子北油田高台—毛家河北储层基本特征

冷丹凤，孟旺才，王彩霞，常雪彤.

(延长油田股份有限公司勘探开发研究中心，陕西延安 716001)

高台—毛家河北区位于子北采油厂北部区域，为子北采油厂资源接替区块。该区延长组勘探面积约为221 km2，完钻探井60余口，于长2+3、长4+5、长6均发现油气显示，油层厚度为4～6 m。钻探揭示主力油层为三叠系延长组长4+5、长6储层，其中高台区长4+5、长6储层均有油气显示。毛家河北区以长6油藏为主，显示了该区良好的油气勘探潜力。

前人在鄂尔多斯盆地延长组储层特征与评价方面进行过大量研究，取得了一系列重要成果[1-11]。然而，该区主力油层储层综合研究程度低，严重制约了该区油田的勘探开发水平，有必要对该区开展储层综合地质研究。本次拟通过对子北油田高台—毛家河北开展储层特征进行系统分析，完善储层综合评价技术，明确各层勘探潜力，指导高台—毛家河北区有利勘探进程。

1 岩石学特征

根据研究区内外11口探井38个样品的薄片资料统计分析(图1)，长2—长6砂岩类型主要为长石砂岩、岩屑长石砂岩。岩屑成分以长石为主，平均为66.84%；其次为石英，平均为21.44%；再次为岩屑，平均为11.72%。

长2以长石砂岩为主，长石含量为72.15%，石英含量为15.63%，岩屑含量为12.22%。长4+5以长石砂岩为主，长石含量为67.11%，石英含量为21.54%，岩屑含量为11.35%。长6以长石砂岩为主，长石含量为61.26%，石英含量为27.14%，岩屑含量为11.60%。

延长组长2—长6油层组填隙物总体含量均不高，变化不大，最高含量为24.5%，最低含量为4.5%，平均为13.8%。胶结物主要是石英加大、长石加大以及水云母、绿泥石和方解石，浊沸石仅在长63可见。水云母含量为0～2.45%，平均为1.15%；绿泥石最少，含量为0～1.61%，平均为0.87%；方解石含量为0～2.00%，平均为1.61%；硬石膏含量为0～2.00%，平均为1.00%；硅质含量为0～1.69%，平均为1.36%；长石加大含量为0～2.00%，平均为1.00%；泥质含量为0～5.00%，平均为2.89%。浊沸石和白云石仅在长6可见，含量分别为3.00%和6.75%。

图1 高台—毛家河北长2—长6碎屑成分三角图Fig.1 Detrital composition triangle of Chang-2-Chang-6 of north of Gaotai- Maojiahe

2 储层孔隙类型及孔喉特征

2.1 孔隙类型

据扫描电镜及铸体薄片等大量资料分析，工区主要发育有粒间孔、溶蚀孔隙、微裂隙、晶间孔等孔隙类型，具体描述如下：

(1)粒间孔：从镜下来看，粒间孔多为三角形—多边形或不规则形状(图2c、2e、2i)。残余粒间孔隙主要是绿泥石膜形成后或者石英充填后形成的连通较差的孔隙类型(图2a、2k、2p、2g、2l、2n、2o、2q、2s、2t)，为研究区普遍存在的孔隙类型。

(2)溶蚀孔隙：是由碳酸盐、长石等可溶组分溶解形成的溶蚀孔，以及溶解性较差的硅酸盐矿物早期被易溶矿物交代，后期被溶解产生的次生溶孔(图2b、2d、2f、2h、2j、2m、2r)。

(3)微裂隙：主要是机械压实及收缩等作用形成的细小裂缝，主研究区微裂隙少见。

(4)晶间孔：主要指胶结物中存在的晶间孔隙，研究区仅在毛家河北部地区的长6储层的个别样品中可见。

2.2 孔喉微观特征

长4+5砂岩储层共计26个样品。统计表明，排驱压力介于0.14～1.56 MPa之间，均值1.06 MPa；中值压力0.75～11.06 MPa，均值6.75 MPa；喉道中值半径0.02～1.27 μm，均值0.59 μm；分选系数

图2 研究区储层孔隙类型Fig.2 Pore types of reservoir in the study areaa.理364(810.10 m)，长4+5残余粒间孔；b.理451(663.50 m)，长4+5长石溶孔；c.理330(1 039.00 m)，长6粒间孔；d.理329(957.60 m)，长6溶蚀孔；e.理818(773.50 m)，长6原生粒间孔；f.理322(801.54 m)，长6溶蚀孔；g.理331(931.62 m)，长4+5 残余粒间孔；h.理329(951.31 m)，长6长石溶孔；i.理823(912.32 m)，长6 粒间孔；j.理823(914.58 m)，长6长石溶孔；k.理450(797.31 m)，长6 残余粒间孔；l.理450(797.31 m)，长6残余粒间孔；m.理437(656.20 m)，长6长石溶孔；n.理437(656.20 m)，长6残余间孔；o.理865(835.40 m)，长4+5残余粒间孔；p.理331(1 007.30 m)，长6 残余粒间孔；q.理331(1 007.30 m)，长6 残余粒间孔；r.理330(1 020.45 m)，长6 长石溶孔；s.理329(956.20 m)，长6 残余粒间孔；t.理329(957.41 m)，长6 残余粒间孔。

