子北油田理801井区长6油层组储层特征及影响因素分析*

2014-03-11葛宏选梁小兵赵鹏飞

天然气勘探与开发 2014年1期

关键词：区长物性油层

葛宏选梁小兵赵鹏飞赵倩温敏沙帆

（1.陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院 2.延长油田股份有限公司子北采油厂勘探开发研究所）

子北油田理801井区长6油层组储层特征及影响因素分析*

葛宏选1梁小兵1赵鹏飞1赵倩1温敏2沙帆2

（1.陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院 2.延长油田股份有限公司子北采油厂勘探开发研究所）

通过岩心观察，利用铸体薄片、扫描电镜、图像分析、压汞资料分析、数理统计以及岩心描述等方法，对子北油田理801井区长6油层组油藏储层特征进行研究。结果认为，长6油层组储层属超低渗储层，储层孔隙类型主要以粒间孔和长石溶孔为主；储集能力主要受沉积微相展布规律和成岩作用控制，该区局部发育的微裂缝，且微裂缝的含量与平均渗透率呈正相关性，对改善储层物性起到重要作用；储集性能以水下分流河道砂体物性最好，垂向上演化受成岩作用控制，压实和胶结作用使储层物性明显变差，溶蚀作用产生的次生孔隙改善储层物性，形成有效储层；本区长6油层组储层主要以IVa类储层为主。图7表3参13

鄂尔多斯盆地岩石学特征孔隙结构物性特征成岩作用

0 引言

子北油田理801井区位于延安市子长县境内，位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡，构造较平缓，整体上为西倾单斜的构造特征，该井区位于安塞—子长三角洲之上，长6期是三角洲建设的高潮期［1］，湖盆北翼水退型三角洲最为发育的时期，分流河道砂体是沉积主体，该区主力油层为长6油层组，其中主力小层为长61和长62［2］，储层非均质强，渗透性差，层间矛盾突出，产量低，递减快，最后导致“注不进，采不出”，为了更深一步认识储层变化规律，而且能为后期制定有效的开发方案，笔者对理801井区长6油层组储层物性特征及影响因素进行了分析，对区域的岩心化验分析资料进行整理统计得出，该区岩石主要以长石为主，填隙物以自生矿物为主，孔隙结构主要以粒间孔和溶孔占很大比例，孔隙喉道为中孔—细喉道，物性属于超低渗透储层，引用前人的划分标准，长6油层组储层总体为IVa（亚类）储层。

1 储层岩石学特征

根据岩心和铸体薄片分析看出，理801井区长6油层组储层的岩性以灰色细粒长石砂岩为主，其次为中—细粒、中粒及粉—细粒、粉粒长石砂岩，具有近似的岩石学特征；砂岩矿物主要成份为：长石平均占56.4%，石英平均为18.2%，岩屑平均为10.1%，黑云母平均为2.7%（图1）；岩屑主要是变质岩和火成岩岩屑，还有少量沉积岩岩屑。

图1 储层矿物成分频率图

根据对填隙物中各种矿物统计，主要以自生矿物为主，平均含量11.6%，主要有绿泥石（3.2%）、浊沸石（0.8%）、硅质（1.7%）、方解石（0.9%）、长石质（1.5%）、伊利石（1.2%）等。

根据砂岩的结构分析，研究区长6油层组砂岩的颗粒主要是较均一的细粒，粒级范围0.1～0.3 mm，占70%以上，分选性为中—好，磨圆度为次圆—次棱角状，颗粒呈半定向排列，砂岩中杂基含量小于2%，指示沉积介质为高能量的牵引流。

2 储层孔隙特征

2.1 储层孔隙类型

根据工区薄片样品资料统计分析，研究区总体上以粒间孔隙和溶蚀孔隙为主，分别占孔隙类型的51.3%，27.6%，共占孔隙类型的78.9%；其次含有少量的粒内孔、裂隙孔，其它孔隙共占9%（图2）。

图2 区域孔隙类型分布柱状图

2.2 孔隙结构特征

通过对工区内理427井和理295两口井密闭取心的岩心化验分析，长6油层组储层的孔隙以中孔（孔径50～80μm）为主，形状为三角型和不规则型，孔隙类型为溶蚀孔和粒间孔，粒间孔隙占多数，溶蚀孔以长石溶孔和浊沸石溶孔为主，总面孔率在0.5%～10.5%之间，平均值为4.64%，喉道为细喉和微细喉，形态以变断面收缩喉道及片状喉道为主，孔隙结构类型主要是中细孔喉型。

