志丹油田正359井区延长组长6储层特征

阴玲玲

(西北大学地质学系，陕西西安 710069)

志丹油田正359井区延长组长6储层特征

阴玲玲

(西北大学地质学系，陕西西安 710069)

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长6油藏为典型的特低渗透岩性油藏，储层非均质性强，岩性、物性、含油性在纵向上和横向上变化较大。综合运用岩石薄片、扫描电镜及压汞试验等分析测试资料，对志丹油田正359井区延长组长6 储层的岩石学特征、储集空间类型及孔隙结构进行分析研究。结果表明，该区长6储层为三角洲前缘沉积，主要为水下分流河道砂岩，岩性以灰色、灰绿色细粒长石砂岩为主，主要储集空间为长石溶孔和溶蚀粒间孔；孔隙度平均为 10.20%，渗透率平均为 1.08 mD，平均孔喉直径为0.86 μm，为典型的低孔微细喉型储层。沉积相控制储层砂体的发育，长石溶孔、溶蚀粒间孔及微裂缝改善了储层的物性。

志丹油田；正359井区；储层特征；主控因素

储层是控制油气富集和分布的重要因素，储层特征研究是进行油气勘探的重要环节，是低渗透油气藏勘探开发的灵魂，也是油藏评价工作的重要组成部分，对储层评价的结果将直接影响油藏评价的效果[1-9]。

志丹油田正359井区位于志丹县旦八镇北部，研究面积21.0 km2，区域上处于鄂尔多斯盆地陕北斜坡南部，区域构造为一平缓的西倾单斜，地层倾角小于1°，千米坡降为6～10 m，内部构造简单，局部发育有因岩性差异压实作用而形成的低幅度鼻状隆起。近年来，研究区南部正256井区、樊川区块长4+5～长6、正446井区长8～长10以及北部寨科区长2、长4+5和长6都已经取得了较大突破，潜力巨大，并进行了油藏评价、储量计算与开发[10-12]。对于研究区延长组储层，前人尚未对长6储层进行精细系统的研究，影响了勘探开发。为进一步确定该区储层特征，为下一步勘探开发整体部署，保障注水开发效果，提高主力油层采收率，实现长期稳产高产，很有必要对研究区延长组长6储层开展储层特征研究。

1 储层岩石学特征

1.1 岩石学类型

根据薄片及扫面电镜观察和统计，志丹油田正359井区延长组长6储层岩石类型主要为浅灰色、灰白色、灰褐色、灰绿色粉-细粒长石砂岩及中-细粒长石砂岩(图1)；成分以长石为主，石英次之，暗色矿物少量，分选好，泥质胶结，次棱磨圆，较疏松；整体具有矿物成熟度低、结构成熟度高、成岩作用强烈、致密砂岩储集层的岩石学特征。

图1 长6储层砂岩成分三角图Fig.1 The triangle chart of Chang-6 reservoir sandstone compositionⅠ.石英砂岩；Ⅱ.长石石英砂岩；Ⅲ.岩屑石英砂岩；Ⅳ.长石砂岩；Ⅴ.岩屑长石砂岩；Ⅵ.长石岩屑砂岩；Ⅶ.岩屑砂岩

1.2 碎屑成分

薄片统计表明，研究区长6储层碎屑成分主要以石英和长石为主，其次是黑云母和岩屑(表1)。碎屑成分中石英含量在17%～33%之间，平均为22.85%；长石含量为34%～63%，平均为47.70%，长石为钾长石和斜长石，钾长石的含量一般大于斜长石，但不超过15%。岩屑类型以变质岩和岩浆岩岩屑为主，岩屑含量为3%～9%，平均为3.90%；黑云母含量为2%～18%，平均为8.52%。碎屑矿物一般定向排列，个别石英颗粒具有次生加大现象，长石风化中等-深，常见方解石交代长石和岩屑并充填了部分孔隙。部分颗粒具有微裂缝。

表1 碎屑成分统计表Table 1 Statistics of detrital composition

1.3 填隙物成分

研究区长6储层填隙物以自生矿物为主，主要为云母、绿泥石、方解石和白云石，含少量黄铁矿、硅质及长英质，部分样品含杂基。填隙物中云母的含量在0～8%，绿泥石含量为0～7%，方解石含量为0～23%，白云石的含量为0～15%，还含有少量的石英加大和长石加大。黏土矿物以绿泥石含量最高，高岭石次之，伊利石和伊蒙混层最少(表2)。

表2 黏土矿物含量统计表Table 2 Statistics of clay mineral content

各层组自生矿物产状相同，绿泥石为孔隙衬边产状，围绕颗粒分布；方解石和铁白云石为孔隙充填产状，在砂岩中呈斑状分布；高岭石呈不规则的微晶集合体充填在孔隙中，硅质及长石质以加大边产状为主。

伊蒙混层黏土矿物在分析的样品中为较常见的黏土矿物，呈颗粒表面衬垫状产出(图2a)，围绕颗粒表面包裹生长，呈片状或带状不规则分布于颗粒表面或孔壁(图2b)，使孔隙部分充填和使孔隙喉道变窄。

