镰刀湾油田长6油层组储层特征及评价

张东阁，邵杰，瞿璇，曾文，文志刚

1.中国石油长庆油田分公司长庆实业集团有限公司,陕西 西安 710018 2.长江大学资源与环境学院，湖北 武汉 430100

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

1 储层岩石学特征

1.1 岩石类型及碎屑成分

镰刀湾油田长6油层组，岩石碎屑中长石体积分数较高，石英次之，岩屑体积分数最低，体积分数之比近似于4∶2∶1(见表1)，反映该油层组岩石成分成熟度较低，具近物源沉积特征[4]。

表1 研究区长6油层组砂岩碎屑成分及填隙物含量统计表

碎屑颗粒的磨圆度较差,以次棱角状为主，呈点-线状接触，线接触亦较为常见，以孔隙式胶结为主，伴有少量薄膜式和石英次生加大，反映该组岩石结构成熟度也相对较低[5]。岩石类型主要为长石砂岩，岩屑长石砂岩次之(见图2)，以细-中粒结构为主，分选中等-好(见图3)。

图2 研究区长6油层组砂岩岩石类型三端元图Fig.2 Triangle diagram of sandstone rock types of Chang 6 reservoir group in the study area

图3 长6油层组砂岩粒级分布直方图Fig.3 Distribution histogram of sandstone grain size of Chang 6 reservoir group in the study area

1.2 填隙物特征

研究区长6油层组碎屑岩填隙物主要为沸石类矿物(浊沸石)和自生黏土矿物(以绿泥石为主，次为水云母)，含有少量的碳酸盐胶结物(以铁方解石为主，方解石和白云石次之)和硅质胶结物(见表2、图4)。

表2 研究区长6油层组砂岩填隙物组份平均体积分数统计表

图4 研究区长6油层组胶结类型分布图Fig.4 Distribution of cementation types of Chang 6 reservoir group in the study area

2 储层物性特征

表3 研究区长6油层组储层物性统计表

研究区长6各小层储层物性基本相似，最大值略有不同(见表3、图5)，根据储层分类评价标准，镰刀湾油田长6油层组整体为低孔-特低孔、特低渗-超低渗储层。孔隙度分布呈片状和条带状展布，与砂体展布相似，大多区域孔隙度分布在8% ～12%之间，孔隙度大于12%的区域只在研究区局部地区发育。渗透率展布形态与孔隙度相似，渗透率在区间0.5～1.5mD分布较广，渗透率大于1.5mD的高渗区在研究区局部呈土豆状零星分布(见图6)。

图5 研究区长6油层组孔隙度、渗透率分布直方图Fig.5 Distribution histogram of porosity and permeability of Chang 6 reservoir group in the study area

图6 研究区长6油层组孔隙度、渗透率平面分布图Fig.6 Plane distribution of porosity and permeability of Chang 6 reservoir group in the study area

3 储层孔隙类型与结构特征

3.1 孔隙类型

图7 长6油层组砂岩孔隙类型体积分数直方图Fig.7 Histogram of volume fraction of sandstone pore types of Chang 6 reservoir group

研究区长6油层组储层孔隙类型多样，常见粒间孔、溶蚀孔(长石溶孔、岩屑溶孔、沸石溶孔、碳酸盐溶孔)、微裂隙等几种类型，其中粒间孔含量较高，作为主要储集空间，长石溶孔、岩屑溶孔体积分数相对较高，作为次级储集空间(见图7)。

3.2 孔隙结构特征

研究区长6油层组储层喉道细且短，中值较小，孔隙配位数低，以中孔隙为主，孔径分布范围集中在20～40μm，大孔隙次之，含有少量的小孔隙；喉道类型均为微喉道(见图8)。

图8 研究区长6油层组储层孔隙、喉道分布直方图Fig.8 Distribution histogram of pore and throat of reservoir of Chang 6 reservoir group in the study area

图9 研究区长6油层组压汞曲线类型 Fig.9 Mercury injection curve types of Chang 6 reservoir group in the study area

通过对研究区压汞资料的分析，长6油层组孔喉排驱压力平均值为1.12MPa，中值半径平均为0.21μm；孔喉分布一般，退汞效率为18.15%～36.90%；平均最大进汞饱和度为77.85%，连通性一般(见表4)。

