陕北下寺湾油区长7致密油储层物性下限的确定

梁全胜，张志升，张金良，屈红军

(1. 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075；2.延长油田股份有限公司杏子川采油厂，陕西安塞 717400；3.西北大学地质学系，陕西西安 710069)



陕北下寺湾油区长7致密油储层物性下限的确定

梁全胜1，张志升2，张金良2，屈红军3

(1. 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075；2.延长油田股份有限公司杏子川采油厂，陕西安塞 717400；3.西北大学地质学系，陕西西安 710069)

摘要：针对陕北下寺湾油区长7油层组致密油储层物性下限开展研究。在对储层沉积特征、填隙物特征、孔隙类型、微观孔隙结构综合分析基础上，综合运用物性与含油性关系统计法、压汞法、经验统计法3种方法进行长7致密油储层物性下限确定。研究表明，下寺湾油区长7致密油储层以浊积主水道沉积为主，胶结物成分主要为(铁)方解石、绿泥石、伊利石及伊/蒙混层；孔隙类型主要为溶蚀粒间孔、长石溶孔；平均喉道直径为0.13μm。长7致密油储层孔隙度平均为6.7%，渗透率平均为0.29mD，属小孔隙—微喉道型和小孔隙—微细喉道型储层； 3种方法综合确定研究区长7致密油储层物性下限为孔隙度5.3%、渗透率0.11mD。

关键词：下寺湾油区；长7油层组；致密油；储层特征；物性下限

致密油的勘探开发近年来得到充分重视，诸多学者已对致密油储层的概念和分类进行了大量研究[1-11]。鄂尔多斯盆地延长组长7油层组是中国著名的源储共生的湖相烃源岩及致密油储层[3-5]，盆地西部地区长7油层组的勘探已取得重大成效，但盆地南部地区长7油层组勘探和研究程度还比较低，仅有下寺湾油区长7油层组石油勘探取得了突破，开展下寺湾油区长7油层组储层物性下限研究，对明确盆地南部长7致密油的勘探潜力具有重要意义。

前人对鄂尔多斯盆地南部长7油层组的研究主要集中在物源和成藏方面[12-22]，针对储层的研究较少[23-25]，尚无对储层物性下限的研究。本文以下寺湾油区录井、试油、物性、压汞等分析测试资料为依据，运用物性与含油性关系统计法、压汞法、经验统计法等3种方法对长7致密油储层物性下限进行了研究。

1 长7致密油储层基本特征

1.1 沉积特征

下寺湾油区延长组长7油层组储层主要发育于长72亚油组，地层厚度为30～40m，为浊积扇沉积，以浊积主水道沉积为主，长72亚油组储层平均厚度为9.8m，储层岩性主要为灰色、灰绿色细粒长石砂岩。

1.2 填隙物特征

长7储层填隙物含量为10.0%～18.0%，平均为13.6%。以胶结物为主，胶结物成分主要为(铁)方解石(2%～6%，平均为4.5%)、绿泥石(1%～7%，平均为2.8%)、伊利石(1%～6.2%，平均为2.3%)及伊/蒙混层(1%～5.4%，平均为2.1%)，其余少量胶结物为(铁)白云石、硅质、黄铁矿、高岭石(图1)。

1.3 孔隙类型

长7储层总面孔率为0.1%～1.5%，平均为0.3%，孔隙类型主要为溶蚀粒间孔、长石溶孔，分别占总孔隙的37.6%、34.3%；其次为原生粒间孔，占总孔隙的13.3%；岩屑溶孔、晶间溶孔、微孔和微裂缝孔分别占3.6%、1.0%、5.0%、5.2%(图2)。

1.4 微观孔隙结构特征

研究区长7储层压汞曲线总体斜率较大，无明显的中间平缓段；平均排驱压力为2.14MPa，平均中值压力为15.64MPa(图3)；长7储层孔喉大小分布不集中，分选性较差，总体喉道半径较小；平均喉道直径在0.13μm左右，属小孔隙—微喉道型和小孔隙—微细喉道型储层。

1.5 物性特征

根据研究区18口井107块样品的岩心分析资料统计，长7储层的孔隙度最大为9.4%，最小为3.2%，平均为6.7%；渗透率最大为1.11mD，最小为0.02mD，平均为0.29mD，总体为致密储层。

2 长7致密油储层物性下限确定

本次研究综合运用物性与含油性关系统计法、压汞法、经验统计法3种方法进行长7致密油储层物性下限的计算。

2.1 物性与含油性关系统计法

研究区长7储层主要为一套细砂岩夹粉砂岩，以细砂岩为主，粒度偏细。根据粒度分析、薄片及含油级别综合统计发现，含油性为油斑及其以上级别的砂岩主要为细砂岩，而粉砂岩与泥质砂岩、钙质砂岩一般均不含油，部分粉砂岩中仅见油迹。长7试油产出工业油流层段一般为油斑级细砂岩以上。因此确定本区岩性下限为细砂岩及其以上级别、含油性下限为油斑。

