富縣油田水磨溝區(qū)延長組長8儲層特征研究

黃 偉，杜林徽

(延長油田股份有限公司 富縣采油廠，陜西 延安 727500)

水磨溝區(qū)塊位于陜西省富縣西部，距縣城約50 km．研究區(qū)為典型的黃土塬地貌，地表為第四系黃土覆蓋，地面海拔一般為1 350～1 550 m[1]．研究區(qū)主力層系為三疊系延長組長8油層．

研究區(qū)長8層為三角洲前緣亞相沉積，主要沉積微相為水下分流河道和水下分流間灣．研究區(qū)構(gòu)造上位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡南部，渭北隆起北部，儲層構(gòu)造穩(wěn)定[2]．

1 儲層巖石學(xué)特征

1.1 儲層碎屑特征

根據(jù)研究區(qū)25塊砂巖薄片資料分析發(fā)現(xiàn)，長8儲層碎屑成分以長石、石英為主，長石含量最高；石英含量次之；巖屑含量最低，巖屑以變質(zhì)巖屑、火成巖屑為主，沉積巖屑較少，含量依次為4.1%、2.9%和1.8%(見表1)．

表1 水磨溝區(qū)長8儲層碎屑成分表

1.2 填隙物成分及特征

研究區(qū)長8儲層砂巖填隙物含量較高，含量在7.9%～46.3%之間，平均含量21.2%；其中以膠結(jié)物為主，膠結(jié)物類型有伊利石、鐵方解石、綠泥石、硅質(zhì)、還有少量的長石質(zhì)、黃鐵礦等．長8儲層填隙物特征分析表明，伊利石、鐵方解石含量較高(見圖1)．

圖1 水磨溝區(qū)長8儲層膠結(jié)物成分圖

1.3 儲層巖石類型

砂巖分布最穩(wěn)定的是石英，而巖屑和長石的穩(wěn)定性較低．因此，砂巖成熟度越高，則石英與長石+巖屑的比值越大，反之則越小[3-4]．

根據(jù)常規(guī)薄片、鑄體薄片，并結(jié)合掃描電鏡、X衍射等實驗資料，對研究區(qū)長8儲層巖石學(xué)特征進行研究分析，發(fā)現(xiàn)儲層成分成熟度低．研究區(qū)長8儲層以巖屑長石砂巖為主，其次為長石砂巖(見圖2)．

圖2 富縣油田水磨溝長8儲層砂巖分類圖Ⅰ石英砂巖；Ⅱ長石石英砂巖；Ⅲ巖屑石英砂巖；Ⅳ長石砂巖；Ⅴ巖屑長石砂巖；Ⅵ長石巖屑砂巖；Ⅶ巖屑砂巖

1.4 碎屑結(jié)構(gòu)特征

碎屑結(jié)構(gòu)指碎屑顆粒自身(粒度、磨圓度、分選性、顆粒表面特征)、填隙物特征及碎屑顆粒與填隙物間的關(guān)系(膠結(jié)類型、支撐類型)等三方面內(nèi)容[5-7]．

1.4.1 粒度

對研究區(qū)23塊巖樣的粒度分析發(fā)現(xiàn)，水磨溝區(qū)長8儲層砂巖粒度較細，粒徑主要介于0.066～0.21 mm范圍內(nèi)，最大粒徑：0.23～0.57 mm。表明長8儲層以極細砂巖和細砂巖為主，中砂巖、粗粉砂及細粉砂較少．

1.4.2 磨圓度

研究區(qū)長8儲層碎屑顆粒磨圓度差，以次棱角狀為主，占比93%以上，少量呈棱角狀．證明研究區(qū)巖石顆粒搬運距離較短，顆粒沒有進行充分磨圓．

1.4.3 分選性

據(jù)巖石薄片鏡下觀察分析，研究區(qū)砂巖碎屑顆粒分選性好、中-好二者占比76.1%，中-差、差二者占比23.9%，證明長8砂巖碎屑顆粒整體上分選較好．

1.4.4 膠結(jié)類型

研究區(qū)長8儲層巖石顆粒之間膠結(jié)以孔隙、加大-孔隙膠結(jié)為主，占比分別為55.7%、27.2%，其次為孔隙-薄膜、薄膜-孔隙等膠結(jié)類型．

綜上可知，水磨溝長8儲層碎屑粒度細、分選較好、磨圓差、以孔隙膠結(jié)和加大-孔隙膠結(jié)為主，顆粒支撐，點接觸、點-線接觸，整體上長8儲層結(jié)構(gòu)成熟度低．

