鄂爾多斯盆地南212井區(qū)長62致密砂巖儲(chǔ)層特征及其影響因素

張俊杰,郭艷琴,吳珍珍,相金元,李百強(qiáng),趙靈生,王 琦,樊平天,李 平

(1.西安石油大學(xué) 地球科學(xué)與工程學(xué)院/陜西省油氣成藏地質(zhì)學(xué)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,陜西 西安 710065;2.中國石油集團(tuán)西部鉆探工程有限公司 工程技術(shù)處,新疆 烏魯木齊 830011;3.合肥工業(yè)大學(xué) 資源與環(huán)境工程學(xué)院,安徽 合肥 230009;4.油氣地球化學(xué)與環(huán)境湖北省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(長江大學(xué)資源與環(huán)境學(xué)院),湖北 武漢 430100;5.中國石油長城鉆探工程有限公司 蘇里格氣田分公司,遼寧 盤錦 124010;6.延長油田股份有限公司 南泥灣采油廠,陜西 延安 716000)

引 言

中生界上三疊統(tǒng)延長組長6油層組是鄂爾多斯盆地重要的含油層位之一,儲(chǔ)層總體表現(xiàn)出低孔、特低滲、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜且非均質(zhì)性較強(qiáng)的特點(diǎn)[1]。儲(chǔ)層特征差異直接影響油藏開發(fā)方式和產(chǎn)能,尤其是低孔低滲油藏的開發(fā),更需要對(duì)其儲(chǔ)層特征進(jìn)行精細(xì)分類表征,并深入探討其控制因素[2]。目前,眾多學(xué)者通過巖心觀察、粒度分析、鑄體薄片和掃描電鏡觀察以及高壓壓汞分析等研究方法,對(duì)鄂爾多斯盆地中西部的吳起地區(qū)、西部姬塬地區(qū)、中東部富縣—志丹等地區(qū)的長6儲(chǔ)層巖石學(xué)特征、孔隙類型、孔隙結(jié)構(gòu)以及成巖作用等做了大量研究[3-12],認(rèn)為沉積相是影響儲(chǔ)層特征的首要因素,沉積相控制著砂體的分布規(guī)律,處于河道位置的儲(chǔ)層物性較好。此外,成巖作用對(duì)儲(chǔ)層特征影響顯著,在成巖作用中,壓實(shí)作用在早期成巖階段對(duì)儲(chǔ)層破壞較大,是導(dǎo)致儲(chǔ)層物性變差的最主要因素。膠結(jié)作用相對(duì)于壓實(shí)作用影響較小。早期綠泥石膠結(jié)可以支撐儲(chǔ)層孔隙,起到抗壓實(shí)作用,對(duì)儲(chǔ)層孔隙起到一定的保護(hù)作用,而在中期成巖階段,膠結(jié)作用也是影響儲(chǔ)層特征的重要因素。溶蝕作用則可以有效改善儲(chǔ)層物性。王曉琳等[13-15]利用Scherer M[16]研究得出的砂巖孔隙度預(yù)測(cè)模型分別對(duì)鄂爾多斯盆地中南部長8油層組、胡尖山地區(qū)長6油層組以及馬海東地區(qū)下干柴溝組致密砂巖儲(chǔ)層孔隙度進(jìn)行定量恢復(fù),并分析了不同成巖作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響。南泥灣油田南212井區(qū)位于伊陜斜坡中部偏東南,構(gòu)造平緩,局部發(fā)育小型鼻狀隆起。長6油層組是研究區(qū)的主要產(chǎn)油層位之一。其中,長62是當(dāng)前重要的產(chǎn)層段,厚度29～40 m,主要為三角洲平原亞相沉積,又可進(jìn)一步細(xì)分為分流河道和河道間2種沉積微相[17]。但不同區(qū)域、不同層段的儲(chǔ)層特征存在較大差異,研究區(qū)長6儲(chǔ)層不同孔隙類型在成巖階段中的演化規(guī)律尚不明確。

針對(duì)該現(xiàn)狀,在前人研究的基礎(chǔ)上,綜合鑄體薄片鑒定、掃描電鏡、高壓壓汞、核磁共振以及X-衍射等實(shí)驗(yàn)分析測(cè)試資料,開展南泥灣油田南212井區(qū)長62致密砂巖儲(chǔ)層的巖石學(xué)特征、孔隙類型及結(jié)構(gòu)、物性特征和成巖作用等精細(xì)表征,并分析致密砂巖儲(chǔ)層的主要影響因素,為研究區(qū)有利建產(chǎn)區(qū)預(yù)測(cè)和優(yōu)選及后期高效開發(fā)提供地質(zhì)依據(jù)。

