何日斯太凹陷T2井区储层特征研究

周田存

何日斯太凹陷T2井区储层特征研究

周田存

（陕西延长石油(集团)有限责任公司油气勘探公司内蒙古勘探开发部， 陕西 延安 716000）

通过岩心薄片鉴定、扫描电镜、压汞法、全岩X-衍射、分析化验等方法，结合阵列声波测井资料对何日斯太凹陷T2井区储层的岩性特征、分布特征、孔隙结构特征、裂缝特征、物性特征、粘土含量和粘土矿物组份、敏感性几个方面进行研究，研究表明该区域储层是低孔特低渗储层，属三类储层。

何日斯太； 储层特征； 物性； 敏感性

何日斯太凹陷T2井区位于内蒙古自治区锡林郭勒盟正蓝旗境内，构造上位于二连盆地何日斯太凹陷北部凹槽的东部断洼中部。区块含油层系为腾格尔组一段油层，腾一段下部构造形态总体表现为一西倾单斜构造，构造被多条正断层所切割，形成垒堑相间的构造格局。平面上和纵向上，储层变化均较大，总体表现为低孔特低渗储层。

1 岩性特征

薄片鉴定表明，岩石类型以岩屑砂质细砾岩为主。石英含量约2%～10％；长石含量约1%～4％，成分主要为钾长石和斜长石；岩屑含量较高，一般50%～80％，最高可达87%，成分以火成岩为主，少量沉积岩和变质岩。填隙物主要为方解石，含量1%～27%；少量粘土，含量1%～8%。颗粒磨圆多为次棱角状，分选差～中等，胶结类型以压嵌式居多，接触关系以点、线、镶嵌状接触，颗粒支撑为主，胶结物方解石、白云石为主，风化蚀变程度为浅-深。岩屑杂基界线模糊不清，颗粒排列弱定向，岩屑以中酸性喷出岩为主，粒间分布自生粘土，亮晶方解石选择性交代碎屑。

从扫描电镜看，样品主要由石英、长石、岩屑组成，粘土矿物主要以伊利石为主；胶结物以白云石为主，其次为次生石英；胶结类型以钙质胶结为主；岩性致密程度中等，风化程度中等-较弱；颗粒粒径在80～450 μm之间，以镶嵌式接触，分选性较差，磨圆度中等-较差，主要发育粒间孔～溶孔，为岩屑砂质细砾岩。

2 储层分布特征

砂体沉积受古地形控制明显，构造低部位厚度大，高部位厚度薄，坡度较陡部位（T2-11-4、T2-11-2）的砂体根部变窄、变薄，横向变化快。其宏观特征是大套湖相泥岩夹砾岩、砂砾岩和不同级别的含砾砂岩，岩石颗粒分选差，砾砂泥混杂，层理不明显。湖底扇砂体南北宽600～800 m，东西长1 000～3 000 m，砂体分布面积为1～2 km2。砂岩厚度一般10～40 m，最高达到60 m，有效厚度15～20 m。

3 孔隙结构特征

为了更准确地反映储层的孔隙结构情况，应用20块压汞分析资料，从宏观储集物性定量参数：孔隙度和渗透率、反应微观孔隙结构的压汞统计参数以及岩性等方面对研究区的孔隙结构进行了分类评价（图1），分析压汞曲线表明该区储层为三类储层。

图1 储层孔隙结构压汞法毛管压力曲线

4 储层物性特征

取芯化验分析孔隙度最小值1.34%，最大值23.95%，一般分布区间10%～12%，平均为9.62%；渗透率最小值0.01 mD，最大值40.78 mD，一般分布区间0.16～2.56 mD，平均为2.59 mD，属低孔特低渗储层（图2）。

图2 储层物性孔隙度和渗透率直方图

5 储层裂缝特征

邻区T2-2-1井阵列声波测井显示，最大水平主应力方位为 220～240°，人工裂缝方向也应该是220～240°。T2-13-6井地层倾角测井显示，最大水平主应力方位为250～260°，最小水平主应力方位为340～350°。T2-5-1井电位法压裂裂缝方位测试结果表明，压裂裂缝为东西向（图3）。

图3 T2-5-1井电位法压裂裂缝方位测试图

借鉴二连盆地的哈南油田，根据现今应力场分布特征，最大水平应力方向为 60°～70°，水力压裂将会产生NEE方向人工裂缝。天然裂缝以高角度裂缝为主，一般大于60°，与二连盆地其它油田相近。

