鄂尔多斯盆地王家湾地区长2油层组储层特征及分类评价

马 浪，何 斌，杜彦军，许 璟，延小亮

(1.陕西延长油田(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710069；2.延长油田股份有限公司杏子川采油厂，陕西延安 717400)

长2油层组作为安塞油田主要含油层系之一，前人在沉积相、储层特征、油藏特征等方面取得了丰富的可借鉴的研究成果[1-8]。随着油田进入勘探开发后期，储层非均质性与目前油田整体开发思路所产生的矛盾日益突出，因此，对该区储层特征进行精细研究和分类评价势在必行。本次研究综合利用砂岩普通薄片、铸体薄片、扫描电镜等基础资料，并结合砂岩物性、毛管压力曲线等分析化验数据，对安塞油田王家湾地区长2油层组储层岩石学特征、物性特征、孔隙结构特征等方面进行研究，并分析储层发育控制因素，在此基础上对研究区长2油层组储层进行综合分类评价，指出各类储层平面分布情况，以期 对油田的有效开发起到一定的指导借鉴作用。

图1 研究区位置Fig.1 Location of the study area in Ordos basin

1 区域地质背景

王家湾地区构造上位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部(图1)，区域构造为一东高西低的单斜，地层倾角不足1°；局部构造主要为由差异压实作用形成的小型鼻状构造，鼻隆、鼻凹相间排列展布，鼻隆幅度10～20 m左右，鼻宽2～5 km[9-10]。研究区主要以上三叠系延长组为主要目的层，其中以长2油层组作为该区主要产油层段，长1油层组发育厚层泥岩，作为区域盖层起到了很好的封盖作用。长2油层组沉积相以辫状河三角洲沉积为主[11]，因此以心滩作为主要储集层，其岩性以发育灰白色厚层块状中—细粒砂岩为主，单砂层厚度较大，一般为15～25 m，累计厚度可达100～120 m，油藏埋深一般在800～1100 m，油藏类型为受鼻状隆起与岩性双重控制的构造—岩性复合油藏[12]。

2 储层岩石学特征

2.1 岩石结构特征

根据研究区5口井岩心观察发现，长2油层组砂岩颜色主要是浅灰—灰色。对14口井的78个砂岩薄片样品镜下观察发现，砂岩分选中等—好，磨圆度为次棱角状—次圆状；砂岩粒度分析显示，砂岩粗砂含量为1.3%，中砂含量为17.4%，细砂含量为64.7%，粉砂含量为11.6%，粉砂级以下含量为5%。由此可见，砂岩为中—细粒砂岩，且具有结构成熟度较高的特征。

图2 砂岩颗粒组分百分含量统计Fig.2 Percent content statistical of sandstones debris components

2.2 骨架颗粒特征

据研究区14口井的78个砂岩薄片样品镜下鉴定统计，砂岩颗粒组分中长石含量平均为62.59%，石英含量平均为26.48%，岩屑含量平均为8.89%，云母含量约为2.19%，岩屑主要为变质岩岩屑、火成岩岩屑及少量沉积岩岩屑(图2)。采用砂岩三端元分类法对样品砂岩进行分类，确定砂岩以长石砂岩为主，少量岩屑砂岩(图3)。可见砂岩具有成分成熟度低的特征。

2.3 填隙物特征

据统计，砂岩中填隙物占岩石成分的5%～18%，平均约为10%。胶结物主要包括方解石(图4a)、浊沸石(图4b)、自生石英(图4c)等自生矿物及伊利石、绿泥石(图4d)等黏土矿物以及少量硅质胶结物，其中以方解石和绿泥石为主，其相对含量分别为35.5%、28.4%(图5)；杂基含量较少，主要为泥质杂基。

3 储层孔隙结构特征

3.1 孔隙类型

对研究区14口井的45个砂岩普通薄片、33个铸体薄片以及35个扫描电镜照片综合分析发现，研究区长2油层组砂岩中原生孔隙保存较好(图6，图7a、7b)，次生孔隙也有发育。据统计，原生粒间孔隙为占总孔隙度的72.53%；次生溶蚀作用产生的孔隙约占27.5%，其中以长石溶孔、粒内溶孔及铸模孔为主(图7c)，此外还有少量粒间溶孔、岩屑溶孔、方解石溶孔以及浊沸石溶孔(图7d)等。

图3 长2油层组砂岩分类三角图Fig.3 Sandstone classification triangle map of Chang-2 oil bearing formationⅠ.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

3.2 孔喉结构特征

根据研究区14口井的164个毛管压力曲线样品，对储层孔喉结构参数进行计算。计算结果为：排驱压力平均值0.056 MPa、中值压力平均值0.61 MPa、平均孔喉中值均值4.21 μm、分选系数平均13.8、退出效率平均32%。可见储层总体上具有排驱压力低、孔隙喉道粗、分选系数高、退出效率低的特点。根据毛管压力曲线参数计算孔隙喉道分布状况，将长2油层组储层按孔喉分布特征分为3种组合类型。

