胡尖山油田H154区长61储层特征及分类评价

张换果，杨 博，郑 奎，陶 静，李元龙，邵 辉

(1.长庆油田公司第六采油厂，西安 710016；2.北京力得海得科技有限公司，北京 100070)

鄂尔多斯盆地胡尖山地区三叠系延长组地层蕴含着丰富的油气资源，长4+5、长6、长7、长8、长9为其油气富集的主要层段[1-3]。近年来，众多学者对胡尖山地区长6地层做了大量的研究工作，并取得了一定程度的认识。郭嘉等[4-9]精细刻画了胡尖山长6油层组的沉积相，认为长6储层主要发育于分流河道、三角洲前缘河口坝等沉积微相中；付文耀等[3]认为胡尖山长6储层物性主要与沉积及成岩作用有关；高岗等[10]认为优质储层、输导通道及油源为胡尖山长6形成油藏的关键地质条件；叶琪[11]认为胡尖山长6油藏主要受烃源岩、构造、沉积相及储层物性等多种因素影响；范泓澈等[12]认为长6段油水分布规律主要受沉积微相砂体展布特征、原油侧向疏导能力及储层内部结构因素制约；王峰等[13]认为胡尖山地区长6油组物源方向主要为东北、西北两个方向。

鉴于以往的研究主要集中于沉积相、成岩作用、油藏富集主控因素、物源等方面，对储层特征方面的研究相对较少，该研究以鄂尔多斯盆地胡尖山油田H154区长61储层为例，通过岩石学特征、孔隙类型、孔隙结构特征等方面的系统研究，并结合孔隙度、渗透率、有效厚度、初始含水率等优选参数，对研究区储层类型及特征进行了精细评价，为胡尖山H154地区长61油藏组的高效勘探开发提供理论基础。

1 地质概况

鄂尔多斯盆地位于华北地台西部，为一个呈矩形展布的大型复合型克拉通型盆地[14-18]，根据构造带又可划分为渭北隆起、伊盟隆起、天环坳陷、伊陕斜坡、晋西挠褶带、西缘逆冲带6个一级构造单元[19-20]。胡尖山油田H154区块位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的中西部(如图1所示)， 隶属陕西省定边县，面积约为695 km2，区域构造整体表现为一个东高西低的平缓单斜，倾斜不超过1°，地表覆盖了100～200 m厚度不等的黄土，地面海拔主要分布在1 400～1 800 m，且不同层面构造形态基本一致，三叠系延长组长4+5储层为该区的主力产油层位，埋藏深度约为2 140 m，厚度平均可达11.3 m，其沉积体系主要为三角洲前缘相，油藏主要分布在水下分流河道沉积微相中，发育大量交错层理、平行层理、沙纹层理、冲刷构造、水平层理等沉积构造。目前，随着勘探力度的不断加大，发现胡尖山油田H154区长61具有较好的油气显示且部分井试采效果较好，具有极大的勘探开发潜力。

图1 鄂尔多斯盆地构造单元及研究区位置示意图

2 储层特征

2.1 岩石学特征

沉积环境及物源区性质决定了储集砂岩的岩性特征[21-22]。胡尖山油田H154区块延长组长61油层段沉积时期主要发育大规模的湖泊三角洲沉积相，形成了一套三角洲前缘和三角洲平原亚相环境中的陆源碎屑沉积建造体系。通过对研究区长61储层段96口井214块样品薄片的观察，发现灰色-浅灰色长石砂岩、岩屑长石砂岩为胡尖山油田H154区块长61储层砂岩碎屑主要成分(如图2所示)。其中长石含量Q为37.2%～61.2%，平均值为43.05%；石英含量F为19.7%～35.1%， 平均值为28.25%； 岩屑含量R为7.8%～21.2%， 平均值为14.98%， 主要为燧石、火成岩、变质岩、 云母、 绿泥石。研究区长61储层中较高的长石含量说明其沉积物的成分成熟度和结构成熟度均较低，从而表明沉积物的搬运距离相对较小。