岩心油气显示与物性之间的关系如图4所示，由图中可以看出，油斑级别与其他低级别的显示有明显的分区，油斑显示细砂岩集中分布在孔隙度φ大于5.3%、渗透率K大于0.11mD的范围内，而油迹、荧光和无显示的细砂岩则分布于该范围之外，因此确定致密油储层物性下限为：φ≥5.3%、K≥0.11mD。

2.2 压汞法

据研究区内12口井39块岩样的压汞资料分析得出，当孔隙度小于5.3%、渗透率小于0.11mD时，排驱压力、中值压力急速增大(图5)，说明孔隙度小于5.3%，渗透率小于0.11mD后，很难成为有效储层，因此确定研究区致密油储层孔隙度下限为5.3%、渗透率下限为0.11mD。

2.3 经验统计法

采用研究区内18口长7工业油流井出油层段的228块岩心样品分析数据作孔隙度、渗透率频率分布图(图6)，并在频率分布图上作孔隙度与渗透率的累计频率曲线和累计能力丢失曲线。根据该区实际情况，在渗透率频率分布图上，长7孔隙度下限取5.3%时，累计储油能力丢失7.99%，累计频率损失12.38%(按照行业标准，累计储油能力丢失10%以内，累计频率损失15%以内，丢失可以接受)；渗透率下限值取0.11mD时，累计产能丢失2.93%，累计频率损失14.89%；确定的孔隙度下限为5.3%，渗透率下限约为0.11mD。

综合以上方法，下寺湾油区长7致密油储层物性下限为：φ≥5.3%、K≥0.11mD。

3 结论

(1)下寺湾油区延长组长7致密油储层以浊积主水道沉积为主，胶结物成分以(铁)方解石、绿泥石、伊利石及伊/蒙混层为主；孔隙主要为溶蚀粒间孔、长石溶孔；平均喉道直径为0.13μm，孔隙度平均为6.7%，渗透率平均为0.29mD，属小孔隙—微喉道型和小孔隙-微细喉道型储层。

(2)运用物性与含油性关系统计法、压汞法、经验统计法这3种方法计算陕北下寺湾油区长7致密油储层物性下限，结果一致，表明计算方法可行、有效，确定长7油层组致密油储层物性下限为孔隙度5.3%、渗透率0.11mD。

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Lower Limit Determination of Chang 7 Tight Oil Reservoir Property in

Xiasiwan Oilfield, Northern Shaanxi Province Liang Quansheng1, Zhang Zhisheng2, Zhang Jinliang2, Qu Hongjun3

(1.ResearchInstituteofShaanxiYanchangPetroleum(Group)Co.,Ltd.,Xi′an,Shaanxi710075,China;2.XingzichuanOilProductionPlant,YanchangOilfieldCo.,Ltd.,An′sai,Shaanxi717400,China;3.DeparmentofGeology,NorthwestUniversity,Xi′an,Shaanxi710069,China)

Abstract:The research is aimed at the lower limit of tight oil reservoir property of Chang 7 oil-bearing formation at Xiasiwan Oilfield, Northern Shaanxi Province. On the basis of comprehensive analysis about sedimentary characteristics, interstitial material characteristics, pore type, and microscopic pore structures, we comprehensively used the statistical method, the mercury intrusion method and the empirical approach to the relations between physical property and oiliness to determine the lower limit of Chang 1 tight oil reservoir property. Study showed that Chang 7 oil-bearing reservoirs at Xiasiwan Oilfield were mainly turbidite channel sediments, with the main cement compositions being calcite or ferrocalcite, chlorite, illite, and illite-smectite mixed-layer, the main pore types being intergranular dissolved and feldspar dissolved pores, and the average throat diameter being 0.13μm. The average porosity was 6.7%, and average permeability was 0.29mD. Chang 7 oil-bearing reservoirs belong to small pore & micro throat type and small pore & micro or fine throat type tight reservoirs. By use of these three methods, porosity and permeability of the lower limit of Chang 7 tight oil reservoirs were 5.3% and 0.11mD, respectively.

Key words:Xiasiwan Oilfield; Chang 7 oil-bearing formation; tight oil; reservoir characteristics; lower limit of physical property

基金项目：由国家自然科学基金重大项目(41390451)资助。

第一作者简介：梁全胜(1978年生),男,高级工程师，从事油气勘探开发研究工作。邮箱：811614064@qq.com。

中图分类号:TE122

文献标识码:A