6 粘土含量和粘土矿物组份

T2井区储层岩石填隙物主要为方解石，含量1%～27%；少量粘土，含量1～8%。由X-衍射粘土矿物分析统计，伊利石含量相对最高，为70.43%，其次为伊蒙混层，相对含量为223.99%，高岭石和绿泥石相对含量较少，分别为2.2%（表1）。

表1 T2-3-4井全岩X-衍射分析报告

7 储层敏感性

储层敏感性包括水敏、速敏、酸敏、碱敏及盐敏等五个方面的内容，目的在于找出储层发生敏感性的条件，以及由敏感性所能引起的储层伤害程度，为各类工作液的设计、油层伤害机理分析及油层保护提供科学依据。

7.1 速敏性

速敏性是指由流体流速变化而引起地层中微粒运移的现象，实验目的在于了解储层渗透率变化与流速的关系，寻找合理的流速，为优选合理的注入速度提供依据。本区粘土矿物中，伊利石含量最高，伊利石具有微粒迁移的特性，堵塞孔道，造成储层渗透率降低。室内试验研究表明（图4），随着流速的增加，储层渗透率下降，说明储层发生速敏现象。

7.2 水敏性

水敏性是指与地层不配伍的外来流体进入储层后引起储层中粘土矿物发生水化膨胀和分散运移，而造成储层渗透率下降的现象。根据T2-3-4井两块岩样水敏评价室内试验，水敏指数分别为19.6%和24.2%，属于弱水敏和中等偏弱水敏（表2）。

表2 T2-3-4井岩样水敏性评价表

图4 T2-3-4井速敏评价曲线

7.3 碱敏性

碱敏性是指具有高pH值的流体流入地层后与储层岩石或者储层流体接触发生反应，造成储层结构变化，渗流能力下降。从T2-3-4井两块岩石样品碱敏性实验结果来看，碱敏指数分别为19.9%和15.7%，属于弱碱敏。

7.4 酸敏性

T2-3-4井两块岩样酸化实验前后的酸敏指数分别为17.9%和18.2%，属于弱酸敏（表3）。

表3 T2-3-4井岩样酸敏性评价表

7.5 盐敏性

根据T2-3-4井两块岩样盐敏性实验数据，储层渗透率随盐水矿化度的增大而增大，临界点在6000 mg/L（表4）。

储层敏感性实验结果表明速敏是T2井区储层伤害主要影响因素，为了降低储层伤害程度，对采油和注水速度要合理控制；为了防止储层污染，要求工作液的矿化度控制在盐敏临界点以上。

表4 T2-3-4井岩样盐敏评价数据表

8 结论

（1）T2井区储层岩石类型以岩屑砂质细砾岩为主，主要由石英、长石、岩屑组成。

（2）研究区内储层砂岩厚度一般10～40 m，最高达到60 m，有效厚度15～20 m。

（3）分析压汞曲线表明该区储层为三类储层。

（4）该区储层属低孔特低渗储层。

（5）该区天然裂缝以高角度裂缝为主，一般大于60°，与二连盆地其它油田相近。

（6）T2井区储层岩石填隙物主要为方解石，含量1%～27%；少量粘土，含量1%～8%。

（7）储层敏感性实验结果表明速敏是腾2井区储层伤害主要影响因素。

［1］王永成, 高海仁, 李云．何日斯太凹陷北主洼槽勘探潜力分析[J].石油地质与工程，2010，24 (6): 14-17．

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Study on Reservoir Characteristics of T2 Wellblock in Herisitai Depression

（Shaanxi Yanchang Petroleum (Group) Co.,Ltd. Oil and Gas Exploration Company Inner Mongolia Exploration and Development Department, Shaanxi Yan'an 716000, China）

Based on core thin section identification, scanning electron microscopy (SEM), mercury intrusion method, whole rock X-ray diffraction method and analysis test, combined with the array acoustic logging data, lithology characteristics, distribution characteristics and pore structure characteristics, reservoir fracture features, reservoir physical properties, clay content and clay mineral components, reservoir sensitivity of T2 wellblock reservoir were studied. The results show that the reservoir is low porosity and low permeability reservoir, and belongs to class 3 reservoir.

Herisitai; reservoir characteristics; physical properties; sensitivity

TE 122

A

1004-0935（2017）09-0880-03

2017-07-11

周田存（1983-），男，工程师，工程硕士，陕西省榆林人，2006 年毕业于长安大学勘查技术与工程专业，研究方向：石油勘探开发、石油地质。