图5 填隙物成分百分含量统计Fig.5 Percent content statistical of matrix component

图6 储层主要孔隙类型统计Fig.6 Statistical table of mainly porosity types of reservoir

图7 研究区长2储层常见孔隙类型Fig.7 Common pore types of Chang-2 reservoirs in the study areaa.砂岩原生粒间孔，W53-3井，997.7 m；b.绿泥石包裹的残余原生粒间孔，W33井，922 m；c.长石粒内溶孔、铸模孔，W34-1井，1102.2 m；d.浊沸石溶孔，W35井，973 m

Ⅰ类(单峰粗孔喉型)：该种类型孔喉分布一般呈单峰型(图8)，集中分布在粗孔喉区间，毛管压力曲线显示平缓段长(图9)，分选系数一般小于10，孔喉分选性好；排驱压力小于0.05 MPa，中值压力0.2～0.5 MPa，孔喉中值半径2～10 μm；孔隙原生孔隙占到储集空间的80%以上，且孔喉以粗孔喉为主，总体显示良好的储集性和渗透性能。

图8 Ⅰ类孔喉毛管压力曲线Fig.8 Capillary pressure curve of Class-Ⅰ pore throat

图9 Ⅰ类孔喉半径频率分布Fig.9 Frequency histogram of Class-Ⅰ pore throat

图10 Ⅱ类孔喉毛管压力曲线Fig.10 Capillary pressure curve of Class-Ⅱ pore throat

图11 Ⅱ类孔喉半径频率分布Fig.11 Frequency histogram of Class-Ⅱ pore throat

Ⅱ类(双峰粗—细型)：该种类型孔喉分布一般呈双峰型(图10)，细孔喉和粗孔喉分布都占很大比例，毛管压力曲线显示平缓段较长(图11)，分选系数一般大于20，孔喉分选较差；排驱压力大于0.05 MPa，中值压力0.5～1.0 MPa，孔喉中值半径1～2 μm；孔隙原生孔隙占储集空间的60%～80%，次生孔隙占到20%～40%，粗孔喉和细孔喉各占一定比例，储集性能中等。

Ⅲ类(单峰微孔喉型)：该种类型孔喉分布一般呈单峰型(图12)，集中分布在细小孔喉区间，毛管压力曲线显示平缓段短(图13)，分选系数一般10～20，孔喉分选性较差；排驱压力小于0.1 MPa，中值压力大于1.0 MPa，孔喉中值半径小于1.0 μm；孔隙原生孔隙占储集空间50%以下，且孔喉细小，储集性能相对差。

图12 Ⅲ类孔喉毛管压力曲线Fig.12 Capillary pressure curve of Class-Ⅲ pore throat

图13 Ⅲ类孔喉半径频率分布Fig.13 Frequency histogram of Class-Ⅲ pore throat

4 储层物性特征

运用大量的岩心测试数据和测井数据对长2油层组孔隙度、渗透率进行分析，结果显示其孔隙度平均值为12.41%，主体分布在14%～18%区间的样品占总数的55.56%(图14)；渗透率平均值24.68 mD，主体分布在10～100 mD区间的样品占总数的41.4%(图14)。可见，长2储层主体属于低孔、低渗透性储层[13-14]。通过对长2油层组孔隙度与渗透率值相关性进行分析，发现二者呈线性关系，相关系数达到0.7657，反映其较好的线性关系(图15)，也说明长2油层组属于孔隙型储层。

图14 研究区长2储层孔隙度、渗透率频率分布Fig.14 The frequency distribution for porosity and permeability of Chang-2 reservoirs in the study area

图15 鄂尔多斯盆地王家湾地区长2储层孔隙度、渗透率交会图Fig.15 Cross plot of porosity and permeability of Chang-2 reservoir of Yanchang formation in Wangjiawan area, Ordos basin

5 储层发育影响因素

5.1 成岩作用的影响

根据研究区丰富的岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜等资料对长2油层组储层成岩作用综合分析发现，对储层物性和孔隙结构影响较大的成岩作用有胶结作用和溶蚀作用。

5.1.1 胶结作用

胶结作用较大程度地损失了孔隙空间[15-16]，根据研究区14口井的78个样品统计，研究区长2砂岩中绿泥石与方解石含量分别占到填隙物的28.4%、35.5%。本次研究发现，研究区绿泥石多以自生薄膜形式产出(图7b)，且绿泥石含量与面孔率之间并没有明显的相关关系。而方解石胶结物则不同，随着其含量的增加，面孔率逐渐降低(图16、表1)，可见方解石胶结物能较大地损失颗粒间的孔隙空间。

