橫山油田魏家樓區三疊系延長組長61儲層特征研究

段海礁，任戰利

（大陸動力學國家重點實驗室／地質系·西北大學，陜西西安 710069）

橫山油田魏家樓區三疊系延長組長61儲層特征研究

段海礁，任戰利

（大陸動力學國家重點實驗室／地質系·西北大學，陜西西安 710069）

針對橫山油田魏家樓區長61油層段，對其儲層巖石學、儲層物性、孔隙結構及儲層控制因素等進行了研究。該層段儲層巖石類型主要為細粒長石砂巖和巖屑長石砂巖，成分成熟度低，結構成熟度高；巖石物性總體較差，屬低孔、低滲儲層，發育有粒間孔、粒間溶孔、粒內溶孔、鑄模孔、晶間微孔和微裂縫等幾種孔隙，其中又以次生粒間溶孔為主。喉道以細喉－ 微喉為主；沉積作用發生后，成巖作用控制著儲層孔隙結構特征及儲層物性。根據巖性和物性特征，該區儲集巖分為3類：Ⅰ類為好儲集層，Ⅱ類為較好儲集層，Ⅲ類為差儲集層。

橫山油田；三疊系；長61油層；孔隙結構；儲層特征

1 概況

橫山油田魏家樓區在區域構造上位于鄂爾多斯盆地Ⅱ級構造單元陜北斜坡之上，該斜坡為一平緩西傾的大單斜［1］，地層傾角一般小于1°，平均地層傾斜梯度（7～10）m／km，內部構造簡單（圖1）。

圖1 橫山油田魏家樓區構造位置

2 儲層巖石學特征

依據魏家樓油區鉆井巖心、巖屑觀察描述及其樣品實驗分析結果，該區長61儲層巖性主要由細粒及中－細粒長石砂巖組成［2］，其碎屑結構成份主要為：石英22%～25%，長石56%～62%，云母3%～16%，巖屑6%～11%。顆粒分選好，次棱角狀。綠泥石、方解石孔隙式、接觸式膠結，膠結物含量1.5%～6.0%，顆粒支撐，點線接觸，巖性較為疏松。

碎屑粒度分布在1.7～3.2φ，平均2.225φ，粒度普遍較細，以細砂巖為主；標準偏差值0.34～0.53，平均0.397，大部分樣品分選較差；偏度值－0.04～0.1，平均0.029，屬正偏度；尖度屬于中等峰態。

粒度概率累積曲線可見兩段型和三段型，以兩段型為主。兩段型概率累積曲線上部細粒段傾角略小于下部粗粒段，主要由跳躍次總體組成，懸浮次總體少量。多見于河道－河漫沉積中；三段型分別代表懸浮、跳躍和牽引總體是水道型沉積最特征的粒度分布曲線。

填隙物主要由綠泥石、方解石、石英、鈉長石等組成。填隙物含量縱向上表現不均衡，最高可達6%，最低為1.5%，一般在3%～4%。各類填隙物中以綠泥石的縱向分布相對較為穩定，與填隙物含量的正相關性比較明顯，所以綠泥石對填隙物含量的影響最大，因而也是影響儲層孔隙發育的重要因素之一。

此外，膠結物中還有少量黃鐵礦、濁沸石、重晶石和瀝青質，均呈零星分布，含量極低。

3 成巖作用特征

3.1 成巖階段的確定

據目前掌握的成巖指標、巖石結構、孔隙類型、自生礦物（成分、形態、產狀、生成順序及其組合特征）等綜合參數特征，依照部頒碎屑巖成巖階段劃分標準，可確定魏家樓油區目的層已經歷了早、晚兩個成巖階段。

根據鑄體薄片分析，本區砂巖中石英顆粒部分呈次生加大邊現象；其次，砂巖溶蝕型次生孔隙較發育，并出現少量微裂縫，據此，可初步分析本區砂巖的成巖階段處于晚成巖階段B期。

3.2 主要成巖作用

根據對研究區巖礦資料的研究，儲集層在埋藏成巖過程中發生的成巖作用主要為壓實作用，壓溶作用，充填、交代作用，溶蝕作用和破裂作用。

3.2.1 壓實作用

（1）機械壓實作用：普遍較強烈，原生孔隙急劇減少，喉道變小。強烈的壓實作用使碎屑顆粒之間呈點－線接觸，碎屑顆粒緊密靠攏，呈半定向排列。

（2）壓溶作用與自生石英形成：石英顆粒的壓溶、及石英硅酸鹽的溶蝕交代等析出SiO2，使孔隙水中的硅質成分達到飽和，在石英顆粒表面形成石英次生加大邊，顆粒之間由點接觸漸變為線接觸，縮小孔隙［3］。

