安塞油田王窯地區長儲層物性研究

王 芳，張春生，肖夢華，李 莉，趙恩璋

（1.長江大學油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室；2.中國石化河南油田研究院）

0 引言

鄂爾多斯盆地伊陜斜坡為微向西傾斜的單斜構造，斜坡上構造活動很微弱，地層產狀平緩，地層傾角小于1°，平均坡降8～10 m/km，三疊系發育大致由東向西傾沒的低幅鼻隆構造［1］。安塞油田位于王窯鼻隆之上，油層平均厚度12.0 m，平均孔隙度13.7%，平均滲透率2.29 mD，原始地層壓力9.1 MPa，壓力系數 0.7～0.8，屬低滲、低壓、低產且地面條件又極差的邊際油田［1］。

1 儲層特征

1.1 儲層巖石學特征

根據大量巖心鑄體薄片分析，安塞油田王窯地區儲層巖石類型單一，主要為中—細粒長石砂巖，石英含量18.19%～24.2%，平均21.52%；長石含量43.5%～56.4%，平均49.96%；碎屑組分以斜長石和石英為主。長儲層砂巖中雜基含量較低，一般為3%～10%；膠結物主要為黏土礦物、碳酸鹽、次生石英和長石等，其中濁沸石是長儲層最具特色的膠結物。

1.2 儲層孔隙類型

研究區儲集層孔隙類型有原生粒間孔隙（殘余粒間孔隙）、溶蝕粒間孔隙、溶蝕粒內孔隙、微孔隙和微裂隙等，其中溶蝕粒間孔隙、殘余粒間孔隙和溶蝕粒內孔隙是最主要的孔隙類型［2］。

1.2.1 原生粒間孔隙

原生粒間孔隙（殘余粒間孔隙）是指綠泥石呈薄膜狀包繞碎屑顆粒后剩余的粒間孔隙。區內原生粒間孔隙主要分布在富綠泥石的砂巖中，面孔率一般小于1%，最大為3.1%，平均為0.59%，占總孔隙體積的12.1%。孔隙多呈孤立狀，連通性差，大部分被濁沸石、方解石、綠泥石和石英充填（圖版Ⅰ-1）。

1.2.2 溶蝕粒間孔隙

溶蝕粒間孔隙是研究區最主要的孔隙類型，主要有濁沸石溶蝕、長石溶孔和巖屑溶孔。溶蝕粒間孔隙面孔率最大可達7%，平均為3.05%，占總孔隙體積的73.31%。其中，濁沸石溶孔面孔率最高可達6%，平均為2.21%，長石溶孔也較為發育，約占溶蝕粒間孔隙的1/4左右（圖版Ⅰ-2）。

1.2.3 溶蝕粒內孔隙

溶蝕粒內孔隙是顆粒和晶體內部被部分或全部溶蝕而形成的次生孔隙，包括顆粒基本被完全溶蝕而形成的鑄模孔。區內最常見的是長石溶蝕形成的粒內孔隙。粒內溶蝕孔隙面孔率一般為0～2%，最高為2.8%，平均為0.51%，占總孔隙體積的10.74%。

1.2.4 微孔隙

微孔隙主要指自生膠結物中存在的晶間孔隙。此類孔隙雖然細小，然而一旦與其它類型孔隙相連通，則會產生積極的作用。區內有黏土雜基類微孔隙（圖版Ⅰ-3）。

1.2.5 微裂隙

微裂隙在研究區較常見，對儲層的物性有改善的作用［3］。根據對研究區及鄰區長儲層的研究發現，砂巖儲層內部發育有大量小規模的裂隙（圖版Ⅰ-4）。

1.3 儲層孔隙結構特征

儲層的孔隙結構一般通過排驅壓力、飽和度中值毛管壓力、孔喉均值、孔喉分選系數、退汞效率等一系列特征參數來表征（表1）。通過對長儲層多塊典型樣品進行壓汞分析可知：大部分樣品中值壓力在1.24～5.8 MPa，表明長儲層儲集巖巖性致密，儲層滲流能力非常弱；孔喉分選性變化較大，在0.1～3.1，說明相對好的儲層分選系數大，而相對差的儲層分選系數小；孔喉均值較小，孔喉半徑一般為0.05～1.52 μm，屬中—低孔細喉型儲層。