1 巖石學(xué)特征

研究區(qū)長62油層亞組儲(chǔ)集層巖石類型主要為長石砂巖,其次為巖屑長石砂巖(圖1)。173個(gè)薄片的鑒定數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)分析結(jié)果顯示,砂巖碎屑為69.00%～85.00%,平均85.40%,主要為石英、長石、巖屑和云母碎屑。其中,石英體積分?jǐn)?shù)為15.00%～41.00%,平均23.40%;長石體積分?jǐn)?shù)在32.00%～63.00%,平均49.00%;巖屑體積分?jǐn)?shù)在7.00%～29.00%,平均13.00%。填隙物體積分?jǐn)?shù)5.00%～31.00%,平均14.60%,其中雜基較少,以膠結(jié)物為主,雜基體積分?jǐn)?shù)平均0.80%。膠結(jié)物類型豐富,主要包括方解石(4.00%),綠泥石(2.80%)和伊利石(0.30%)等黏土礦物,濁沸石(3.40%),石英質(zhì)(1.00%),長石質(zhì)(0.54%),其次為少量泥鐵質(zhì)(0.50%)、菱鐵礦(0.66%)和瀝青質(zhì)(0.57%)。砂巖顆粒分選好(22.60%)—中等(77.40%),磨圓以次棱狀為主(96.50%),砂巖為顆粒支撐,膠結(jié)類型主要為薄膜膠結(jié)(44.50%),其次為孔隙膠結(jié)(30.10%),表明長62砂巖成分成熟度較低、結(jié)構(gòu)成熟度相對(duì)較高。

圖1 南212井區(qū)長62砂巖分類Fig.1 Classification of sandstone in Chang 62 reservoir of Nan 212 wellblock

2 物性特征

研究區(qū)長62油層組的物性統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明,實(shí)測(cè)樣品(共162塊)孔隙度整體在2.20%～11.40%,峰值位于8.00%～11.00%,平均8.05%;測(cè)井解釋的孔隙度(122口井)一般為4.72%～11.76%,峰值位于8.00%～10.00%,平均8.66%(圖2)。實(shí)測(cè)樣品的滲透率一般(0.02～0.97)×10-3μm2,峰值位于(0.10～0.50)×10-3μm2,平均0.32×10-3μm2,測(cè)井解釋的滲透率一般(0.09～1.00)×10-3μm2,峰值位于(0.10～0.50)×10-3μm2,平均0.40×10-3μm2(圖3)?？紫抖群蜐B透率實(shí)驗(yàn)測(cè)試值與測(cè)井解釋值相關(guān)性好。依據(jù)石油天然氣總公司碎屑巖儲(chǔ)層物性分級(jí)標(biāo)準(zhǔn)(SY/T 6285-1997),研究區(qū)長62儲(chǔ)層屬于低孔、特低孔—特低滲儲(chǔ)層,孔隙度與滲透率呈正相關(guān),交會(huì)圖所得兩者相關(guān)系數(shù)為0.513 4(圖4),反映儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)相對(duì)較復(fù)雜。

圖2 長62孔隙度分布Fig.2 Porosity distribution of Chang 62 reservoir

圖3 長62滲透率分布Fig.3 Permeability distribution of Chang 62 reservoir

圖4 長62孔滲關(guān)系Fig.4 Relationship between porosity and permeability of Chang 62 reservoir

3 孔隙結(jié)構(gòu)

3.1 孔隙類型

鑄體薄片鑒定及掃描電鏡觀察結(jié)果表明,研究區(qū)長62儲(chǔ)層孔隙類型以粒間孔和溶蝕孔隙為主,溶蝕孔隙主要為長石溶孔,其次為巖屑和雜基溶孔,少量濁沸石溶孔,孔隙組合類型主要為溶蝕孔-粒間孔型?？偯婵茁?.50%～10.00%,平均5.70%,其中,粒間孔最高,為1.00%～7.50%,平均4.08%,長石溶孔次之,在0.20%～3.00%,平均0.85%,雜基溶孔和巖屑溶孔最少,0.20%～1.00%,平均分別為0.38%和0.29%。