0.09～8.11，均值1.92；歪度系数0.07～1.94，均值1.20；未饱和汞饱和度11.14%～31.00%，均值25.83%；退汞效率25.21%～38.36%，均值29.95%(图3)。

图3 长4+5压汞曲线特征Fig.3 Characteristics of Chang-4+5 mercury injection curves

长6砂岩储层共计75个样品。压汞资料统计表明，排驱压力介于0.19～8.35 MPa之间，均值1.91 MPa；中值压力1.99～35.36 MPa，均值11.18 MPa；喉道中值半径0.02～1.47 μm，均值0.57 μm；分选系数0.06～6.69，均值0.98；歪度系数-0.55～1.76，均值0.36；未饱和汞饱和度大部分介于11.35%～45.55%，均值30.35%；退汞效率15.21%～78.29%，均值42.48%(图4)。

图4 长6压汞曲线特征Fig.4 Characteristics of Chang-6 mercury injection curves

充分利用汞曲线及储层发育特征，将工区储层孔隙结构大体划分为3类(图5)。

(1)Ⅰ类：中小孔细喉型。毛管压力曲线为宽缓平台型，孔喉分选较好，较粗歪度，最大进汞饱和度一般大于70%，排驱压力为0.1～1.0 MPa。主要分布在长6油层，孔隙度大于6%，渗透率大于0.5 mD，占样品总数的30%。

(2)Ⅱ类：微小孔微喉型。毛管压力曲线为斜坡型，孔喉分选较差，较细歪度，排驱压力大于0.8 MPa，最大进汞饱和度大于60%。主要分布在长6及长4+5油层，孔隙度大于6%，渗透率一般大于0.1 mD，占样品总数的26%。

(3)Ⅲ类：微孔微喉型。毛管压力曲线为直立型，孔喉分选差，细歪度，最大进汞饱和度小于65%，排驱压力大于1.0 MPa。此类储层物性差，孔隙度小于5.0%，渗透率一般小于0.1 mD，占样品总数的44%。

3 储层物性特征

储层物性是评价储层特征比较重要的参数[13-15]。对比各层位储层物性特征发现，各油层组孔渗最小值与最大值变化范围较大，储层层内孔渗差异性非常显著(图6)。

研究发现，研究区各油层组之间孔隙度和渗透率具有一定的差异性，整体上呈现从长2油层组到长6油层组储层孔隙度、渗透率逐渐降低的趋势，说明储层成岩过程中受压实作用影响较明显。

图6 高台—毛家河北区延长组各层孔隙度和渗透率分布Fig.6 Distribution of porosity and permeability of each layer of Yanchang formation of north of Gaotai-Maojiahe area

长21亚油组孔隙度分布范围6%～18%，平均为12.8%；渗透率分布范围1.0～6.0 mD，平均达3 mD，研究区长21储层物性整体较好，有利于油气成藏。

长22亚油组孔隙度分布范围4%～16%，平均为12.2%；渗透率分布在0.5～4.5 mD，平均为2.34 mD，渗透率较长21略有变小。

长23亚油组孔隙度分布范围4%～14%，平均为11.8%；渗透率分布在1.0～4.5 mD，平均为2.09 mD，渗透率与长21、长22变化不大。

长4+51亚油组孔隙度分布范围2%～12%，平均为7.3%，与长2相比，明显变低；渗透率分布在0.5～2.5 mD，平均为1.24 mD，渗透率较长2明显变差，储层物性明显较长2更差。

长4+52亚油组孔隙度分布范围4%～10%，平均为7.01%，分布特征与长4+51大致相同；渗透率分布在0.5～3 mD，平均为1.27 mD。

长61亚油组孔隙度分布范围3%～11%，平均为6.71%；渗透率分布在0.4～1.6 mD，平均为1.04 mD，高、低值区交互发育，物性相对较好。

长62亚油组孔隙度分布范围2%～10%，平均为6.45%，较上覆长61变化不大，大面积低值区则集中分布在研究区西部；渗透率分布在0.2～1.4 mD，平均为1.03 mD，渗透率较长61无明显变化。

长63亚油组孔隙度分布范围2%～9%，平均为6.08%，整体孔隙度变低，区内中北部存在高值；渗透率分布在0.2～1.2 mD，平均为0.81 mD，渗透率较上覆长62减小，高值区集中在中部一带。

长64亚油组孔隙度分布范围3%～9%，平均为6.01%；渗透率分布在0.2～1.2 mD，平均为1.10 mD，渗透率较上覆长63发育好，渗透率高值区与河道砂体核心部位一致。

对高台—毛家河北部延长组储层的孔隙度及渗透率进行相关性分析(图7)可以看出，各油层组孔隙度与渗透率呈现较好的正相关性，具体表现为：随着孔隙度的增加渗透率也逐渐增加；孔渗最大、最小值范围变化很大，储层的孔渗差异特征非常显著。

