鄂爾多斯盆地許灣子區(qū)塊長61油層組儲(chǔ)層特征研究

齊桂民，魏 濤，齊成玉，薛 超，李廣兵

(1.西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系，陜西 西安710069;2.延長油田吳起采油廠，陜西 延安 727600)

研究區(qū)位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡一級(jí)構(gòu)造單元中部稍偏西，該地區(qū)長6儲(chǔ)集層在上世紀(jì)90年代初被發(fā)現(xiàn)有良好的油氣顯示，其下伏地層長7以黑色泥頁巖為主，是該區(qū)主要生油層。

1 巖性及儲(chǔ)集空間類型

許灣子地區(qū)長6儲(chǔ)層屬晚三疊世延長統(tǒng)大型湖泊三角洲沉積的一部分。由于湖泊基準(zhǔn)面不斷下降，湖水對(duì)三角洲主體的改造作用減弱，砂體相對(duì)穩(wěn)定，垂向疊合程度高，平面上大面積連片分布。沉積相研究表明，三角洲前緣水下分流河道砂體和河口砂壩為其主要儲(chǔ)集類型，2類微相砂體砂層厚度均較大，平均厚度12.0m，最厚可達(dá)39.5m。儲(chǔ)層巖性為一套灰色、綠灰色粉細(xì)粒長石砂巖及巖屑質(zhì)長石砂巖，砂巖結(jié)構(gòu)成熟度較高，分選磨圓較好。

1.1 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

1.1.1 顏色特征

水體較淺或氧化環(huán)境中所形成巖石的顏色為淺色及氧化色，主要為灰色、紫紅色等:吳起油區(qū)長6油層中的砂巖的原生色以灰色、深灰色為主，泥巖的原生色均為灰黑色或黑色.反映其沉積時(shí)為潮濕氣候條件，沉積環(huán)境為弱還原——還原環(huán)境。表明碎屑物沉積時(shí)處于水下環(huán)境。

1.1.2 巖石類型特征

含泥礫砂巖:具有塊狀層理，巖石以砂質(zhì)顆粒為主，含有大小不等的泥礫與泥質(zhì)條帶成分，代表高能沉積環(huán)境，主要見于分流河道的底部。

細(xì)砂巖:吳起井區(qū)常見油層主要為細(xì)粒長石砂巖與細(xì)粒巖屑質(zhì)長石砂巖，分選較好.磨圓中等，具有小型交錯(cuò)層理，平行層理、沙紋層理等.代表中低能沉積環(huán)境，常見于水下分流河道.河口壩沉積搬相中。

粉砂巖:常與泥巖組成韻律互層.見有水平層理、沙紋層理等.常見于前緣席狀砂、遠(yuǎn)砂壩、天然堤等沉積。粉砂質(zhì)泥巖和泥巖:具有水早層理、平行層理或重力變形層理，常見植物碎片，為低能環(huán)境產(chǎn)物。多見于分流問灣、淺湖沉積中。

1.1.3 碎屑組分特征

根據(jù)研究區(qū)44塊巖石薄片資料的統(tǒng)計(jì)分析，依據(jù)中國石油天然氣行業(yè)《碎屑巖薄片鑒定標(biāo)準(zhǔn)》的分類方案，長61儲(chǔ)集層以細(xì)粒長石砂巖為主，具有如下巖石學(xué)特征(見圖1):長61石英含量平均為23.3%，長石含量平均48.5%，巖屑含量平均為14.7%。

1.1.4 填隙物組合特征

研究區(qū)砂巖填隙物主要由雜基和膠結(jié)物兩部分組成。膠結(jié)物是指直接從溶液中沉淀出來的化學(xué)沉淀物，有高嶺石、水云母、綠泥石膜、鐵白云石、鐵方解石、硅質(zhì)、長石質(zhì)等。長61砂巖填隙物含量平均為10.9%，填隙物主要由水云母、綠泥石、方解石組成，均以薄膜狀，一般較均勻分布于儲(chǔ)層中，是在旱成巖階段形成的成巖自生礦物。對(duì)阻止壓實(shí)作用及硅質(zhì)加大的發(fā)生、保護(hù)孔隙起到了極其重要的作用，這是早期綠泥石膜對(duì)儲(chǔ)層的積極意義。隨著成巖作用的進(jìn)行，二世代、三世代的綠泥石膜在第一世代的基礎(chǔ)上繼續(xù)生長。在孔隙表面形成極厚的綠泥石膜，使孔隙極度縮小。形成較致密的儲(chǔ)層。鐵方解石和伊利石具有相同的產(chǎn)狀，屬于晚成巖形成的產(chǎn)物。除鈣質(zhì)夾層外。大部分呈斑狀分布，除鈣質(zhì)夾層外，最高含量可達(dá)127%，在油田開發(fā)中用鹽酸酸化效果良好。鐵白云石含量較少，一般呈白云巖巖屑的加大邊產(chǎn)出。硅質(zhì)在儲(chǔ)層中一般有兩種產(chǎn)狀:硅質(zhì)加大及自形粒狀充填孔隙。

