安塞油田王窑地区长储层物性研究

2011-01-16张春生肖梦华赵恩璋

岩性油气藏 2011年3期

王芳，张春生，肖梦华，李莉，赵恩璋

（1.长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室；2.中国石化河南油田研究院）

0 引言

鄂尔多斯盆地伊陕斜坡为微向西倾斜的单斜构造，斜坡上构造活动很微弱，地层产状平缓，地层倾角小于1°，平均坡降8～10 m/km，三叠系发育大致由东向西倾没的低幅鼻隆构造［1］。安塞油田位于王窑鼻隆之上，油层平均厚度12.0 m，平均孔隙度13.7%，平均渗透率2.29 mD，原始地层压力9.1 MPa，压力系数 0.7～0.8，属低渗、低压、低产且地面条件又极差的边际油田［1］。

1 储层特征

1.1 储层岩石学特征

根据大量岩心铸体薄片分析，安塞油田王窑地区储层岩石类型单一，主要为中—细粒长石砂岩，石英含量18.19%～24.2%，平均21.52%；长石含量43.5%～56.4%，平均49.96%；碎屑组分以斜长石和石英为主。长储层砂岩中杂基含量较低，一般为3%～10%；胶结物主要为黏土矿物、碳酸盐、次生石英和长石等，其中浊沸石是长储层最具特色的胶结物。

1.2 储层孔隙类型

研究区储集层孔隙类型有原生粒间孔隙（残余粒间孔隙）、溶蚀粒间孔隙、溶蚀粒内孔隙、微孔隙和微裂隙等，其中溶蚀粒间孔隙、残余粒间孔隙和溶蚀粒内孔隙是最主要的孔隙类型［2］。

1.2.1 原生粒间孔隙

原生粒间孔隙（残余粒间孔隙）是指绿泥石呈薄膜状包绕碎屑颗粒后剩余的粒间孔隙。区内原生粒间孔隙主要分布在富绿泥石的砂岩中，面孔率一般小于1%，最大为3.1%，平均为0.59%，占总孔隙体积的12.1%。孔隙多呈孤立状，连通性差，大部分被浊沸石、方解石、绿泥石和石英充填（图版Ⅰ-1）。

1.2.2 溶蚀粒间孔隙

溶蚀粒间孔隙是研究区最主要的孔隙类型，主要有浊沸石溶蚀、长石溶孔和岩屑溶孔。溶蚀粒间孔隙面孔率最大可达7%，平均为3.05%，占总孔隙体积的73.31%。其中，浊沸石溶孔面孔率最高可达6%，平均为2.21%，长石溶孔也较为发育，约占溶蚀粒间孔隙的1/4左右（图版Ⅰ-2）。

1.2.3 溶蚀粒内孔隙

溶蚀粒内孔隙是颗粒和晶体内部被部分或全部溶蚀而形成的次生孔隙，包括颗粒基本被完全溶蚀而形成的铸模孔。区内最常见的是长石溶蚀形成的粒内孔隙。粒内溶蚀孔隙面孔率一般为0～2%，最高为2.8%，平均为0.51%，占总孔隙体积的10.74%。

1.2.4 微孔隙

微孔隙主要指自生胶结物中存在的晶间孔隙。此类孔隙虽然细小，然而一旦与其它类型孔隙相连通，则会产生积极的作用。区内有黏土杂基类微孔隙（图版Ⅰ-3）。

1.2.5 微裂隙

微裂隙在研究区较常见，对储层的物性有改善的作用［3］。根据对研究区及邻区长储层的研究发现，砂岩储层内部发育有大量小规模的裂隙（图版Ⅰ-4）。

1.3 储层孔隙结构特征

储层的孔隙结构一般通过排驱压力、饱和度中值毛管压力、孔喉均值、孔喉分选系数、退汞效率等一系列特征参数来表征（表1）。通过对长储层多块典型样品进行压汞分析可知：大部分样品中值压力在1.24～5.8 MPa，表明长储层储集岩岩性致密，储层渗流能力非常弱；孔喉分选性变化较大，在0.1～3.1，说明相对好的储层分选系数大，而相对差的储层分选系数小；孔喉均值较小，孔喉半径一般为0.05～1.52 μm，属中—低孔细喉型储层。

表1 王窑地区长储层部分取心样品压汞数据Table 1 Mercury penetration data of parts of the core samples of Changreservoir in Wangyao area