图2 胡尖山长61段储层岩石分类图

长61储层砂岩碎屑中填隙物主要为黏土矿物和非黏土矿物两大类，且长612储层填隙物总含量(平均值为13.98%)略高于长611(平均值为13.61%)。填隙物中黏土矿物总体占比约8.47%(主要为绿泥石，其次为高岭石、伊利石)，而非黏土矿物总体占比约5.25%(主要为铁方解石、硅质)。黏土矿物X衍射资料分析表明，绿泥石含量最高(平均值为58.19%)，其次为高岭石(平均值为19.62%)和伊利石(平均值为17.07%)。长61储层砂岩粒度以极细粒-细粒为主，粒径一般为0.03～0.40 mm，最大可达0.45 mm，颗粒形态多呈次棱角状，分选性及磨圆程度为中等-较好，彼此以点-线接触为主，孔隙式、加大孔隙式胶结为其主要胶结类型。

2.2 储层孔隙类型

图3所示为胡尖山油田H154区长61储层空间类型。根据岩芯、铸体薄片和扫描电镜等观察分析，发现胡尖山H154地区长61储层储集空间主要为原生粒间孔、次生溶孔、微裂隙三类(如图3a、图3b和图3c所示)，其中又以粒间孔、长石溶孔为主(如图3a和图3b所示)，粒内溶孔、晶间孔及微裂隙次之。以下为2种主要孔隙类型的发育特征。

1)粒间孔隙

该类孔隙是砂质沉积物在埋藏成岩过程中原生粒间孔隙经机械压实及被各种自生矿物部分充填改造后形成的一类残余孔隙空间，孔隙直径一般为0.03～0.15 mm(如图3d所示)，孔隙胶结物多为薄膜式胶结的绿泥石、方解石和白云石等。其中绿泥石膜有助于粒间孔的形成和保存(如图3e所示)，而方解石和白云石反之(如图3f所示)[23]。该类孔隙广泛分布于长61储层砂岩中，孔隙分布均匀且连通性较好，面孔率约75.2%，是研究区主要的孔隙类型之一。

2)长石溶孔

成岩作用过程中，虽然压实、胶结、石英次生加大等作用致使先前的部分碎屑岩和填隙物发生溶蚀改造，降低了原生粒间孔隙的发育程度，但晚期成岩作用仍可形成各种溶蚀型次生孔隙(如图3d和图3f所示)。该类孔隙直径为0.08～2.00 mm，其中长石、方解石为主要溶蚀组分，云母、岩屑及绿泥石为次要溶蚀成分，孔隙分布均匀且彼此之间连通性较好，面孔率约14.29%，属于有效孔隙，也是主要的孔隙类型之一。

2.3 储层物性特征

岩石孔隙度与渗透率既是反应岩石存储流体及流体疏导能力的2个重要参数，也是衡量储集层储集性能好坏的基本参数[24-28]。通过对胡尖山H154区长 61的128块储层砂体岩心物性数据统计分析，表明孔隙度大多为7.5%～19.2%，平均值为12.9%，且孔隙度分布在10%～16%的样品占比达51.77%；渗透率大多为0.038～3.250 mD，平均值为0.65 mD，渗透率分布在0.1～1.0 mD的样品占比达52.94%。其中长611储层孔隙度大多为11%～13%，平均值为11.9%(如图4所示)；渗透率大多为0.5～3.0 mD，平均值为1.5 mD(如图5所示)。长612储层孔隙度大多为10%～11%，平均值为10.5%(如图6所示)；渗透率大多为0.5～1.0 mD，平均值为1.1 mD(如图7所示)。依据中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T 6285—2011孔隙度和渗透率分类标准[29-30]，研究区长61储层属低孔、特低渗-超低渗储层，且长611储层物性整体较长612储层好。