表1 王窯地區長儲層部分取心樣品壓汞數據Table 1 Mercury penetration data of parts of the core samples of Changreservoir in Wangyao area

表1 王窯地區長儲層部分取心樣品壓汞數據Table 1 Mercury penetration data of parts of the core samples of Changreservoir in Wangyao area

井號 深度/m 孔喉半徑均值/μm 孔喉分選系數/μm 排驅壓力/MPa 中值壓力/MPa 退汞效率/% 均質系數W10-18 1 252.10 0.35 2.25 0.71 3.63 30.89 0.08 W10-15 1 272.00 0.41 2.18 0.51 2.71 34.11 0.10 W10-14 1 291.05 0.42 2.63 0.51 3.42 27.00 0.10 W12-19 1 258.80 0.67 0.53 0.28 3.75 31.28 0.18 W12-20 1 227.29 0.73 2.47 0.31 1.52 26.95 0.17 W13-17 1 278.85 0.78 0.63 0.24 3.41 33.30 0.18 W8-22 1 302.75 0.75 2.25 0.31 1.75 25.99 0.16 W7-18 1 192.48 0.78 2.81 0.31 2.06 22.80 0.19 W22-11 1 303.11 0.19 0.13 1.08 5.84 24.79 0.18 W21-8 1 308.44 0.98 0.75 0.21 2.45 30.91 0.18 W21-15 1 293.81 0.63 3.27 0.48 2.56 36.84 0.45 W21-18 1 234.49 1.01 5.64 0.34 0.84 27.36 0.45 W20-21 1 276.29 1.02 5.76 0.34 1.54 27.48 0.45 W20-18 1 332.10 0.25 1.02 1.33 7.52 29.88 0.69 W14-27 1 277.00 2.10 2.95 0.08 1.29 21.59 0.66 W15-24 1 311.45 0.09 0.23 4.35 11.32 18.30 0.85 W19-9 1 321.30 0.14 0.34 2.45 12.56 39.60 1.08

圖1 王窯地區長儲層壓汞及平均壓汞毛管壓力曲線圖Fig.1 The curves of mercury penetration and average mercury penetration of Changreservoir in Wangyao area

1.4 儲層物性特征

圖2 王窯地區長儲層孔隙度（左）、滲透率（右）頻率及累計頻率直方圖Fig.2 Porosity frequency （left） and permeability frequency （right） and their cumulative frequency of Changreservoir in Wangyao area

2 儲層物性影響因素

王窯地區構造簡單，其儲層物性主要受沉積因素和成巖作用的影響［1］。

2.1 沉積因素

沉積因素包括沉積環境和沉積作用。砂巖儲層的沉積環境控制著儲集巖砂體的宏觀分布形態、微觀結構以及層理構造上的非均質性，進而控制著儲層物性的非均質性，并對后期成巖作用有一定的影響。

2.1.1 對儲層宏觀分布的控制

王窯地區儲集層主要為水下分流河道砂體，其次為河口砂壩砂體。不同的沉積微相具有不同的層理構造。在砂體較發育的水下分流河道、河口壩沉積中發育各種交錯層理、塊狀層理、粒序遞變層理、變形層理和透鏡狀層理，而河道側翼微相沉積以水平層理發育最多，其次是波狀層理、變形層理及沙紋層理［5］。

2.1.2 對砂巖粒徑分布的控制

不同級別的沉積相控制著不同級別的砂體分布，王窯地區主要是沉積微相控制細砂巖、粉砂巖的平面分布狀況。王窯地區長611儲層砂巖以細砂巖、極細—粗粉砂巖為主，粒度相對較細，粒徑主要在0.1～0.35 mm，泥質含量較高，主要發育三角洲前緣水下分流河道、河口砂壩砂體［6］。

