陰玲玲

(西北大學地質(zhì)學系，陜西西安 710069)

志丹油田正359井區(qū)延長組長6儲層特征

陰玲玲

(西北大學地質(zhì)學系，陜西西安 710069)

鄂爾多斯盆地三疊系延長組長6油藏為典型的特低滲透巖性油藏，儲層非均質(zhì)性強，巖性、物性、含油性在縱向上和橫向上變化較大。綜合運用巖石薄片、掃描電鏡及壓汞試驗等分析測試資料，對志丹油田正359井區(qū)延長組長6 儲層的巖石學特征、儲集空間類型及孔隙結構進行分析研究。結果表明，該區(qū)長6儲層為三角洲前緣沉積，主要為水下分流河道砂巖，巖性以灰色、灰綠色細粒長石砂巖為主，主要儲集空間為長石溶孔和溶蝕粒間孔；孔隙度平均為 10.20%，滲透率平均為 1.08 mD，平均孔喉直徑為0.86 μm，為典型的低孔微細喉型儲層。沉積相控制儲層砂體的發(fā)育，長石溶孔、溶蝕粒間孔及微裂縫改善了儲層的物性。

志丹油田；正359井區(qū)；儲層特征；主控因素

儲層是控制油氣富集和分布的重要因素，儲層特征研究是進行油氣勘探的重要環(huán)節(jié)，是低滲透油氣藏勘探開發(fā)的靈魂，也是油藏評價工作的重要組成部分，對儲層評價的結果將直接影響油藏評價的效果[1-9]。

志丹油田正359井區(qū)位于志丹縣旦八鎮(zhèn)北部，研究面積21.0 km2，區(qū)域上處于鄂爾多斯盆地陜北斜坡南部，區(qū)域構造為一平緩的西傾單斜，地層傾角小于1°，千米坡降為6～10 m，內(nèi)部構造簡單，局部發(fā)育有因巖性差異壓實作用而形成的低幅度鼻狀隆起。近年來，研究區(qū)南部正256井區(qū)、樊川區(qū)塊長4+5～長6、正446井區(qū)長8～長10以及北部寨科區(qū)長2、長4+5和長6都已經(jīng)取得了較大突破，潛力巨大，并進行了油藏評價、儲量計算與開發(fā)[10-12]。對于研究區(qū)延長組儲層，前人尚未對長6儲層進行精細系統(tǒng)的研究，影響了勘探開發(fā)。為進一步確定該區(qū)儲層特征，為下一步勘探開發(fā)整體部署，保障注水開發(fā)效果，提高主力油層采收率，實現(xiàn)長期穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)，很有必要對研究區(qū)延長組長6儲層開展儲層特征研究。

1 儲層巖石學特征

1.1 巖石學類型

根據(jù)薄片及掃面電鏡觀察和統(tǒng)計，志丹油田正359井區(qū)延長組長6儲層巖石類型主要為淺灰色、灰白色、灰褐色、灰綠色粉-細粒長石砂巖及中-細粒長石砂巖(圖1)；成分以長石為主，石英次之，暗色礦物少量，分選好，泥質(zhì)膠結，次棱磨圓，較疏松；整體具有礦物成熟度低、結構成熟度高、成巖作用強烈、致密砂巖儲集層的巖石學特征。

圖1 長6儲層砂巖成分三角圖Fig.1 The triangle chart of Chang-6 reservoir sandstone compositionⅠ.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

1.2 碎屑成分

薄片統(tǒng)計表明，研究區(qū)長6儲層碎屑成分主要以石英和長石為主，其次是黑云母和巖屑(表1)。碎屑成分中石英含量在17%～33%之間，平均為22.85%；長石含量為34%～63%，平均為47.70%，長石為鉀長石和斜長石，鉀長石的含量一般大于斜長石，但不超過15%。巖屑類型以變質(zhì)巖和巖漿巖巖屑為主，巖屑含量為3%～9%，平均為3.90%；黑云母含量為2%～18%，平均為8.52%。碎屑礦物一般定向排列，個別石英顆粒具有次生加大現(xiàn)象，長石風化中等-深，常見方解石交代長石和巖屑并充填了部分孔隙。部分顆粒具有微裂縫。

