宁县地区长6油层组储层特征研究

陈建文,段骁宸,吴德志,曾凤凰

(中石油长庆油田分公司第十二采油厂，陕西 西安 710200)

宁县地区长6油层组储层特征研究

陈建文,段骁宸,吴德志,曾凤凰

(中石油长庆油田分公司第十二采油厂，陕西 西安 710200)

史维 (长江大学工程技术学院，湖北 荆州 434020)

通过对测录井、岩石薄片、物性测试等资料的整理分析，深入研究了宁县地区长6油层组储层特征及其控制因素。研究表明，区内长6油层组碎屑岩岩性主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩；物性相对较差，为低孔-特低孔、超低渗储层；主要控制因素为沉积作用和成岩作用。

储层特征；控制因素；长6油层组；宁县地区；鄂尔多斯盆地

图1 宁县区域位置图

图2 长6油层组砂岩岩石类型三端元图

鄂尔多斯盆地北起阴山，南抵秦岭，东迄吕梁山，西达腾格里沙漠，作为我国第二大沉积盆地，面积约37×104km2，地跨陕、甘、宁、蒙、晋5个省区。盆地可划分为北部伊盟隆起西缘冲断构造带、南部渭北隆起、西部天环坳陷带、东部陕北斜坡带和晋西挠褶带6个一级构造单元[1，2]。研究区位于鄂尔多斯盆地南部(图1)，占地面积4600km2，纵向上含油层系多,油水关系相对较复杂，储层特征不清，控制因素不明，严重制约了该区的油气勘探与开发。

研究区主力层段长6油层组可细分为3个油层，长61油层、长62油层、长63油层[3]，通过整理测录井、薄片鉴定、物性测试等资料，对其储层特征进行了深入剖析，明确储层控制因素，旨在为后续勘探开发提供理论指导。

1 岩石特征

宁县地区长6油层组岩石碎屑颗粒中长石体积分数为8.2%～58.5%(平均为22.94%)，石英体积分数为18%～60%(平均为41.4%)，岩屑体积分数为9.5%～40.8%(平均为20.54%)，主要发育岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，并伴有少量的岩屑砂岩和长石砂岩(图2)，其中岩屑以白云岩、石英岩为主。岩石组构特主要为极细-细粒，分选基本为中等，个别小层分选差，磨圆度主要为次棱角状，点-线接触作为主要的接触方式，胶结类型主要是孔隙式胶结。由于研究区砂岩颗粒细，碎屑含量多，砂岩填隙物类型较为多样，但总体以自生黏土矿物和碳酸盐胶结物为主，其次为硅质胶结物。黏土矿物主要以水云母为主，其次为绿泥石。碳酸盐胶结物以铁方解石、铁白云石为主。

2 物性特征

研究区长6油层组储层物性总体较差，平面上分布特征各有不同，在各油层中孔隙度和渗透率分布区间存在一定差异。但总体上来看，长61、长62、长63油层储层物性基本相似，最大值略有不同。

长63油层储层孔隙度为1.15%～23.41%(平均8.30%)，集中分布于6.0%～10%之间；渗透率为0.01～0.74mD(平均0.10mD)，主要分布于0.1～0.3mD之间。长62油层储层孔隙度主要分布于8.0%～10.0%之间，占比约为32.46%，其次分布在6.0%～8.0%，占比约为29.82%，平均孔隙度8.42%；渗透率主要分布于0.1～0.3mD之间，大于0.3mD的样品较少，占比约为7.90%，平均0.13mD。长61油层砂体不发育，储层样品较其他层位少，该段孔隙度分布在2.24%～12.78%(平均8.57%)，集中分布于8.0%～10.0%，占比约为36.84%；渗透率分布于0.01～0.78mD(平均0.16mD)。综上，长6油层组储集砂体主要为低孔-特低孔、超低渗储层。

3 孔隙类型及结构特征

3.1孔隙类型

通过薄片分析发现，宁县地区长6油层组储层孔隙可见粒间溶孔、粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔、晶间孔、微裂隙等，其中，粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔的体积分数相对较高(表1)。

