鄂爾多斯盆地吳倉堡區(qū)塊延長組長6儲層特征研究

李　康，陳芳萍，石　彬，暢　斌，羅　麟，藺建武，郭歡迎

(陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西西安 710075)

鄂爾多斯盆地吳倉堡區(qū)塊延長組長6儲層特征研究

李康，陳芳萍，石彬，暢斌，羅麟，藺建武，郭歡迎

(陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西西安 710075)

摘要：依據(jù)鄂爾多斯盆地吳倉堡區(qū)塊長6儲層巖心、掃描電鏡、鑄體薄片等分析化驗(yàn)數(shù)據(jù)，該區(qū)塊長6儲層砂巖長石和石英含量較高，巖石類型以細(xì)粒巖屑長石砂巖為主，成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度低。利用毛管壓力曲線、滲透率、孔隙度、中值壓力、最大進(jìn)汞飽和度等參數(shù)對研究區(qū)塊長6儲層的壓汞曲線進(jìn)行分類評價(jià)，將本區(qū)毛管壓力曲線分為I類、II類和Ⅲ類。吳倉堡區(qū)塊長6儲層巖石類型為含細(xì)粒巖屑長石砂巖，砂巖成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度低，儲層以粒間孔、粒內(nèi)孔為主，平均孔隙度9.17%,平均滲透率1.21×10-3μm2，屬特低孔-特低滲儲層，孔隙以原生孔隙為主。

關(guān)鍵詞：吳倉堡區(qū)塊；長6儲層；儲層特征；非均質(zhì)性；孔隙結(jié)構(gòu)

吳倉堡區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡，整體表現(xiàn)為西傾單斜，平均坡降為6～8 m/km，局部發(fā)育鼻狀隆起，為盆地石油勘探開發(fā)的主要地區(qū)之一[1-2]。該區(qū)北部與定邊采油廠相接，東、西部與長慶油田毗鄰，總面積約357 km2。吳倉堡油區(qū)含油層系為延安組延9、延10,延長組長4+5、長6、長8和長9油層，長6油層為該區(qū)主力含油層之一。

吳倉堡區(qū)塊受東北部三角洲沉積體系的影響，沉積了一套三角洲相砂體，為延長組油氣的重要儲集層。三角洲前緣湖間灣泥巖為下伏延長組砂巖油氣聚集的蓋層，是區(qū)域形成大型三角洲前積復(fù)合砂體巖性油藏的基礎(chǔ)[3]。

1儲層巖石學(xué)特征

砂巖分布最穩(wěn)定的是石英，而巖屑和長石的穩(wěn)定性較低。因此，砂巖成熟度越高，則石英與長石+巖屑的比值越大，反之則越小[4-7]。根據(jù)本區(qū)塊長6儲層的薄片資料，砂巖儲層中的石英含量為17.8%～29.8%，平均23.1%；長石含量為30.6%～54.7%，平均40.6%；巖屑含量為8.32%～15.4%，平均11.7%；填隙物含量為24.6%，其中雜基和鈣質(zhì)及其它含量分別為5.4%和19.2%。上述數(shù)據(jù)表明該區(qū)塊長6儲層砂巖成分成熟度低，巖石類型為含鈣細(xì)粒巖屑長石砂巖(圖1)。

對152塊巖樣統(tǒng)計(jì)表明，長6儲層碎屑顆粒粒徑為0.15～0.23 mm，以細(xì)粒砂巖為主，分選較好，磨圓度以次棱角狀為主，風(fēng)化程度中-深，膠結(jié)類型為孔隙-薄膜和薄膜式膠結(jié)，顆粒之間呈曲-線狀接觸，說明該儲層結(jié)構(gòu)成熟度低。本區(qū)塊長6儲層巖屑含量為11.7%，巖屑成分以千枚巖、隱晶巖、片巖、噴發(fā)巖為主，含量分別為2.5%、2.4%、2.2%和2.1%，少量發(fā)育沉積巖、石英巖屑，含量依次為1.5%、1.0%，巖屑呈塊狀分布。云母含量為5.3%。

圖1　吳倉堡區(qū)塊長6儲層砂巖三角圖

本區(qū)塊長6儲層砂巖中填隙物以膠結(jié)物為主，平均含量19.2%；雜基為次，平均含量5.4%。膠結(jié)物發(fā)育有白云石、方解石、菱鐵礦、石英質(zhì)、黃鐵礦、瀝青質(zhì)和長石質(zhì)等，含量分別為5.0%、3.9%、2.9%、2.4%、2.1%、1.8%、1.1%；雜基為綠泥石、伊利石和泥鐵質(zhì)，含量依次為2.1%、2.0%、1.3%。

瀝青質(zhì)大量浸染片狀礦物等巖屑且常充填微裂縫。基底膠結(jié)主要由菱鐵礦和方解石大量交代形成。

2儲層物性特征

對本區(qū)塊152塊巖樣的數(shù)據(jù)分析得出，長6儲層孔隙度為2.4%～15.8%，平均值為9.17%，孔隙度主要為6%～12%，比例高達(dá)71.9%；滲透率為(0.052～34.61)×10-3μm2，平均值為1.21×10-3μm2，滲透率主要為(0.1～10.0)×10-3μm2，比例高達(dá)75.3%。表明本區(qū)塊長6儲層屬于特低孔-特低滲儲層。

