青平川油田长2储层特征及综合评价

2019-04-01贺亚维郭永宏

延安大学学报（自然科学版） 2019年1期

贺亚维，郭永宏

(1.陕西能源职业技术学院资源与测绘工程学院，陕西咸阳 710200；2.陕西延长油田股份有限公司青平川采油厂,陕西延安 717200)

鄂尔多斯盆地油气资源十分丰富。盆地整体以低渗储层为主，随着勘探开发程度的不断增强，储层特征趋于复杂化，难开发的储层所占比例不断增大[1-3]。储层是储集油气和控制油气赋存状况的重要因素，对储层特征的深入研究是油田勘探开发的关键环节。为了更加合理的调整注采井网，最大限度地提高动用储量，提高最终采收率，必须从更微观、更精细的角度去研究储层才能取得更好的效果[4,5]。笔者对青平川油田高家塌油区长2储层的岩石学、孔隙结构、物性、成岩作用特征做了具体细致地分析讨论，并结合多个因素对研究区储层进行了综合评价，为油田下一步的高效开发提供了重要的指导依据。

1 研究区概况

青平川油田地处鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部(图1)，本次研究的目标区是青平川油田高家塌油区，其主力产层为长2油层。研究区东南紧邻柏洼沟注水区，虽然两者分属不同管理单元，开发方式和开发特征也不一样，但两者的地质及油藏特征一致。青平川油田形成的重要物质条件是延长组底部的大规模生烃坳陷，三角洲砂体发育较好的区域是油气运聚成藏的有利场所，构造形态和相带变化两者是形成圈闭不可或缺的条件。生烃坳陷、三角洲砂体发育区、构造形态和相带变化是研究区长2油藏形成的基础地质条件[6-8]。钻井资料表明，研究区储层储渗性能较差，具体表现为孔喉极为狭小且分布不均匀，成岩作用强度较大，油藏受岩性和物性的影响程度较大，圈闭类型主要为岩性圈闭。

图1 鄂尔多斯盆地青平川油田地理位置图

2 储层特征

2.1 岩石学特征

研究区长2储层砂岩样品的岩性资料分析统计结果表明(图2)，岩石类型以低成分成熟度的长石砂岩为主，并含有少量岩屑质长石砂岩；岩石的成分主要包括长石、石英、岩屑，其平均占比分别为44.45%、30.81%、12.94%，岩屑的类型主要为火成岩岩屑，平均含量8.83%，变质岩岩屑和云母在岩屑中也占有较大比重，平均含量分别为3.0%和4.06%，沉积岩岩屑含量(平均为1.11%)最少，重矿物的类型有绿帘石、浅红色石榴石、锆石。组成岩石颗粒的矿物整体上成熟度偏低，结构成熟度中等，这表明碎屑颗粒搬运的距离不是很远;岩石中的胶结物类型主要为黏土矿物(平均绝对含量为8.4%)，其中以绿泥石为主，绿泥石多以孔隙充填式或衬垫式大量分布在岩石颗粒表面，岩石中还有一部分胶结物为铁方解石(平均绝对含量为3.92%)，大多数情况下呈微晶结构，以微晶、细晶的形式填充在粒间孔隙中，对储层储集空间的大小具有重要的改造作用。

图2 青平川油田高家塌区长2储层砂岩分类图

2.2 储层孔喉特征

2.2.1 储层孔隙特征

(1)孔隙类型

(a)粒间孔隙，B91-1井，282.15 m，铸体薄片

(b)长石溶孔，C458井，314.383 m，铸体薄片

(c)晶间孔，K314-1井，282.24 m，扫描电镜

储层储渗性能的好坏受储层微观孔喉特征的影响作用较大，经过对研究区样品的薄片鉴定、扫描电镜实验结果分析得知，原生粒间孔占据了长2储层的大部分孔隙空间(图3)，其次溶蚀孔隙也在孔隙空间中占有一定比例，溶蚀孔隙主要呈现形式为长石溶蚀孔和岩屑溶蚀孔，另外储集空间中还分布有少量晶间孔和微裂隙。粒间孔是储层经过压实以及后期矿物充填和各种成岩改造作用而残存下来的孔隙空间(图3a)，长2储层储集空间主要为此种类型的孔隙，其约占总孔隙体积的92%。长石溶孔(图3b)和岩屑溶孔占总孔隙体积的比重较小，说明该区域溶蚀孔不是非常发育。另外发育少量的晶间微孔(图3c)和微裂缝(图3d)，由于孔隙微小，对储层的储集和渗流能力没有影响。

(2)孔隙大小及分布特征

由实验测试结果知，长2储层的孔隙直径平均值为67.35 μm，中等大小的孔隙数量较多，分选系数的平均值为30.90，孔隙大小的差异较大，分布范围较大。孔喉配位数的平均值为0.18，说明与孔隙相连通的喉道数目较少，很多孔隙中的流体不能够有效的流通，导致孔隙空间允许流体渗滤的能力变差[9]。从孔隙大小的整体分布区间来看，大于100 μm和小于30 μm的孔隙数目分别占总孔隙数目的3.83%，55.37%，孔隙大小在20 μm和100 μm之间的的数目占总孔隙数目的40.83%，虽然小孔隙数目所占的比例最大，但是小孔隙所占的体积空间最小，所以储层的体积空间主要由中孔占的体积空间所贡献，其次为大孔，小孔对储层孔隙空间的贡献最小。

