鄂爾多斯盆地富縣-甘泉地區(qū)長6～長9油層組儲層特征研究

孟祥振

(延長油田股份有限公司勘探開發(fā)技術(shù)研究中心，陜西 延安 716000)

孟旺才

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

陳立軍，王彩霞，冷丹鳳

(延長油田股份有限公司勘探開發(fā)技術(shù)研究中心，陜西 延安 716000)

王冬冬

(北京華油明信能源技術(shù)有限責(zé)任公司，北京102200)

[摘要]通過對富縣-甘泉地區(qū)的長6～長9油層組巖礦特征分析認(rèn)為，巖石類型主要以細(xì)粒的長石砂巖、巖屑長石砂巖為主，含有少量長石巖屑砂巖。碎屑顆粒具有較好的分選性，磨圓類型以次棱角狀-次棱次圓狀為主，其次為次圓狀。填隙物中各組分含量分布特征基本一致，膠結(jié)物含量較高，雜基含量較少，其中，膠結(jié)物中方解石含量較高，雜基中則以綠泥石為主。通過對研究區(qū)儲層的物性資料進(jìn)行統(tǒng)計分析，可以確定研究區(qū)長6～長9油層組儲層均屬于特低孔、超低滲儲層。在縱向上，長6、長7油層組物性最好，長8油層組次之，長9油層組最差。研究區(qū)目的層的孔隙度和滲透率之間具有明顯的正相關(guān)性，孔隙度均值約為8%，滲透率均值約為0.5mD，均符合致密油藏的儲層條件。利用研究區(qū)長6～長9油層組探井密閉取心樣品，通過普通壓汞和恒速壓汞試驗(yàn)分析表明，喉道才是決定滲流率的主要因素。

圖1 富縣-甘泉地區(qū)長6～長9油層組儲層砂巖分類三角圖

富縣-甘泉地區(qū)構(gòu)造上位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中西部，區(qū)內(nèi)延長組是一套內(nèi)陸湖泊淺水三角洲沉積體系，發(fā)育大規(guī)模的三角洲前緣水下分流河道砂體，是大型的儲集層，且儲層非常致密[1～3]?；诔练e相研究，利用巖心觀察、巖石薄片、鑄體薄片、掃描電鏡、壓汞法等方法，對長6～長9油層組儲層特征開展研究，通過分析儲層巖石學(xué)特征、孔隙結(jié)構(gòu)特征和物性特征，為有利成藏區(qū)的科學(xué)預(yù)測提供依據(jù)。

1 儲層巖石學(xué)特征

通過對富縣-甘泉地區(qū)的薄片觀察，長6～長9油層組儲層巖石類型以細(xì)粒的長石砂巖、巖屑長石砂巖為主，含有少量長石巖屑砂巖。碎屑成分中，長石、巖屑含量較高，石英含量較少，成分成熟度較低(圖1)。長6～長9油層組碎屑巖中的碎屑顆粒具有較好的分選性，磨圓類型則以次棱角狀-次棱次圓狀為主，其次為次圓狀。長6～長9油層組填隙物中各組分含量分布特征基本一致，膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)較高(88.44%～97.8%)；雜基含量較少(2.2%～11.56%)。其中，膠結(jié)物中方解石含量較高，其次為水云母、濁沸石和硅質(zhì)填隙物；雜基中則以綠泥石為主，高嶺石、泥鐵質(zhì)及網(wǎng)狀黏土含量較少。

2 儲層物性特征

表1 富縣-甘泉地區(qū)長6～長9油層組儲層孔隙度、滲透率數(shù)據(jù)統(tǒng)計表

2.1 孔隙度和滲透率特征

根據(jù)研究區(qū)225口井的常規(guī)物性資料統(tǒng)計，分析目的層的物性特征，具體如表1所示。研究區(qū)長6～長9油層組儲層均屬于特低孔、超低滲儲層。在縱向上，長6、長7油層組物性最好，長8油層組次之，長9油層組最差。

2.2 儲層孔隙度、滲透率關(guān)系

從長6～長9油層組的孔、滲關(guān)系圖(圖2)可以看出，研究區(qū)目的層的孔隙度和滲透率之間具有明顯的正相關(guān)性，一般滲透率大于0.5mD的砂巖所對應(yīng)的孔隙度多大于10%。不同層位的孔、滲相關(guān)性和擬合曲線不同，長6、長7及長8油層組儲層的擬合曲線斜率最大，即孔隙度相同的情況下，其儲層滲透率相對最高。綜上，長6～長9油層組的儲層巖性為細(xì)粒砂巖，孔隙度均值約為8%，滲透率均值約為0.5mD，均符合致密油藏的儲層條件[4,5]。

