鄂爾多斯盆地旬邑地區(qū)長6油層組儲(chǔ)層特征及分類評價(jià)

劉高紅，師清高，龔建濤，秦志成，蘇占德，藺廣東

（延長油田股份有限公司旬邑勘探開發(fā)項(xiàng)目指揮部，陜西咸陽711300）

旬邑地區(qū)位于陜西省咸陽地區(qū)西北部，構(gòu)造上處于鄂爾多斯盆地渭北隆起與陜北斜坡南部的過渡帶，沉積上處于旬邑－宜君三角洲的前端［1－3］。該區(qū)地處盆地邊緣，勘探程度低，研究基礎(chǔ)薄弱，因此開展儲(chǔ)層特征研究及分類評價(jià)，對該區(qū)油氣勘探的深入開展具有十分重要的意義。

1 儲(chǔ)層特征

1．1 巖石學(xué)特征

研究區(qū)碎屑顆粒主要是石英、長石和巖屑，分別占顆粒總體11．0%～59．6%、9%～67%、6．2%～58．25%，平均含量分別為33．12%、40．89%、25．99%。整體上石英含量相對較少，成分成熟度低。巖石類型主要是長石巖屑砂巖、巖屑長石砂巖以及之間的過渡巖性（圖1）。巖屑主要是巖漿巖、變質(zhì)巖和沉積巖，填隙物包括雜基和膠結(jié)物。

1．2 物性特征

對研究區(qū)24口井84個(gè)樣品儲(chǔ)層物性測試表明（圖2），長6油層組是低孔低滲儲(chǔ)層，孔隙度主要分布在6%～12%，平均8．6%，約80%樣品孔隙度小于10%。滲透率變化大，主要分布在（0．1～5．0）×10－3μm2，最小0．1×10－3μm2，最大11．3×10－3μm2，平均1．7×10－3μm2，約90%樣品滲透率小于5×10－3μm2。滲透率變異系數(shù)0．8，突進(jìn)系數(shù)2．9，級差32．5，反映層內(nèi)中等－強(qiáng)非均質(zhì)性。

1．3 孔隙類型及結(jié)構(gòu)特征［4－6］

圖1 旬邑地區(qū)長6砂巖類型三角圖

研究區(qū)內(nèi)主要的儲(chǔ)集空間為殘余粒間孔及溶蝕孔隙（圖3A、圖3B），殘余粒間孔多為三角形－多邊形或不規(guī)則形狀，孔徑從0．001～0．025 cm不等，面孔率0～8%。研究區(qū)主要的溶蝕孔隙為長石的粒內(nèi)溶孔，長石溶孔的發(fā)育程度隨著方解石膠結(jié)物含量的增高而降低，原因可能是后期的方解石膠結(jié)之后已經(jīng)形成了低孔低滲儲(chǔ)層，膠結(jié)越強(qiáng)的地方越不利于孔隙水的流動(dòng)，從而導(dǎo)致長石的溶蝕更加困難。

壓汞參數(shù)統(tǒng)計(jì)表明，長6油層組排驅(qū)壓力平均0．6 MPa，排驅(qū)壓力較高；中值壓力平均為 3．28 MPa；最大孔隙半徑平均3．42μm；中值孔隙半徑平均0．4μm；喉道粗細(xì)受到儲(chǔ)層巖性的控制，巖性越粗，則平均喉道直徑越大。最大進(jìn)汞飽和度平均為91．59%；退汞效率平均為33．48%，退汞效率低，喉道半徑小，而且分選較差，喉道分布不均勻。喉道歪度平均為0．39，歪度主要為大于0但小于1的值，說明以粗歪度為主，孔隙為細(xì)徑?？紫额愋椭饕约?xì)孔隙為主，喉道以細(xì)喉和微喉為主，孔喉組合主要是細(xì)孔細(xì)喉型與細(xì)孔微細(xì)喉型。

圖2 旬邑地區(qū)長6儲(chǔ)層孔隙度、滲透率分布頻率直方圖

圖3 旬邑地區(qū)長6油層組典型顯微照片

2 儲(chǔ)層物性的影響因素

圖4 旬邑地區(qū)長6油層組石英、巖屑含量與孔隙度關(guān)系圖

2．1 巖石成分差異對儲(chǔ)層物性的影響

碎屑組分和含量是影響儲(chǔ)層物性的主要因素［6－7］。儲(chǔ)層物性隨石英含量的增加略有變好、隨巖屑含量的增加變差（圖4），因此，巖石成分差異影響該區(qū)不同砂巖儲(chǔ)層物性。

2．2 沉積相類型對儲(chǔ)層物性的影響

研究區(qū)沉積相主要為三角洲前緣，水下分流河道、水下天然堤、水下決口扇、分流間灣等沉積微相發(fā)育。儲(chǔ)層物性受相帶展布控制，與沉積相類型關(guān)系密切（圖5），水下分流河道孔隙度平均8．8%，滲透率平均2．7×10－3μm2，儲(chǔ)層物性最好；分流間灣孔隙度平均2．4%，滲透率平均0．2×10－3μm2，儲(chǔ)層物性最差；水下天然堤、水下決口扇儲(chǔ)層物性中等。

