陳　瑋，魯金鳳，龔嘉順，徐曉東

(延長油田股份有限公司下寺灣采油廠，陜西 延安 716004)

下寺灣油田蒲家溝地區(qū)延長組長6儲層特征分析

陳瑋，魯金鳳，龔嘉順，徐曉東

(延長油田股份有限公司下寺灣采油廠，陜西 延安 716004)

[摘要]蒲家溝地區(qū)為下寺灣采油廠主力產(chǎn)油區(qū)之一，在延長組長4+5、長6、長7和長8儲層均見油氣顯示。針對研究區(qū)長6儲層非均質(zhì)性強的地質(zhì)特征，通過對儲層巖礦特征、孔隙特征、物性特征及儲層滲流特征綜合分析，認(rèn)為研究區(qū)為典型的低孔特低滲儲層，在后期開發(fā)中宜采用注水開發(fā)方式。

[關(guān)鍵詞]下寺灣油田；蒲家溝地區(qū)；長6儲層；儲層非均質(zhì)性

蒲家溝地區(qū)位于陜西省甘泉縣鏡內(nèi)，目前主要勘探開發(fā)區(qū)在縣城以南，屬下寺灣采油廠勘探開發(fā)的主力區(qū)之一，該地區(qū)從2005年開始勘探，在長4+5、長6、長7、長8均見到較好的含油顯示，長6儲層試油的井有8口(蒲9、10蒲、蒲14、蒲16、蒲17、蒲19、蒲21、蒲23)，加砂量在25～30 m3，排量2.0～2.2 m3/min，試油日產(chǎn)液在1.4～14 m3，平均日產(chǎn)液量4.85 m3/d，日產(chǎn)油在0.2～7.2 t/d，平均日產(chǎn)油2.75 t/d。

1儲層巖礦特征

1.1碎屑成分

根據(jù)長6油層組17塊樣品薄片資料統(tǒng)計：該區(qū)塊長6儲層主要為長石砂巖，

總體成分成熟度低。石英含量22.5%，長石含量45.9%、巖屑含量12.7，總碎屑含量81.3%(表1)。

表1　蒲家溝地區(qū)長6巖石組成統(tǒng)計表

1.2填隙物含量

下寺灣油田長6儲層填隙物含量較高達18.7%，以方解石、綠泥石膜為主，其次為水云母，含少量硅質(zhì)，長6儲層的綠泥石含量2.5%，一般以薄膜狀產(chǎn)出，沿顆粒表面垂直聲場形成顆粒薄膜，阻礙其他自生礦物的生長，對粒間孔隙起保護作用[1]，方解石為成巖作用過程中的產(chǎn)物，在分流河道砂體中常見，早期晶狀產(chǎn)出的方解石對抗壓實作用起到一定的支撐作用，增強碎屑顆粒的支撐強度[2])，含量占14.3%，無濁沸石，對保護原生孔隙更有利。同時，X-衍射粘土礦物分析表明：受沉積環(huán)境和成巖作用的影響，蒲家溝地區(qū)長6儲層粘土礦物以綠泥石、伊利石、伊/蒙混層為主，高嶺石含量相對較低。圖2為研究區(qū)蒲66-2井長6儲層掃描電鏡鏡下填隙物圖片，明顯可見蜂窩狀伊利石以及針葉狀綠泥石。同時，由于蒙脫石較易溶蝕，因此在電鏡下很難觀察到(圖1)。

圖1　道蒲家溝地區(qū)長6儲層填隙物圖

2孔隙特征

2.1孔隙類型

通過對長6儲層大量掃描電鏡圖片觀察，研究區(qū)孔隙類型主要為粒間孔、長石溶孔，次為巖屑溶孔(表2)。平均孔徑40.0 μm，孔隙類型為薄膜-孔隙型。

2.1.1粒間孔

該類孔隙一般發(fā)育于顆粒碎屑之間。蒲家溝地區(qū)長6儲層由于成巖作用強烈，孔隙往往受到成巖作用的改造，成為縮小的殘余原生粒間孔。

圖2　下寺灣油田孔隙類型掃描電鏡照片

2.1.2次生溶蝕孔隙

次生溶蝕孔隙常見的有長石溶孔、巖屑溶孔。其中長石溶孔是長6儲層主要的儲量空間，一般情況下，長石沿解理縫選擇性溶蝕，呈不規(guī)則狀，部分長石溶孔甚至和粒間孔連通，形成超大孔隙，進而引起孔徑大小不用，大者達300～400 μm，小者僅數(shù)微米。巖屑溶孔則以中基性噴發(fā)巖巖屑為主，該類溶蝕現(xiàn)象主要發(fā)生在少量易溶礦物(角閃石、輝石及部分長石)，其提供的孔隙孔徑較小，在10 μm左右。

2.2孔隙結(jié)構(gòu)

長6儲層壓汞曲線進汞段平臺較高，且平臺段不是很明顯，說明孔喉分選差，排驅(qū)壓力高，中值半徑小，退汞效率低。從蒲22、蒲16、蒲叢14-2、蒲叢66-2、蒲23、蒲叢14-2井6口井共計10塊樣品的壓汞資料分析，長6儲層平均排驅(qū)壓力為2.54 MPa，中值壓力22.34 MPa，中值半徑0.03 μm，最大進汞飽和度平均73.72%；退汞效率平均為30.53%(表3、圖3)。