(1)粒間孔

粒間孔賦存于碎屑顆粒之間,形狀多為三角形、多邊形或不規(guī)則形,顆粒邊緣多發(fā)育綠泥石薄膜充填孔隙(圖5(a)),掃描電鏡下,綠泥石薄膜呈玫瑰花狀或葉片狀,常見自生石英礦物顆粒充填粒間孔(圖5(b))。

圖5 南212井區(qū)長62儲(chǔ)層孔隙鏡下特征Fig.5 Microscopic characteristics of pores in Chang 62 reservoir of Nan 212 well block

(2)溶蝕孔

溶蝕孔隙類型較多,主要包括粒間溶蝕孔與粒內(nèi)溶蝕孔,其中,長石溶孔最為發(fā)育,其次為巖屑溶孔,溶孔形狀不規(guī)則,多為港灣狀,常與粒間孔相連。長石溶孔沿解理面發(fā)育,部分溶孔幾乎相互連通,孔徑一般10～15 μm,巖屑溶孔相對(duì)較少,常與粒間孔和其他粒內(nèi)溶孔相互連通,粒內(nèi)溶孔多呈孤立狀分布,孔徑相對(duì)更小,一般在2～5 μm(圖5(c)—(f))。

3.2 孔隙結(jié)構(gòu)

表征孔隙結(jié)構(gòu)的參數(shù)較多,常見的主要為孔喉大小、孔喉形態(tài)、孔喉連通狀況及其配置關(guān)系。

郭艷琴等[18-20]通過薄片鑒定、掃描電鏡觀察、高壓壓汞測(cè)試及核磁共振實(shí)驗(yàn)等方法,采用排驅(qū)壓力、最大進(jìn)汞飽和度、中值壓力、可動(dòng)流體飽和度、T2譜值等參數(shù)分別對(duì)鄂爾多斯盆地上古生界二疊系石盒子組8段、中生界三疊系延長組長9致密砂巖儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征進(jìn)行研究,認(rèn)為上述參數(shù)可作為劃分致密砂巖儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)的有效指標(biāo)。本文基于11個(gè)樣品的高壓壓汞測(cè)試結(jié)果,結(jié)合8個(gè)樣品的核磁共振T2譜值,將南212井區(qū)長62儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)劃分為大孔-中細(xì)喉型(Ⅰ類)、中孔-微細(xì)喉型(Ⅱ類)和小孔-微喉型(Ⅲ類)3種類型(表1、圖6)。其中,以Ⅱ類孔隙結(jié)構(gòu)為主(56.25%),Ⅰ類孔隙結(jié)構(gòu)次之(31.25%),Ⅲ類孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)育最少。

表1 研究區(qū)長62儲(chǔ)層高壓壓汞、核磁共振參數(shù)Tab.1 High-pressure mercury injection and nuclear magnetic resonance parameters of Chang 62 reservoir in the study area

圖6 南212井區(qū)長62壓汞曲線分類Fig.6 Classification of mercury pressure curves of Chang 62 reservoir in Nan 212 well block

Ⅰ類：發(fā)育此類孔隙結(jié)構(gòu)的砂巖儲(chǔ)層孔隙度一般為9.56%～13.35%,滲透率通常(0.37～0.88)×10-3μm2,排驅(qū)壓力<1 MPa,中值半徑0.04～0.13 μm,可動(dòng)流體飽和度>50%。核磁共振T2譜值分布曲線一般呈單峰形態(tài)(圖7(a))且T2譜峰值相對(duì)較高,經(jīng)過離心后T2譜峰值與飽和狀態(tài)下的峰值有明顯差異,表明大、中孔隙較發(fā)育,孔、喉連通性較好[17]。

Ⅱ類：發(fā)育此類孔隙結(jié)構(gòu)的砂巖儲(chǔ)層孔隙度一般7.12%～11.43%,滲透率(0.09～0.68)×10-3μm2,排驅(qū)壓力高于Ⅰ類,一般在1～3 MPa,中值半徑相對(duì)較小,為0.02～0.04 μm,可動(dòng)流體飽和度在40%～50%。核磁共振T2譜值分布曲線一般呈左低右高的雙峰形態(tài),T2譜峰分布范圍相對(duì)較大,經(jīng)過離心后T2譜曲線右峰與飽和狀態(tài)下的峰值相比大幅下降,而左峰幾乎無變化(圖7(b)),表明雖然中孔比例較高,但孔喉連通性較差。