表1 研究区长6油层组砂岩孔隙类型统计表

3.2孔隙结构特征

通过对区内孔隙结构参数测试结果(表2)的分析，将研究区砂岩毛细管压力曲线特征划分为3种类型。

表2 研究区长6油层组孔隙结构参数统计表

1)Ⅰ型压汞曲线 该类压汞曲线门槛压力平均为0.92MPa，主要分布在0.39～1.52MPa；最大进汞饱和度平均为79%，储层分选较好，曲线有明显的平台段；中值压力平均为6.93MPa；退汞效率平均为26.6%；物性相对较好，平均孔隙度为11.1%，平均渗透率为0.14mD。该类压汞曲线主要出现在长63油层中(图3(a))。

2)Ⅱ型压汞曲线 该类压汞曲线在研究区数量最多，门槛压力为2.11～5.24MPa，曲线可见平台段；最大进汞饱和度分布在67.3%～83.6%(平均75.6%；)中值压力6.0～12.27MPa(平均11.1MPa)；退汞效率分布在16.0%～32.5%(平均25.0%)；物性较Ⅰ型略差，其中平均孔隙度为10.1%，平均渗透率为0.09mD。研究区各个油层该类型曲线均有分布(图3(b))。

3)Ⅲ型压汞曲线 该类压汞曲线门槛压力平均值为5.98MPa；最大进汞饱和度较低，平均为46.7%；退汞效率低，平均为21.7%；该类曲线平台段不显(图3(c))

图3 研究区长6油层组3类压汞曲线

4 储层控制因素

4.1沉积相对储层物性的控制作用

研究区长6油层组沉积期属于半深湖-深湖相沉积环境，浊积越发育的地区，相应的孔隙度、渗透率也变好，浊积岩为有利储层发育的微相[3]。研究区储层物性受沉积微相控制作用明显，浊流沉积主带及三角洲前缘水下分流河道主带上储层物性较好。

4.2成岩作用对储层的控制

成岩作用控制储层的储集性能，对储层贡献作用较明显的是建设性成岩作用，如溶蚀作用。而破坏性成岩作用，则包括压实作用、胶结作用等。

1)压实作用 研究区岩石矿物中岩屑以及长石含量普遍较高，碎屑颗粒抗压强度不够，压实作用导致物性大幅下降，破坏储层的储集性能。

2)胶结作用 研究区石英加大作用明显，导致部分原生孔隙被占据，岩石孔隙度降低。同时，石英加大使得部分颗粒与颗粒之间的接触更为紧密，渗流喉道缩小，孔隙之间的连通性变差，渗透率明显下降。

3)溶蚀作用 研究区位于沉积中心，深埋藏作用使得干酪根演化处于成熟阶段，由于脱羟基作用以及生成CO2，导致油田水呈酸性[4]。酸性溶液进入长6油层组后，在砂岩的孔隙中侧向运移，溶蚀碳酸盐胶结物及长石，形成大量的粒间孔隙和粒内溶蚀孔隙。

5 结论

1)宁县地区长6油层组岩性主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，并伴有少量的岩屑砂岩和长石砂岩。

2)研究区长6油层组储层物性总体较差，具低孔-特低孔、超低渗特征。孔隙类型主要为粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔。

3)沉积相和成岩作用共同控制着长6油层组的储层发育，其中浊流沉积主带及三角洲前缘水下分流河道是主要的储集体发育区，溶蚀作用控制了次生孔隙的形成，而压实作用和胶结作用破坏了储集层中的原生孔隙。

[1]杨俊杰.鄂尔多斯盆地构造演化与油气分布规律[M].北京：石油工业出版社，2002.

[2]刁帆，文志刚.鄂尔多斯盆地胡尖山油田延长组长4+52储层特征及综合评价[J].岩性油气藏，2011，23(2)：53～58.

[3]程启贵，郭少斌，王海红，等.鄂尔多斯盆地中西部长6油层组储层综合评价 [J].石油实验地质，2010，32(5)：415～419.

[4]高静乐，宋广寿，高辉，等.西峰油田庄40区块长6储层特低渗透成因与主控因素[J].沉积学报，2008，26(4)：640～646.

[编辑] 邓磊

TE122.2

A

1673-1409(2017)19-0024-04

2016-06-10

国家科技重大专项 ( 2011ZX05033-004)；中国地质调查局地质调查项目(1212011120965,1212011220762)

陈建文(1968-)，男，硕士，高级工程师，主要从事油藏精细描述及开发地质等方面的工作；通信作者：史维，49507826@qq.com。

[引著格式]陈建文,段骁宸,吴德志,等.宁县地区长6油层组储层特征研究[J].长江大学学报(自科版), 2017,14(19):24～27.