2 儲層物性特征

2.1 儲層物性下限

儲層物性下限：指具有獲得工業(yè)油流的儲層孔隙度和滲透率的最小值．本次采用經(jīng)驗統(tǒng)計法來確定[8]．

本次研究取109口井長度接近的長8巖心樣品，做孔隙度、滲透率分布直方圖以及累計頻率、累計產(chǎn)能、累計儲能丟失曲線．由圖3和圖4可知，當(dāng)累計產(chǎn)能和累計儲能丟失5%時，對應(yīng)的滲透率為0.11×10-3μm2時，對應(yīng)的孔隙度為5.3%．

根據(jù)經(jīng)驗統(tǒng)計法確定水磨溝區(qū)長8儲層有效孔隙度下限為5.3%，有效滲透率下限為 0.11×10-3μm2．

圖3 水磨溝長8滲透率分布圖

圖4 水磨溝長8孔隙度分布圖

2.2 儲層物性

研究區(qū)長81砂層組的滲透率介于0.02～1.78×10-3μm2，平均為0.29×10-3μm2；長82砂層組的滲透率介于0.03～1.46×10-3μm2，平均為0.21×10-3μm2；長81砂層組的孔隙度介于0.9%～16.5%，平均為8.3%；長82砂層組的孔隙度介于0.7%～19.8%，平均為9.2%．根據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，研究區(qū)長8儲層屬于特低孔、超低滲儲層．

3 儲層孔隙特征

3.1 孔隙類型

對研究區(qū)11口油水井的鑄體薄片和掃描電鏡分析發(fā)現(xiàn)，本區(qū)長8儲層孔隙類型以溶蝕粒間孔(見圖5a)和長石溶孔(見圖5b)為主，分別占比41.5%和36.9%；其次為粒內(nèi)溶孔和殘余粒間孔，分別占比10.1%和8.3%．微孔和微裂縫少量發(fā)育．長8儲層總面孔率介于0.3%～5.7%，平均為3.4%．

圖5 水磨溝區(qū)X井長8儲層主要孔隙類型

3.2 孔隙喉道類型

根據(jù)研究區(qū)鑄體薄片和壓汞曲線可知，長8儲層孔喉直徑主要在0.12～0.46 μm之間，平均為0.31 μm．孔喉類型以小孔-微喉型為主．

3.3 孔隙結(jié)構(gòu)特征

依據(jù)研究區(qū)11塊巖樣壓汞實驗分析可知，長8儲層壓汞曲線總體斜率較大，無明顯的中間平緩段．退汞效率在17.32%～39.18%之間，平均為28.49%；排驅(qū)壓力在0.3～5.8 Mpa，平均為2.3 Mpa；中值壓力在2.51～56.32 Mpa，平均為14.86 Mpa；最大孔喉半徑在0.12～4.75 μm，平均為0.68 μm；中值半徑在0.05～0.38 μm，平均為0.11 μm；平均孔喉半徑在0.07～0.39 μm，均值為0.16 μm．壓汞曲線表明研究區(qū)長8具有高排驅(qū)壓力、高中值壓力、低中值半徑等特點(見圖6)．

圖6 水磨溝區(qū)長8儲層壓汞曲線圖

4 儲層非均質(zhì)性特征

4.1 層內(nèi)非均質(zhì)性特征

依據(jù)研究區(qū)巖心化驗數(shù)據(jù)分析得出：長81層和長82層非均質(zhì)性均為中-強．總體而言，長82層的滲透率非均質(zhì)性強于長81層(見表2)．

表2 水磨溝區(qū)長8儲層非均質(zhì)性評價表

4.2 層間非均質(zhì)特征

對研究區(qū)長81和長82砂層組分層系數(shù)和平均砂巖密度進行了研究，表明長82儲層層間非均質(zhì)性強于長81儲層(見表3)．

表3 水磨溝區(qū)長8儲層分層系數(shù)與砂巖密度統(tǒng)計表

5 結(jié)論

(1)水磨溝區(qū)長8儲層碎屑成分以長石、長石為主，巖石類型以巖屑長石砂巖為主，儲層成分成熟度低，巖石碎屑顆粒磨圓度差，分選性較好，巖石顆粒之間膠結(jié)以孔隙、加大-孔隙膠結(jié)為主；

(2)水磨溝區(qū)長8儲層巖性孔隙度下限為5.3%，滲透率下限為0.11×10-3μm2，長81砂層滲透率為0.29×10-3μm2，長82砂層滲透率為0.21×10-3μm2；長81砂層孔隙度為8.3%，長82砂層孔隙度為9.2%．研究區(qū)長8儲層屬于特低孔、超低滲儲層；

(3)水磨溝區(qū)長8儲層孔隙類型以溶蝕粒間孔和長石溶孔為主，孔喉類型以小孔-微喉型為主，壓汞曲線表明研究區(qū)長8具有高排驅(qū)壓力、高中值壓力、低中值半徑等特點；

(4)水磨溝區(qū)長 8儲層非均質(zhì)性屬于中等偏強，長82儲層非均質(zhì)性強于長81儲層．