青平川油田關(guān)家溝區(qū)長(zhǎng)2 儲(chǔ)層特征研究

張東斌 賀 紅

（延長(zhǎng)石油股份有限公司，陜西 延安717200）

1 巖石學(xué)特征

根據(jù)關(guān)家溝區(qū)長(zhǎng)2 油層組巖石薄片分析，儲(chǔ)層巖性主要為長(zhǎng)石砂巖，少量的為巖屑長(zhǎng)石砂巖（圖1）。碎屑顆粒成份以長(zhǎng)石為主，含量在54～72%，平均59.63%；其次為石英，含量在15～34%，平均24.94%；最后為巖屑，含量在10～27%，平均15.44%。巖屑以火成巖巖屑為主，平均含量10.81%，其次為變質(zhì)巖巖屑和云母，平均含量分別為2.10%和2.06%，沉積巖巖屑含量較少，平均含量0.46%。重礦物見(jiàn)綠簾石、淺紅色石榴石、鋯石。總體看砂巖成份成熟度較低。碎屑顆粒含量在84%～97%之間，平均為92.02%，粒度以細(xì)粒和中粒為主。顆粒分選性中－好，磨園度次棱－次圓狀，接觸類(lèi)型為顆粒支撐，點(diǎn)－線(xiàn)接觸，以孔隙式和接觸式膠結(jié)，總體看砂巖結(jié)構(gòu)成熟度中等。

圖1 青平川油田關(guān)莊區(qū)三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)2 砂巖分類(lèi)三角圖

長(zhǎng)2 油層組砂巖填隙物平均量為4.84%，其中泥巖雜基含量平均2.95%，膠結(jié)物含量平均為1.59%。泥巖雜基多以鱗片狀邊膜結(jié)構(gòu)充填于孔隙之中。膠結(jié)礦物有方解石、高嶺石和石英，其中以方解石為主，平均含量1.59%，多呈微晶結(jié)構(gòu)，充填于孔隙中；其次高嶺石，平均含量9.25%，石英次生加大不發(fā)育，平均含量0.05%。長(zhǎng)2 油層組砂巖成份成熟度較低，結(jié)構(gòu)成熟中等，說(shuō)明碎屑顆?？傮w為近源沉積，但具有一定的搬運(yùn)距離。

2 孔隙結(jié)構(gòu)特征

根據(jù)本區(qū)儲(chǔ)量報(bào)告，結(jié)合鑄體薄片、陰極發(fā)光、掃描電鏡等資料綜合分析結(jié)果，認(rèn)為本區(qū)長(zhǎng)2 儲(chǔ)層的成巖作用比較強(qiáng)烈，自生粘土及其他的自生膠結(jié)物對(duì)孔隙結(jié)構(gòu)的影響更顯突出，由此造成了長(zhǎng)2 低滲透層較為單一的孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型。

長(zhǎng)2 油層儲(chǔ)層面孔率一般4.8～9%，主要類(lèi)型有粒間孔、骨架顆粒溶孔、濁沸石膠結(jié)物溶孔和裂縫等。其中原生孔隙和次生孔隙百分比各占50%左右，受成巖作用影響，孔喉較細(xì)，孔喉組合主要為中細(xì)孔-細(xì)喉型。

3 儲(chǔ)層物性特征

3.1 孔隙度特征。由孔隙度頻率直方分布圖可（圖2～圖3）看出，長(zhǎng)21儲(chǔ)層孔隙度集中分布在9%～19%之間，平均值為13.32%。長(zhǎng)22儲(chǔ)層孔隙度集中分布在9～19%之間，平均值為13.58%。

3.2 滲透率特征。由滲透率頻率直方分布圖可（圖1～圖2）以看出，長(zhǎng)21滲透率集中分布在（1～13）×10-3μm2，平均值為6.28×10-3μm2。長(zhǎng)22滲透率集中分布在（1～16）×10-3μm2之間，平均值為8.36×10-3μm2。

