蟠龙油田P3323井区长4+5储层特征研究

景正正 王桂成

(西安石油大学 地球科学与工程学院/陕西省油气成藏地质学重点实验室， 西安 710065)

蟠龙油田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中段[1]，自2000年勘探至今，已明确其主产油层集中于长2、长4+5、长6储层。之前的大量研究中，主要在该油田长2、长6储层的沉积特征、成藏条件、油气富集规律等方面有实质性发现，但对长4+5储层特征的认识相对不足。目前，该区主产油层长4+5生产井的精细开发治理盲点仍比较突出。为了配合生产井的高效精细开发目标，本次研究利用最新生产数据和测试资料，并结合取心薄片镜下观察结果对长4+5储层特征予以深入分析。

1 研究区地质概况

研究区P3323井区位于蟠龙油田南部，与青化砭油田和丰富川油田相邻，如图1所示。

图1 P3323井区地理位置示意图

P3323井区面积约8 km2，现有141口采油井，26口注水井，井网模式布置为100 m×350 m。该井区长4+5储层构造简单，整体为向东逐渐抬升的单斜构造，局部可见小型低幅鼻隆构造[2]。长4+5储层整体厚度在90 m左右，据K5标志层细分为长4+51、长4+52油层亚组，二者厚度基本相当，均厚约45 m。长4+5储层主要沉积类型为分流河道和河漫沼泽，其中长4+51沉积以河漫沼泽为主，长4+52沉积以分流河道为主(见图2)。

图2 P3323井区P3371井储层特征综合柱状图

2 储层特征研究

2.1 岩石学特征

针对P3323井区的 P3380、P3385、P3398井取心岩样进行实验，分析其岩石学特征(见表1)。结果显示，长4+5砂岩中细粒长石砂岩的含量最高，粉细砂岩的含量次之，碎屑成分有85.40%～94.40%。其碎屑岩中：长石的体积分数为47.70%～58.40%，平均为52.57%；石英的体积分数为21.40%～23.60%，平均为22.83%；岩屑的体积分数为12.40%～15.40%，平均为13.43%。经计算，砂岩成分的成熟度为0.302。这些数据表明该井区岩石历经磨蚀和搬运的过程并不是很充分，距物源区不远。此外，填隙物中所含的胶结物远超杂基，具有高结构成熟度，其组分中方解石、石英质、长石质、菱铁矿和浊沸石的含量依次变小。

表1 P3323井区长4+5层岩石学特征

2.2 微观孔隙结构类型

据P3323井区长4+5油层组镜下观察：孔隙类型以小孔隙为主(占比约为79.00%)，中孔隙和大孔隙相对不发育(占比约为17.00%、4.00%)；喉道类型以微细喉道为主(占比约为53.00%)，细喉道相对较少(占比约为28.00%)，其他类型喉道偶见。故储层孔喉组合类型以小孔微细喉为主，详细统计数据如表2所示。

表2 P3323井区长4+5层孔隙、喉道统计数据

P3323井区长4+5油层组的孔隙类型主要分为粒间孔隙和溶蚀孔隙，溶蚀孔在粒间、粒内、填隙物中均可见到(见图3)。

图3 P3323井区长4+5层各类孔隙

通过岩样压汞实验得到研究区长4+5油层砂岩压汞参数及其毛管压力特征，如表3、图4所示。其中：长4+5油层组的孔隙度介于1.50%～18.90%，平均约为8.80%；渗透率介于(0.01～17.80)×10-3μm2，平均约为0.74×10-3μm2；排驱压力介于0.12～17.49 MPa，平均约为2.02 MPa；中值压力介于1.01～66.29 MPa，平均约为9.19 MPa；最大进汞饱和度介于12.50%～96.40%，平均约为78.80%；退汞效率介于3.70%～51.10%，平均约为27.00%，最大进汞饱和度处于高值而退汞效率偏低；中值半径介于0.01～0.73 μm，平均约为0.23 μm；分选系数介于0.02～4.89，平均约为0.90。

表3 P3323井区长4+5油层组砂岩压汞参数统计结果

图4 P3323井区长4+5油层组砂岩毛管压力特征

2.3 储层物性

2.3.1 物性总体特征

据统计，P3323井区长4+52的储层物性特征如下：孔隙度主要介于1.90%～15.00%，平均为10.10%，中值为8.40%；渗透率主要介于(0.10～2.00)×10-3μm2，最大为7.97×10-3μm2，平均为0.52×10-3μm2，中值为0.37×10-3μm2。按照储层分类标准[3]，可将其划分为低孔 — 特低孔、特低渗储层。

