元214井區(qū)長4+5、長6儲層特性研究

胡興淵(長慶油田公司長南氣田開發(fā)項目部 陜西西安 710018)

張衛(wèi)剛(長慶油田分公司第八采油廠 陜西西安 710021)

郭順清(長慶油田公司物資采購管理部 陜西西安 710021)

一、儲層成巖特征

1.巖石類型

元214區(qū)巖石學特征總體上均表現為成巖礦物以長石為主。對研究區(qū)延長組長4+5、長6油層296塊薄片資料進行三角端元投影，表明延長組長4+5、長6巖石類型主要為長石砂巖和巖屑長石砂巖，少量為長石巖屑砂巖，偶見巖屑砂巖。

長4+5、長6油層砂巖巖性為粉細-細粒巖屑質長石砂巖，其中長石含量44.1%，石英含量24.7%，巖屑含量9.7%，其它8.3%，主要粒徑在0.06～0.25之間，分選好，磨圓度為次棱，膠結類型主要以薄膜-孔隙為主。填隙物含量9.4%，填隙物以高嶺石為主，綠泥石、硅質次之。粘土礦物主要有伊利石、綠泥石、伊/蒙混層、高嶺石等。

2.填隙物特征

長4+5、長6填隙物主要成份有綠泥石、方解石、鐵方解石，含量分別為5.7%、2.2%、1.5%；其次為高嶺石、水云母。

二、儲層的孔隙結構特征

儲層的孔隙類型的分類主要有兩種，一是按孔隙大小，另一是按成因。研究區(qū)按成因類型對長4+5、長6油層組進行孔隙類型劃分。原生孔隙主要是巖石原始沉積下來是就已經形成并保存至今的孔隙。這類孔隙又可細分為壓實剩余的原生粒間孔隙和膠結剩余粒間孔隙，兩者統(tǒng)稱為殘余粒間孔。另外在雜基中的微孔隙也屬于此類，但該類孔隙喉道太小，對儲存石油意義不大。

通過鑄體薄片觀察、掃描電鏡分析發(fā)現，研究區(qū)長4+5、長6儲層的原生孔以殘余原生粒間孔為主，溶蝕孔次之，微裂縫很少。盡管在鑄體薄片分析中給出了晶間孔的比例，但自生高嶺石中的晶間孔實際上是膠結剩余的粒間孔或溶蝕孔，并不是一個獨立的成因類型。

1.殘余粒間孔：研究區(qū)長4+5、長6段內殘余粒間孔占總孔隙的比例為74.58%。

2.溶蝕孔：在掃描電鏡下沿長石解理面發(fā)生強烈溶蝕，如元69井2148.4m，溶孔直徑可達5μ m。統(tǒng)計表明，本區(qū)次生孔以長石溶孔為主，巖屑溶孔次之，長4+5、長6為22.72%。

三、微觀孔隙結構特征

根據本區(qū)儲層孔隙、喉道分級標準，結合本區(qū)延長組儲層孔隙結構資料分析認為，本區(qū)目的層共有五種孔隙結構類型，長4+5、長6油層組以細小孔微細喉道型為主。研究區(qū)砂巖孔隙結構特征參數能較好地表征和反映延長組長6油層組的孔隙結構和儲集性能。

長6油層組砂巖排驅壓力為0.18～2.92 M Pa，平均1.18 M Pa；中值壓力為1.36～38.05M Pa，平均為10.09 M Pa；最大喉道半徑為0.25-4.02 μ m，平均為1.45μ m；平均喉道半徑為0.02～0.54μ m，平均 0.15μ m；最大進汞飽和度為 75.24%～93.99%，平均87.48%；殘余飽和度為47.62%～66.32%，平均59.26%；退汞率為24.92%～36.71%，平均32.28%；分選系數1.61～3.31，平均2.44；歪度系數1.13～1.94，平均1.67。毛管壓力曲線進汞段較陡，孔喉的分選性較差。

長4+5油層孔隙面孔率3.8%、平均孔徑26.7 μ m，儲層孔隙以粒間孔為主，其中粒間孔2.4%、占面孔率63.0%，長石溶孔1.0%、占面孔率27.3%，巖屑溶孔和晶間孔均占0.2%，長4+5儲層孔隙組合類型以溶孔-粒間孔、粒間孔為主。長4+5油層排驅壓力0.8 M Pa，中值壓力3.06 M Pa，中值半徑0.29 μ m，最大進汞飽和度83.93%，退汞效率27.36%，具有排驅壓力大，喉道分選較好，退汞效率低的特點。長4+52喉道類型以片狀或彎曲片狀最為常見，少見管束狀喉道；平均最大喉道半徑為0.9119 μ m。該區(qū)長4+5儲層孔喉組合為小孔-微細喉型。

四、油層物性特征

參考鄰區(qū)，長4+5油層含油面積內12口井632塊樣品常規(guī)物性統(tǒng)計，平均分析孔隙度為10.35%，滲透率為0.83×10-3μ m2。隨著層位的加深，滲透率逐漸減少，而且成巖作用的強弱使長4+52在不同區(qū)塊物性差異較大。

對研究區(qū) 內115個鑄體薄片的物性數據統(tǒng)計分析表明，長6油層組砂巖孔隙度為1.26%～15.66%，平均10.83%，83.48%的樣品為 8～15%之間；滲透率為 0.01-9.89×10-3μ m2，平均為0.78×10-3μ m2，滲透率在0.1-1×10-3μ m2的占75.65%。

根據低滲透儲層分類標準，長4+5和長6儲層主要是超低滲透層，其次是特低滲透層。

粒度分析表明，研究區(qū)以細砂為主，平均占90.20%，粉砂次之，占5.31%，較少量的中砂，分選較好。

該區(qū)長4+5油層粒度中值平均為0.125mm；標準偏差平均為0.71；偏度為-0.04～0.49，平均0.21；峰度為0.95～3.32，平均1.49。表明長4+5油層顆粒分選較好，屬正偏態(tài)，峰度呈尖銳狀。

五、孔隙度與滲透率的關系分析

砂巖孔隙度-滲透率的關系與許多地質因素有關，如沉積相及其碎屑粒度、分選、圓度和雜基含量等，影響孔隙構成的成巖作用以及影響裂縫的發(fā)育程度的構造作用。

通過分組統(tǒng)計分析了研究區(qū)的60多個鑄體薄片的分析成果，得出了長6油層組的孔隙度與滲透率的關系，長6油層組滲透率是0.1×10-3mm2、1×10-3mm2、10×10-3mm2時，根據孔滲的關系方程：y=0.022 e0.271x，所對應的孔隙度分別是5.57%、14.05%和22.53%。相關系數為0.67，相關性較好。

小結

元214油藏長4+5、長61儲層巖石類型主要為長石砂巖和巖屑長石砂巖，少量為長石巖屑砂巖，偶見巖屑砂巖；原生孔以殘余原生粒間孔為主，溶蝕孔次之；以細砂為主，平均占90.20%，粉砂次之，占5.31%，少量的中砂，分選較好；研究區(qū)平均分析孔隙度為10.35%，滲透率為0.83×10-3 μ m2，屬于超低滲油藏，次為低滲油藏；長6油層組孔隙度和滲透率相關性較好。

[1]肖玲等，鄂爾多斯盆地胡尖山-耿灣地區(qū)延長組長4+5油層組沉積特征及有利相帶預測[J].新疆地質.2007.