图4 长611孔隙度分布范围直方图

图5 长611渗透率分布范围直方图

图6 长612孔隙度分布范围直方图

图7 长612渗透率分布范围直方图

对研究区长61储层岩心样品的孔渗关系进行统计，发现孔隙度与渗透率之间的正相关性并不显著，随着孔隙度的增大，渗透率虽有增大趋势，但增大幅度较小(如图8所示)[9]。孔渗关系异常段可能指示存在少量微裂缝，其作为孔、洞之间的桥梁，有效地提高了长61储集层的渗流能力，为研究区油气的运移、聚集奠定了良好的基础。

图8 研究区长61段岩心孔隙度与渗透率关系图

2.4 储层孔隙结构

孔隙、吼道的大小及形态控制了储层发育好坏的程度，从而直接影响着储层的有效性和渗透性，二者的发育程度和配置关系则控制了油藏油水的整体分布[30]。目前用来表征孔隙结构特征的最常用且最有效的方法主要为压汞实验[31]。

通过对研究区A72，Y66，Y70，Y159，H127及J128等多口井的61储层岩样压汞曲线进行分析，将胡尖山油田H154区块长61储层孔隙结构划分为以下3种类型。

Ⅰ类储层:毛细管压力曲线平缓，门槛压力较低，通常为0.19～0.70 MPa，中值压力为0.99～15.60 MPa，平均4.8 MPa，最大孔吼半径2.86 μm，喉道中值半径一般大于0.05 μm，喉道类型以片状以及管束状为主，渗透率一般大于1 mD，最大进汞饱和度可达90%以上，属于低排驱压力-粗吼道型，为研究区渗流能力最好的一类孔隙类型；喉道类型以弯片状、片状以及管束状为主。

Ⅱ类储层:毛细管压力曲线略微上凸，门槛压力一般为0.62～1.80 MPa，中值压力为2.4～12.4 MPa，平均5.98 MPa，最大孔吼半径1.8 μm，喉道中值半径大多为0.02～0.05 μm，喉道类型以弯片状、片状为主，最大进汞饱和度可达80%，渗透率一般为0.2～0.5 mD，属于中排驱压力-中喉道型，该类孔隙是研究区最主要的储集空间类型。

Ⅲ类储层:毛细管压力曲线呈陡坡状，门槛压力约为3.50～5.02 MPa，中值压力19.76～32.30 MPa，平均26.03 MPa，最大孔吼半径0.9 μm，喉道中值半径一般小于0.02 μm，喉道类型以弯片状为主，最大进汞量小于60%，渗透率一般小于0.2 mD，属于高排驱压力-细喉道型，连通能力和渗流能力均较弱。

图9所示为胡尖山长61段Ⅰ类、Ⅱ类及Ⅲ类储层压汞特征曲线。

图9 胡尖山长61段储层压汞曲线特征及分类图

3 储层非均质性

油藏储层的非均质性是影响开发效果、控制剩余油分布的重要因素，全面认识储层非均质性对精细表征储层地质特征、明确剩余油分布规律均具有重要意义。

3.1 层内非均质性

研究区长61储层垂向渗透率韵律中，均质韵律为51.64%，正韵律占11.74%，反韵律占10.33%，复合正韵律占6.57%，复合反韵律占5.63%，复合韵律占14.08%。夹层主要为粉砂质泥岩、泥质粉砂岩，长611夹层频率为0.29个/m，密度为0.41；长612夹层频率为0.26 个/m，密度为0.37。长61储层内渗透率变异系数多数均小于0.4，突进系数小于6，极差小于20，表明长61储层层内非均质程度较弱。长61储层垂向渗透率韵律特征见表1。

表1 长61储层垂向渗透率韵律特征

3.2 层间非均质性

基于测井与实测物性数据，发现研究区长611小层分层系数平均为2.31，其中东北部、西南部边界分层系数相对较小，多数小于1，层间非均质性相对较弱，其他地区分层系数相对较大，一般为2～3，层间非均质性为中等(如图10a所示)。长612小层分层系数平均为2.18，平面分层系数展布特征与长611小层较一致(如图10b所示)，整体非均质性为中等， 分层系数一般为2～3。表2所示为研究区长61层间非均质性及相关数据。储层平均砂层密度分别为0.41，0.37，二者均属于弱或中弱层间非均质性，且从下至上层间非均质性逐渐减弱。