2.1.3 對砂體孔隙度、滲透率的控制

王窯地區長611期處于陸相淺水三角洲的沉積環境下，形成的水下分流河道、河口壩、前緣席狀砂、決口扇和分流間灣微相在層理構造、夾層分布、層理紋層等方面均有差異，表現出了孔隙度和滲透率的不均一性。

2.2 成巖作用

王窯地區延長組砂巖儲層主要發育機械壓實作用，后期有一定化學壓實作用，壓實作用強度與深度間呈指數關系。

2.2.1 膠結作用

研究區長611儲層膠結過程中形成的各種礦物和自生黏土礦物充填孔隙，堵塞孔喉，使儲層物性變差。膠結作用和壓實作用［7］是導致儲層物性變差的最主要的原因。但是綠泥石黏土襯邊發育的砂體保存有較多的原生孔隙，有利于后期酸性水進入并溶蝕濁沸石及長石、巖屑顆粒，從而有利于形成次生孔隙（圖版Ⅱ-1）。

2.2.2 溶蝕作用

王窯地區溶蝕作用是形成次生孔隙的主要原因。長611儲層砂巖溶蝕形成的各種類型的溶蝕孔隙是研究區主要的孔隙類型。溶蝕作用形成的大量次生孔隙提供了油氣儲存的空間［8］，從而對儲層物性的改善起到了重要作用。據鑄體薄片分析，王窯地區砂巖儲層溶蝕作用主要發生在濁沸石膠結物和長石、巖屑顆粒表面及內部。研究區長儲層含有大量濁沸石膠結物，而濁沸石容易發生溶蝕作用形成次生溶孔（圖版Ⅱ-2）。

總之，成巖作用的改造使儲層在縱向上和平面上的非均質程度增強，表現為：壓實作用和碳酸鹽、黏土礦物的膠結作用是降低儲層孔隙度、滲透率的主要因素；溶蝕作用易產生溶蝕孔隙，使儲層的物性得到改善。低滲透儲層中的裂縫主要起滲流通道的作用。在一些厚層砂巖的水下分流河道砂體中，鈣質夾層和鈣質條帶發育，致使儲層的物性變差，甚至使巖石變得致密，成為非儲層；在泥質含量較高的砂巖中，機械壓實作用又使得砂巖顆粒排列具有定向性，從而增強了儲層水平方向與垂直方向上的差異［9］。

3 結論

［1］張金亮，林輝，司學強，等.鄂爾多斯盆地王窯地區上三疊統長6油層成巖作用研究［J］.中國海洋大學學報：自然科學版，2004，34（4）：625-635.

［2］王進財，馮如進，樊太亮，等.腰英臺地區青山口組儲層物性特征及影響因素分析［J］.石油天然氣學報，2009，31（5）：32-36.

［3］曲春霞，楊秋蓮，劉登飛，等.長慶油田延長組特低滲透儲層物性影響因素分析［J］.巖性油氣藏，2008，20（2）：43-47.

［4］Beard D C，Weyl P K．Influence of texture on porosity and permeability of unconsolidated sand ［J］.AAPG Bulletin，1973，57（2）：349-369．

［5］張路崎，陳恭洋.白豹—坪莊地區延長組長6儲層成巖作用研究［J］.巖性油氣藏，2009，21（1）：75-82.

［6］王峰，王多云，高明書.陜甘寧盆地姬塬地區三疊系延長組三角洲前緣的微相組合及特征［J］.沉積學報，2005，23（2）：218-224.

［7］董霞，鄭榮才，吳蕾.土庫曼斯坦薩曼杰佩氣田儲層成巖作用與孔隙演化［J］.巖性油氣藏，2010，22（2）：54-61.

［8］張富貴，劉家鐸，孟萬斌，等.川中地區須家河組儲層成巖作用與孔隙演化研究［J］.巖性油氣藏，2010，22（1）：30-36.

［9］趙虹，黨卉，黨水潮，等.安塞油田延長組儲集層特征及物性影響因素分析［J］.地球科學與環境學報，2005，27（4）：45-48.