3儲層孔隙特征

3.1孔隙類型

儲層孔隙按照成因分為原生孔隙和次生孔隙[8-9]。對研究區(qū)8口井的鑄體薄片和掃描電鏡分析得出，長6儲層孔隙以原生孔隙為主，其次為次生孔隙。原生孔隙主要發(fā)育有粒間孔和粒內(nèi)孔，分別占總孔隙的40.6%和19.8%；而次生孔隙以鑄?？?、長石溶孔、裂隙孔為主，分別占總孔隙的16.1%、14.2%和9.3%。各類孔隙所占的總面孔率為5.1%。

3.2孔隙喉道類型

吳倉堡區(qū)塊長6儲層孔隙喉道類型以孔隙縮小型喉道、縮頸型喉道和片狀喉道為主，彎片狀和管束狀喉道次之。其中長62小層孔隙縮小型喉道和縮頸型喉道占比較大，說明長62小層有利于形成較好的儲層(圖2)。

3.3孔隙結(jié)構(gòu)特征

圖2　吳倉堡區(qū)塊長6各小層孔隙喉道分布圖

儲層的孔隙結(jié)構(gòu)是指儲層所具有的孔隙和喉道的幾何形狀、大小，分布的均勻程度、孔喉比、孔隙連通狀況以及孔隙壁的粗糙程度[10-12]。

結(jié)合本區(qū)塊吳X井、吳Y井、吳Z井的毛管壓力曲線，將該區(qū)塊長6儲層孔隙結(jié)構(gòu)歸納為三種類型(圖3)。

圖3　吳倉堡區(qū)塊長6儲層中值半徑與排驅(qū)壓力交會(huì)圖

I類孔隙結(jié)構(gòu)是以吳X井壓汞曲線為例的低排驅(qū)壓力-粗喉道類型。該類型曲線的孔隙度和滲透率較高，排驅(qū)壓力和中值壓力較低，以粗孔喉為主，有較高的最大進(jìn)汞飽和度。該類儲層的滲流能力和孔隙結(jié)構(gòu)較好(圖4a)。

圖4　吳倉堡區(qū)塊吳X、吳Y、吳Z井毛管壓力曲線及孔喉分布圖

II類孔隙結(jié)構(gòu)是以吳Y井壓汞曲線為例的低排驅(qū)壓力-細(xì)喉道類型。該類型曲線的孔隙度和滲透率較I類曲線的差，物性中等偏好，排驅(qū)壓力和中值壓力較低，以細(xì)孔喉為主。該類儲層的滲流能力和孔隙結(jié)構(gòu)中等(圖4b)。

Ⅲ類孔隙結(jié)構(gòu)是以吳Z井壓汞曲線為例的高排驅(qū)壓力-微細(xì)喉道類型。該類型的儲層物性差，排驅(qū)壓力和中值壓力較高，以微細(xì)孔喉為主，最大進(jìn)汞飽和度低。該類儲層的滲流能力和孔隙結(jié)構(gòu)較差(圖4c)。

4儲層非均質(zhì)性

4.1層內(nèi)非均質(zhì)性

根據(jù)本區(qū)塊巖心分析滲透率非均質(zhì)性實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，長61、長62小層綜合評價(jià)為不均質(zhì)，長63小層綜合評價(jià)為極不均質(zhì)[13]?？傮w上分析，長6油層層內(nèi)非均質(zhì)性較強(qiáng)(表1)。

表1　吳倉堡區(qū)塊長6儲層巖心分析層內(nèi)非均質(zhì)參數(shù)

4.2層間非均質(zhì)性

對吳倉堡區(qū)塊長6儲層的各個(gè)小層滲透率的變異系數(shù)、級差和突進(jìn)系數(shù)進(jìn)行了研究，結(jié)果表明滲透率非均質(zhì)性分布差異比較明顯，整體評價(jià)長6儲層的層間非均質(zhì)性表現(xiàn)為中等偏強(qiáng)(圖5)。

圖5　吳倉堡區(qū)塊長6儲層小層層間非均質(zhì)性特征分布

5結(jié)論

(1)吳倉堡區(qū)塊長6儲層巖石類型為含鈣細(xì)粒巖屑長石砂巖，砂巖成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度低。儲層孔隙以粒間孔、粒內(nèi)孔為主。

(2)本區(qū)塊長6儲層孔隙度平均值為9.17%，滲透率平均值為1.21×10-3μm2，屬于特低孔-特低滲儲層。

(3)本區(qū)塊長6儲層孔隙以原生孔隙為主?？紫逗淼李愋鸵钥紫犊s小型喉道、縮頸型喉道和片狀喉道為主。通過儲層毛管壓力曲線特征及滲透率、孔隙度、中值壓力、排驅(qū)壓力、最大進(jìn)汞飽和度等參數(shù)對吳倉堡區(qū)塊長6儲層的壓汞曲線進(jìn)行了分類評價(jià)，主要分為I類、II類和Ⅲ類。

(4)長6儲層層內(nèi)、層間非均質(zhì)性較強(qiáng)。

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編輯：王金旗

文章編號：1673-8217(2016)03-0042-03

收稿日期：2015-12-05

作者簡介：李康，碩士，工程師，1983年生，2012年畢業(yè)于西安石油大學(xué)，現(xiàn)從事油氣田開發(fā)研究工作。

基金項(xiàng)目：陜西延長石油集團(tuán)項(xiàng)目“延長石油西部油田中高含水區(qū)綜合治理技術(shù)與示范”(YCSY2013SFZS-A-02 )。

中圖分類號：TE112.23

文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A