根据砂岩毛细管压力曲线特征及生产需要，结合前人研究成果[6-9]，将研究区储层毛细管压力曲线分为3种类型(见图9)。

1)Ⅰ型压汞曲线。排驱压力0.37～1.17MPa，平均0.75MPa；最大进汞饱和度为83.57%～88.34%，平均85.92%。中值压力1.21～4.59MPa，平均2.60MPa；退汞效率为21.10%～36.90%，平均28.75%。该曲线平台段明显，表明储层分选相对较好，为储层物性好的一类储层。

2)Ⅱ型压汞曲线。该类压汞曲线在研究区最为常见，排驱压力位于0.35～5.17MPa；最大进汞饱和度分布在67.23%～91.96%，平均75.89%；中值压力分布在2.32～23.83MPa，平均7.04MPa；退汞效率分布在17.00%～40.55%，平均26.33%，低于Ⅰ型曲线。该类曲线可见平台段，整体特征介于Ⅰ型与Ⅲ型之间。研究区各个小层均可见该类型曲线。

3)Ⅲ型压汞曲线。该类压汞曲线排驱压力2.55～5.17MPa，平均3.83MPa；最大进汞饱和度较低，在66.26%～67.23%之间，平均66.15%；退汞效率在20.27%～25.12%之间，平均22.69%。该类压汞曲线平台段较短或无平台段，储层分选较差，储集性能较差。

表4 研究区长6油层组孔喉结构统计表

4 储层成岩作用研究

在前人研究的基础上，结合实际资料，对研究区长6油层组储层的成岩作用进行了深入研究，认为区内主要发育压实、压溶作用，胶结作用，溶蚀作用。

4.1 压实、压溶作用

研究区长6油层组压实作用较弱，砂岩的碎屑颗粒多为点-线接触，凸凹接触和缝合线接触少见，使得部分原生粒间孔和喉道得以有效保存。部分碎屑岩中压溶作用较常见(见图10(a)、(b))。

4.2 胶结作用

胶结作用作为一类破坏性成岩作用在区内极为发育，是破坏原生孔隙的主要原因之一。镜下观察发现，研究区长英质次生加大现象较为发育(见图10(c))，导致部分原生孔隙被占据，且阻碍了次生孔隙的形成；绿泥石胶结发育，为黑云母向绿泥石的转化形成。自生绿泥石的发育抑制了部分碎屑颗粒的次生生长，使粒间孔隙得到了较好的保存。研究区绿泥石含量高的地区与砂体主带基本一致，同时也为油藏发育的有利区。

4.3 溶蚀作用

区内长6油层组中溶蚀作用较为发育，通过扫描电镜及铸体薄片观察发现，岩石中浊沸石骨架里的大量颗粒被溶蚀，形成大量次生孔隙(见图10(d))使得储层物性得以改善。

图10 研究区长6油层组砂岩镜下照片Fig.10 Microscopic photos of sandstone of Chang 6 reservoir group in the study area

5 储层综合评价

参考油气储集评价方法[10-14]，通过区内储层主要类型参数的综合分析，同时结合试油试采以及生产等资料，初步建立了一个针对研究区特低渗、超低渗透储层的分类标准(见表5)。

表5 研究区长6油层组储层综合分类评价表

Ⅰ类储层：为优质储层，孔隙度、渗透率均相对较好，具Ⅰ型毛细管压汞曲线特征，位于水下分流河道砂体发育区，且砂体叠置厚度大，连通性较好。Ⅰ类储层在区内发育较少。

Ⅱ类储层：为较好储层，孔隙度、渗透率较高，具Ⅱ型毛细管压汞曲线特征，主要分布于水下分流河道，岩石结构多为细-中粒，孔隙类型以粒间孔和溶蚀孔为主。Ⅱ类储层是区内发育的主要类型。

Ⅲ类储层：为一般储层，孔隙度、渗透率较低，具Ⅲ型毛细管压汞曲线特征，主要分布于水下分流河道侧缘，砂体厚度较薄，非均质性较强，主要发育溶孔-微孔，孔隙连通性较差。Ⅲ类储层在研究区较为发育。

6 结论

1)镰刀湾油田长6油层组，岩石类型主要为长石砂岩，岩屑长石砂岩次之，岩石成分成熟度、结构成熟度均较低。

2)区内储集空间类型多样，粒间孔较为发育，是主要的储集空间，各种类型的溶蚀孔为次要储集空间，喉道细且短，均为微喉道，中值较小，孔隙配位数低，以中孔隙为主。

3)结合主要类型参数，将区内储层进行分类评价并划分为3类，其中Ⅱ类储层为区内发育的主要类型。