2．3 孔隙結(jié)構(gòu)對儲(chǔ)層物性的影響

壓汞資料分析表明，孔隙結(jié)構(gòu)與儲(chǔ)層物性具有明顯的相關(guān)性。由長6儲(chǔ)層滲透率與排驅(qū)壓力關(guān)系、與中值半徑關(guān)系圖（圖6）可以看出，儲(chǔ)層的滲透率與排驅(qū)壓力呈負(fù)相關(guān)、與中值半徑呈正相關(guān)，表明滲透率隨排驅(qū)壓力增大而降低、隨中值半徑增大而增大。

圖5 旬邑探區(qū)長6油層組不同沉積微相物性分布統(tǒng)計(jì)圖

2．4 成巖作用對儲(chǔ)層物性的影響

圖6 旬邑地區(qū)長6油層組孔隙度、滲透率與排驅(qū)壓力關(guān)系圖

長6油層組儲(chǔ)層所經(jīng)歷的成巖作用主要有壓實(shí)作用、壓溶作用、膠結(jié)作用與溶蝕作用等。隨著埋深的逐漸增大，壓實(shí)、壓溶作用增強(qiáng)，顆粒間的接觸方式由點(diǎn)接觸向線接觸、面接觸及凸凹接觸轉(zhuǎn)變，巖石逐漸致密化，孔隙損失嚴(yán)重，導(dǎo)致儲(chǔ)層物性變差（圖3A）。同時(shí)自生礦物在碎屑顆粒間沉淀析出，或以顆粒次生加大、或相互交代以及交代碎屑顆粒等形式出現(xiàn)［8－9］，研究區(qū)內(nèi)主要以孔隙式膠結(jié)為主（圖3B），各種膠結(jié)物充填孔隙，進(jìn)一步降低原生粒間孔，同時(shí)增加了骨架顆粒強(qiáng)度，阻止了壓實(shí)作用的進(jìn)行［10］。

溶解作用主要表現(xiàn)在各種易溶的砂巖組份發(fā)生部分溶解或全部溶解，形成多種類型的次生孔隙［8］。研究區(qū)長石的溶蝕作用比較普遍（圖3A、圖3B），長石的溶蝕孔是主要次生孔隙類型，往往形成粒內(nèi)溶孔、粒緣溶孔，導(dǎo)致長石呈網(wǎng)狀、島弧狀，面孔率一般為0～8%，這類孔隙的存在改善了儲(chǔ)集性能。

3 儲(chǔ)層分類評價(jià)

借鑒趙靖舟等的儲(chǔ)層評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)［11－12］，結(jié)合研究區(qū)實(shí)際，將長6油層組儲(chǔ)層分為Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類、Ⅳ類（表1）。其中I類儲(chǔ)層（圖7旬42、旬43、旬44）物性較好，發(fā)育殘余粒間孔和溶蝕孔隙，連通性好。II類儲(chǔ)層（圖7旬40）喉道分布為細(xì)歪度，分選一般，砂巖儲(chǔ)層多為細(xì)喉。III類儲(chǔ)層（圖7旬51）孔隙性能較差，見殘余粒間孔。Ⅳ類儲(chǔ)層（圖7旬17、旬41）物性最差，為致密層。

I類儲(chǔ)層所在的區(qū)塊是最有利的勘探區(qū)，Ⅱ類、Ⅲ類為有利勘探區(qū)。Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲(chǔ)層所占比例分別為35．7%、31．6%、28．6%。Ⅰ類儲(chǔ)層主要發(fā)育在水下分流河道主體局部部位，Ⅱ類、Ⅲ類儲(chǔ)層主要分布在水下分流河道側(cè)翼、水下天然堤等。綜合評價(jià)，長6油層組儲(chǔ)層主要屬于Ⅰ、Ⅱ類儲(chǔ)層。

表1 旬邑地區(qū)長6油層組分類評價(jià)

圖7 旬邑地區(qū)長6油層組毛管壓力曲線特征

4 結(jié)論

（1）旬邑地區(qū)長6油層組巖石類型主要是長石巖屑砂巖、巖屑長石砂巖以及之間的過渡巖性。

（2）長6油層組是低孔低滲儲(chǔ)層，孔隙度平均8．6%，滲透率平均1．7×10－3μm2，滲透率非均質(zhì)性強(qiáng)?？紫额愋椭饕獮闅堄嗔ｉg孔及長石溶蝕孔隙，孔喉組合主要是細(xì)孔細(xì)喉型與細(xì)孔微細(xì)喉型。

（3）儲(chǔ)層物性與石英含量、中值半徑呈正相關(guān)，與巖屑含量、排驅(qū)壓力呈負(fù)相關(guān)；水下分流河道儲(chǔ)層物性最好，分流間灣儲(chǔ)層物性最差。

（4）長6油層組儲(chǔ)層分為Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類、Ⅳ類。Ⅰ類儲(chǔ)層主要發(fā)育在水下分流河道主體局部部位，Ⅱ類、Ⅲ類儲(chǔ)層主要分布在水下分流河道側(cè)翼、水下天然堤等，綜合評價(jià)，長6油層組儲(chǔ)層主要屬于Ⅰ、Ⅱ類儲(chǔ)層。

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