3儲層物性及非均質(zhì)性特征

3.1儲層物性

蒲家溝地區(qū)長6儲層平均孔隙度為9.2%；平均滲透率為0.39 mD，屬于低孔超低滲透儲層(表4)。

表2　蒲家溝地區(qū)長6儲層孔隙類型分析數(shù)據(jù)表

表3　蒲家溝地區(qū)長6儲層壓汞分析數(shù)據(jù)表

表4　蒲家溝地區(qū)長6儲層物性分析數(shù)據(jù)表

圖3　蒲家溝地區(qū)壓汞曲線圖

3.2儲層非均質(zhì)性

3.2.1儲層平面非均質(zhì)性

研究區(qū)長6儲層物性差，平面上儲層物性受沉積控制，河道主體帶上儲物性好，滲透率在0.2 mD以上，局部發(fā)育相對高滲區(qū)滲透率在0.4以上，邊部物性差?？v向上長62儲層優(yōu)于長63儲層。

3.2.2層內(nèi)及層間非均質(zhì)性

通過對長6儲層夾層統(tǒng)計分析，研究區(qū)夾層主要以泥質(zhì)夾層(由河道切割或垂向疊置形成的間隙殘留泥巖為主，厚度變化不一，大多在2m以下)為主，滲透性變差，測井曲線上明顯可見自然伽馬曲線偏高，自然電位回返，微電極曲線無幅度差；其次為鈣質(zhì)夾層(由河道切割疊置后再河道頂部形成的鈣質(zhì)膠結(jié)帶)，測井曲線明顯見低聲波，高電阻。

蒲叢32-2井長6砂泥巖互層，單砂層厚度較小，為多期疊加的產(chǎn)物，泥質(zhì)隔層和物性夾層非常發(fā)育。長62小層層內(nèi)夾層個數(shù)1～8個，平均4個，夾層厚度2～24 m，平均11.6 m；長63夾層個數(shù)1～6個平均3個，夾層厚度1～24 m，平均8.2 m；長64夾層厚度1～5個平均3個，夾層厚度4～20 m，平均9.1 m(表5、圖4)。

圖4　蒲家溝地區(qū)長6儲層夾層個數(shù)及厚度直方圖

層位井?dāng)?shù)(口)地層厚度(m)砂層厚度(m)夾層厚度(m)夾層個數(shù)長6212832.311.211.64長6312829.7108.23長6412825.5119.13

夾層在平面上分布也具有明顯的非均值性，受井點資料控制程度及測井解釋精度影響，主砂帶上夾層個數(shù)多，且以鈣質(zhì)致密夾層為主。長62小層主砂帶上夾層個數(shù)4～6個，夾層厚度整體大于4 m，在主砂帶上大于6 m；長63小層主砂帶上夾層個數(shù)2～6個，夾層厚度整體大于2 m，在主砂帶上大于4 m；長64夾層個數(shù)整體處于2～4個，夾層厚度2～4 m，開發(fā)區(qū)內(nèi)4～6 m。研究區(qū)的長62小層砂巖密度主要分布在0.2～0.6之間，長63小層砂巖密度主要分布在0.3～0.6之間、長64小層砂巖密度主要分布在0.3～0.5之間。

4儲層滲流特征

4.1相對滲透率特征

蒲家溝地區(qū)長6束縛水時含水飽和度為57.4%，束縛水時油相有效滲透率為0.184 mD；交點處時含水飽和度為68.2%，油水相對滲透率為0.293；殘余油時含水飽和度為81.8%，水相相對滲透率為0.619，兩相共滲區(qū)范圍24.4%，表現(xiàn)出中性偏親油的潤濕性特征(表6)。

4.2水驅(qū)油特征

長6儲層無水期驅(qū)油效率相對較低(32.1%)，但是各層最終驅(qū)油效率比較高(58.73%)，隨著注入倍數(shù)的增大，水驅(qū)油效率提高(表7)，注水開發(fā)長6驅(qū)油效率提高26.63%。采用注水開發(fā)均能取得獲得較高的采收率，比自然能量開發(fā)效果明顯。

5結(jié)語

(1)蒲家溝地區(qū)長6儲層以長石砂巖為主，巖屑含量相對較高，填隙物含量較高，以方解石、綠泥石膜為主，其次為水云母，含少量硅質(zhì)。

(2)長6儲層粒間孔、長石溶孔最為發(fā)育，其次為巖屑溶孔；長6儲層孔喉分選差，排驅(qū)壓力高，中值半徑小，退汞效率低。

(3) 研究區(qū)長6儲層為低孔超低滲儲層，儲層非均質(zhì)性強。

(4)蒲家溝地區(qū)長6儲層表現(xiàn)出中性偏親油的潤濕性特征；無水期驅(qū)油效率相對較低，但最終驅(qū)油效率比較高，隨著注入倍數(shù)的增大，水驅(qū)油效率提高。

表6　蒲家溝地區(qū)長6相對滲透率實驗數(shù)據(jù)表

表7　蒲家溝地區(qū)長6水驅(qū)油實驗數(shù)據(jù)表

參考文獻

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[收稿日期]2016-02-21

[作者簡介]陳瑋(1979-)，男，陜西延安人，工程師，主要從事石油地質(zhì)工作。

[中圖分類號]TE122.2+3

[文獻標(biāo)識碼]B

[文章編號]1004-1184(2016)03-0258-03