圖1 研究區(qū)長61砂巖組份三角圖

1.1.5 粘土礦物組合

該地區(qū)長61砂巖樣品的粘土礦物X衍射分析表明，砂巖中粘土礦物主要有伊利石、綠泥石、伊/蒙混層、高嶺石等(見表1)，以綠泥石、伊利石和高嶺石為主，其中伊利石0～18.13% ，綠泥石 0 ～51.19% ，高嶺石 0% ～ 7.32% ，伊/蒙混層占粘土礦物總量的0～7.16%。

表1 研究區(qū)長61砂巖粘土礦物含量統(tǒng)計(jì)表

從粘土礦物組合看，速敏、水敏礦物伊利石、蒙脫石含量較高，對(duì)注水效果有一定的影響，這已從鄰區(qū)油田注水開發(fā)過程中得到了證實(shí)。

1.1.6 碎屑結(jié)構(gòu)特征

研究區(qū)長61砂巖以粒度細(xì)、分選好、雜基少、顆粒支撐為特征。砂巖儲(chǔ)層以細(xì)粒砂巖為主，粒徑一般在0.1～0.35 mm，砂巖分選好，磨圓度為次棱角狀，膠結(jié)類型為孔隙－薄膜型。

1.2 儲(chǔ)集空間類型

通過巖石薄片、鑄體薄片、掃描電鏡觀察分析，研究區(qū)長61儲(chǔ)層的孔隙類型受沉積作用和成巖作用的控制，在橫向和縱向上變化較大，孔隙類型主要有粒間孔隙、粒間溶蝕孔隙、溶蝕粒內(nèi)孔、填隙物內(nèi)微孔隙(見圖2)和微裂隙等。

1.2.1 粒間孔隙

要為儲(chǔ)層經(jīng)機(jī)械壓實(shí)作用及多種膠結(jié)作用之后剩余的粒間孔隙。其中碳酸鹽膠結(jié)物的早期析出，增強(qiáng)了孔隙的剛性和支撐能力，阻止了進(jìn)一步的壓實(shí)作用，使原生粒問孔隙得到一定保存。同時(shí)成巖早期綠泥石的存在對(duì)砂巖孔隙的保存有正面意義。

圖2 空隙類型分布及面孔率統(tǒng)計(jì)表

1.2.2 長石、巖屑溶蝕孔隙

長石、巖屑溶蝕孔隙主要發(fā)生在易被溶蝕的長石、巖屑和云母碎屑等礦物中，顆粒和晶體內(nèi)部被部分或全部溶蝕而形成。本區(qū)最常見的是長石溶蝕形成的粒內(nèi)孔隙，面孔率一般為 1.1% ～3.5% 。

長61油層孔隙面孔率1.1% ～6.5%，平均3.5%，平均孔徑28.8 μm，儲(chǔ)層孔隙以粒間孔、長石溶孔為主，分別占面孔率的85.7%和11.4%，巖屑溶孔占面孔率的2.9%，孔隙組合類型為粒間孔、溶孔－粒間孔。

1.2.3 裂縫

該地區(qū)長6砂巖在薄片等常見手段下極少見裂縫，但是聲波反射可見點(diǎn)應(yīng)力分量，說明存在與成巖或壓裂有關(guān)的微裂縫，但實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示對(duì)改善儲(chǔ)層孔滲作用不大。

粒間孔隙在本區(qū)油層組的儲(chǔ)層中占主導(dǎo)的地位，未被充填的粒間孔多呈三角形或多邊形，孔隙邊緣整齊平整，這種孔隙對(duì)孔隙度的貢獻(xiàn)較大。本區(qū)長61粒間孔較發(fā)育，但粒間孔隙分布不均，具有強(qiáng)烈的非均質(zhì)性，孔隙直徑一般為0.01～0.18 mm，面孔率在1% ～3.5%左右，此類孔隙連通性較好。

2 儲(chǔ)層物性及孔隙結(jié)構(gòu)特征

2.1 孔隙結(jié)構(gòu)特征

2.1.1 喉道特征

做為連通孔隙的狹窄通道，喉道對(duì)儲(chǔ)層的滲流能力有決定性影響，喉道的大小和形態(tài)主要取決于巖石的顆粒接觸關(guān)系、膠結(jié)類型及顆粒的形狀和大小。