3 儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征

3.1 孔隙類型

根據(jù)研究區(qū)長6～長9油層組儲層的巖石薄片、鑄體薄片、掃描電鏡等分析資料，結(jié)合孔隙的成因、產(chǎn)狀及幾何形態(tài)等特征研究表明，區(qū)內(nèi)儲層的孔隙類型主要為原生粒間孔、剩余粒間孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、填隙物內(nèi)溶孔及微裂隙。其中，粒間孔隙含量較多，其次為長石溶孔、巖屑溶孔、填隙物溶孔及微裂隙。原生粒間孔常呈不規(guī)則多邊形，在研究區(qū)內(nèi)較深地層中幾乎不發(fā)育(圖3(a))；剩余粒間孔在研究區(qū)長 6～長9油層組中多見，但分布不均，該類孔隙多呈三角形或不規(guī)則多邊形，充填粒間孔隙的多為綠泥石薄膜(圖3(b))、鐵方解石、白云石以及石英、長石的次生加大(圖3(c))；粒間溶孔為研究區(qū)長6～長9 油層組儲層中的一種主要孔隙類型，孔喉均較粗大，連通性好，孔隙多呈不規(guī)則狀，被溶蝕的顆粒邊緣極不規(guī)則，呈鋸齒狀或港灣狀(圖3(d))；粒內(nèi)溶孔區(qū)內(nèi)長石溶孔和巖屑溶孔較發(fā)育，一般沿長石的解理縫溶蝕，但溶蝕強(qiáng)度并不大，僅少量被溶形成蜂窩狀溶孔(圖3(e))；填隙物內(nèi)溶孔在長6～長9油層組發(fā)育有少量濁沸石膠結(jié)物溶蝕形成的孔隙(圖3(f))；微裂縫在研究區(qū)內(nèi)微裂縫數(shù)量較少，未被充填的裂縫對儲層的滲濾性貢獻(xiàn)較大，常見的有碎屑顆粒因機(jī)械壓實(shí)作用沿解理縫裂開而形成的微裂隙，砂巖在成巖過程中受構(gòu)造作用發(fā)生擠壓而導(dǎo)致形成微裂縫(圖3(g))。

3.2 孔隙和喉道特征

利用研究區(qū)長6～長9油層組探井密閉取心樣品，通過普通壓汞和恒速壓汞，總結(jié)了區(qū)內(nèi)油層組孔喉特征。

圖3 富縣-甘泉地區(qū)長6～長9油層組儲層孔隙類型

圖4 恒速壓汞喉道半徑分布圖

圖5 恒速壓汞孔隙半徑分布圖

1)普通壓汞試驗(yàn) 目的層排驅(qū)壓力為0.0545～30.19MPa(平均4.73MP)，中值壓力為0.79～115.48MPa(平均20.88MP)，中值半徑為0.01～4.78μm(平均0.09μm)，最大進(jìn)汞飽和度為8.88%～99.71%(平均63.72%)，退汞效率為10.52%～77.75%(平均28.85%)。

2)恒速壓汞試驗(yàn) 由物性測試結(jié)果可知，樣品孔隙度分布范圍為5.44%～14.5%，滲透率分布范圍為0.04 ～1.25mD。對于滲透率小于0.3mD的樣品，喉道頻數(shù)呈尖峰狀分布，其喉道半徑皆小于1μm且集中在0.5μm左右；隨著滲透率逐漸增大，喉道頻數(shù)分布范圍逐漸變寬，半徑大于1μm的喉道急劇增加，對于滲透率為0.3 ～ 0.5mD的樣品，喉道半徑皆小于2.5μm且主要分布在0.5～1.5μm之間；對于滲透率大于1.0mD的樣品，其喉道分布形態(tài)發(fā)生了根本變化，喉道半徑整體分布趨勢為平緩弧形(圖4)。各樣品的孔隙半徑基本在100～200μm之間，基本不隨滲透率的變化而變化(圖5)，表明喉道才是決定滲透率的主要因素。

4 結(jié)論

1)富縣-甘泉地區(qū)長6～長9油層組儲層巖石類型主要以細(xì)粒的長石砂巖、巖屑長石砂巖為主。碎屑顆粒具有較好的分選性。而磨圓類型則以次棱角狀-次棱次圓狀磨圓為主。

2)研究區(qū)長6～長9油層組儲層均屬于特低孔、超低滲儲層?？紫抖群蜐B透率之間具有明顯的正相關(guān)性，孔隙類型以粒間孔為主。

3)普通壓汞和恒速壓汞試驗(yàn)表明，喉道才是決定滲流率的主要因素。