鄂尔多斯盆地下寺湾油田长2段砂岩储层特征研究

俞亮亮

（中国石化华东分公司石油工程技术研究院，江苏 南京 210031）

1 研究区概况

下寺湾油田位于鄂尔多斯盆地东部二级构造单元——陕北斜坡上，区域构造为一平缓的西倾单斜（图1）。研究区内地层自上而下依次为第四系黄土层、下白垩统洛河组、中侏罗统安定组和直罗组、下侏罗统延安组和富县组以及上三叠统延长组等，其主要含油层段为延长组长二段，含油面积240 km2，厚度为33m[1]。

2 储层岩石学特征

储层岩石学特征包括岩石碎屑的矿物组成，碎屑的分选、磨圆、排列方式、填隙物特征等，它影响了储层特征、孔隙结构及物性，是沉积、成岩等一系列地质作用的基础，是油气储层储集性能的决定性因素。

图1 鄂尔多斯盆地构造分区略图Fig.1 Structure division sketch of Ordos basin

2.1 碎屑成分

长2储层以三角洲平原分流河道砂沉积为主，一般埋深600～800m。根据Folk[2-3]砂岩分类标准对3口取心井岩心和30块薄片观察及统计分析表明，岩石类型（图2）多为长石砂岩，含少量的岩屑长石砂岩。石英含量为45%～30%，石英颗粒多为粒状，部分具一向伸长状，略具长轴定向排列，表面多有尘点或裂纹，边缘多不规则，石英次生加大现象不普遍，多为均匀消光。长石含量35%～30%，长石多为发育聚片双晶或卡钠复合双晶的斜长石，都有不同程度的高岭土化或绢云母化，部分斜长石可见双晶错动或错断，少量长石边缘发生方解石交代现象，发育格子双晶的微斜长石含量相对较低，而且较少蚀变。岩屑含量7%～12%，岩屑多见燧石和多晶石英，其次见中酸性火山岩,部分薄片中条纹长石常见,泥质岩含量普遍较低，其它如片岩、片麻岩和偏基性火山岩较少见。研究区主要碎屑组分的含量见表1。

图2 下寺湾油田Q1-1等井长2油层组砂岩类型Fig.2 Sandstone types of Chang-2 formation of well Q1-1 and the like in Xiasiwan oilfield

胶结物成分主要为碳酸盐和黏土矿物。碳酸盐胶结类型主要为孔隙式，少量接触式和镶嵌式。黏土矿物包括高岭石和绿泥石，部分呈孔隙式充填，部分为包膜式。

2.2 结构特征

碎屑岩结构的研究范围包括碎屑颗粒本身特征（粒度、磨圆和颗粒表面特征）、胶结物特征以及碎屑与填隙物之间的关系等[3]。按主要粒度划分的砂岩类型[4]见表2。

根据普通薄片镜下观察、粒度分析资料以及扫描电镜实验分析统计，研究区砂岩颗粒粒径主要在0.1～0.25 mm之间，以细砂岩为主（图3）。碎屑颗粒分选中等偏好，磨圆度以次棱角状为主。胶结物以方解石为主，方解石为粒状晶体，有时有溶蚀现象。胶结类型以薄膜、孔隙—薄膜为主，部分为孔隙式胶结。

3 储层孔隙结构特征

储集岩的孔隙结构是指岩石所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通和配置关系[5]。储层的孔隙结构不仅控制了石油的运移和储集，而且影响采收率，因此，研究孔隙结构对评价储层好坏具有重要意义。

3.1 孔隙类型

根据岩石薄片观察、铸体薄片图像分析和扫描电镜实验分析表明，下寺湾油田长22砂岩中的成因孔隙类型包括原生孔隙和次生孔隙两大类,其特征和发育程度不同，其中次生粒间溶孔是主要的储集空间类型（图4）。

