潘李輝，李曉明，曹磊

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鄂爾多斯盆地吳倉(cāng)堡油區(qū)延長(zhǎng)組的儲(chǔ)層特征研究

潘李輝1，李曉明2*，曹磊3

（1. 西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系，陜西 西安 710069；2. 延長(zhǎng)石油（集團(tuán)）管道運(yùn)輸公司，陜西 延安 716000； 3. 延長(zhǎng)油田股份有限公司工程造價(jià)管理中心，陜西 延安 716000）

通過對(duì)吳倉(cāng)堡油區(qū)延長(zhǎng)組巖心常規(guī)薄片、鑄體薄片及測(cè)井資料等綜合研究認(rèn)為，該區(qū)延長(zhǎng)組儲(chǔ)層物性以特低孔、特低滲為典型特征；孔隙類型復(fù)雜，以粒間孔為主；儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，從長(zhǎng)2至長(zhǎng)10，排驅(qū)壓力依次升高。該研究為提高區(qū)內(nèi)油氣產(chǎn)能水平和水驅(qū)采收率提供一定幫助。

儲(chǔ)層物性；孔隙類型；非均質(zhì)性；排驅(qū)壓力

我國(guó)油田多以中生界陸相碎屑巖儲(chǔ)層為主，具有較高的非均質(zhì)性，采收率多數(shù)達(dá)不到理想效果。近年來(lái)，隨著陸上油氣勘探程度的提高和石油資源需求的增長(zhǎng)，開始聚焦對(duì)三疊系儲(chǔ)層的勘探開發(fā)[1]。眾所周知，儲(chǔ)層物性和非均質(zhì)性是影響油氣聚集和分布的重要因素。吳倉(cāng)堡油區(qū)作為鄂爾多斯盆地內(nèi)重要的含油氣區(qū)塊，主力產(chǎn)油層以侏羅系延安組和三疊系延長(zhǎng)組為主。本文針對(duì)區(qū)內(nèi)延長(zhǎng)組這一重要儲(chǔ)層進(jìn)行了詳細(xì)的研究，為該區(qū)域三疊系儲(chǔ)層的綜合評(píng)價(jià)提供地質(zhì)依據(jù)[2-5]。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

圖1-1 吳倉(cāng)堡油區(qū)地理位置圖

吳倉(cāng)堡油區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中段（圖1-1）。盆地邊緣斷裂褶皺較發(fā)育，內(nèi)部結(jié)構(gòu)相對(duì)簡(jiǎn)單，地層平緩。在區(qū)域構(gòu)造上，研究區(qū)整體表現(xiàn)為西傾單斜，坡度僅1°左右，平均坡降6～8 m/km，是盆地油氣富集區(qū)之一[6]。

2 巖石學(xué)特征

通過對(duì)吳倉(cāng)堡油區(qū)延長(zhǎng)組各油層組的巖心觀察、薄片鑒定認(rèn)為，其巖性主要以含鈣細(xì)粒巖屑長(zhǎng)石砂巖為主。各組份含量顯示（圖2-1）：砂巖儲(chǔ)層中長(zhǎng)石含量較高，介于35%~56.2%之間，均值約為43.7%，石英總體含量約為18%~34.4%，均值為25.0%，巖屑含量約為19.0%，表明該區(qū)砂巖組份成熟度較差；砂巖碎屑以細(xì)粒結(jié)構(gòu)為主，粒徑介于0.23~0.34 mm，磨圓、分選中等，并未遭受嚴(yán)重風(fēng)化，以孔隙式膠結(jié)為主，顆粒間多為線狀接觸，具低結(jié)構(gòu)成熟度；巖屑中云母最為普遍，以條帶狀與細(xì)砂巖互層且集中發(fā)育。填隙物含量介于10%~23.5%之間，均值約為13.7%，膠結(jié)物成分以方解石和白云石為主（17.8%），長(zhǎng)英質(zhì)含量較少，常見瀝青質(zhì)及黃鐵礦等，雜基中以以綠泥石等粘土礦物為代表。

