下寺湾油田川道区块长2油层组储层特征研究

2012-11-10杜彦军延长石油集团研究院陕西西安710075

长江大学学报(自科版) 2012年10期

关键词：溶孔喉道长石

杜彦军 (延长石油(集团)研究院，陕西西安 710075)

梁英 (延长油田股份有限公司南区采油厂，陕西延安 716000)

林利飞 (西安石油大学油气资源学院，陕西西安 710065)

耿传林 (延长油田股份有限公司下寺湾采油厂，陕西延安 716100)

下寺湾油田川道区块长2油层组储层特征研究

杜彦军 (延长石油(集团)研究院，陕西西安 710075)

梁英 (延长油田股份有限公司南区采油厂，陕西延安 716000)

林利飞 (西安石油大学油气资源学院，陕西西安 710065)

耿传林 (延长油田股份有限公司下寺湾采油厂，陕西延安 716100)

长2油层组为下寺湾油田川道区块的主力产层之一。通过铸体薄片和压汞资料等对研究区长2油层组储层的岩石类型、孔隙类型和结构特征以及物性特征进行了分析，并对储层进行了分类评价。研究结果表明，储层岩石类型主要为岩屑长石砂岩和长石砂岩，其中以长石砂岩为主，其次为岩屑长石砂岩；储集空间主要以粒间溶孔为主；储层物性具低孔、超低渗的特点；按孔隙结构类型将研究区储层分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类4种类型(Ⅰ类储层是好储层，Ⅱ类储层是较好储层)，且主要以Ⅱ类储层为主。

下寺湾油田；储层特征；长2油层组

下寺湾油田位于陕西省甘泉县境内，构造位置处于鄂尔多斯盆地陕北斜坡南部[1]。川道区块为下寺湾油田主要产油区之一，长2油层组为该区块的主力产油层。前人研究认为，该区长2油层组主要为三角洲前缘亚相沉积，主要包括分流河道、天然堤、分流间湾、河口砂坝以及远砂坝等沉积微相类型[2]。随着大规模的石油勘探和开发，目前在该区完钻各类井60余口，长2油层组均见到良好的油气显示，投产初期单井产量多在0.6～1.0t/d，在储层物性较好区域也出现个别高产井，但普遍存在油水关系复杂和降产较快的现象，因而对该区块的地质情况认识不清成为目前制约该区快速、高效开发的主要问题。为此，笔者利用薄片、电镜和压汞等资料，对该区块长2油层组储层特征进行了研究，以期为该区油气勘探开发提供依据。

1 储层岩石学特征

通过分析该研究区岩石薄片鉴定资料，认为研究区长2油层组储层岩石类型包括长石砂岩和岩屑长石砂岩，其中以长石砂岩为主，其次为岩屑长石砂岩。通过统计研究区30块岩石粒度分析数据，认为研究区长2油层组砂岩以细砂岩为主，含有极少量的粉砂岩、粉细砂岩、中砂岩和粗砂岩。研究区长2油层组砂岩中碎屑总量70.0%～93.0%，平均78.1%，其中石英含量29.0%～48.5%，平均38.4%，长石含量20.0%～46.0%，平均32.2%，岩屑含量5.0%～20.0%，平均8.1%，岩屑主要成分为变质岩岩屑，少量岩浆岩岩屑。

研究区长2油层组砂岩中胶结物成分主要为碳酸盐和粘土矿物，粘土矿物含量低于碳酸盐胶结物含量，硫酸盐、硅质和铁质等少见且含量较低。碳酸盐胶结物主要包括方解石和白云石[3]。胶结类型主要为孔隙式，其次为接触式和镶嵌式。粘土矿物包括高岭石和绿泥石，主要呈孔隙式充填，少量为包膜式充填。

2 储层孔隙类型及结构特征

2.1储层孔隙类型

通过岩心薄片显微镜观察和铸体薄片图像分析，认为长2油层组储层的孔隙类型包括原生孔隙、次生孔隙和裂缝。

1) 原生孔隙研究区纯粹的原生孔隙少见，由于后期的压实、胶结和溶解作用，原生孔隙基本被破坏或改造，但是仍残留少量剩余原生粒间孔保存下来，多呈三角形态(见图1(a))。