原生孔隙指与岩石本身同时生成的孔隙[6]，即岩石在沉积形成之后没有遭受过溶蚀或胶结等成岩作用重大改造的孔隙。研究区内由于压实作用和颗粒次生加大的影响，保留下来的原生孔隙主要为剩余粒间孔（图5）。

表1 下寺湾油田长2油层组砂岩碎屑成分平均含量统计Table 1 Sandstones clast average content statistics of Chang-2formation of Xiasiwan oilfield

表2 按主要粒度划分的砂岩类型Table 2 Sandstone types divided by principal particle size

图3 粒径柱状分布图Fig.3 Histogram of particle size

图4 图像分析结果——孔隙类型频率统计Fig.4 Image analysis result——pore type frequency statistics

次生孔隙主要是在原生孔隙基础上进一步经过成岩演化，尤其是溶蚀作用改造而形成的孔隙。研究区内长2油层组砂岩中次生孔隙较为发育，主要是由岩石颗粒、填隙物等发生多类溶解溶蚀等作用形成的粒间溶孔、粒内溶孔等。

粒间溶孔指粒间胶结物、杂基及颗粒边缘选择性溶蚀形成的孔隙[7]。研究区内粒间溶孔较为发育，主要由长石颗粒、方解石胶结物等溶蚀形成。孔隙多呈不规则状，边缘为锯齿状或港湾状，孔喉相对较粗大，连通性好，孔径为0.02～0.04 mm，面孔率为6%～10%。

粒内溶孔主要是在酸性水介质中，包括沿长石解理和双晶面选择性溶蚀或由岩屑中不稳定组分溶蚀而成的孔隙。其大小不等，形态不规则，边缘为锯齿状或蜂窝状。研究区内长2油层组中，此类孔径一般为0.01～0.05 mm，面孔率较低。

3.2 喉道特征

喉道为连通孔隙的狭窄通道，对储层的渗流能力有决定性影响。喉道的大小和形态主要取决于岩石的颗粒接触关系、胶结类型及颗粒的形状和大小[8]。根据薄片观察和铸体图像分析表明,下寺湾油田长2段地层喉道类型有孔隙缩小型喉道、缩颈型喉道、片状喉道和管束状喉道，其中以片状喉道为主（图6）。

按中值孔喉半径大小可分为中粗喉(10～15 μm)、中喉(5～10 μm)、细喉(＜5 μm)三类。经统计，研究区长22段主要为细喉（表3）。

图5 研究区长22段砂岩储层孔隙类型Fig.5 Sandstone reservoir pore types of Chang-22formation in research area

图6 研究区常见喉道类型Fig.6 Common throat types in research area

3.3 孔隙结构特征

应用压汞毛细管压力曲线的形态特征及其特征参数，可定性和定量地研究储层的孔隙结构，评价储层的储集性能。从毛管压力曲线上能够获得反映孔喉大小的参数：最大孔喉半径、平均孔喉半径、中值孔喉半径等；反映孔喉分选性的参数：分选系数、孔喉歪度、均值系数、相对变异系数等；反映孔喉连通性和渗流能力的参数：排驱压力、压力中值等。

一般来讲，排驱压力越小，最大孔喉半径越大；中值压力越小，中值孔喉半径越大；孔喉分选系数和变异系数越小、均值系数越大；孔喉分选越好，分布越均匀。孔喉歪度越大，孔喉越粗。从压汞曲线（图7）可以看出，总体上Q1-2井砂岩储层的孔喉半径和分选最好，Q3640井砂岩储层次之，Q1-1井砂岩储层最差。

通过对压汞曲线的分析，可以根据排驱压力将孔隙结构分为三类（表4）：Ⅰ类，排驱压力在0.2～0.8 MPa之间，孔隙结构较好；Ⅱ类，排驱压力在1～2 MPa之间，孔隙结构中等；Ⅲ类，排驱压力＞3 MPa，孔隙结构较差。

