下寺湾油田蒲家沟地区延长组长6储层特征分析

2016-06-27鲁金凤龚嘉顺徐晓东

地下水 2016年3期

陈　玮，鲁金凤，龚嘉顺，徐晓东

(延长油田股份有限公司下寺湾采油厂，陕西延安 716004)

陈玮，鲁金凤，龚嘉顺，徐晓东

(延长油田股份有限公司下寺湾采油厂，陕西延安 716004)

[摘要]蒲家沟地区为下寺湾采油厂主力产油区之一，在延长组长4+5、长6、长7和长8储层均见油气显示。针对研究区长6储层非均质性强的地质特征，通过对储层岩矿特征、孔隙特征、物性特征及储层渗流特征综合分析，认为研究区为典型的低孔特低渗储层，在后期开发中宜采用注水开发方式。

[关键词]下寺湾油田；蒲家沟地区；长6储层；储层非均质性

蒲家沟地区位于陕西省甘泉县镜内，目前主要勘探开发区在县城以南，属下寺湾采油厂勘探开发的主力区之一，该地区从2005年开始勘探，在长4+5、长6、长7、长8均见到较好的含油显示，长6储层试油的井有8口(蒲9、10蒲、蒲14、蒲16、蒲17、蒲19、蒲21、蒲23)，加砂量在25～30 m3，排量2.0～2.2 m3/min，试油日产液在1.4～14 m3，平均日产液量4.85 m3/d，日产油在0.2～7.2 t/d，平均日产油2.75 t/d。

1储层岩矿特征

1.1碎屑成分

根据长6油层组17块样品薄片资料统计：该区块长6储层主要为长石砂岩，

总体成分成熟度低。石英含量22.5%，长石含量45.9%、岩屑含量12.7，总碎屑含量81.3%(表1)。

表1　蒲家沟地区长6岩石组成统计表

1.2填隙物含量

下寺湾油田长6储层填隙物含量较高达18.7%，以方解石、绿泥石膜为主，其次为水云母，含少量硅质，长6储层的绿泥石含量2.5%，一般以薄膜状产出，沿颗粒表面垂直声场形成颗粒薄膜，阻碍其他自生矿物的生长，对粒间孔隙起保护作用[1]，方解石为成岩作用过程中的产物，在分流河道砂体中常见，早期晶状产出的方解石对抗压实作用起到一定的支撑作用，增强碎屑颗粒的支撑强度[2])，含量占14.3%，无浊沸石，对保护原生孔隙更有利。同时，X-衍射粘土矿物分析表明：受沉积环境和成岩作用的影响，蒲家沟地区长6储层粘土矿物以绿泥石、伊利石、伊/蒙混层为主，高岭石含量相对较低。图2为研究区蒲66-2井长6储层扫描电镜镜下填隙物图片，明显可见蜂窝状伊利石以及针叶状绿泥石。同时，由于蒙脱石较易溶蚀，因此在电镜下很难观察到(图1)。

图1　道蒲家沟地区长6储层填隙物图

2孔隙特征

2.1孔隙类型

通过对长6储层大量扫描电镜图片观察，研究区孔隙类型主要为粒间孔、长石溶孔，次为岩屑溶孔(表2)。平均孔径40.0 μm，孔隙类型为薄膜-孔隙型。

2.1.1粒间孔

该类孔隙一般发育于颗粒碎屑之间。蒲家沟地区长6储层由于成岩作用强烈，孔隙往往受到成岩作用的改造，成为缩小的残余原生粒间孔。

图2　下寺湾油田孔隙类型扫描电镜照片

2.1.2次生溶蚀孔隙

次生溶蚀孔隙常见的有长石溶孔、岩屑溶孔。其中长石溶孔是长6储层主要的储量空间，一般情况下，长石沿解理缝选择性溶蚀，呈不规则状，部分长石溶孔甚至和粒间孔连通，形成超大孔隙，进而引起孔径大小不用，大者达300～400 μm，小者仅数微米。岩屑溶孔则以中基性喷发岩岩屑为主，该类溶蚀现象主要发生在少量易溶矿物(角闪石、辉石及部分长石)，其提供的孔隙孔径较小，在10 μm左右。