圖2-1 吳倉(cāng)堡油區(qū)塊延9-長(zhǎng)9儲(chǔ)層砂巖組分三角圖

3 儲(chǔ)層的物性特征

儲(chǔ)層物性特征是儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能研究的關(guān)鍵內(nèi)容，孔隙度和滲透率可以最直觀表達(dá)儲(chǔ)集的物性特征。本文利用巖心資料及測(cè)井資料二次解釋對(duì)延長(zhǎng)組儲(chǔ)層物性進(jìn)一步分析。

表3-1 砂巖巖心物性統(tǒng)計(jì)表

層位井?dāng)?shù)（口）樣品數(shù)（個(gè)）孔隙度,%滲透率/mD儲(chǔ)層分類 區(qū)間值平均值區(qū)間值平均值 長(zhǎng)22511.3-14.112.60.245-4.5921.19低孔、特低滲 長(zhǎng)6111742.5-14.88.20.053-31.730.39特低孔、特低滲 長(zhǎng)73354.0-11.45.00.047-0.9380.26特低孔、特低滲 長(zhǎng)83441.8-5.62.90.051-5.1230.22特低孔、特低滲 長(zhǎng)93154.5-10.36.00.048-0.3590.14特低孔、特低滲 延長(zhǎng)組平均222732.0-14.86.90.047-5.1230.44特低孔、特低滲

表3-2 孔隙度縱向分布直方圖

地層組油層組代表井?dāng)?shù) 延長(zhǎng)組長(zhǎng)26 長(zhǎng)31 長(zhǎng)4+565 長(zhǎng)665 長(zhǎng)765 長(zhǎng)865 長(zhǎng)960 長(zhǎng)1030 合計(jì)平均65

表3-3 孔隙度縱向分布直方圖

地層組油層組代表井?dāng)?shù) 延長(zhǎng)組長(zhǎng)26 長(zhǎng)31 長(zhǎng)4+565 長(zhǎng)665 長(zhǎng)765 長(zhǎng)865 長(zhǎng)960 長(zhǎng)1030 合計(jì)平均65

3.1 巖心物性分析

對(duì)吳倉(cāng)堡油區(qū)長(zhǎng)2、長(zhǎng)6、長(zhǎng)7、長(zhǎng)8和長(zhǎng)9油層組巖心研究顯示（表3-1），孔隙度介于1.8%~14.8%，均值為6.9%，滲透率為0.047~31.73 mD，均值為0.44 mD?？紫抖群蜐B透率相關(guān)性較好。綜合研究認(rèn)為，區(qū)內(nèi)延長(zhǎng)組砂巖物性普遍具有特低孔、特低滲的特點(diǎn)。

3.2 測(cè)井解釋物性

利用測(cè)井資料對(duì)該區(qū)65口井的砂巖物性進(jìn)行二次分析研究，砂體的測(cè)井物性統(tǒng)計(jì)顯示(表3-2，3-3)，區(qū)內(nèi)延長(zhǎng)組孔隙度介于6.1%~11.7%，均值為7.71%；滲透率介于0.31~1.17 mD，均值為0.51 mD。測(cè)井資料同樣得出吳倉(cāng)堡油區(qū)延長(zhǎng)組巖物性具有特低孔、特低滲的特點(diǎn)。

孔隙度和滲透率縱向分布直方圖顯示（表3-2，3-3），長(zhǎng)2-長(zhǎng)10油層組的物性由好變差。測(cè)井資料解釋結(jié)果與巖心物性分析結(jié)果一致，均表明吳倉(cāng)堡油區(qū)延長(zhǎng)組砂體為特低孔、特低滲儲(chǔ)層。

圖4-1 中值半徑與排驅(qū)壓力交匯圖

4 儲(chǔ)層孔隙類型與孔隙結(jié)構(gòu)

