng)組長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層評(píng)價(jià)結(jié)果表

6 結(jié)論

（1）理801井區(qū)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層巖石類型主要是巖屑長(zhǎng)石砂巖為主，結(jié)構(gòu)成熟度和成分成熟度均較低，孔隙類型以粒間孔和長(zhǎng)石溶孔為主，孔隙結(jié)構(gòu)較差；

（2）理801井區(qū)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層物性受到沉積作用影響，沉積環(huán)境對(duì)儲(chǔ)層物性具有較強(qiáng)的制約性，水上分流河道砂體的物性比河道側(cè)翼砂體好；除此之外，成巖作用對(duì)儲(chǔ)層也有影響，影響是雙向的，壓實(shí)和膠結(jié)作用是導(dǎo)致儲(chǔ)層物性變差的主要原因，溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)層物性起到了建設(shè)性的作用，微裂縫的含量與滲透率呈正相關(guān)性，微裂縫含量越高，滲透率越大；

（3）理801井區(qū)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層進(jìn)行分層評(píng)價(jià)，其中各分層中IV類中IVa（亞類）占得比例大，其次為IVb（亞類），因此確定長(zhǎng)6油層組總體以IVa（亞類）儲(chǔ)層為主，研究區(qū)屬于超低滲儲(chǔ)層。

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（修改回稿日期 2013－10－16 編輯 王曉清）

陜西省科技統(tǒng)籌創(chuàng)新工程課題“延長(zhǎng)油田主力油層小型礦場(chǎng)先導(dǎo)性試驗(yàn)與示范工程”（2011KTZB01－04－06）。

葛宏選，男，1980出生，工程師；2009年7月畢業(yè)于西安石油大學(xué)油氣田開(kāi)發(fā)工程專業(yè)，現(xiàn)從事油田開(kāi)發(fā)地質(zhì)，油藏工程等方面研究工作。地址：（710069）陜西省西安市太白北路229號(hào)西北大學(xué)313信箱。電話：15802935404。E－mail：x214 red2006＠126.com