Ⅲ類：發(fā)育此類孔隙結(jié)構(gòu)的砂巖儲(chǔ)層孔隙度一般在4.59%～7.12%,滲透率(0.02～0.19)×10-3μm2,排驅(qū)壓力最高,大于3MPa,最大進(jìn)汞飽和度和中值半徑均最小,中值壓力最大,可動(dòng)流體飽和度小于40%(表1)。核磁共振T2譜值低值占比增加,經(jīng)過離心后左右峰相比飽和狀態(tài)下無明顯變化(圖7(c)),反映小孔隙數(shù)量增多,且孔喉連通性變差。

圖7 南212井區(qū)長62核磁共振T2譜分布Fig.7 NMRT2 spectral distributions of Chang 62 reservoir in Nan 212 well block

4 成巖作用及成巖階段

4.1 成巖作用

薄片鑒定、掃描電鏡及陰極發(fā)光等實(shí)驗(yàn)資料分析研究表明,長62儲(chǔ)層成巖作用類型主要包括壓實(shí)壓溶作用、膠結(jié)作用以及溶蝕作用。

(1)壓實(shí)壓溶作用：長62儲(chǔ)層壓實(shí)作用明顯,主要表現(xiàn)為石英、長石等礦物的定向排列以及云母等塑性顆粒的壓彎變形等,在強(qiáng)烈的壓實(shí)、壓溶作用下,砂巖顆粒接觸方式主要表現(xiàn)為線狀接觸(圖8(a))。

(2)膠結(jié)作用：長62儲(chǔ)層膠結(jié)作用較強(qiáng),以碳酸鹽膠結(jié)、黏土礦物膠結(jié)和硅質(zhì)膠結(jié)為主,其次有少量泥鐵質(zhì)、菱鐵礦和瀝青質(zhì)膠結(jié)。碳酸鹽膠結(jié)物以方解石為主,在陰極發(fā)光下主要呈橙紅色(圖8(b));黏土礦物主要為綠泥石,其次為伊/蒙混層,顯微鏡下,綠泥石呈薄膜狀(圖8(a)),掃描電鏡下,綠泥石呈葉片狀或玫瑰花狀(圖8(c),伊/蒙混層呈蜂窩狀或卷片狀(圖8(d));石英次生加大作用以Ⅱ～Ⅲ級(jí)為主,在顯微鏡下表現(xiàn)為顯著的次生加大邊(圖8(e))。在掃描電鏡下為自生石英晶體充填粒間孔。

(3)溶蝕作用：溶蝕作用主要表現(xiàn)為粒內(nèi)和粒間溶蝕,形成長石粒內(nèi)、粒間溶孔、巖屑和雜基溶孔,為儲(chǔ)層發(fā)育提供了良好的儲(chǔ)集空間,長62以長石溶孔為主,沿解理最為發(fā)育,其次為巖屑溶孔(圖8(c)、圖8(f))。

圖8 南212井區(qū)長62成巖作用特征Fig.8 Diagenesis characteristics of Chang 62 reservoir in Nan 212 well block

4.2 成巖作用階段劃分

鄂爾多斯盆地延長組古地溫為90～120 ℃,Ro為0.57%～0.98%,平均0.75%[19]。研究區(qū)長62儲(chǔ)層溶蝕孔隙發(fā)育,石英次生加大以Ⅱ～Ⅲ級(jí)為主,碳酸鹽膠結(jié)以方解石為主,黏土礦物主要為綠泥石和伊/蒙間層(I/S),黏土礦物總體積分?jǐn)?shù)12.20%～24.50%,平均16.98%。其中,綠泥石體積分?jǐn)?shù)為7.29%～13.48%,平均10.18%,相對(duì)體積分?jǐn)?shù)49.00%～77.00%,平均60.40%,伊/蒙間層(I/S)體積分?jǐn)?shù)為3.38%～11.03%,平均6.80%,相對(duì)體積分?jǐn)?shù)23.00%～51.00%,平均39.60%,伊/蒙間層混層比為5.00%(表2),參考《石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T5477-2003碎屑巖成巖階段劃分》,研究區(qū)長62儲(chǔ)層成巖作用已普遍進(jìn)入中成巖階段A期。

