合水油田长81油层低渗透储层特征对油藏的控制作用

梁文燕，文志刚 油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学) 长江大学资源与环境学院，湖北 武汉 430100)

郑小莉 (中国石油长庆油田分公司第二采油厂， 甘肃 庆阳 745110)

李威 (中海石油研究总院有限责任公司，北京 100028)

1 沉积环境对低渗透油藏的影响

鄂尔多斯盆地在长81油层沉积期属于湖盆坳陷扩张期，湖盆基底发生不均匀的倾斜和下陷，湖盆范围逐渐扩大，水体加深，物源供给充足，沉积速率略大于可容纳空间增长速率，发育小规模的进积序列，在西南部发育典型的浅水辫状河三角洲沉积[15，16]。

合水油田在长81油层沉积时期主要受西南方向物源影响，位于三角洲前缘地带，水下分流河道砂体为主要的油气储集体，长81油层储层岩石类型以岩屑长石砂岩为主，其次为少量的长石岩屑砂岩和长石砂岩。砂岩粒度主要为极细-细粒，颗粒间填隙物类型丰富多样，以碳酸盐胶结物和自生黏土矿物为主。储层孔隙度分布在7.78%～8.37%，渗透率为0.31～0.42mD，两者呈较为明显的指数相关关系，相关系数为0.725，为典型的低孔-特低孔、特低渗-超低渗储层[17]。

1.1 沉积物源

1.2 储层非均质性

2 储层微观特征对低渗透油藏的影响

2.1 碳酸盐胶结作用

区内一般储层物性好的地区大部分油气厚度大、丰度高，也存在部分区域储层物性较好但含油性较差的反常情况。如同样发育复合反正韵律的L19井和L13井，储层物性特征相近，位于河道侧翼的L19井发育油层，而位于河道中心的L13井，只发育差油层。通过扫描电镜观察发现，该储层碳酸盐胶结物极为发育(见图6)，以铁白云石和铁方解石等晚期含铁矿物为主。

统计物性与铁白云石、铁方解石等含铁碳酸盐胶结物之间的关系发现，孔隙度与含铁碳酸盐胶结物具有良好的相关性，随着含铁碳酸盐胶结物体积分数的增加，孔隙度逐渐降低(见图7(a))，说明含铁碳酸盐胶结物导致岩石致密化程度加深，孔隙度、渗透率降低，岩石物性变差，结合前人研究认为，碳酸盐胶结作用是加速储层致密化的主要原因[18,19]。从碳酸盐胶结物体积分数与日产油量相关图(见图7(b))可知，两者呈负相关关系，即碳酸盐胶结物体积分数增加，限制了油气的聚集与分布，导致日产油量下降。

2.2 孔隙结构

长81油层中储层的孔隙类型主要包括粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔、粒间溶孔、晶间孔、微裂隙等多种类型，其中长石溶孔和粒间孔(见图8)占比最大。压汞试验结果表明，同一期砂体排驱压力变化范围较大，在0.39～7.59MPa之间，中值半径为0.01～0.12μm，面孔率低，孔隙微观结构复杂，渗流能力差异大。

3 结论

1)沉积环境是影响合水油田长81油层油藏稳定性和富集规律的主要因素。沉积物源通过控制沉积相和砂体展布特征，直接影响油藏的宏观发育特征；储层非均质性特征，影响油气的赋存丰度及饱和度。

2)储层微观特征控制了油气的聚集与丰度。碳酸盐胶结作用加速储层致密，油气的聚集与分布受到限制；微观孔喉特征对油气的充注和丰度影响明显。