陳建文,段驍宸,吳德志,曾鳳凰

(中石油長慶油田分公司第十二采油廠，陜西 西安 710200)

寧縣地區(qū)長6油層組儲層特征研究

陳建文,段驍宸,吳德志,曾鳳凰

(中石油長慶油田分公司第十二采油廠，陜西 西安 710200)

史維 (長江大學工程技術學院，湖北 荊州 434020)

通過對測錄井、巖石薄片、物性測試等資料的整理分析，深入研究了寧縣地區(qū)長6油層組儲層特征及其控制因素。研究表明，區(qū)內長6油層組碎屑巖巖性主要為巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖；物性相對較差，為低孔-特低孔、超低滲儲層；主要控制因素為沉積作用和成巖作用。

儲層特征；控制因素；長6油層組；寧縣地區(qū)；鄂爾多斯盆地

圖1 寧縣區(qū)域位置圖

圖2 長6油層組砂巖巖石類型三端元圖

鄂爾多斯盆地北起陰山，南抵秦嶺，東迄呂梁山，西達騰格里沙漠，作為我國第二大沉積盆地，面積約37×104km2，地跨陜、甘、寧、蒙、晉5個省區(qū)。盆地可劃分為北部伊盟隆起西緣沖斷構造帶、南部渭北隆起、西部天環(huán)坳陷帶、東部陜北斜坡帶和晉西撓褶帶6個一級構造單元[1，2]。研究區(qū)位于鄂爾多斯盆地南部(圖1)，占地面積4600km2，縱向上含油層系多,油水關系相對較復雜，儲層特征不清，控制因素不明，嚴重制約了該區(qū)的油氣勘探與開發(fā)。

研究區(qū)主力層段長6油層組可細分為3個油層，長61油層、長62油層、長63油層[3]，通過整理測錄井、薄片鑒定、物性測試等資料，對其儲層特征進行了深入剖析，明確儲層控制因素，旨在為后續(xù)勘探開發(fā)提供理論指導。

1 巖石特征

寧縣地區(qū)長6油層組巖石碎屑顆粒中長石體積分數為8.2%～58.5%(平均為22.94%)，石英體積分數為18%～60%(平均為41.4%)，巖屑體積分數為9.5%～40.8%(平均為20.54%)，主要發(fā)育巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖，并伴有少量的巖屑砂巖和長石砂巖(圖2)，其中巖屑以白云巖、石英巖為主。巖石組構特主要為極細-細粒，分選基本為中等，個別小層分選差，磨圓度主要為次棱角狀，點-線接觸作為主要的接觸方式，膠結類型主要是孔隙式膠結。由于研究區(qū)砂巖顆粒細，碎屑含量多，砂巖填隙物類型較為多樣，但總體以自生黏土礦物和碳酸鹽膠結物為主，其次為硅質膠結物。黏土礦物主要以水云母為主，其次為綠泥石。碳酸鹽膠結物以鐵方解石、鐵白云石為主。

2 物性特征

研究區(qū)長6油層組儲層物性總體較差，平面上分布特征各有不同，在各油層中孔隙度和滲透率分布區(qū)間存在一定差異。但總體上來看，長61、長62、長63油層儲層物性基本相似，最大值略有不同。

長63油層儲層孔隙度為1.15%～23.41%(平均8.30%)，集中分布于6.0%～10%之間；滲透率為0.01～0.74mD(平均0.10mD)，主要分布于0.1～0.3mD之間。長62油層儲層孔隙度主要分布于8.0%～10.0%之間，占比約為32.46%，其次分布在6.0%～8.0%，占比約為29.82%，平均孔隙度8.42%；滲透率主要分布于0.1～0.3mD之間，大于0.3mD的樣品較少，占比約為7.90%，平均0.13mD。長61油層砂體不發(fā)育，儲層樣品較其他層位少，該段孔隙度分布在2.24%～12.78%(平均8.57%)，集中分布于8.0%～10.0%，占比約為36.84%；滲透率分布于0.01～0.78mD(平均0.16mD)。綜上，長6油層組儲集砂體主要為低孔-特低孔、超低滲儲層。

3 孔隙類型及結構特征

3.1孔隙類型

通過薄片分析發(fā)現，寧縣地區(qū)長6油層組儲層孔隙可見粒間溶孔、粒間孔、長石溶孔、巖屑溶孔、晶間孔、微裂隙等，其中，粒間孔、長石溶孔、巖屑溶孔的體積分數相對較高(表1)。

