华庆油田长6油藏储层特征研究

吴晓明，白诗筠，王超逸

（西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安 710065）

华庆地区位于陕西省吴旗县白豹乡和甘肃省华池县乔河乡境内，面积约1 670 km2，属黄土塬地貌。白153~白155井区为于华庆油田东部，构造上位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡带的南部，总体为一西倾单斜，倾角不足1°。该研究区是三叠系延长组和侏罗系延安组两个含油层组的叠合发育区。晚三叠世延长期盆地内存在东北、西南两大主要物源区，受盆地底部形态西南陡、东北缓的影响，东北部主要发育河流-冲积平原-曲流河三角洲相沉积；西南部主要发育冲积扇-辫状河三角洲相沉积体系。在盆地发展、演化过程中，这两大沉积体系此强彼弱、互有消长，共同构成了三叠系横向油藏序列。

1 沉积特征

华庆油田长6期主要受东北沉积体系控制，物源供给充足，沉积规模大，主要发育三角洲前缘、湖泊重力流沉积，纵向上多期砂体叠加复合，发育厚层状砂岩，砂体厚度达到20~40 m。沉积物中层理发育且类型丰富多样，常见槽状交错层理、波状层理、水平层理和平行层理、包卷层理以及块状层理，可见滑动变形构造。

白153~155区长63油藏总体上为一套深湖浊流相沉积体，沉积规模大，发育的主要微相有浊积水道、水道间。剖面上长63浊积水道广泛发育，沉积厚度大，横向分布连续稳定，纵向浊积水道多期叠置，形成多期砂体叠加复合，发育厚层状砂岩，砂体厚度达20～40 m。

2 岩矿特征

白153～白155区长63储层岩石类型以长石砂岩和岩屑质长石砂岩为主，岩石中不稳定组分（长石与岩屑）的含量达到58.1%，成熟度较低。

2.1 砂岩颗粒细小

区内5口井12块样品分析表明，白153~白155区长63储层颗粒细小，以细砂岩为主，细砂组分达到91.5%，中砂含量小于1%，粉砂含量4.5%，粒度中值为0.11 mm。

通过与陕北长6储层粒度特征对比，研究区细砂组分含量比陕北6超低渗储层高9.1%左右，比长6特低渗储层高19.1%左右，粒度中值只有陕北长6超低渗、特低渗储层的65.7%和61.4%左右。

2.2 填隙物含量高

白153~白155井区长63储层填隙物以绿泥石、水云母、铁方解石、方解石及硅质为主，粘土矿物主要为绿泥石，填隙物含量平均达到16.26%，比陕北长6超低渗、特低渗储层（12%左右）分别高出3.72%和5.06%左右（见表1）。

2.3 面孔率低

长63孔隙类型以粒间孔为主，平均1.65%，溶蚀孔隙较为发育，其中以长石溶孔对孔隙的贡献最大，其次为岩屑溶孔，未见沸石溶孔和杂基溶孔，晶间孔发育程度较差。统计55块样品分析数据，平均面孔率2.3%，低于陕北长6超低渗储层的3.84%，粒间孔发育程度较差。

2.4 孔喉细小

华庆油田白153～155井区长63油藏门槛压力相对较高，最大吼道半径小，但分选好，以微小吼道为主（见图1）。

表1 研究区与陕北地区长6储层填隙物含量对比表

孔喉结构总体表现为小孔微细喉，中值压力7.52 MPa，中值半径仅为0.11 μm，为陕北长6特低渗储层的42.8%；排驱压力、中值压力分别是陕北长6特低渗储层的3.3和 2.2倍（见图2）。

3 物性特征

储层微观特征造成研究区储层物性整体较差，孔隙度一般在8%～15%，平均11.9%，渗透率集中在0.1～1.0 mD，平均0.40 mD，低于陕北长6储层0.6～1.5 mD的整体水平，属低孔隙度、超低渗透率储层。

4 非均质性

储层非均质性是指油气储层由于在形成过程中受沉积环境、成岩作用和构造作用的影响，在空间分布及内部各种属性上都存在的不均匀的变化。

4.1 平面非均质性

平面非均质性主要描述一个储层砂体平面上的非均质变化，包括砂体成因单元的连通程度、平面孔隙度、渗透率的变化和非均质程度，以及渗透率的方向性。

长63孔隙度一般在8%~15%，平均为11.90%，平面上孔隙度大于12%的区域有白191、白155井、白266、白169井周围。

研究区长63储层渗透率整体较低，平均为0.40 mD，但在局部发育高渗区，平面上渗透率大于0.6 mD的区域主要位于白169、白411、白153和白155井周围。

4.2 层内非均质性

（1）韵律性：纵向油水运动规律在很大程度上受沉积韵律控制。分析研究区73口井纵向沉积特征，长63垂向粒度分布的韵律性以反韵律为主，油层纵向水淹较均匀，水淹厚度和强水淹厚度较大（见图3）。

（2）层内夹层：夹层对地下流体具有隔绝能力和遮挡作用，因而对水驱油过程有很大影响。研究区长63夹层厚度最大6.6 m，平均厚度2.1 m。夹层频率最大15.4%，平均4.2%，平面上夹层频率较高的区域主要位于白266井、关130-153井和白154井周围。

（3）定量表征参数：层内非均质性定量表征参数包括渗透率变异系数、突进系数、级差、均质系数等，级差、标准偏差越大，储层非均质性越强，产油量越低，甚至出水。

白153~155区长63渗透率级差582.7，突进系数30.3，非均质性强，从而造成水驱动用程度整体偏低，为43.4%。与陕北长6储层相比，储层非均质性明显增强，水驱动用程度降低。

5 油层厚度与含有饱和度

研究区长63油藏大面积连片分布，油层厚度达到15～30 m，平均厚度近20 m，分布稳定，明显高于陕北地区10～15 m的油层厚度。

测井解释结果表明，研究区长63油藏含油饱和度平均56.4%，最高可达68.4%，平面上含油饱和度高于60%的区域主要集中在白155、153、266一线，呈狭长条带状分布（见图4）。

6 储层敏感性

外来流体的盐度过低或盐度的急剧变化引起油气储层中粘土矿物的水化、膨胀和分散，导致粘土微粒及由粘土胶结的碎屑微粒的释放，即储层的水敏性。一般情况下，粘土矿物中蒙脱石的水敏性最强。

表2 水敏性实验评价结果表

研究区储层粘土矿物以绿泥石为主，其次为伊利石，蒙脱石含量小于10%，水敏矿物含量相对较低。

进一步的敏感性实验评价结果显示，研究区长63储层水敏性以无～弱水敏为主，无～弱速敏、弱～中等酸敏、弱盐敏，利于注水开发（见表2）。

7 结论

（1）研究区长63油层孔隙度低，渗透率差，非均质性强，为低孔超低渗岩性油气藏，物性、非均质性的作用，限制了油田的产能，不利于单井产能的提高，而物性、非均质性在储层微观方面的表现主要为砂岩颗粒粒度小、填隙物含量高、面孔率低、喉道细小等特征。

（2）在区域地质背景研究的基础上，结合储层常规实验分析和核磁共振等最新实验分析技术，通过与陕北地区长6储层、渗流特征的对比，华庆油田白153～白155井区储层渗透率仅0.40 mD，渗透率级差582.7，突进系数为30.3，物性差和非均质性强是限制单井产能的最主要因素。

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