X区长6储层物性特征

樊荣荣，王红印，刘 阳

（延安大学，陕西 延安 716000）

X区地理位置位于陕西省延安市子长县安定镇流泥湾—寺弯乡寺沟一带， X区大地构造位置位于鄂尔多斯盆地东部的陕北斜坡上该斜坡，全区构造十分简单，含油层主要位于晚三叠系延长组长6油层组。

1 物性总体特征

油气储层的物性特征，主要指孔隙度、渗透率的基本特征，它们是储层评价和预测的核心内容，同时也是对储层定量研究的基本参数。根据区内15口取心井近800个砂岩样品的实测物性分析结果，研究区大部分井长6砂岩平均孔隙度分布在8.0%～10.0%之间，平均渗透率主要分布在（0.4～1.2）×10-3μm2之间属于特低孔、特低渗储层。

2 物性纵向分布特征

由于岩心实测在研究区内缺失长64砂层组的实测样品，所以物性纵向上的分布规律只能对长61—长63砂层组进行描述。

2.1 孔隙度的纵向分布特征

孔隙度是控制油气储量以及储能的主要物理参数， 用数理统计法统计孔隙度在纵向上变化的规律性。统计结果（表1）表明：孔隙度在纵向上变化不明显，各小层平均值比较接近，其变化范围为8.05%～9.73%，。若以砂层组为单元评价，长63和长62比长61的稍高一点。

2.2 渗透率纵向分布特征

渗透率不仅影响着油气层的储能，也控制着油气层的产能。统计表明，渗透率在纵向上变化比较明显，从下向上逐次变差，其变化范围为（1.50～0.42）×10-3μm2。若以砂层组来评价，长63最好，长62居中，长61最差。

表1 长6油层组岩心实测孔隙度统计表

3 物性平面分布特征

3.1 孔隙度平面分布特征

对不同时间单元沉积的叠合砂体、进行孔隙度描述时，比较困难，因此，将孔隙度分为：小于9%、9%～10%、大于10%的三种类型，然后分别描述它们在平面上展布位置和特征。现分述如下：

（1）61小层

本小层孔隙度以大于 9%的砂体占绝对优势，其中，大于10%的砂体，主要分布在工区南部和东部，多呈不规则的条带状。孔隙度为 9～10%的砂体，主要分布3205～3251井连线以西、砂体连片分布、砂体中包裹小于 9%和大于 10%的小透镜体砂体，连线以东约在3309～3225井一带，呈不规则的条带状分布。

小于 9%的砂体均呈小透镜体和星点状被包裹在其他两类型孔隙度砂体之中。

⑵长62小层

本小层孔隙度以大于10%的砂体为主，小于9%的砂体寥寥无几。大体以3205—3233井为界，界线西南孔隙度以大于10%的砂体为主，砂体中镶嵌多个孔隙度为9%～10%的不规则透镜体，使该砂体的形态多变，但仍能连线成片。界线东北孔隙度以9%～10%的砂体为主、可连片分布，砂体中包裹一些其他两类的小透镜砂体。

(3)长 63小层

该小层孔隙度以9%～10%的砂体为主，该砂体中镶嵌大量的其他两类大小不等的透镜砂体。这些砂体相互交叉，分布规律极不明显。但是，在工区内孔隙度为9%～10%的砂体基本可连接成片

(4)长 64小层

孔隙度大于10%的砂体在工区分布范围仅次于9%～10%的砂体，多呈小透镜体和小条带状分布。9%～10%的砂体，相对分布范围较广，常被其他两类孔隙度砂体分隔。小于 9%的砂体多呈小透镜体分布，在工区东部个别砂体面积相对较大。

3.2 渗透率平面分布特征

参考孔隙度分类并大体使渗透率与孔隙度的关系对应，将渗透率也分为三类：小于0.5、0.5～1.0、大于1.0×10-3μm2，然后，描述它们在平面上的分布位置及特征。现分述如下：

