吴起油田白豹地区托16 井区长91 油层储层特征及主控因素研究

云电江 刘 小 刘 伟 闻星宇 舒幸宁

延长油田股份有限公司 陕西延安 716099

吴起油田白豹地区位于鄂尔多斯盆地最宽广的伊陕斜坡中段，沉积构造稳定，地层发育平缓。研究区长91亚油组为三角洲沉积的三角洲前缘亚相，发育水下分流河道、分流间湾、水下天然堤、河口坝四个沉积微相。研究区的东部和北部砂体较厚，向西部和西南部逐渐变薄，直至尖灭。构造整体为东高西低的宽缓斜坡，内部发育3 个低幅度鼻状隆起微构造。

1 储层特征

1.1 储层岩石学特征

通过对研究区岩心观察与岩石薄片鉴定，从岩石成分来看，其石英含量最高，介于25%～65%，平均为44%；长石含量次之，介于10%～42%，平均29%；岩屑含量最低，介于1%～10%，平均6%。从岩屑含量来看，变质岩岩屑含量最高，可达岩石矿物的3%；沉积岩岩屑含量次之，占2%；火成岩岩屑含量最低，占1%。填隙物类型较多，粘土、绿泥石、火山尘、方解石和白云石的含量分别为5.06%、0.34%、1.16%、4.72%和0.51%，此外还含有少量的泥铁质、铁方解石、硅质、黄铁矿。根据我国碎屑岩岩石薄片行业鉴定标准，长91 储层为长石砂岩，含少量长石石英砂岩。粒径主要分布在0.07～0.35mm，最大粒径0.83mm。粒级主要为细砂岩，占比80.7%；其次是中砂岩，占比17.3；粉砂占1.9%，粗砂占0.1%。所有岩石样品均为中等以上分选，磨圆度为次棱角或次棱角- 次圆。均为颗粒支撑类型，岩石颗粒接触方式为线接触或者点-线接触关系。胶结类型绝大多数为孔隙型，占比97%，还有极少量的为孔隙- 接触型，胶结程度为中等- 好，结合储层岩石矿物特征，孔隙中胶结物主要为方解石。

1.2 孔隙类型

研究区托16 井区岩性较致密，孔隙发育较差，面孔率为3.59%。孔隙主要为粒间孔，其次是溶蚀孔隙，发育少量微裂缝。其中，溶蚀孔隙主要为粒间溶孔和岩屑溶孔，有少量长石溶孔、粒内溶孔和高岭石晶间孔。可见绿泥石、高岭石、次生石英颗粒充填孔隙。

（1）粒间孔：研究区长91储层最主要的孔隙类型这粒间孔，占比达到总孔隙的65%，占总矿物体积的2.34%。且多为残余粒间孔，是长91储层最重要的储集空间。原生孔隙往往与粒内溶孔共同存在，可见次生石英颗粒、绿泥石和高岭石充填孔隙。

（2）溶孔孔隙：研究区发育的溶蚀孔隙有粒间溶孔、粒内溶孔、岩屑溶孔和长石溶孔，分别占0.51%、0.11%、0.33%和0.16%。溶蚀孔是除粒间溶孔之外，重要的储集空间。

（3）微裂缝和晶间孔：研究区储层发育一定的微裂缝，岩心及薄片均有发现，裂缝占岩石体积的0.13%。此类微裂缝是由于碎屑颗粒受到上覆地层压力导致破裂形成的，可以对油气形成有效的输导。偶见高岭石晶体发育的晶间孔，此类孔隙对总孔隙度的贡献不大。

1.3 孔隙结构

研究区托16 井长91层48 个样品的分析结果显示，孔隙直径主要分布在20～80μm 之间，平均孔隙直径51.85μm。喉道宽度主要分布在5～10μm 之间，最大值52.02μm，最小值0.65μm，平均直径6.87μm。

长91亚油组的岩石压汞毛管压力曲线显示为椅状平台样式，原因主要是对渗透率贡献的孔隙半径值的大小不同，视为分选性好的反映。

研究区托16 井长91亚油组2076.46～2082.76m 井段，三块岩心压汞资料统计显示，其孔隙度为9.4%，渗透率0.24×10-3μm2，排驱压力为1.19MPa，退汞效率28.77%，中值压力为3.23MPa，中值半径平均仅为0.24μm，喉道分选系数3.16，歪度13.26。依据陕北地区延长组砂岩孔隙类型分类标准，可以判断长91储层孔喉类型主要为小孔微细喉型，孔隙结构较差。

2 储层物性特征

研究区托16 井有长91亚油层砂岩分析样品共99块，分析统计发现孔隙度主要分布在5%～13%的范围内，且11%～13%的范围内最多。孔隙度最小为3.53%，最大为12.95%，平均孔隙度为9.2%。从渗透率大小分布可以看到，渗透率呈明显的正态分布，主要分布在（0.05～0.7×10-3）μm2之间，其中（0.1～0.3）×10-3μm2之间分布最多。最小为0.011×10-3μm2，最大为0.978×10-3μm2，平均渗透率为0.34×10-3μm2（图1）。通过孔隙度与渗透率的相关关系图（图2）可以看出，渗透率与孔隙度有较好的正相关性，渗透率随着孔隙度的增大而增大。依据赵澄林等（1998）对储层划分标准来看，长91储层属于特低孔- 超低渗储层。