3 储层物性特征

对工区内129口岩心化验分析统计，研究区内孔隙度最大值12.77%，最小值1.4%，平均孔隙度10.1%，最大渗透率3.82 mD，最小渗透率0.03 mD，平均渗透率0.43 mD（表1），对照行业标准，该区储层属于超低渗储层。

表1 研究区储层物性统计表

4 储层物性影响因素分析

4.1 沉积相对物性的影响

沉积环境主要影响砂岩的粒度、碎屑成分、分选性、泥质杂基含量，导致不同沉积微相储层物性差异明显，不同沉积环境形成的砂体特征不同，物性亦不同［3］。研究区长6油层组储层属于三角洲平原分流河道沉积，水上分流河道，分流间湾和分流侧缘等微相比较发育，相比之下，河道好于河口沙坝和间湾的物性，河道水动力较强，粒度粗，成分成熟度高，物性相对较好，其它相带粒度细，杂基也多，物性差，沉积作用对储层物性有很大影响［4－5］。

4.2 成岩作用对物性的影响

（1）机械压实作用和压溶作用

研究区压实作用在长6油层组砂岩中主要表现为脆性组分内部产生机械破碎，粒间孔间形成假杂基形式充填孔隙（图3a）；压实作用的后期砂岩中的主要粘土矿物绿泥石薄膜析出，绿泥石主要呈薄膜状或栉壳状附着在碎屑颗粒表面并堵塞孔喉（图3b）；随着沉积物埋深的增加，压力和温度升高，压实作用逐渐被压溶作用所代替，石英颗粒边缘产生化学压溶作用，表现为颗粒间为线—缝接触，或者长石、石英发生次生加大现象（图3c），降低了原始砂岩孔隙度，破坏了储集性能［6－7］。

（2）胶结作用

电镜扫描下发现，子北油田理801井区长6油层组储层砂岩的胶结物中为绿泥石（图4），绿泥石使喉道发生堵塞，降低渗透率；浊沸石分布很不均匀，在相对集中的地方，完全充填孔隙，铸体无法进入，大部分被浊沸石充填的部分，都可以形成网状的孔隙；砂岩中石英和长石次生加大较发育，在电镜扫描中，可以看到大量结晶很好的各种矿物及其晶间孔隙［8］。

（3）溶蚀作用

溶蚀作用见形成次生孔隙，改善储层条件的关键因素［9］。该区长6油层组的储层砂岩中的溶蚀作用发生在成岩作用的中晚期，由溶蚀作用形成的粒间溶孔在本区占总孔隙度的40%左右，溶蚀作用主要体现为碎屑颗粒（长石、岩屑）的溶蚀和填隙物（浊沸石、粘土）的溶蚀（图5a），以碎屑颗粒溶蚀最为重要，长石、岩屑沿其节理缝、微裂缝及颗粒边缘被溶蚀（图5b），溶孔直径从数微米至数十微米，个别可达20μm以上，溶孔的形成也使孔隙喉道的发育及孔喉间的连通性得到很好的改善［3］。

4.3 微裂缝对储层物性的影响

微裂缝亦是影响储层物性的一个主要因素，经过前人的研究成果显示微裂缝含量高低是影响储层物性的重要因素［10］。

（1）统计微裂缝分析方法

通过对该区长6油层组储层岩心观察，发现少部分大裂缝可以直接观察，对于微裂缝无法看到，为了能了解该区微裂缝的含量，前人通过对物性分析资料、薄片鉴定资料和岩心描述相结合方法，在排除大裂缝情况下，分析了基质渗透率的变化和渗透率异常值的含量，即微裂缝含量（岩心渗透率异常值数量占岩心总数量百分数）。

图3 机械压实和压溶作用后形成产物类型

图4 粒间孔隙和胶结绿泥石

图5 溶蚀后次生孔隙

分析方法和步骤：①分析岩心渗透率中的异常值，再以区块为目标，分析大量的岩心数据，统计出该区块的岩心基质渗透率；②以单井为单位，分析出渗透率异常值的含量；③然后再统计其它单井的渗透率异常值的含量，绘制每口丼的渗透率异常值的含量与平均渗透率关系图，分析其相关性［11］。