表2 研究區(qū)長62X-射線衍射黏土礦物分析數(shù)據(jù)Tab.2 X-ray diffraction analysis data of clay minerals in Chang 62 reservoir of the study area

5 儲(chǔ)層物性控制因素

5.1 沉積相及砂體厚度

研究區(qū)長62儲(chǔ)層主要發(fā)育三角洲平原亞相沉積,包括分流河道和河道間兩種沉積微相。分流河道主河道砂巖為中-細(xì)砂巖,河道側(cè)翼砂巖粒度較細(xì),主要為細(xì)-粉砂巖,河道間巖性以泥巖、泥質(zhì)粉砂巖和粉砂巖為主。優(yōu)質(zhì)砂體主要分布于分流河道沉積微相,分流河道水動(dòng)力較強(qiáng),砂巖粒度相對(duì)較粗、分選好,其儲(chǔ)層物性好。不同沉積微相環(huán)境的砂巖孔隙度和滲透率統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)表明,分流河道砂體孔隙度平均9.90%,滲透率平均0.37×10-3μm2,河道間孔隙度、滲透率平均值分別為8.10%和0.16×10-3μm2(表3)。

沉積相控制著砂體展布規(guī)律,受沉積相影響,儲(chǔ)層單砂體厚度與儲(chǔ)層物性有密切關(guān)系。分流河道水動(dòng)力較強(qiáng),通常沉積粒度較粗、分選較好、厚度較大的單砂體,而河道側(cè)翼或河道間水動(dòng)力較弱,沉積粒度較細(xì)、厚度較小的單砂體。

對(duì)研究區(qū)長62儲(chǔ)層332個(gè)單砂體的厚度和物性進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析,結(jié)果表明,儲(chǔ)層物性受單砂體厚度影響,即儲(chǔ)層孔隙度和滲透率隨單砂體厚度增大而增大。厚度大于5 m的單砂體孔隙度為7.54%～9.12%,平均8.24%,滲透率為(0.51～1.05)×10-3μm2,平均0.89×10-3μm2;厚度為3～5 m的單砂體孔隙度分布在7.41%～8.97%,平均8.04%,滲透率分布在(0.44～1.04)×10-3μm2,平均0.77×10-3μm2;厚度為1～3 m的單砂體孔隙度為6.37%～8.37%,平均7.52%,滲透率分布在(0.34～0.78)×10-3μm2,平均0.65×10-3μm2;厚度小于1 m的單砂體孔隙度集中分布在5.80%～7.57%,平均6.30%,滲透率集中分布在(0.16～0.59)×10-3μm2,平均0.39×10-3μm2(表4)。

5.2 成巖作用的影響

5.2.1 壓實(shí)壓溶作用

隨著上覆地層壓力的不斷增大,儲(chǔ)層中廣泛發(fā)育的黑云母、變質(zhì)巖巖屑會(huì)發(fā)生變形彎曲并充填于原生粒間孔中,導(dǎo)致儲(chǔ)層原始孔隙遭到破壞,此外,黑云母在壓實(shí)作用條件下也會(huì)發(fā)生蝕變作用,堵塞孔隙和喉道,從而使儲(chǔ)層孔隙度降低。利用Scherer M[16]研究得出的公式,計(jì)算得到儲(chǔ)層中砂巖的原始孔隙度,并可通過殘余粒間孔和膠結(jié)物含量來計(jì)算壓實(shí)作用后損失的孔隙度[13-15]。

表4 長62儲(chǔ)層單砂體厚度與物性統(tǒng)計(jì)Tab.4 Thickness and physical property statistics of single sand bodies in Chang 62 reservoir

Φ1=20.91+22.90/C,

(1)

Φ2=P1/Pt×Φm+ω,

(2)

Φc1=(Φ1-Φ2)×100%,

(3)

Fa=Φc1/Φ1×100%。

(4)

5.2.2 膠結(jié)作用

綠泥石、伊/蒙混層等黏土礦物充填于粒間孔隙中會(huì)堵塞儲(chǔ)層孔喉,隨著地層埋深的增加,云母類礦物(如黑云母)發(fā)生蝕變作用形成蒙脫石、黏土礦物等,以及黏土礦物之間的轉(zhuǎn)化都會(huì)為流體提供Fe2+、Mg2+,為后期碳酸鹽礦物的形成提供物質(zhì)基礎(chǔ)[21-22],同樣會(huì)充填于粒間孔中,進(jìn)一步使孔隙減小,使儲(chǔ)層物性進(jìn)一步變差,儲(chǔ)層孔隙度和滲透率與黏土及碳酸鹽膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)均表現(xiàn)為明顯的負(fù)相關(guān)關(guān)系(圖9)。