2.3.2 物性影响因素

储层物性受沉积相、成岩作用及成岩后期断裂活动等多种因素的控制[4]。经研究，影响P3323井区长4+5油层组物性的首要因子为沉积环境，长4+52分流河道的沉积相决定了其以细粒长石砂岩、粉细砂岩为主的组合。结合储层的孔隙结构类型分布统计情况，可知石英和长石组分占比增加对物性具有建设性作用，而岩屑、黑云母与杂基等占比增加不利于物性的良好发育。砂岩物质组分在一定程度上能决定物性的变化，即储层物性受沉积相因素的控制。成岩作用对物性的影响也较为明显，长4+5油层组的埋深均在800 m左右，在上覆地层承压下压实作用表现明显，镜下可见黑云母蚀变为褐黑色黏土的痕迹(见图5a)，直接影响储层的孔渗发育。储层内部发生压溶作用，粒间、粒内均不同程度地产生了溶蚀孔隙，溶孔的形成对砂岩储层的物性具有改善作用(见图5b)。据岩样观察，该区长4+5局部可见裂缝发育，层间裂缝中沥青的充填也直接证实其中存在油气运移痕迹(见图5c)。

图5 长4+5层物性影响类型

2.4 储层非均质性研究

储层非均质性包括层内非均质性、层间非均质性和平面非均质性。

2.4.1 层内非均质性

因层内岩性不同、粒度不同、填隙物的差异而引起层内非均质性[5]。P3323井区储层既有岩屑长石砂岩，也有长石砂岩，因碎屑颗粒成分含量差异，导致后期溶蚀、交代等作用进行程度不同，从而表现出岩石本身及层内强非均质性。根据实验所得渗透率及层内非均质参数(见表4)，认为长4+52储层的层内非均质性程度较强。

表4 P3323井区长4+52层渗透率及层内非均值参数

2.4.2 层间非均质性

层间非均质性是指垂向上相邻单砂层在岩性、结构、物性等方面的差异[6]。在P3323井区的沉积类型主要是河漫沉积，按照惯例将厚2 m以上的泥质岩视作砂岩储层间的隔层判别标准[7]。结合测井曲线资料对P3323井区内167口井的长4+52层参数作了统计(见表5)，结果表明长4+521层的非均质性强于长4+522层。

表5 P3323井区长4+52层参数

2.4.3 平面非均质性

对P3323井区167口井的钻遇砂岩情况作了统计，结果如表6所示。其中，长4+522层的砂岩钻遇率高达99.40%，连通系数高达86.80。这表明长4+522层砂体在水平方向上发育水平较高，成片连通展布性较好。相比之下，长4+521层砂岩钻遇率为95.20%，连通性系数为70.70。相对于4+522层砂体而言，长4+521层砂体在水平方向上发育水平一般，成片连通展布性也相对欠佳。

表6 P3323井区长4+52砂岩钻遇情况

根据长4+521层渗透率等值线图(见图6a)：长4+521层平面上的渗透率变化幅度较小，平均渗透率为0.48×10-3μm2，最大可达1.23×10-3μm2，高渗透带区主要分布于F158-4、P3326-3附近区域及P3318、P3321-4井连线一带。

根据长4+522层渗透率平面等值线图(见图6b)：长4+522层平面上的渗透率非均质性较强，平均渗透率约为0.39×10-3μm2，渗透率最大可达2.05×10-3μm2，高渗透带区域分布于P3354-4、P3325-3、P3359-3、P3331-6井周边区域。

图6 P3323井区长4+52层渗透率平面等值图

3 结 语

利用最新生产数据和测试资料，并结合取心薄片镜下观察,对蟠龙油田P3323井区主产油层长4+5的储层特征作了深入研究。研究认为：长4+51层以河漫沼泽微相为主，长4+52层以分流河道微相为主，后续开发中应以长4+52层作为主要开发层位；长4+5储层主要含细粒长石砂岩，具有高结构成熟度，为低孔 — 特低孔、特低渗储层，其物性受相带控制作用的影响较明显，故后期开发中应在优选物性良好的条件下以人工造缝为首选增产措施。长4+52储层在层间、层内和平面上均表现出强非均质性，可结合孔渗分布特征适当优化注采剖面，以缓解非均质性所导致的注采矛盾。