扫描电镜下伊利石普遍呈外形不规则的薄片状，丝状集合体(图3a、3b)，多呈填隙状和塔桥状出现。电镜观察发现，伊利石主要以两种形式出现：一是常与微晶石英、伊蒙混层等矿物共生，二是与溶蚀长石相伴生。从产状及其与其他矿物的共生关系看，其成因可能与黏土矿物的转化和长石的溶蚀有关。

图2 伊蒙混层扫描电镜Fig.2 SEM of illite mixed layer

图3 伊利石扫描电镜Fig.3 SEM of illite

图4 高岭石扫描电镜Fig.4 SEM of kaolinite

图5 绿泥石扫描电镜Fig.5 SEM of chlorite

扫描电镜下高岭石矿物出现的频率很高，其呈书页状(图4a)或者蠕虫状集合体(图4b)。大小为30～50 μm，单片状厚度不超过1 μm，长度约10 μm，孔隙充填状产出。

绿泥石是区内储层重分布最为普遍、含量最高的黏土矿物，镜下观察常表现为叶片状。主要以两种形式出现：一是呈衬垫式绕颗粒生长(图5a)，二是呈填隙状产出。填隙状产出时，常与伊利石、高岭石等共生(图5b)。

2 储层物性特征

储层物性研究是油藏描述工作中储层研究的重要内容之一[1-13]。通常用孔隙度、渗透率等参数来表征储层物性。定量研究储层物性参数，研究其平面及垂向的变化规律，对于研究储层的沉积相、储层非均质性及储量计算、储层综合评价等有着重要意义，也是剩余油分布及油水运动规律研究的基础。

本次主要采用实测的420个砂岩样品的物性数据来分析孔、渗的变化规律(表3)。长6储层孔隙度一般介于0.9%～18.6%之间，渗透率一般介于0.02～7.82 mD之间。

表3 储层物性统计表Table 3 Statistics of reservoir physical property

其中长61储层孔隙度一般为0.9%～18.6%，平均为11.9%，主要分布在8%～16%，占样品总数的82%；渗透率一般为0.02～7.82 mD，平均为1.61 mD，主要分布在0.02～3.00 mD区间(图6)。长62储层孔隙度一般为1.82%～12.7%，平均为8.9%，主要分布在6%～12%，占样品总数的78%；渗透率一般为0.08～5.26 mD，平均为0.93 mD，主要分布在0.08～1.00 mD区间(图7)；其中孔隙度最大值主要分布在3210-11井区和3396-6井区，渗透率最大值分布在3210-11井区。长63储层孔隙度一般为5.16%～12.70%，平均为9.9%，主要分布在6%～14%，占样品总数的92%；渗透率一般为0.07～4.45 mD，平均为0.93 mD，主要分布在0.25～1.00 mD区间(图8)；其中孔隙度最大值主要分布在3445-2井区，渗透率最大值分布在3210-11井区。长64储层孔隙度一般为4.78%～14.61%，平均为10.10%，主要分布在8%～12%；渗透率一般为0.77～1.19 mD，平均为0.91 mD，主要分布在0.6～3.0 mD区间(图9)；其中孔隙度最大值主要分布在3444-2井区，渗透率最大值分布在3274-4井区。

图6 长61孔隙度及渗透率频率分布图Fig.6 Chang-61 frequency distribution of porosity and permeability

图7 长62孔隙度及渗透率频率分布图Fig.7 Chang-62 frequency distribution of porosity and permeability

图8 长63孔隙度及渗透率频率分布图Fig.8 Chang-63 frequency distribution of porosity and permeability

图9 长64孔隙度及渗透率频率分布图Fig.9 Chang-64 frequency distribution of porosity and permeability

3 储层孔隙结构

3.1 孔隙类型

根据研究区岩石的薄片、铸体薄片和扫描电镜等资料分析，研究区储层发育多种孔隙类型，主要有粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔、浊沸石溶孔及裂隙孔等，其中以粒间孔和各种溶孔为主，少量的裂隙孔(表4、图10)。溶孔的含量大于粒间孔(表4)。

图10 研究区储层发育孔隙类型Fig.10 The reservoir pore types in study areaa.裂缝孔(正134井)；b.长石溶蚀(正354-4井)；c.粒间孔(正215-2井)；d.粒内孔(正298-3井)

层位样品数储集空间粒间孔/%溶孔/%裂隙孔/%面孔率/%长612224．322．00．144．6长62622．525．80．004．8长63222．530．01．505．5长64240．025．02．506．5

3.2 孔隙结构特征

储层孔隙结构特征是指孔隙及连通孔隙的喉道大小、形状、连通情况、配置关系及其演化特征，由孔隙和喉道组成[14-15]。目前研究储层孔隙结构最常用是压汞毛管压力，它是获得孔喉特征和孔喉分布的一种强有力的手段，其中最能直接反映砂岩孔隙结构的几个参数是：最大排驱压力、中值压力、中值半径、歪度、分选系数、变异系数、最大进汞饱和度Sg(%)、退汞效率(%)[16]。