储层物性与孔隙特征参数(平均孔隙直径、分选系数、平均配位数)的相关性图如图4所示，由图4知这三个孔隙特征参数对储层物性均具有一定程度的影响。

(a)孔隙度与平均孔隙直径相关图

(b)渗透率与平均孔隙直径相关图

(c)渗透率与分选系数相关图

2.2.2 储层喉道特征

喉道的大小及几何形态对储层的渗滤性能有直接的影响[10，11]。由压汞资料的分析结果(表1)知，喉道半径的平均值为1.43 μm，属细喉型储层；排驱压力分布在0.01～8.0 MPa之间，平均为0.6 MPa；喉道分选系数的平均值为2.74，表明喉道的大小均匀程度较差，各个喉道的差异较大；峰态值平均为2.73，表明喉道大小的分布区间较窄且中间部位分布的频率较高。歪度的平均值为1.26，呈现出粗歪度分布的特征；退出效率的平均值为28.16%，退出效率不是很高，说明储层未连通的孔隙较多，不利于流体的渗流。整体来看长2储层的喉道大小分布均一性差且极为细小，所需的排驱压力较大，能够连通孔隙的喉道数目较少。综上所述，中孔细喉型是研究区最为理想的储层类型。

表1 青平川油田长2储层喉道特征参数统计表

2.3 储层物性特征

在对研究区岩心物性资料统计分析的基础上得知，长2储层孔隙度(图5a)整体处在2.7%～19.8%之间，平均值为12.2%，由图5a可以看出孔隙度的分布呈现出双主峰对称分布的特征，对应的孔隙度值分别为11%与14%。渗透率(0.01～105.38)×10-3μm2，平均值为3.39×10-3μm2。渗透率直方图也呈双峰分布特征，一个尖峰值为1.0×10-3μm2，另一个尖峰值为5.0×10-3μm2(图5b)。按照石油天然气行业标准中相关分类标准，可将研究区长2储层划分为低孔特低渗储层。

(b)渗透率分布直方图

2.4 成岩作用

根据研究区样品的薄片鉴定、扫描电镜等实验分析资料可知，青平川油田长2储层的成岩作用比较强烈且复杂，对储层具有很大程度的改造作用。

(1)压实压溶作用

在不同的成岩阶段压实作用的呈现形式不尽相同[9]。研究区长2储层经历过较强程度的压实作用(图6a、b)，主要体现在三个方面，一是碎屑颗粒在压力的作用下排列变得更加紧密，接触方式逐渐变为点线和线接触；二是由于压溶作用的发生使得长石、石英的次生加大现象更为显著；三是在镜下可观察到某些长石颗粒由于较强烈的压实作用而发生变形破裂。

(2)胶结作用

由薄片观察和扫描电镜分析资料可知，研究区内长2储层的胶结作用(图6c、d)程度十分强烈，其呈现形式主要为绿泥石薄膜胶结、石英加大胶结和方解石胶结，胶结作用对于储层储集空间具有破坏性的改造作用。绿泥石薄膜胶结岩石颗粒在研究区广泛发育，黏土膜以极其微小的厚度覆盖在颗粒表面，使得孔喉空间变得更为狭窄；根据实验观察资料知研究区的自生长石和石英也比较发育，其充填于原生粒间孔中限制了储层孔隙空间的渗流能力；方解石胶结现象在长2储层砂岩中也分布较多，在方解石胶结发育的部位，储层的孔隙空间被极度的限制，使得储层对于流体在其中的渗滤能力变差。

(3)溶蚀作用

溶蚀作用的发生对储层具有正反两方面的影响，一方面使得储层物性得到改善，增强了储层的储集性能；另一方面使得储层孔隙和喉道的分布变得错综复杂，从而加剧了流体在其中渗滤的复杂性[12]。储层孔隙空间中水溶液的某些离子与碎屑颗粒及部分胶结物发生一系列化学反应，使得部分碎屑颗粒和胶结物被溶蚀，从而改善了储层的储集空间。研究区长2储层砂岩溶蚀作用主要表现为长石溶蚀和岩屑溶蚀(图6e、f)，对储层的储集性和渗透性能有一定的改善作用。

(a)B93-1井，283.6 m，石英次生加大，扫描电镜

(b)B257井，441.14 m，颗粒以点-线接触为主，部分为凹凸接触，铸体薄片

(c)B93-1井，279.5 m，方解石晶体充填于孔隙中，扫描电镜

(e)B91-1井，282.11 m，长石溶蚀孔，扫描电镜

3 储层综合评价

储层评价对油藏的合理开发以及注采井网的调整布置有重要的指导借鉴作用[14，15]。在上述储层基础特征研究的基础上，针对研究区长2储层物性差、岩性致密、成岩作用强烈、微观孔喉复杂的特点，选取能够反映储层储渗性能的孔隙度、渗透率，以及能够表征储层孔隙结构特征的孔隙类型、排驱压力等一系列参数，并结合储层的岩性特征，最终参照表2中的储层评价标准对研究区长2储层进行综合分类评价。

表2 鄂尔多斯盆地陕北地区中生界储层评价方案(据牟泽辉，2001)

从储层综合评价图来看(图7)，长2储层主要发育III类储层，在高2-山18井区、山9-山21井区、山40-山43井区、山84-山90及126-132井区II类储层广泛发育。整体上看，长2储层中III类储层分布最多，局部发育II类储层，I类储层分布最为稀少，主要发育在山7、山42、271、132、285、332等井处。由以上分析可知，研究区主要发育中等储层，含有少量好储层。