4 成岩阶段划分

根据铸体薄片、扫描电镜、X-射线衍射分析，工区长2—长6油层组砂岩的成岩作用类型主要有压实作用、胶结作用、溶蚀作用以及次生加大等。按照中石油碎屑岩成岩阶段划分行业规范(2003版)，制定了子北油田高台—毛家河北区砂岩成岩阶段划分标准(表1)。

依据铸体薄片鉴定、扫描电镜观察及阴极发光分析，长4+5、长6储层中的以亮晶方解石胶结物为主，局部为铁方解石；石英次生加大比较普遍，大多都充填于孔隙的自形石英晶体；黏土矿物主要为薄膜状绿泥石，其次为伊利石和伊/蒙混层。依据工区长4+5、长6黏土矿物含量与伊/蒙混层矿物比例、成岩矿物组合等资料分析，工区长4+5、长6储层主要为晚成岩阶段A期。综合分析认为，粒间溶孔是高台—毛家河北区长2、长4+5、长6储层的主要储集空间。

图7 高台—毛家河北延长组储层孔渗关系Fig.7 Porosity permeability relationship of Yanchang formation of north of Gaotai-Maojiahe

表1 碎屑岩成岩阶段划分(据2003石油天然气行业标准简化)Table 1 Division of diagenetic stage of clastic rock (simplified according to 2003 oil and gas industry standard)

5 储层综合评价

5.1 储层分类评价

依据赵靖舟2007年中生界砂岩储集层分类标准(表2)，将工区延长组储层分为Ⅲb类、Ⅳa类、Ⅳb类、Ⅴ类共4类。

(1)Ⅲb类储层：为工区储层物性相对较好类储层，发育于三角洲分流河道储层中，孔隙多发育粒间孔、粒间溶孔，为中孔—中细喉型，孔隙间连通较好。压汞曲线特征表现为最低的门槛压力、中值压力、最大进汞饱和度最高、进汞曲线平台较明显，说明储层孔喉分选最好、孔喉半径最大，此类储层在研究区相对优质。

表2 鄂尔多斯盆地中生界砂岩储集层分类评价标准(赵靖舟等，2007)Table 2 Criteria for classification and evaluation of Mesozoic sandstone reservoirs in Ordos Basin (Zhao Jingzhou et al., 2007)

(2)Ⅳa类储层：为工区储层物性相对较好类储层，发育于三角洲分流河道储层中，孔隙多发育粒间孔、粒间溶孔，为中孔—微细喉型，孔隙间连通性较好。压汞曲线特征表现为相对较低的门槛压力、中值压力、最大进汞饱和度相对较低、进汞曲线平台较明显，说明孔喉分选好、连通喉道比例相对较多。

(3)Ⅳb类储层：为研究区物性相对较差的一类储层，孔隙成分复杂，胶结物含量大，为中孔—微细喉型，孔隙间连通中等。压汞曲线特征以门槛压力偏高和最大进汞饱和度较低为主要特征，反映储层中不连通孔隙含量多，储层品质相对较差。

(4)Ⅴ类储层：为工区储层物性相对较差类储层，发育于分流间湾储层中，孔隙类型多呈孤立状的残余粒间孔和杂基溶孔，孔隙连通性较差，主要为小孔—微喉型。

5.2 储层分类评价

根据上述成果，对研究区内各油层组的储层分类进行了平面分布预测，编制了长4+5、长6储层分类平面展布图，具体描述如下。

长6储层：主要发育Ⅲb类、Ⅳ类储层，分布在毛家河北部马鞍山、毛家河东部区域、高台王家畔、双井河及高台北部区域有零散分布(图8)，Ⅳb类、Ⅴ类储层则分散分布于整个研究区。

长4+5储层：Ⅲb类、Ⅳa类储层发育面积较(图9)小，集中在毛家河北部宋家卯地区，Ⅳb类、Ⅴ类储层则零散分布于研究区高台西部及毛家河东部区域。

由于本区长2油层组油气显示较差，部分点上长3油气有一定显示，因此将长2、长3综合描述储层分类。长2+3储层：Ⅳa类、Ⅳb类储层只在高台地区有零散发育。

图8 长6储层分类平面展布Fig.8 Layout plan of Chang-6 reservoir classification

6 结论

(1)长2—长6岩石类型为长石砂岩、岩屑长石砂岩，填隙物总体含量均不高(平均为13.8%)，胶结物主要是石英或者长石加大、水云母、绿泥石和方解石。

(2)长2—长6孔隙类型主要为残余粒间孔及溶蚀孔隙，孔喉类型主要为小孔细喉和微小孔微喉。储层物性较差，孔隙度与渗透率具有正相关性。

(3)长2—长6储层主要受压实作用、胶结作用、溶蚀作用控制，长4+5、长6储层处于晚成岩阶段A期，因此粒间溶孔是主要储集空间。

(4)长6储层好于长4+5储层，长6储层具有较大勘探开发潜力。