表3 Q1-1、Q3640井长22段中值孔喉半径Table 3 Median pore throat radius of Chang-22 formation of well Q1-1 and well Q3640

图7 研究区长2段砂岩储层压汞曲线Fig.7 Sandstone reservoir mercury penetration curves of Chang-2 formation in research area

4 储层的物性特征

4.1 储层物性特征

根据3口井30块样品的物性资料分析，对研究区分小层进行统计归类，结果见表5。孔渗关系结果表明研究区内及其邻近井的砂岩储层长22小层孔隙度多分布在5%～18%，渗透率分布范围为（0.01～4）×10-3μm2。

表4 孔隙结构分类压力—孔渗参数统计Table 4 Pressure,porosity and permeability parameters statistics of pore structure classification

表5 下寺湾油田长22油层组储层物性统计Table 5 Reservoir properties statistics of Chang-22formation of Xiasiwan oilfield

4.2 储层孔隙度与渗透率的关系

通过对研究区样品物性参数的统计，发现有55%的样品渗透率在（0.1～1）×10-3μm2，28%的样品渗透率在（0.01～0.1）×10-3μm2，17%的样品渗透率在（1～10）×10-3μm2（图8）。

图8 下寺湾油田长22小层渗透率分布Fig.8 Permeability distribution of Chang-22formation of Xiasiwan oilfield

通过对比不同岩性的孔渗性值（图9）可以看出，孔隙度和渗透率成正相关，研究区内井的砂岩类型多样，主要是细砂岩为主，还有少量的中砂岩、粉细砂岩及粉砂岩，虽然岩性类型多，但其孔隙度绝大多数集中在5%～15%之间，渗透率值多小于10×10-3μm2，长2段砂岩储层多为低孔特低渗特点。

图9 下寺湾油田泉1-1等井区延长组长22小层孔渗关系Fig.9 Porosity-permeability relation of Chang-22 formation of Yanchang group in well field Quan-1-1 of Xiasiwan oilfield

5 结论

鄂尔多斯盆地下寺湾油田长2段储层碎屑成分以长石岩屑砂岩为主，含少量岩屑石英砂岩。砂岩颗粒粒径主要在0.1～0.25mm之间，以细砂岩为主。碎屑颗粒分选中等偏好，磨圆度以次棱角状为主。胶结物以方解石为主，方解石连晶发育，有时有溶蚀现象。胶结类型以薄膜、孔隙—薄膜为主，部分为孔隙式胶结，结构成熟度中等。孔隙类型以粒间溶孔为主，粒内溶孔和粒间孔少量。喉道类型主要以片状喉道为主，其次为缩颈型喉道，孔隙缩小型喉道，管束状喉道较少。储层物性实测数据表明，研究区内及其邻近井的砂岩储层长22小层孔隙度多分布在5%～18%，渗透率分布范围为（0.01～4）×10-3μm2，砂岩储层多为低孔特低渗特点。

[1]Robert L Folk.Petrology of sedimentary rocks[M].Austin,Texas∶Hemphill Pub.Co.,1980.

[2]王宝清，蒋继辉，韩会平.鄂尔多斯盆地白于山地区三叠系延长组长4+5储层特征[J].西安石油大学学报（自然科学版），2005，20（2）：1-5.

[3]裘亦楠，薛叔浩.油气储层评价技术[M].北京：石油工业出版社，1997.

[4]路凤香，桑隆康.岩石学[M].北京：地质出版社，2001.

[5]赵永刚，陈景山，蒋裕强，等.川中公山庙油田中侏罗统沙溪庙组一段储层特征及控制因素[J].天然气勘探与开发，2006，29（1）：10-16.

[6]郑浚茂，庞明.碎屑储集岩的成岩作用研究[M].武汉：中国地质大学出版社，1989.

[7]谢正温，谢渊，王剑，等.鄂尔多斯盆地富县地区延长组主要油层组储层特征[J].石油实验地质，2005，27（6）：575-581.