表1 研究區(qū)長6油層組砂巖孔隙類型統(tǒng)計表

3.2孔隙結構特征

通過對區(qū)內孔隙結構參數測試結果(表2)的分析，將研究區(qū)砂巖毛細管壓力曲線特征劃分為3種類型。

表2 研究區(qū)長6油層組孔隙結構參數統(tǒng)計表

1)Ⅰ型壓汞曲線 該類壓汞曲線門檻壓力平均為0.92MPa，主要分布在0.39～1.52MPa；最大進汞飽和度平均為79%，儲層分選較好，曲線有明顯的平臺段；中值壓力平均為6.93MPa；退汞效率平均為26.6%；物性相對較好，平均孔隙度為11.1%，平均滲透率為0.14mD。該類壓汞曲線主要出現在長63油層中(圖3(a))。

2)Ⅱ型壓汞曲線 該類壓汞曲線在研究區(qū)數量最多，門檻壓力為2.11～5.24MPa，曲線可見平臺段；最大進汞飽和度分布在67.3%～83.6%(平均75.6%；)中值壓力6.0～12.27MPa(平均11.1MPa)；退汞效率分布在16.0%～32.5%(平均25.0%)；物性較Ⅰ型略差，其中平均孔隙度為10.1%，平均滲透率為0.09mD。研究區(qū)各個油層該類型曲線均有分布(圖3(b))。

3)Ⅲ型壓汞曲線 該類壓汞曲線門檻壓力平均值為5.98MPa；最大進汞飽和度較低，平均為46.7%；退汞效率低，平均為21.7%；該類曲線平臺段不顯(圖3(c))

圖3 研究區(qū)長6油層組3類壓汞曲線

4 儲層控制因素

4.1沉積相對儲層物性的控制作用

研究區(qū)長6油層組沉積期屬于半深湖-深湖相沉積環(huán)境，濁積越發(fā)育的地區(qū)，相應的孔隙度、滲透率也變好，濁積巖為有利儲層發(fā)育的微相[3]。研究區(qū)儲層物性受沉積微相控制作用明顯，濁流沉積主帶及三角洲前緣水下分流河道主帶上儲層物性較好。

4.2成巖作用對儲層的控制

成巖作用控制儲層的儲集性能，對儲層貢獻作用較明顯的是建設性成巖作用，如溶蝕作用。而破壞性成巖作用，則包括壓實作用、膠結作用等。

1)壓實作用 研究區(qū)巖石礦物中巖屑以及長石含量普遍較高，碎屑顆?？箟簭姸炔粔?，壓實作用導致物性大幅下降，破壞儲層的儲集性能。

2)膠結作用 研究區(qū)石英加大作用明顯，導致部分原生孔隙被占據，巖石孔隙度降低。同時，石英加大使得部分顆粒與顆粒之間的接觸更為緊密，滲流喉道縮小，孔隙之間的連通性變差，滲透率明顯下降。

3)溶蝕作用 研究區(qū)位于沉積中心，深埋藏作用使得干酪根演化處于成熟階段，由于脫羥基作用以及生成CO2，導致油田水呈酸性[4]。酸性溶液進入長6油層組后，在砂巖的孔隙中側向運移，溶蝕碳酸鹽膠結物及長石，形成大量的粒間孔隙和粒內溶蝕孔隙。

5 結論

1)寧縣地區(qū)長6油層組巖性主要為巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖，并伴有少量的巖屑砂巖和長石砂巖。

2)研究區(qū)長6油層組儲層物性總體較差，具低孔-特低孔、超低滲特征?？紫额愋椭饕獮榱ｉg孔、長石溶孔、巖屑溶孔。

3)沉積相和成巖作用共同控制著長6油層組的儲層發(fā)育，其中濁流沉積主帶及三角洲前緣水下分流河道是主要的儲集體發(fā)育區(qū)，溶蝕作用控制了次生孔隙的形成，而壓實作用和膠結作用破壞了儲集層中的原生孔隙。

[1]楊俊杰.鄂爾多斯盆地構造演化與油氣分布規(guī)律[M].北京：石油工業(yè)出版社，2002.

[2]刁帆，文志剛.鄂爾多斯盆地胡尖山油田延長組長4+52儲層特征及綜合評價[J].巖性油氣藏，2011，23(2)：53～58.

[3]程啟貴，郭少斌，王海紅，等.鄂爾多斯盆地中西部長6油層組儲層綜合評價 [J].石油實驗地質，2010，32(5)：415～419.

[4]高靜樂，宋廣壽，高輝，等.西峰油田莊40區(qū)塊長6儲層特低滲透成因與主控因素[J].沉積學報，2008，26(4)：640～646.

[編輯] 鄧磊

TE122.2

A

1673-1409(2017)19-0024-04

2016-06-10

國家科技重大專項 ( 2011ZX05033-004)；中國地質調查局地質調查項目(1212011120965,1212011220762)

陳建文(1968-)，男，碩士，高級工程師，主要從事油藏精細描述及開發(fā)地質等方面的工作；通信作者：史維，49507826@qq.com。

[引著格式]陳建文,段驍宸,吳德志,等.寧縣地區(qū)長6油層組儲層特征研究[J].長江大學學報(自科版), 2017,14(19):24～27.