圖2 青平川油田關(guān)莊區(qū)長(zhǎng)21 孔隙度、滲透率直方分布圖

圖3 青平川油田關(guān)莊區(qū)長(zhǎng)22 孔隙度、滲透率直方分布圖

從縱向上來(lái)看，儲(chǔ)層物性有下部好，上部較差的特點(diǎn)。

結(jié)合長(zhǎng)21、長(zhǎng)22孔隙度、滲透率的平面分布圖可得出：（1）孔隙度、滲透率高值帶的分布和砂巖主體帶的分布基本一致。（2）孔隙度、滲透率高、低區(qū)帶的分布部分基本吻合。

4 含油性特征

本區(qū)長(zhǎng)22、長(zhǎng)21油層厚度高值區(qū)域與孔隙度和滲透率高值區(qū)基本吻合，反映了物性控制含油性的規(guī)律。

長(zhǎng)22儲(chǔ)層含油具有“廣而薄”的平面均勻分布特點(diǎn)，油層幾乎覆蓋全區(qū)，是本區(qū)主要含油層位，油層厚度高值帶主要集中分布在研究區(qū)西南部：關(guān)207、關(guān)195、關(guān)183、關(guān)235、關(guān)409、關(guān)288、關(guān)262、關(guān)355 井附近。油層厚度高值在10m 以上。

長(zhǎng)21儲(chǔ)層含油區(qū)域具有“小而肥”的發(fā)育特點(diǎn)，油層厚度高值帶主要集中分布在研究區(qū)北部、中部和南部局部地區(qū)：關(guān)303、關(guān)307、關(guān)251、關(guān)103、關(guān)331、關(guān)322、關(guān)352 井附近。油層厚度高值在10m 以上，但試油和生產(chǎn)效果一般，初產(chǎn)含水高，認(rèn)為測(cè)井解釋含油級(jí)別偏高，其砂體電阻高并非完全是油氣顯示，可能與碳質(zhì)含量高有關(guān)。

5 儲(chǔ)層非均質(zhì)性

5.1 層間非均質(zhì)性。（1）砂巖密度。關(guān)家溝區(qū)各油組（亞組）的砂巖密度統(tǒng)計(jì)結(jié)果（表2）。長(zhǎng)22的砂巖密度大于長(zhǎng)21，從沉積相看，長(zhǎng)22為河道發(fā)育鼎盛時(shí)期；隨著河道進(jìn)一步推進(jìn)，長(zhǎng)21泛濫盆地微相大面積發(fā)育，砂體發(fā)育相對(duì)較差。（2）隔夾層數(shù)、厚度變化。本次研究統(tǒng)計(jì)分析了各油層組中的隔層層數(shù)、厚度及其變化如下表所示。

表1 砂巖密度統(tǒng)計(jì)表

表2 油層組隔夾層統(tǒng)計(jì)表

由于分層原因和統(tǒng)計(jì)的單元不同，地層沉積厚度差異較大，隔層層數(shù)及厚度差異也較大。各油層組（亞組）間的泥巖隔層比較明顯，橫向上可以追蹤，油層亞組內(nèi)隔層的連通性差異較大。

5.2 層內(nèi)非均質(zhì)性

本次研究主要分析了關(guān)家溝區(qū)長(zhǎng)2 儲(chǔ)層滲透率非均質(zhì)性，滲透率的各向異性是揭示儲(chǔ)層非均質(zhì)性的主要手段，反映滲透率變化程度的參數(shù)主要有：變異系數(shù)、突進(jìn)系數(shù)、滲透率級(jí)差等。

該區(qū)長(zhǎng)21儲(chǔ)層級(jí)差系數(shù)、突進(jìn)系數(shù)和變異系數(shù)分別是：5.98、1.75 和0.40；而長(zhǎng)22儲(chǔ)層的級(jí)差系數(shù)、突進(jìn)系數(shù)和變異系數(shù)分別是：7.15、1.74 和0.44?？梢钥闯霰緟^(qū)長(zhǎng)22儲(chǔ)層的儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)于長(zhǎng)21。