表1 碎屑成分統(tǒng)計表Table 1 Statistics of detrital composition

1.3 填隙物成分

研究區(qū)長6儲層填隙物以自生礦物為主，主要為云母、綠泥石、方解石和白云石，含少量黃鐵礦、硅質(zhì)及長英質(zhì)，部分樣品含雜基。填隙物中云母的含量在0～8%，綠泥石含量為0～7%，方解石含量為0～23%，白云石的含量為0～15%，還含有少量的石英加大和長石加大。黏土礦物以綠泥石含量最高，高嶺石次之，伊利石和伊蒙混層最少(表2)。

表2 黏土礦物含量統(tǒng)計表Table 2 Statistics of clay mineral content

各層組自生礦物產(chǎn)狀相同，綠泥石為孔隙襯邊產(chǎn)狀，圍繞顆粒分布；方解石和鐵白云石為孔隙充填產(chǎn)狀，在砂巖中呈斑狀分布；高嶺石呈不規(guī)則的微晶集合體充填在孔隙中，硅質(zhì)及長石質(zhì)以加大邊產(chǎn)狀為主。

伊蒙混層黏土礦物在分析的樣品中為較常見的黏土礦物，呈顆粒表面襯墊狀產(chǎn)出(圖2a)，圍繞顆粒表面包裹生長，呈片狀或帶狀不規(guī)則分布于顆粒表面或孔壁(圖2b)，使孔隙部分充填和使孔隙喉道變窄。

掃描電鏡下伊利石普遍呈外形不規(guī)則的薄片狀，絲狀集合體(圖3a、3b)，多呈填隙狀和塔橋狀出現(xiàn)。電鏡觀察發(fā)現(xiàn)，伊利石主要以兩種形式出現(xiàn)：一是常與微晶石英、伊蒙混層等礦物共生，二是與溶蝕長石相伴生。從產(chǎn)狀及其與其他礦物的共生關系看，其成因可能與黏土礦物的轉(zhuǎn)化和長石的溶蝕有關。

圖2 伊蒙混層掃描電鏡Fig.2 SEM of illite mixed layer

圖3 伊利石掃描電鏡Fig.3 SEM of illite

圖4 高嶺石掃描電鏡Fig.4 SEM of kaolinite

圖5 綠泥石掃描電鏡Fig.5 SEM of chlorite

掃描電鏡下高嶺石礦物出現(xiàn)的頻率很高，其呈書頁狀(圖4a)或者蠕蟲狀集合體(圖4b)。大小為30～50 μm，單片狀厚度不超過1 μm，長度約10 μm，孔隙充填狀產(chǎn)出。

綠泥石是區(qū)內(nèi)儲層重分布最為普遍、含量最高的黏土礦物，鏡下觀察常表現(xiàn)為葉片狀。主要以兩種形式出現(xiàn)：一是呈襯墊式繞顆粒生長(圖5a)，二是呈填隙狀產(chǎn)出。填隙狀產(chǎn)出時，常與伊利石、高嶺石等共生(圖5b)。

2 儲層物性特征

儲層物性研究是油藏描述工作中儲層研究的重要內(nèi)容之一[1-13]。通常用孔隙度、滲透率等參數(shù)來表征儲層物性。定量研究儲層物性參數(shù)，研究其平面及垂向的變化規(guī)律，對于研究儲層的沉積相、儲層非均質(zhì)性及儲量計算、儲層綜合評價等有著重要意義，也是剩余油分布及油水運動規(guī)律研究的基礎。

本次主要采用實測的420個砂巖樣品的物性數(shù)據(jù)來分析孔、滲的變化規(guī)律(表3)。長6儲層孔隙度一般介于0.9%～18.6%之間，滲透率一般介于0.02～7.82 mD之間。