4.1 孔隙類型

對(duì)區(qū)內(nèi)長(zhǎng)1-長(zhǎng)9巖心的常規(guī)薄片和鑄體薄片的鑒定資料分析研究，結(jié)合前人研究發(fā)現(xiàn)[9]：本區(qū)延長(zhǎng)組砂巖儲(chǔ)層孔隙類型以粒間孔為主，粒內(nèi)孔、鑄?？缀烷L(zhǎng)石溶孔次之，少量裂隙孔。長(zhǎng)2、長(zhǎng)7、長(zhǎng)9油層組的粒間孔介于53%~66%，面孔率介于8.0%~8.4%；長(zhǎng)4+5油層組粒間孔介于37%~40%，面孔率介于7.2%~7.7%，無(wú)裂隙孔；長(zhǎng)8油層組的粒間孔介于17%~31%，面孔率介于3.5%~5.0%，裂隙孔約17%~27%。

4.2 孔隙結(jié)構(gòu)

通過對(duì)區(qū)內(nèi)長(zhǎng)9油層組巖心壓汞數(shù)據(jù)及長(zhǎng)6油層組毛細(xì)管壓力數(shù)據(jù)分析認(rèn)為，該區(qū)砂巖儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)可分為Ⅰ級(jí)、Ⅱ級(jí)和Ⅲ級(jí)孔隙結(jié)構(gòu)。其中，Ⅰ級(jí)孔隙結(jié)構(gòu)喉道中值半徑＞0.22 μm，喉道較粗，喉峰值范圍基本維持在0.63～2.5 μm之間，儲(chǔ)層的排驅(qū)壓力＜0.8 MPa，儲(chǔ)層的滲透率＞1 mD，屬低排驅(qū)壓力-較細(xì)喉道型；Ⅱ級(jí)孔隙結(jié)構(gòu)喉道中值半徑＜0.22 μm，喉道較細(xì)，喉峰值介于0.25～0.63 μm，儲(chǔ)層排驅(qū)壓力較小，滲透率介于0.1～1 mD，屬低排驅(qū)壓力-細(xì)喉道型；Ⅲ級(jí)孔隙結(jié)構(gòu)相比I級(jí)喉道更細(xì)，達(dá)到微細(xì)（＜0.1 μm），而喉峰值僅介于0.04～0.25μm，儲(chǔ)層排驅(qū)壓力較強(qiáng)，滲透率較低，屬高排驅(qū)壓力—微細(xì)喉道型。以上3類孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)應(yīng)的儲(chǔ)層物性逐漸變差，排驅(qū)壓力依次升高。

5 儲(chǔ)層非均質(zhì)性

儲(chǔ)層非均質(zhì)性影響著油氣藏的有效開發(fā)，可造成油氣開發(fā)過程中采收率降低等現(xiàn)象[10]。通過對(duì)儲(chǔ)層非均質(zhì)性的研究來(lái)提高油氣采收率尤為重要。本次研究主要針對(duì)研究區(qū)儲(chǔ)層層內(nèi)和層間的非均質(zhì)性及相互關(guān)系進(jìn)行詳細(xì)研究。

表5-1 分析層內(nèi)非均質(zhì)性統(tǒng)計(jì)表

層位代表井?dāng)?shù)(口)樣品數(shù)滲透率/mD級(jí)差突進(jìn)系數(shù)變異系數(shù)綜合評(píng)價(jià) （個(gè)）最大值最小值平均值 長(zhǎng)2140.4760.2630.3731.811.280.93不均質(zhì)不均質(zhì) 長(zhǎng)6115530.5060.1210.2886.321.890.70較均質(zhì) 長(zhǎng)61233673.6680.0855.1811482.3910.323.76極不均質(zhì) 長(zhǎng)621291.1990.1170.44217.542.700.96不均質(zhì) 長(zhǎng)6223231.0710.0570.41520.422.800.93不均質(zhì) 長(zhǎng)63123010.1430.0551.089256.166.381.75極不均質(zhì) 長(zhǎng)632260.1780.1460.1631.361.130.12較均質(zhì)較均質(zhì) 長(zhǎng)6422120.2690.0440.1236.131.970.53較均質(zhì) 長(zhǎng)6532131.8810.0530.40736.544.031.30不均質(zhì) 長(zhǎng)723350.5800.0540.23410.862.560.69較均質(zhì) 長(zhǎng)8122260.3710.0510.1296.882.660.67較均質(zhì) 長(zhǎng)813130.3370.0790.2004.251.690.53較均質(zhì) 長(zhǎng)8211146.3660.0350.582180.3510.942.76極不均質(zhì) 長(zhǎng)913120.0980.0560.0771.751.270.27較均質(zhì) 長(zhǎng)9222130.2320.0980.1432.171.510.25較均質(zhì) 總計(jì)平均2796.4920.0880.0656135.663.541.08不均質(zhì)