2) 次生孔隙该类型包括粒间溶孔、粒内溶孔、晶间溶孔、铸模孔等，具体内容如下：①粒间溶孔。粒间溶孔是该区储层最主要的储集空间，铸体薄片中可见部分碎屑颗粒呈“漂浮状”；长石的溶解现象比较常见，大多沿长石解理溶解，部分沿长石颗粒边缘溶解，在颗粒附近可见高岭石产生(见图1(b))。②铸模孔。铸模孔大多为溶解长石颗粒所致，在孔隙的边缘还残留少量长石碎屑(见图1(c))。③晶间孔。常见有高岭石晶间孔，在孔隙总体积中的比值较小(见图1(d))。④粒内溶孔。该类型最常见的是长石粒内溶孔，岩屑粒内溶孔少见，在孔隙总体积中的比值较小(见图1(e))。

3) 裂缝裂缝含量较少，对储层孔隙性贡献较小(见图1(f))。

图1 研究区孔隙类型图版

2.2储层孔隙结构特征

砂岩储层吼道类型分别为孔隙缩小型喉道、缩颈型喉道、片状喉道、弯片状喉道和管束状喉道[4]。根据薄片观察和铸体图象分析,该研究区以弯片状喉道为主，其次为缩颈型喉道，孔隙缩小型喉道和管束状喉道较少。

据压汞测试分析，该区块长2油层组储层喉道中值半径0.029～0.544μm，平均0.220μm；最大孔喉半径0.088～3.369μm，平均1.090μm，喉道属于微-细喉道类型；孔喉歪度0.935～2.483，平均1.574，表明孔喉偏粗。

研究区砂岩储层的排驱压力分布范围为0.223～8.483MPa，平均2.376MPa，中值压力分布范围为1.378～26.06MPa，平均7.999MPa，表明储层的孔渗性较差。

研究区长2油层组储层砂岩样品的压汞分析结果可得出，分选系数范围为0.0166～0.7136，平均0.228，变异系数范围为0.749～1.494，平均0.960，均值系数范围为0.1031～0.2626，平均0.2106，表明孔喉分选程度总体相对较好，分布较均匀。

3 储层物性特征

研究区岩心孔隙度和渗透率资料表明，研究区储层物性变化较大，长2油层组孔隙度最小为3.4%，最大可达18.9%，主要分布在9%～15%，平均13.2%；渗透率从(0.015～48.2)×10-3μm2，平均0.54×10-3μm2，属低孔超低渗透储层。

4 储层分类与评价

对研究区30块岩石压汞资料及孔隙结构特征参数进行分析，将研究区长2油层组储层分为以下4类。

4.1Ⅰ类储层

该类储层是该区块好储层，以中孔特低渗中喉型储层为主。孔隙度13%～16%，平均14%；渗透率(0.60～3.31)×10-3μm2，平均1.62×10-3μm2；排驱压力0.22～0.5MPa，平均0.35 MPa；平均喉道半径0.39～0.87μm，平均0.58μm。

4.2Ⅱ类储层

该类储层为该区块较好储层，以中孔特低渗较细喉储层为主。孔隙度10%～16%，平均13.5%；渗透率(0.35～0.55)×10-3μm2，平均0.45×10-3μm2；排驱压力0.55～0.83MPa，平均0.68 MPa；平均喉道半径0.26～0.35μm之间，平均0.31μm。研究区储层以该类储层为主。

4.3Ⅲ类储层

该类储层为差储层，以中-低孔特低渗较细喉储层为主，孔隙度8%～13%，平均8.8%；渗透率(0.1～0.24)×10-3μm2，平均0.2×10-3μm2；排驱压力1.2～1.5MPa，平均1.35MPa；喉道半径0.17～0.24μm，平均0.2μm。

4.4Ⅳ类储层

该类储层为非储层，以低孔特低渗较细喉储层为主，孔隙度3.5%～14%，平均8%；渗透率(0.02～0.11)×10-3μm2，平均0.04×10-3μm2；排驱压力2～8.5MPa，平均5.9MPa；喉道半径0.03～0.12μm，平均0.05μm。