⑴ 长61小层

该小层渗透率以大于 0.5×10-3μm2的砂体为主，大于1.0×10-3μm2的砂体在工区的北部、南部及东部呈东西向条带状分布。渗透率（0.5～1.0）×10-3μm2的砂体，多分布在工区西部和中部，在工区内局部部位成片分布。小于0.5×10-3μm2的砂体在工区局部呈星点状分布。

(2)长 62小层

该小层渗透率为（0.5～1.0）×10-3μm2的砂体主要分布在工区北部部位的3309—3225井一带，分布范围不大、该砂体常包裹大于1.0和小于0.5×10-3μm2的小透镜状砂体。

(3)长 63小层

大于1.0的砂体主要分布在工区北、西、南部部位，多呈条带、透镜状分布，该砂体常包裹渗透率为（0.5～1.0）×10-3μm2的小透镜体砂体。小于0.5×10-3μm2的砂体在局部呈零星分布。

(4)长 64小层

该小层渗透率大于1.0×10-3μm2的砂体占优，遍布工区，局部成片分布。该砂体包裹渗透率为（0.5～1.0）×10-3μm2的透镜砂体。

4 孔隙度与渗透率的关系

研究区长6油层组的孔隙度—渗透率交会图如图4所示。从图中可以看出，孔隙度与渗透率之间存在一定的相关性，但两者相关性较差，反映渗透率主要受孔隙结构的影响，此为低渗透储层的普遍特点。

图1 X区长6油层组孔隙度与渗透率交会图

5 储层物性的影响因素分析

研究表明，本区长6储层物性主要受沉积微相及成岩后生作用的影响。

沉积微相方面，前缘水下分流河道、三角洲平原分流河道砂体由于沉积时水动力强度大，砂岩粒度较粗，云母矿物及泥质含量较低，原始粒间孔隙较发育，在成岩作用后期，溶蚀作用相对较发育，因此物性相对较好，但部分层段由于原始孔渗条件好，孔隙流体比较活跃，方解石胶结物含量高，导致物性变差。天然堤、决口扇砂体，由于其沉积时水动力条件较弱，砂岩粒度较细，其中含较多的云母矿物及泥质杂基，在压实作用下，发生变形充填粒间孔隙，破坏原始粒间孔，后期溶蚀改造作用不强，物性较差。

成岩作用方面，压实和胶结作用是主要的破坏性成岩作用。假定砂岩的原始孔隙度为40%，本区长6砂岩由压实作用造成的孔隙度丧失在10.1%～28.4%之间，平均为 20.9%左右，占孔隙度损失的27.4%～87.7%，平均为67.6%。由胶结作用造成的孔隙度丧失在4%～27%之间，平均为10.3%左右，占孔隙度损失的12.3%～72.5%，平均为 32.4%说明压实作用是导致长6砂岩孔隙丧失的主要原因。本区长6砂岩中含较多的塑性碎屑，在早期成岩作用过程中发生扭曲、膨胀及塑性变形并挤入粒间孔隙中，从而使相当一部分原生粒间孔隙丧失。

6 结论

（1）岩心分析及测井解释结果表明，研究区长6油层组储层物性较差，主要为一套低孔、特低孔—特低渗储层，含少量低孔—低渗储层。

（2）储层物性主要受沉积微相及成岩后生作用的影响。

（3）成岩作用方面，压实和胶结作用是主要的破坏性成岩作用，其中压实作用是导致储层砂岩孔隙丧失的主要原因。

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［2］2.李建明, 秦璐，徐论勋，等. 鄂尔多斯盆地华庆地区长6-3储层物性特征及其影响因素分析[J]. 长江大学学报（自然科学版）, 2011（03）.

［3］林孝先, 侯中建. 鄂尔多斯盆地西北部盒8段储层物性特征[J].四川地质学报, 2009（03）.