图10 胡尖山长61段分层系数等值线图

表2 研究区长61层间非均质性及相关数据

3.3 平面非均质性

研究区长61储层砂体由东北向西南方向延伸，呈带状展布且基本平行于物源方向，河道纵横交错[4-9]。由图11可知，研究区长61储层渗透率平面上变化较小且整体非均质性较弱，厚砂体区域较薄砂体区域渗透率相对较高。其中中部长61储层砂岩储层渗透率相对较高，储层渗透率值多数大于2.0 mD，平面非均质性较弱；西南部与中西部地区渗透率值为1.0～2.0 mD，平面非均质性为中等，东北部与西南部地区渗透率值大多为0.5～1.0 mD，平面非均质性较弱。

图11 胡尖山长61段储层渗透率平面图

4 储层分类评价

储层分类评价是对储层储集能力优劣的客观、概括性的表达。目前，实现“定性与定量”“宏观与微观”“一般与具体”是储层分类评价方法总的趋势[32-34]。该研究根据行业标准，结合二次解释及储层含水率预测成果，优选孔隙度、渗透率、有效厚度、初始含水率4种指标，采用聚类分析法建立了研究区长61储层的分类评价标准(见表3、表4)，并将储层划分为Ⅰ类(好)、Ⅱ类(较好)、Ⅲ类(中等)、Ⅳ类(非或差)4种类型。

表3 胡尖山长611段储层分类评价

表4 胡尖山长612段储层分类评价

根据储层分类评价标准，发现研究区长61储层以Ⅲ类、Ⅳ类储层为主，其次为Ⅱ类储层，Ⅰ类储层分布较少，且长611储层相对长612储层较好。长611储层中的Ⅰ类、Ⅱ类储层均主要发育于研究区北部，研究区中部也有零星发育，Ⅲ类、Ⅳ类储层主要发育于研究区南部且围绕Ⅰ类、Ⅱ类储层分布(如图12所示)；长612储层中的Ⅰ类、Ⅱ类储层较长611储层整体欠发育，仅研究区北部局域地区零星发育，Ⅲ类、Ⅳ类储层主要发育于研究区中部(如图13所示)。

图12 长611储层分类评价平面图

图13 长612储层分类评价平面图

Ⅰ类、Ⅱ类储层主要发育于水下分流河道中心局部地区或水下分流河道的主水道，形态多呈长条状、土豆状，局部地区也可连片发育；Ⅲ类、Ⅳ类储层分布于Ⅰ类、Ⅱ类储层外侧，主要位于水下分流河道侧翼和边部，形态多呈条带状展布且分布范围广。

5 结论

1)岩屑长石砂岩与长石砂岩为研究区长61储层的主要岩石类型，粒度以极细粒-细粒为主，颗粒形态多呈次棱角状，分选性及磨圆程度为中等-较好，彼此以点-线接触为主，孔隙式、加大孔隙式胶结为其主要胶结类型。残余粒间孔、长石溶孔、粒内溶孔、晶间孔以及微裂隙为长61储层的主要储集空间类型，其中又以残余粒间孔、长石溶孔为主。

2)储集岩孔隙度大多为10%～16%，平均值为12.9%，渗透率大多为0.1～1.0 mD，平均值为0.65 mD，孔渗相关性不显著，属低孔、特低渗-超低渗储层，且长611储层物性优于长612储层。长61储层整体表现为弱非均质性且广泛发育夹层，分层系数较大，砂体厚度与渗透率之间存在正相关性。

3)根据聚类统计方法，将长61储层划分为4大类，以Ⅲ类、Ⅳ类为主，其次为Ⅱ类储层，Ⅰ类储层分布较少。长611储层中的Ⅲ类、Ⅳ类储层主要发育于研究区南部，长612储层中的Ⅲ类、Ⅳ类储层主要发育于研究区中部，且均围绕Ⅰ类、Ⅱ类储层分布。