5.1 儲(chǔ)層的層內(nèi)非均質(zhì)性

層內(nèi)非均質(zhì)性是指儲(chǔ)層內(nèi)單一砂層各種性質(zhì)的垂向分布情況，是直接控制和影響單砂體水淹厚度和層內(nèi)剩余油的關(guān)鍵因素[11]。通過對(duì)區(qū)內(nèi)36口井巖心樣品分析研究表明，油層組滲透率級(jí)差，介于1.36~1482.39，均值為135.66，突進(jìn)系數(shù)和變異系數(shù)分別介于1.13~10.94和0.12~3.76，均值分別為3.54和1.08（表5-1）。其中，延長(zhǎng)組長(zhǎng)2-長(zhǎng)631變異系數(shù)與滲透率正相關(guān)，變異系數(shù)介于0.70~3.76，屬不均質(zhì)-極不均質(zhì)層；延長(zhǎng)組的長(zhǎng)632-長(zhǎng)922變異系數(shù)介于0.12~2.76，屬不均質(zhì)-較均質(zhì)層。

5.2 層間非均質(zhì)性

層間非均質(zhì)性是指儲(chǔ)層在縱向上的非均質(zhì)性分布，具體表現(xiàn)為不同沉積環(huán)境下形成的砂體在垂向上的不均等展布[12]。層間非均質(zhì)性是油田注水開發(fā)過程中層間干擾的重要因素，主要受沉積微相控制下儲(chǔ)層的影響。

區(qū)內(nèi)65口井巖心的非均質(zhì)性參數(shù)顯示（表5-2），延長(zhǎng)組各油層組非均質(zhì)性層間及小層的滲透率級(jí)差介于6.38~57.80，均值為26.52；突進(jìn)系數(shù)和變異系數(shù)分別介于2.20~11.53和0.44~1.99。其中，延長(zhǎng)組長(zhǎng)4+5-長(zhǎng)6油層組突進(jìn)系數(shù)介于2.29-7.78，變異系數(shù)介于0.54~1.15，屬較均質(zhì)-不均質(zhì)層；延長(zhǎng)組長(zhǎng)7-長(zhǎng)10油層組突進(jìn)系數(shù)介于2.64~11.53，變異系數(shù)介于0.58~1.99，屬較不均質(zhì)-極不均質(zhì)層。

6 結(jié) 論

（1）吳倉(cāng)堡油區(qū)延長(zhǎng)組砂體的碎屑成分中長(zhǎng)石+巖屑含量占一半以上，石英含量較少，砂巖組份成熟度差；砂巖碎屑粒徑較細(xì)，磨圓、分選較差，以孔隙式膠結(jié)為主，顆粒間主要為線狀接觸，結(jié)構(gòu)成熟度較低；膠結(jié)物以方解石和白云石為主，雜基以粘土礦物為主。

（2）巖心分析和測(cè)井資料二次解釋得出結(jié)論一致：區(qū)內(nèi)延長(zhǎng)組整體為特低孔、特低滲儲(chǔ)層，非均質(zhì)性較強(qiáng)，驅(qū)油效率低，開采困難；儲(chǔ)層孔隙類型以粒間孔為主，孔隙結(jié)構(gòu)分別為低排驅(qū)壓力-較細(xì)喉道型、低排驅(qū)壓力-細(xì)喉道型和高排驅(qū)壓力-微細(xì)喉道型3種類型，排驅(qū)壓力依次升高。