5.1.2 溶蚀作用

溶蚀作用显著改善了长2储层物性，溶蚀孔隙占到总孔隙的27.5%。镜下观察发现砂岩中主要有长石、岩屑和云母等碎屑颗粒以及方解石、绿泥石薄膜等填隙物的溶蚀。砂岩中长石溶孔占次生孔隙比例最高(图6)，根据研究区14口井的79个样品统计结果显示，随长石含量增加，面孔率有增大的趋势，可见长石的大量溶蚀有利于孔隙度的增加(图17、表1)，这也反映出溶蚀作用对于储层物性的改善作用是明显的。

图16 鄂尔多斯盆地王家湾地区长2储层方解石含量与面孔率散点图Fig.16 Scattered plots of calcite content and plane porosity of Chang-2 reservoir of Yanchang formation in Wangjiawan area, Ordos basin

图17 鄂尔多斯盆地王家湾地区长2储层长石含量与面孔率散点图Fig.17 Scattered plots of felspar content and plane porosity of Chang-2 reservoir of Yanchang formation in Wangjiawan area, Ordos basin

5.2 沉积微相的影响

运用6口井不同深度段岩心测试数据，统计出不同微相砂岩物性及孔隙结构参数，并进行比较分析。由表2可以发现，心滩砂体的孔隙度、渗透率以及孔隙结构参数均是最好的，其次是滞留沉积，河道侧翼微相各项参数值均最低。这就说明，心滩储集性及渗透性都优于滞留沉积，河道侧翼砂岩储渗性是最差的。实际上，不同微相砂岩颗粒大小、分选甚至矿物成分、化学环境等都存在差异，这种差异不可避免地影响到了沉积作用之后的成岩作用，最终体现在不同微相间储层物性及孔隙结构等方面的差异[17]。可见，沉积微相控制了储层的展布，是储层发育的物质基础，其在很大程度上决定了储层的发育情况，是控制储层发育的主要因素之一。

表1 鄂尔多斯盆地王家湾地区长2储层长石、方解石含量与面孔率对应表Table 1 The table of correspondence between the quantity of feldspar and calcite with the plane porosity ofsamples of Chang-2 oil bearing formation in Wangjiawan area, Ordos basin

6 储层综合分类及分布

借鉴前人储层分类方法[13-18]，本次储层综合分类中依据储层物性、沉积、微观孔隙结构等特征，对研究区长2油层组储层综合分类评价(表3)：

Ⅰ类：这类储层孔隙度大于15%，渗透率多大于10 mD，沉积微相类型主要为心滩，储层孔喉类型主要为Ⅰ类。该类储层属于优质储层，在研究区有一定分布(图19)。

Ⅱ类：这类储层孔隙度多大于15%，渗透率多在1～10 mD之间，沉积微相类型主要为心滩及滞留沉积，储层孔喉类型主要为Ⅱ类。该类储层属于较好—中等储层，在研究区分布最普遍(图19)。

Ⅲ类：这类储层孔隙度小于15%，储层渗透率多小于1 mD，沉积微相类型主要为河道侧翼沉积、天然堤及决口扇沉积，储层孔喉类型主要为Ⅲ类。该类储层属于差及非储层，其难以成为有效储层，主要分布在河道侧翼，且分布范围小(图19)。

表2 长2油层组部分微相储层物性参数统计Table 2 Statistics of physical property parameters on part types micro-sedimentary facies of Chang-2 oil bearing formation

表3 王家湾地区长2储层综合评价Table 3 Comprehensive classification of Chang-2 reservoir in Wangjiawan area

7 结论

(1)研究区长2油层组砂岩以灰色中—细粒长石砂岩为主，砂岩结构成熟度较高。

(2)砂岩孔隙以原生粒间孔隙为主，溶蚀孔隙次之。储层孔隙分选性差、连通性较差、孔隙结构复杂；孔隙结构可以分为单峰粗喉型、双峰粗—细孔喉型和单峰微孔喉型3种组合类型。储层孔渗相关性较好，储层属于低孔、低渗储层。

(3)影响研究区长 2 储层物性的因素主要是成岩作用和沉积微相。其中方解石胶结较大地降低了储层物性，溶蚀作用对长石的溶蚀显著改善了储层物性。沉积微相是储层发育的主要控制因素之一。

(4)长2油层组储层可以综合分为3种类型，其中I类储层最好，为心滩沉积，主要分布在研究区中部；由部分心滩和滞留沉积组成的Ⅱ类储层中等—好，分布范围最广且与河道展布规律一致；Ⅲ类储层最差，难以成为有效储层，分布范围小，主要分布在河道侧翼。

图18 王家湾地区长2储层平面分布规律Fig.18 Plane distribution law of Chang-2 reservoir of Yanchang formation in Wangjiawan area