2.2孔隙结构

长6储层压汞曲线进汞段平台较高，且平台段不是很明显，说明孔喉分选差，排驱压力高，中值半径小，退汞效率低。从蒲22、蒲16、蒲丛14-2、蒲丛66-2、蒲23、蒲丛14-2井6口井共计10块样品的压汞资料分析，长6储层平均排驱压力为2.54 MPa，中值压力22.34 MPa，中值半径0.03 μm，最大进汞饱和度平均73.72%；退汞效率平均为30.53%(表3、图3)。

3储层物性及非均质性特征

3.1储层物性

蒲家沟地区长6储层平均孔隙度为9.2%；平均渗透率为0.39 mD，属于低孔超低渗透储层(表4)。

表2　蒲家沟地区长6储层孔隙类型分析数据表

表3　蒲家沟地区长6储层压汞分析数据表

表4　蒲家沟地区长6储层物性分析数据表

图3　蒲家沟地区压汞曲线图

3.2储层非均质性

3.2.1储层平面非均质性

研究区长6储层物性差，平面上储层物性受沉积控制，河道主体带上储物性好，渗透率在0.2 mD以上，局部发育相对高渗区渗透率在0.4以上，边部物性差。纵向上长62储层优于长63储层。

3.2.2层内及层间非均质性

通过对长6储层夹层统计分析，研究区夹层主要以泥质夹层(由河道切割或垂向叠置形成的间隙残留泥岩为主，厚度变化不一，大多在2m以下)为主，渗透性变差，测井曲线上明显可见自然伽马曲线偏高，自然电位回返，微电极曲线无幅度差；其次为钙质夹层(由河道切割叠置后再河道顶部形成的钙质胶结带)，测井曲线明显见低声波，高电阻。

蒲丛32-2井长6砂泥岩互层，单砂层厚度较小，为多期叠加的产物，泥质隔层和物性夹层非常发育。长62小层层内夹层个数1～8个，平均4个，夹层厚度2～24 m，平均11.6 m；长63夹层个数1～6个平均3个，夹层厚度1～24 m，平均8.2 m；长64夹层厚度1～5个平均3个，夹层厚度4～20 m，平均9.1 m(表5、图4)。

图4　蒲家沟地区长6储层夹层个数及厚度直方图

层位井数(口)地层厚度(m)砂层厚度(m)夹层厚度(m)夹层个数长6212832.311.211.64长6312829.7108.23长6412825.5119.13

夹层在平面上分布也具有明显的非均值性，受井点资料控制程度及测井解释精度影响，主砂带上夹层个数多，且以钙质致密夹层为主。长62小层主砂带上夹层个数4～6个，夹层厚度整体大于4 m，在主砂带上大于6 m；长63小层主砂带上夹层个数2～6个，夹层厚度整体大于2 m，在主砂带上大于4 m；长64夹层个数整体处于2～4个，夹层厚度2～4 m，开发区内4～6 m。研究区的长62小层砂岩密度主要分布在0.2～0.6之间，长63小层砂岩密度主要分布在0.3～0.6之间、长64小层砂岩密度主要分布在0.3～0.5之间。

4储层渗流特征

4.1相对渗透率特征

蒲家沟地区长6束缚水时含水饱和度为57.4%，束缚水时油相有效渗透率为0.184 mD；交点处时含水饱和度为68.2%，油水相对渗透率为0.293；残余油时含水饱和度为81.8%，水相相对渗透率为0.619，两相共渗区范围24.4%，表现出中性偏亲油的润湿性特征(表6)。

4.2水驱油特征

长6储层无水期驱油效率相对较低(32.1%)，但是各层最终驱油效率比较高(58.73%)，随着注入倍数的增大，水驱油效率提高(表7)，注水开发长6驱油效率提高26.63%。采用注水开发均能取得获得较高的采收率，比自然能量开发效果明显。

5结语

(1)蒲家沟地区长6储层以长石砂岩为主，岩屑含量相对较高，填隙物含量较高，以方解石、绿泥石膜为主，其次为水云母，含少量硅质。

(2)长6储层粒间孔、长石溶孔最为发育，其次为岩屑溶孔；长6储层孔喉分选差，排驱压力高，中值半径小，退汞效率低。

(3) 研究区长6储层为低孔超低渗储层，储层非均质性强。

(4)蒲家沟地区长6储层表现出中性偏亲油的润湿性特征；无水期驱油效率相对较低，但最终驱油效率比较高，随着注入倍数的增大，水驱油效率提高。