表3 儲層物性統(tǒng)計表Table 3 Statistics of reservoir physical property

其中長61儲層孔隙度一般為0.9%～18.6%，平均為11.9%，主要分布在8%～16%，占樣品總數(shù)的82%；滲透率一般為0.02～7.82 mD，平均為1.61 mD，主要分布在0.02～3.00 mD區(qū)間(圖6)。長62儲層孔隙度一般為1.82%～12.7%，平均為8.9%，主要分布在6%～12%，占樣品總數(shù)的78%；滲透率一般為0.08～5.26 mD，平均為0.93 mD，主要分布在0.08～1.00 mD區(qū)間(圖7)；其中孔隙度最大值主要分布在3210-11井區(qū)和3396-6井區(qū)，滲透率最大值分布在3210-11井區(qū)。長63儲層孔隙度一般為5.16%～12.70%，平均為9.9%，主要分布在6%～14%，占樣品總數(shù)的92%；滲透率一般為0.07～4.45 mD，平均為0.93 mD，主要分布在0.25～1.00 mD區(qū)間(圖8)；其中孔隙度最大值主要分布在3445-2井區(qū)，滲透率最大值分布在3210-11井區(qū)。長64儲層孔隙度一般為4.78%～14.61%，平均為10.10%，主要分布在8%～12%；滲透率一般為0.77～1.19 mD，平均為0.91 mD，主要分布在0.6～3.0 mD區(qū)間(圖9)；其中孔隙度最大值主要分布在3444-2井區(qū)，滲透率最大值分布在3274-4井區(qū)。

圖6 長61孔隙度及滲透率頻率分布圖Fig.6 Chang-61 frequency distribution of porosity and permeability

圖7 長62孔隙度及滲透率頻率分布圖Fig.7 Chang-62 frequency distribution of porosity and permeability

圖8 長63孔隙度及滲透率頻率分布圖Fig.8 Chang-63 frequency distribution of porosity and permeability

圖9 長64孔隙度及滲透率頻率分布圖Fig.9 Chang-64 frequency distribution of porosity and permeability

3 儲層孔隙結構

3.1 孔隙類型

根據(jù)研究區(qū)巖石的薄片、鑄體薄片和掃描電鏡等資料分析，研究區(qū)儲層發(fā)育多種孔隙類型，主要有粒間孔、長石溶孔、巖屑溶孔、濁沸石溶孔及裂隙孔等，其中以粒間孔和各種溶孔為主，少量的裂隙孔(表4、圖10)。溶孔的含量大于粒間孔(表4)。

圖10 研究區(qū)儲層發(fā)育孔隙類型Fig.10 The reservoir pore types in study areaa.裂縫孔(正134井)；b.長石溶蝕(正354-4井)；c.粒間孔(正215-2井)；d.粒內(nèi)孔(正298-3井)

層位樣品數(shù)儲集空間粒間孔/%溶孔/%裂隙孔/%面孔率/%長612224．322．00．144．6長62622．525．80．004．8長63222．530．01．505．5長64240．025．02．506．5

3.2 孔隙結構特征

儲層孔隙結構特征是指孔隙及連通孔隙的喉道大小、形狀、連通情況、配置關系及其演化特征，由孔隙和喉道組成[14-15]。目前研究儲層孔隙結構最常用是壓汞毛管壓力，它是獲得孔喉特征和孔喉分布的一種強有力的手段，其中最能直接反映砂巖孔隙結構的幾個參數(shù)是：最大排驅(qū)壓力、中值壓力、中值半徑、歪度、分選系數(shù)、變異系數(shù)、最大進汞飽和度Sg(%)、退汞效率(%)[16]。

根據(jù)本區(qū)砂巖儲層的薄片和壓汞資料分析，長6儲層平均孔喉直徑為0.02～2.50 μm，平均為0.86 μm。儲層排驅(qū)壓力為0.15～12.0 MPa，平均為5.6 MPa；毛細管中值壓力為0.73～100.48 MPa，平均為54.88 MPa；平均孔喉半徑為0.01～1.25 μm，平均為0.43 μm；分選系數(shù)為0.25～0.93，平均為0.56；孔隙度在1.86%～14.43%，平均為7.6%；滲透率為0.01～6.06 mD，平均為2.79 mD；最大進汞飽和度為50.03%～93.89%，平均為70.79%；孔隙結構系數(shù)為0～0.46，平均為0.17；退汞效率為19.64%～34.61%，平均為26.87%(表5)。根據(jù)孔喉的分級標準[17]，長6儲層孔隙結構復雜，孔喉直徑小，物性差，分選系數(shù)小，屬于低孔微細喉型儲層。

4 儲層發(fā)育主控因素

4.1 水下分流河道對儲層的控制

不同沉積微相砂體在儲集性能上存在明顯差異，三角洲前緣水下分流河道砂體的孔隙度及滲透率均高于其他沉積微相的砂體。正359井區(qū)塊長6儲層屬三角洲前緣沉積體系，水下分流河道砂體不斷遷移、擺動形成多期復合河道砂體的疊加，沉積物粒度相對較粗，結構成熟度較高，為形成良好的儲集空間提供基礎[18]。