按平均喉道半徑，可以把喉道分為粗喉(＞5 μm)、中喉(1 ～5 μm)、細(xì)喉(O.1 ～ 1 μm)、微喉(001 ～ 0.1 μm)和吸附喉(＜0.01 μm)。許灣子地區(qū)長61油藏在不同地區(qū)存在較大差別，水下分流河道儲(chǔ)層以細(xì)喉為主，約占52.2%，平均喉道半徑為 1.52 μm;河口砂壩儲(chǔ)層以中喉為主，約占47.8%，平均喉道半徑為2.41 μm。根據(jù)薄片觀察和圖象分析成果，研究區(qū)長6儲(chǔ)層以片狀喉道和彎片狀喉道為主，其次為縮頸型喉道，孔隙縮小型喉道，管束狀喉道較少。但河口砂壩砂體喉道明顯簡單，而分流河道砂體喉道的曲面比較大，這樣會(huì)影響到滲流性能。

2.1.2 孔喉組合特征

研究區(qū)長61儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間由上述各類孔隙和喉道組合而成，薄片中常見的孔喉組合關(guān)系可分為3類:殘余粒間孔+溶蝕孔+細(xì)喉型組合，此類組合是長6儲(chǔ)層主要的孔喉組合類型，約占49%;溶蝕孔+殘余粒間孔+細(xì)喉型+中喉型組合，該類組合亦是長6儲(chǔ)層的主要類型之一，約占36%;溶蝕孔+殘余粒間孔+微喉型組合，該類組合分布局限，約占15%。

從壓汞數(shù)據(jù)來看:平均油層排驅(qū)壓力平均值為3.264 MPa，表明儲(chǔ)層滲透性較差;中值壓力27.564 MPa，表明儲(chǔ)層原始產(chǎn)能較低;中值半徑0.057 5 μm，屬微細(xì)喉道，最大進(jìn)汞飽和度85.375%，退汞效率為44.48%(如圖3所示)，喉道分選較好，分選系數(shù)2.347，屬小孔微細(xì)喉型孔隙結(jié)構(gòu)3。長6砂巖儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)顯示低孔、低滲透的特點(diǎn)，工業(yè)產(chǎn)能低。

2.2 儲(chǔ)層物性特征

本次研究中，共選取44塊樣品，其中孔隙度最大17.8%，最小 1.2%，平均孔隙度 10.9%，滲透率最大 4.89 ×10－3μm2，最小0.008×10－3μm2，平均 0.29 ×10－3μm2;含油飽和度最大40.5%，最小 11.2%，平均 25.78%;含水飽和度最大 37.6%，最小4.2%，平均17.1%(表2)。長61孔隙度主要分布于10% ～12%;滲透率主要小于0.1 ×10－3μm2。

圖3 QS12井長61毛管壓力曲線圖(2 188.71m)

表2 長61儲(chǔ)層物性分層統(tǒng)計(jì)結(jié)果

2.2.1 孔隙度平面展布特征

孔隙度分布呈北東－南西向條帶狀展布，與其砂體發(fā)育特征較為類似。研究區(qū)孔隙度最大為17.72%，最小為5%，平均為7.83%，研究區(qū)大部分地區(qū)的孔隙度在7% ～12%，個(gè)別地區(qū)的孔隙度達(dá)到了12%以上，呈塊狀分布于研究區(qū)北部。

2.2.2 滲透率平面展布特征

該研究區(qū)長61總體上滲透率較小，分布呈北東－南西向條帶狀展布，滲透率最大值為 52.95×10－3μm2，最小值為0.01 ×10－3μm2，平均為 3.1 ×10－3μm2。受沉積和成巖作用的雙重影響，相對(duì)高滲區(qū)一般大于4×10－3μm2，主要呈塊狀分布于研究區(qū)的北部和南部。

2.2.3 含油飽和度平面展布特征

研究區(qū)長61含油飽和度大部分在0～60%，儲(chǔ)層含油飽和度最小為0%，最大為60%，平均為25.41%。該區(qū)長61含油飽和度總體上呈北東－南西向條帶狀展布，受儲(chǔ)層物性的影響，相對(duì)高飽和度區(qū)一般大于40，主要呈塊狀分布于研究區(qū)的北部。

3 結(jié)語

1)研究區(qū)延長組長61儲(chǔ)集層以細(xì)粒長石砂巖為主，碎屑成分中長61石英含量平均為23.3%，長石含量平均48.5%，巖屑含量平均為14.7%。長61儲(chǔ)層的孔隙類型受沉積作用和成巖作用的控制，在橫向和縱向上變化較大，孔隙類型主要有粒間孔隙、粒間溶蝕孔隙、溶蝕粒內(nèi)孔、填隙物內(nèi)微孔隙和微裂隙等。

2)研究區(qū)延長組長61儲(chǔ)集層孔隙度最大17.8%，最小1.2% ，平均孔隙度 10.9% ，滲透率最大 4.89 ×10－3μm2，最小 0.008 ×10－3μm2，平均 0.29 ×10－3μm2;含油飽和度最大 40.5%，最小 11.2%，平均 25.78%;含水飽和度最大37.6%，最小4.2%，平均17.1%。長61孔隙度主要分布于10% ～12%;滲透率主要小于0.1×10－3μm2。屬于低孔低滲型儲(chǔ)層。

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