根据本区砂岩储层的薄片和压汞资料分析，长6储层平均孔喉直径为0.02～2.50 μm，平均为0.86 μm。储层排驱压力为0.15～12.0 MPa，平均为5.6 MPa；毛细管中值压力为0.73～100.48 MPa，平均为54.88 MPa；平均孔喉半径为0.01～1.25 μm，平均为0.43 μm；分选系数为0.25～0.93，平均为0.56；孔隙度在1.86%～14.43%，平均为7.6%；渗透率为0.01～6.06 mD，平均为2.79 mD；最大进汞饱和度为50.03%～93.89%，平均为70.79%；孔隙结构系数为0～0.46，平均为0.17；退汞效率为19.64%～34.61%，平均为26.87%(表5)。根据孔喉的分级标准[17]，长6储层孔隙结构复杂，孔喉直径小，物性差，分选系数小，属于低孔微细喉型储层。

4 储层发育主控因素

4.1 水下分流河道对储层的控制

不同沉积微相砂体在储集性能上存在明显差异，三角洲前缘水下分流河道砂体的孔隙度及渗透率均高于其他沉积微相的砂体。正359井区块长6储层属三角洲前缘沉积体系，水下分流河道砂体不断迁移、摆动形成多期复合河道砂体的叠加，沉积物粒度相对较粗，结构成熟度较高，为形成良好的储集空间提供基础[18]。

4.2 绿泥石环边胶结-长石溶孔和溶蚀粒间孔相提供储集空间

长6储层以长石溶孔和溶蚀粒间孔为主，同时发育粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔、浊沸石溶孔及裂隙孔等。绿泥石环边胶结物使得储层的抗压能力得到加强，进而为长石溶孔的发育和溶蚀粒间孔的生成提供了有利条件[19]。在绿泥石环边胶结-长石溶孔和溶蚀粒间孔相发育的区域，有孔喉中值半径大且连通性好、排驱压力低、孔隙度和渗透率较大的特点，为油气储集提供良好的储集场所和运移通道。

4.3 裂缝的发育对储层物性的影响

裂缝的形成除与构造作用有关外，还与成岩作用有关。在成岩作用期间，由于压实作用、矿物重结晶作用等的发生，矿物颗粒发生收缩和膨胀以及矿物颗粒间的重新组合与排列，可以产生一些微裂缝。有些微裂缝中进一步发生溶蚀可以形成溶蚀缝，这些微裂缝及溶蚀缝使储层孔隙得以沟通，渗透性增强。对微裂缝发育井段对应的物性数据进行统计表明，微裂缝发育的地方所对应的孔隙度平均值为10.70%、渗透率平均值为2.20 mD，其值大多接近于或者大于平均值。因此，微裂缝对于储集层渗透率的提高有一定的积极作用。

表5 压汞参数表Table 5 Parameters of mercury injection

5 结论

(1)研究区三叠系延长组长6储层岩石类型主要为长石砂岩，碎屑成分以长石和石英为主，其次为黑云母和岩屑。碎屑颗粒之间以线接触和点-线接触为主，局部可见点接触。胶结类型主要为孔隙式胶结、薄膜式胶结、薄膜-孔隙式胶结和加大-孔隙式胶结。

(2)储层储集空间主要为孔隙，孔隙类型以溶蚀粒间孔和长石溶孔为主，少量的裂隙孔。平均孔喉直径为0.86 μm，孔隙度平均为10.2%，渗透率平均为1.08 mD，属于低孔微细喉型储层。

(3)长6储层砂体发育受三角洲前缘水下分流河道控制显著，且绿泥石环边和长石溶孔相对发育，良好的孔隙度和渗透率条件为油气储集提供了良好的储集场所和运移通道。微裂缝对于储集层渗透率的提高有一定的积极作用。

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CharacteristicsofChang-6ReservoirofYanchangFormationinZheng-359WellAreainZhidanOilfield

Yin Lingling

(DepartmentofGeology,NorthwestUniversity,Xi＇an,Shaanxi710069,China)

The Chang-6 oil reservoir of Triassic Yanchang formation in Ordos basin is defined as a typical extra-low-per-meability lithologic reservoir, which has strong heterogeneity and varies greatly in lithology, physical property and oiliness horizontally and vertically. Using scanning electron microscopy, rock thin section and pressure mercury experiment, we analyzed the petrology characteristics, the type of reservoir space and pore structure. Results indicated that the Chang-6 reservoir is delta front sedimentary. The lithology is dominated by gray, gray-green fine feldspathic sandstone, the reservoir space is feldspar dissolved pore and dissolved intergranular pore; the average porosity was 10.20%, the average permeability was 1.08 mD, and the average diameter of pore throat was 0.86μm. It is considered as a typical low-porosity and micro-fine throat reservoir. The sand body of reservoir are controlled by the sedimentary facies, the physical properties of reservoirs are improved by the the feldspar dissolved pores, the intergranular dissolution pores and microcracks.

Zhidan oilfield; Zheng-359 well area; reservoir characteristics; main controlling factors

阴玲玲(1982—)，女，在读硕士，现主要从事储层沉积学、油气开发方面的研究。邮箱：3082650056@qq.com.

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