圖9 研究區(qū)長62膠結(jié)物與孔、滲相關(guān)性Fig.9 Relationships between volume fraction of cements and physical property of Chang 62 reservoir in Nan 212 well block

由于膠結(jié)作用使部分粒間孔以及早期溶孔被膠結(jié)物充填,導(dǎo)致儲(chǔ)層孔隙減少,故一般認(rèn)為膠結(jié)作用損失的孔隙度與膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)大致相同,即經(jīng)過膠結(jié)作用后損失的孔隙度計(jì)算如下：

Φ3=P1/Pt·Φm,

(5)

Φc1=(Φ2-Φ3)×100%=ω×100%,

(6)

Fb=ω/Φ1×100%。

(7)

式中：Φ3為經(jīng)歷過壓實(shí)壓溶作用和膠結(jié)作用之后的孔隙度,%;Φc1為膠結(jié)作用后損失的孔隙度,%;Fb為膠結(jié)孔隙度損失率,%。

計(jì)算結(jié)果表明,長62儲(chǔ)層膠結(jié)作用導(dǎo)致孔隙度減小6.00%～23.00%,平均減小了10.56%,膠結(jié)孔隙度損失率14.73%～54.12%,平均25.77%(表5)。

5.2.3 溶蝕作用

研究區(qū)長石、巖屑以及濁沸石等礦物在酸性條件下發(fā)生溶蝕形成的溶蝕孔可以有效改善儲(chǔ)層物性,溶蝕作用增加的孔隙度計(jì)算如下：

Φ4=P2/Pt·Φm,

(8)

Fc=Φ4/Φ1×100%。

(9)

式中：Φ4為經(jīng)溶蝕作用后增大的孔隙度,%;P2為溶蝕孔面孔率,%;Fc為溶蝕作用增孔率,%。

計(jì)算結(jié)果表明,溶蝕作用使長62儲(chǔ)層孔隙度增加1.68%～5.26%,平均增加2.96%,溶蝕作用增孔率為3.96%～12.86%,平均7.29%(表5)。

表5 研究區(qū)孔隙度演化與成巖作用的關(guān)系Tab.5 Relationship between porosity evolution and diageneses of Chang 62 reservoir in the study area

6 結(jié) 論

(1)南212井區(qū)長62儲(chǔ)層巖石類型以長石砂巖為主,其次為巖屑長石砂巖,膠結(jié)物主要包括方解石、綠泥石、伊利石、濁沸石和長英質(zhì),其次為少量泥鐵質(zhì)、菱鐵礦和瀝青質(zhì)。分選好—中等,磨圓以次棱狀為主,長62儲(chǔ)層的成分成熟度較低、結(jié)構(gòu)成熟度相對(duì)較高;儲(chǔ)層孔隙度2.20%～11.76%,平均8.31%,滲透率在(0.02～1.00)×10-3μm2,平均0.35×10-3μm2,屬于低孔、特低孔-特低滲儲(chǔ)層。

(2)孔隙以粒間孔和長石溶孔為主,孔隙類型組合主要為溶蝕孔-粒間孔型;孔隙結(jié)構(gòu)可劃分為大孔-中細(xì)喉型(Ⅰ類)、中孔-微細(xì)喉型(Ⅱ類)和小孔-微喉型(Ⅲ類)3類。研究區(qū)以中孔-微細(xì)喉型(Ⅱ類)最為發(fā)育。成巖作用主要有壓實(shí)壓溶作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用,成巖階段為中成巖A期。

(3)長62物性主要受沉積環(huán)境和單砂體厚度以及成巖作用影響。分流河道物性較好,且儲(chǔ)層單砂體厚度越大,儲(chǔ)層的物性越好。壓實(shí)作用、膠結(jié)作用是導(dǎo)致研究區(qū)儲(chǔ)層物性變差的主要原因,其造成的減孔量平均分別為23.21%、10.56%,溶蝕作用有效改善了儲(chǔ)層物性,其增孔量平均為2.96%。