（2）确定基质渗透率

从图6中可以看出，XX井岩心存在的异常值5.1 mD，其样品上下都受到一定的影响，均大于0.5 mD，其它样品均小于这个值，因此以0.5 mD作为该区基质渗透率界限值比较客观，大于该值即存在异常值，参与统计的岩心样品越多，结果越客观；对该区块其它长6油层组层位岩心进行分析统计，分析75%岩心渗透率小于0.5 mD。

图6 XX井长6油层组岩心分析报告图

（3）微裂缝含量与渗透相关性分析

利用上述方法，对该区其它岩心样品渗透率异常值进行统计分析，做出平均渗透率与渗透率异常值百分含量对应关系图，发现微裂缝样品的多少与平均渗透率呈线性关系［10］，相关系数为0.76，微裂缝含量越高，渗透率越高［12］（图6）；由于该区块单井岩心化验分析数据较少，对于微裂缝研究在实践中需要进一步补充和完善。

图7 渗透率与微裂缝含量关系图

5 储层分类评价

储层评价是对研究工区储层进行综合研究，它是对储层的储集流体的能力做出客观的和概括性的表达，储层的分类不同，孔隙特征从宏观上和微观上都不尽相同，这将导致储层的含油性和渗流规律有很大差别，因而对储层分类评价对油田勘探开发以及后期的注水开发都有着重要的意义。

众多学者（李道品、杨奕华、赵靖舟、王允诚）对低渗透油田储层分类评价标准进行了多方面研究，提出了各种分类的标准，依据研究区实际储层发育特征，特别考虑到研究工区及邻区长6油层有效厚度划分的一般标准，此次研究，采用赵靖舟提出的鄂尔多斯盆地中生界砂岩储集层分类评级标准（表2），对研究区储层进行分类评价［13］。

表2 陕北地区储层分类标准（赵靖舟等，2004，有修改）

本区长6油层组各小层类型从特低渗透层到致密层均有分布，长61储层以IVa类最多，占到58%，而IVb占到28%，长62和长63储层IVa类占到50%，40%，IVb均占到30%（表3），整体而言，长6以IVa类储层为主，为超低渗储层。

表3 延长组长6油层组储层评价结果表

6 结论

（1）理801井区长6油层组储层岩石类型主要是岩屑长石砂岩为主，结构成熟度和成分成熟度均较低，孔隙类型以粒间孔和长石溶孔为主，孔隙结构较差；

（2）理801井区长6油层组储层物性受到沉积作用影响，沉积环境对储层物性具有较强的制约性，水上分流河道砂体的物性比河道侧翼砂体好；除此之外，成岩作用对储层也有影响，影响是双向的，压实和胶结作用是导致储层物性变差的主要原因，溶蚀作用对储层物性起到了建设性的作用，微裂缝的含量与渗透率呈正相关性，微裂缝含量越高，渗透率越大；

（3）理801井区长6油层组储层进行分层评价，其中各分层中IV类中IVa（亚类）占得比例大，其次为IVb（亚类），因此确定长6油层组总体以IVa（亚类）储层为主，研究区属于超低渗储层。

1 王道富.鄂尔多斯盆地特低渗透油田开发［M］.北京：石油工业出版社，2007：5－60.

2 曹金舟，任战利，高兴军，等.鄂尔多斯盆地子北油田涧峪岔地区长6油层沉积微相识别与分布特征［J］.吉林大学学报，2010，1（1）：33－36.

3 罗杰.子北油田毛家河油区延长组长6储层“四性”关系研究［D］.西安科技大学.2011：17－25，27－30.

4 李凤杰，王多云，徐旭辉.鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系延长组储层特征及影响因素分析［J］.石油实验地质，2005，27（4）：365－370.

5 武富礼，李文厚，李玉宏等.鄂尔多斯盆地上三叠统延长组三角洲沉积及演化［J］.古地理学报，2004，6（3）：307－314.

6 武刚.低渗透砂岩储层成岩作用研究及有利储集区预测［J］.新疆石油学，2004，6（4）5－8.

7 赵宏刚.子北油田上三叠统延长组沉积体系与油气的关系［D］.西北大学.2003：48－55.

8 王敏.子北涧峪岔油区长6油层组储层特征研究［D］.西北大学.2008：37－39.

9 曹金舟.子北油田理79井区长6油层组储层特征及油气成藏规律研究［D］.2011：55－63.

10 曲春霞.长庆油田延长组特低渗透储层物性影响因素分析［J］，岩性油气藏，2008，20（2）：45－46.

11 王景.特低渗透砂岩微裂缝分布研究方法探讨［J］，石油勘探与开发，2003，30（2）：51－53.