4.2 綠泥石環(huán)邊膠結-長石溶孔和溶蝕粒間孔相提供儲集空間

長6儲層以長石溶孔和溶蝕粒間孔為主，同時發(fā)育粒間孔、長石溶孔、巖屑溶孔、濁沸石溶孔及裂隙孔等。綠泥石環(huán)邊膠結物使得儲層的抗壓能力得到加強，進而為長石溶孔的發(fā)育和溶蝕粒間孔的生成提供了有利條件[19]。在綠泥石環(huán)邊膠結-長石溶孔和溶蝕粒間孔相發(fā)育的區(qū)域，有孔喉中值半徑大且連通性好、排驅(qū)壓力低、孔隙度和滲透率較大的特點，為油氣儲集提供良好的儲集場所和運移通道。

4.3 裂縫的發(fā)育對儲層物性的影響

裂縫的形成除與構造作用有關外，還與成巖作用有關。在成巖作用期間，由于壓實作用、礦物重結晶作用等的發(fā)生，礦物顆粒發(fā)生收縮和膨脹以及礦物顆粒間的重新組合與排列，可以產(chǎn)生一些微裂縫。有些微裂縫中進一步發(fā)生溶蝕可以形成溶蝕縫，這些微裂縫及溶蝕縫使儲層孔隙得以溝通，滲透性增強。對微裂縫發(fā)育井段對應的物性數(shù)據(jù)進行統(tǒng)計表明，微裂縫發(fā)育的地方所對應的孔隙度平均值為10.70%、滲透率平均值為2.20 mD，其值大多接近于或者大于平均值。因此，微裂縫對于儲集層滲透率的提高有一定的積極作用。

表5 壓汞參數(shù)表Table 5 Parameters of mercury injection

5 結論

(1)研究區(qū)三疊系延長組長6儲層巖石類型主要為長石砂巖，碎屑成分以長石和石英為主，其次為黑云母和巖屑。碎屑顆粒之間以線接觸和點-線接觸為主，局部可見點接觸。膠結類型主要為孔隙式膠結、薄膜式膠結、薄膜-孔隙式膠結和加大-孔隙式膠結。

(2)儲層儲集空間主要為孔隙，孔隙類型以溶蝕粒間孔和長石溶孔為主，少量的裂隙孔。平均孔喉直徑為0.86 μm，孔隙度平均為10.2%，滲透率平均為1.08 mD，屬于低孔微細喉型儲層。

(3)長6儲層砂體發(fā)育受三角洲前緣水下分流河道控制顯著，且綠泥石環(huán)邊和長石溶孔相對發(fā)育，良好的孔隙度和滲透率條件為油氣儲集提供了良好的儲集場所和運移通道。微裂縫對于儲集層滲透率的提高有一定的積極作用。

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CharacteristicsofChang-6ReservoirofYanchangFormationinZheng-359WellAreainZhidanOilfield

Yin Lingling

(DepartmentofGeology,NorthwestUniversity,Xi＇an,Shaanxi710069,China)

The Chang-6 oil reservoir of Triassic Yanchang formation in Ordos basin is defined as a typical extra-low-per-meability lithologic reservoir, which has strong heterogeneity and varies greatly in lithology, physical property and oiliness horizontally and vertically. Using scanning electron microscopy, rock thin section and pressure mercury experiment, we analyzed the petrology characteristics, the type of reservoir space and pore structure. Results indicated that the Chang-6 reservoir is delta front sedimentary. The lithology is dominated by gray, gray-green fine feldspathic sandstone, the reservoir space is feldspar dissolved pore and dissolved intergranular pore; the average porosity was 10.20%, the average permeability was 1.08 mD, and the average diameter of pore throat was 0.86μm. It is considered as a typical low-porosity and micro-fine throat reservoir. The sand body of reservoir are controlled by the sedimentary facies, the physical properties of reservoirs are improved by the the feldspar dissolved pores, the intergranular dissolution pores and microcracks.

Zhidan oilfield; Zheng-359 well area; reservoir characteristics; main controlling factors

陰玲玲(1982—)，女，在讀碩士，現(xiàn)主要從事儲層沉積學、油氣開發(fā)方面的研究。郵箱：3082650056@qq.com.

TE122

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