表5-2 層間滲透率非均質(zhì)參數(shù)表

組油層組亞油組小層代表井?dāng)?shù)/口滲透率/mD級(jí)差突進(jìn)系數(shù)變異系數(shù)綜合評(píng)價(jià) 最大值最小值平均值 延長(zhǎng)組長(zhǎng)4+51651.230.120.3410.503.650.48較均質(zhì)較均質(zhì) 2650.850.100.328.782.690.61較均質(zhì) 1.040.110.3319.742.850.61較均質(zhì) 長(zhǎng)611631.690.110.4115.364.160.76不均質(zhì) 2610.860.100.278.603.130.54較均質(zhì) 21642.90.070.3939.557.431.15不均質(zhì) 2651.230.050.2924.604.170.60較均質(zhì) 31651.060.100.3110.993.370.44較均質(zhì) 2642.670.110.3424.277.780.92不均質(zhì) 41630.660.090.297.762.290.76不均質(zhì) 2631.170.130.299.004.030.50較均質(zhì) 3551.000.10.2811.763.590.61較均質(zhì) 合計(jì)平均1.470.090.3213.204.440.70較均質(zhì) 長(zhǎng)71612.300.110.3320.867.010.96不均質(zhì)不均質(zhì) 2532.810.050.3356.248.551.58極不均質(zhì) 3575.780.100.5157.8011.241.99極不均質(zhì) 合計(jì)平均3.630.090.3937.035.810.94不均質(zhì) 長(zhǎng)811631.810.120.3415.065.280.91不均質(zhì) 2620.680.110.266.382.640.58較均質(zhì) 3601.530.060.2925.445.350.71較均質(zhì) 21571.700.060.3428.334.951.21不均質(zhì) 2541.200.050.3224.003.780.80不均質(zhì) 3502.150.050.5143.004.221.27不均質(zhì) 合計(jì)平均1.510.070.3430.195.761.11不均質(zhì) 長(zhǎng)911594.790.110.5343.558.981.55極不均質(zhì) 2606.000.090.5266.6711.531.56極不均質(zhì) 3574.610.130.4735.469.711.39極不均質(zhì) 21552.610.090.4529.005.781.03不均質(zhì) 2442.750.090.4730.505.891.09不均質(zhì) 3361.930.140.3914.304.941.01不均質(zhì) 合計(jì)平均3.780.110.4727.316.731.20不均質(zhì) 長(zhǎng)1011302.020.160.7312.632.770.68較均質(zhì) 2285.600.150.6437.338.741.54極不均質(zhì) 3295.600.220.6225.178.971.56極不均質(zhì) 4276.780.130.6951.369.761.80極不均質(zhì) 小計(jì)平均5.000.170.6731.627.031.26不均質(zhì) 延長(zhǎng)組總計(jì)平均2.740.110.4226.525.440.97不均質(zhì)

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[12]謝青，王建民，時(shí)圣彪. 鄂爾多斯盆地太陽(yáng)灣油區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層非均質(zhì)性研究[J]. 巖性油氣藏，2015(04)：61-67.

Study on Reservoir Characteristics of Yanchang Formation in Wucangpu Area, Ordos Basin

1,23

(1.Department of Geology, Northwestern University，Shaanxi Xi'an 710069，China;2. Yanchang Petroleum (Group) Pipeline Transportation Company，Shaanxi Xi'an 710069，China;3. Yanchang Oilfield Co.,Ltd. Project Cost Management Center, Shaanxi Xi'an 710069,China)

Reservoir characteristics of Yanchang formation in Wucangpu area were studied based on core, casting thin section and logging data. The results show that Yanchang formation reservoir has the typical characteristics of extra low porosity and extra low permeability. Its pore types are complex, and are mainly intergranular pore. Reservoir heterogeneity is strong, in the range of Chang2~Chang10, and the displacement pressure increases in turn. The study can provide some help to improve oil and gas production capacity and water flooding recovery.

reservoir physical property；pore type；heterogeneity；displacement pressure

2017-05-06

潘李輝（1992-），女，西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系碩士研究生，河南省漯河市人，研究方向：主要從事沉積儲(chǔ)層方面研究。

李曉明（1982-），男，助理工程師，研究方向：主要從事油氣田開發(fā)工作。郵箱：434619960@qq.com。

TE122

A

1004-0935（2017）07-0648-05