井号深度/m 孔喉半径均值/μm 孔喉分选系数/μm 排驱压力/MPa 中值压力/MPa 退汞效率/% 均质系数W10-18 1 252.10 0.35 2.25 0.71 3.63 30.89 0.08 W10-15 1 272.00 0.41 2.18 0.51 2.71 34.11 0.10 W10-14 1 291.05 0.42 2.63 0.51 3.42 27.00 0.10 W12-19 1 258.80 0.67 0.53 0.28 3.75 31.28 0.18 W12-20 1 227.29 0.73 2.47 0.31 1.52 26.95 0.17 W13-17 1 278.85 0.78 0.63 0.24 3.41 33.30 0.18 W8-22 1 302.75 0.75 2.25 0.31 1.75 25.99 0.16 W7-18 1 192.48 0.78 2.81 0.31 2.06 22.80 0.19 W22-11 1 303.11 0.19 0.13 1.08 5.84 24.79 0.18 W21-8 1 308.44 0.98 0.75 0.21 2.45 30.91 0.18 W21-15 1 293.81 0.63 3.27 0.48 2.56 36.84 0.45 W21-18 1 234.49 1.01 5.64 0.34 0.84 27.36 0.45 W20-21 1 276.29 1.02 5.76 0.34 1.54 27.48 0.45 W20-18 1 332.10 0.25 1.02 1.33 7.52 29.88 0.69 W14-27 1 277.00 2.10 2.95 0.08 1.29 21.59 0.66 W15-24 1 311.45 0.09 0.23 4.35 11.32 18.30 0.85 W19-9 1 321.30 0.14 0.34 2.45 12.56 39.60 1.08

图1 王窑地区长储层压汞及平均压汞毛管压力曲线图Fig.1 The curves of mercury penetration and average mercury penetration of Changreservoir in Wangyao area

1.4 储层物性特征

图2 王窑地区长储层孔隙度（左）、渗透率（右）频率及累计频率直方图Fig.2 Porosity frequency （left） and permeability frequency （right） and their cumulative frequency of Changreservoir in Wangyao area

2 储层物性影响因素

王窑地区构造简单，其储层物性主要受沉积因素和成岩作用的影响［1］。

2.1 沉积因素

沉积因素包括沉积环境和沉积作用。砂岩储层的沉积环境控制着储集岩砂体的宏观分布形态、微观结构以及层理构造上的非均质性，进而控制着储层物性的非均质性，并对后期成岩作用有一定的影响。

2.1.1 对储层宏观分布的控制

王窑地区储集层主要为水下分流河道砂体，其次为河口砂坝砂体。不同的沉积微相具有不同的层理构造。在砂体较发育的水下分流河道、河口坝沉积中发育各种交错层理、块状层理、粒序递变层理、变形层理和透镜状层理，而河道侧翼微相沉积以水平层理发育最多，其次是波状层理、变形层理及沙纹层理［5］。

2.1.2 对砂岩粒径分布的控制

不同级别的沉积相控制着不同级别的砂体分布，王窑地区主要是沉积微相控制细砂岩、粉砂岩的平面分布状况。王窑地区长611储层砂岩以细砂岩、极细—粗粉砂岩为主，粒度相对较细，粒径主要在0.1～0.35 mm，泥质含量较高，主要发育三角洲前缘水下分流河道、河口砂坝砂体［6］。

2.1.3 对砂体孔隙度、渗透率的控制

王窑地区长611期处于陆相浅水三角洲的沉积环境下，形成的水下分流河道、河口坝、前缘席状砂、决口扇和分流间湾微相在层理构造、夹层分布、层理纹层等方面均有差异，表现出了孔隙度和渗透率的不均一性。

2.2 成岩作用

王窑地区延长组砂岩储层主要发育机械压实作用，后期有一定化学压实作用，压实作用强度与深度间呈指数关系。

2.2.1 胶结作用

研究区长611储层胶结过程中形成的各种矿物和自生黏土矿物充填孔隙，堵塞孔喉，使储层物性变差。胶结作用和压实作用［7］是导致储层物性变差的最主要的原因。但是绿泥石黏土衬边发育的砂体保存有较多的原生孔隙，有利于后期酸性水进入并溶蚀浊沸石及长石、岩屑颗粒，从而有利于形成次生孔隙（图版Ⅱ-1）。

2.2.2 溶蚀作用

王窑地区溶蚀作用是形成次生孔隙的主要原因。长611储层砂岩溶蚀形成的各种类型的溶蚀孔隙是研究区主要的孔隙类型。溶蚀作用形成的大量次生孔隙提供了油气储存的空间［8］，从而对储层物性的改善起到了重要作用。据铸体薄片分析，王窑地区砂岩储层溶蚀作用主要发生在浊沸石胶结物和长石、岩屑颗粒表面及内部。研究区长储层含有大量浊沸石胶结物，而浊沸石容易发生溶蚀作用形成次生溶孔（图版Ⅱ-2）。

总之，成岩作用的改造使储层在纵向上和平面上的非均质程度增强，表现为：压实作用和碳酸盐、黏土矿物的胶结作用是降低储层孔隙度、渗透率的主要因素；溶蚀作用易产生溶蚀孔隙，使储层的物性得到改善。低渗透储层中的裂缝主要起渗流通道的作用。在一些厚层砂岩的水下分流河道砂体中，钙质夹层和钙质条带发育，致使储层的物性变差，甚至使岩石变得致密，成为非储层；在泥质含量较高的砂岩中，机械压实作用又使得砂岩颗粒排列具有定向性，从而增强了储层水平方向与垂直方向上的差异［9］。