图1 研究区长91 渗透率分布直方图

图2 研究区长91 渗透率与孔隙度相关关系图

3 储层控制因素

3.1 沉积作用

研究区长91亚油层组发育三角洲沉积三角洲前缘亚相。三角洲前缘水下分流河道通常是研究区中最为有利的沉积相带，其岩性主要为细- 中砂岩，含少量粗砂岩，杂基含量较低，孔隙度、渗透率相对较高，碎屑颗粒分选性为中等。但磨圆较差，以次圆状- 次棱角状为主，储层较为发育。除了主河道外的其他沉积微相，多为粉砂岩、粉砂质泥岩和泥岩，孔隙度、渗透率相对较低，储层物性相对较差。从沉积相综合柱状图来看，不同沉积微相砂体的物性、岩石组分和结构上也存在较大差异。

3.2 成岩作用

3.2.1 破坏性成岩作用

（1）压实作用：长91油层组的刚性碎屑颗粒以线接触为主，压实程度中等。压实作用造成的粒间孔隙体积损失量达到40%～75%，胶结作用造成的粒间孔隙损失量20%～50%，表明压实作用是研究区储层普遍低孔低渗的主要因素之一。

（2）胶结作用：除了绿泥石环边胶结，研究区的其他胶结作用类型都对储层起破坏作用。方解石胶结物充填于原生粒间孔隙，使砂体致密化；伊利石附着于碎屑颗粒表面或充填粘结粒间孔隙，对储层渗透性带来较大伤害。石英次生加大和长石次生加大对储层影响较小。碳酸盐胶结物含量低于5%时；储层物性没有明显变化，高于5%时，随着含量的增加储层物性降低。

（3）交代作用：方解石交代长石及石英颗粒在研究区长91中较为常见。方解石的交代作用常与晚期方解石的胶结作用同步进行，因此交代作用仍然对储层物性有一定伤害。

（4）充填作用：长91油层组砂岩的自生石英多充填于原生粒间孔隙或次生溶孔中，占据了孔隙空间，破坏了储层物性。高岭石呈书页状充填于粒间孔隙和粒内溶孔之中，数量不多，对孔隙度影响不大，但会导致储层渗透率的急剧下降。因此，次生高岭石的充填作用是导致研究区长91砂岩超低渗透性的重要原因之一。

3.2.2 建设性成岩作用

对于研究区长91油层组的建设性成岩作用的研究，主要从绿泥石环边的胶结作用、破裂作用两种成岩作用来分析对储层的影响。

（1）绿泥石环边胶结作用：长91油层组砂岩中绿泥石环边胶结作用较为常见，特别是在原生粒间孔隙较为发育的储集砂岩中，一般会围绕粒间孔隙周缘的颗粒表面生长或附着于碎屑表面。早期绿泥石环边胶结作用对于提高骨架砂岩抗压实性能、抑制其他成岩作用的进行、保存原生粒间孔隙具有极其重要的意义。

（2）破裂作用：长91油层组砂岩中有两种破裂作用，一种是成岩早期的压实- 破裂作用，常形成规模较小的成岩压裂缝，或者在显微镜下表现为长石、石英等刚性碎屑颗粒的破碎；一种是破裂作用，即成岩中晚期的构造-破裂作用，长91油层组砂岩中发育的裂缝大多属于此种类型。微裂缝对储层孔隙起到输导作用，有利于提高储层渗透率。

3.3 构造作用

长91油层顶面构造整体表现为“东高、西低”的宽缓斜坡状构造特征，与伊陕斜坡整体构造一致。地层整体呈南北走向，地层坡度相对平缓，最大的构造幅度差为20m±，只存在三个北东南西方向的小型低幅度鼻状微构造。根据构造分析，储层无明显特征变化。因此，研究认为研究区储层特征与构造关系不大。

4 结论

（1）岩石类型主要为长石砂岩，含少量长石石英砂岩。填隙物类型较多，主要成分是粘土、方解石、火山尘，三者含量占填隙物总量的91.16%；其次为绿泥石、白云石等，含少量的泥铁质、铁方解石、硅质、黄铁矿。长91主要为细砂岩，其次是中砂岩，分选好。

（2）岩性较致密，孔隙发育较差，面孔率为3.59%。孔隙类型主要为粒间孔，其次是溶蚀孔隙，发育少量微裂缝。可见绿泥石、高岭石、次生石英颗粒充填孔隙。残余粒间孔是长91储层最重要的储集空间，裂缝对油气形成有效的输导。

（3）储层为特低孔- 超低渗储层，平均孔隙度为9.2%，平均渗透率为0.34mD。渗透率与孔隙度有较好的正相关性，渗透率随着孔隙度的增大而增大。

（4）储层物性主要受沉积相和成岩作用控制，沉积相从根本上控制了砂体在时空上的分布，决定了砂体初始孔、渗大小，是储层发育的决定性因素，而成岩作用是改变储层物性的关键因素。不同微相成因的砂岩储集性能有很大差异，是储层发育的根本因素。水下分流河道微相的砂体较发育，为长91的主要储层。方解石、伊利石的胶结作用对储层起破坏作用，方解石交代长石及石英颗粒对储层物性具有一定伤害；自生石英充填作用、高岭石的充填作用不仅占据一定的储集空间，而且对储层物性造成一定的破坏；次生高岭石的充填作用是导致研究区长91砂岩超低渗透性的重要原因之一；绿泥石环边胶结作用有利于原生粒间孔隙的保存；长91砂岩中发育的裂缝对储层孔隙起到输导作用，有利于提高储层渗透率。