3.2.2 充填、交代作用

沉積物形成后，壓實作用不斷進展，最先析出綠泥石薄膜邊。隨后見自生石英、鈉長石、方解石不均勻充填。成巖早期階段壓實作用仍可見及，同時析出綠泥石薄膜邊，隨后粒間被濁沸石、方解石充填，見可方解石交代石英等現象。

3.2.3 溶蝕作用

可能在自生石英、鈉長石加大邊形成以后，這個階段發生溶蝕。粒間溶孔主要是沸濁石溶蝕而成；粒內溶孔為經壓實作用后未完全充填的原生孔隙［4］；粒內溶孔出現在長石、榍石、泥巖巖屑內；鑄模孔為部分粒間溶孔進一步溶蝕，由長石、泥巖巖屑或榍石完全溶蝕而成；晶間微孔多出現在綠泥石晶間。

泥質巖中的有機質在烴化脫羧基時放出CO2，使地下水呈酸性，當其滲流到儲集層中時，對碎屑顆粒進行選擇性溶蝕。溶蝕作用在本區比較強烈，形成了該區主要的孔隙類型，依次為：①粒間溶孔；②粒間余孔；③粒內溶孔；④鑄模孔；⑤晶間微孔。

3.2.4 破裂作用

巖石成巖后，在輕微的垂向升降運動下，發生了破裂作用，形成了各種微裂縫：包括微裂縫、層間縫，貼粒縫等，這些微縫的形成，都和輕微的垂向升降運動有關。

就長61亞組而言，各砂層所經歷的成巖作用大體是相同的；根據鑄體薄片鑒定，總結出長61油層段砂巖的主要成巖序列可能為：壓實作用－綠泥石－濁沸石－方解石（－重晶石）－黃鐵礦。

4 儲層孔隙結構

4.1 儲層孔隙類型

鑄體薄片鑒定資料表明，長61砂巖儲層中可見粒間孔、粒間溶孔、粒內溶孔、鑄模孔、晶間微孔和微裂縫等幾種孔隙，其中又以次生粒間溶孔為主。

對長61儲層發育的各種孔隙類型的統計結果表明，長61砂巖儲層面孔率一般在4%～11.8%，平均8.18%。其中溶蝕孔隙（主要為粒間溶孔）為其最主要的孔隙類型，其面孔率占總面孔率的77.18%；其次為粒間余孔，其面孔率占總面孔率的13.72%；鑄模孔和晶間微孔含量分別為4.85%和4.89%。

鑄薄圖象分析特征參數反映孔喉分布特征，長61砂巖儲層的平均孔隙半徑分布為1.025～3.31 μm，平均1.6095μm；總面孔率0.06%～11.92%，平均3.102%；配位數為1～1.38，平均1.133（表1）；分選系數為7.94～59.68，平均24.815。

表1 長61儲層圖象分析特征參數統計

4.2 孔喉分布特征

根據長61油層段壓汞樣品試驗分析，砂巖的排驅壓力普遍小于1.8MPa，儲集巖平均孔喉半徑分布區間為0.143～2.672μm，均值為1.43μm，曲線形態屬小孔隙細喉道孔隙結構。根據砂巖毛管壓力曲線的形態、排驅壓力、中值壓力、最大連通孔喉半徑、平均孔喉半徑等特征參數，可將其曲線分為三類［5］（圖2）。

圖2 長61儲層毛管壓力曲線類型

由毛管壓力曲線圖分析可知，樣品分析結果普遍以分選中等、略粗或略細歪度為其基本特征。毛管壓力曲線普遍不具平臺特征。儲集巖平均孔喉半徑分布區間為0.143～2.67μm，均值為1.43μm，屬細孔喉。根據排驅壓力、中值壓力、平均喉道半徑和孔隙度、滲透率等項類指標，對其進行分類［6－8］：

Ⅰ類：毛管壓力曲線為緩坡型，孔喉分選較好，粗歪度，汞飽和度10%時的毛管壓力小于0.18 MPa，中值壓力小于2 MPa，平均喉道半徑大于1.57μm，屬好儲集巖。

Ⅱ類：毛管壓力曲線為陡坡型，孔喉分選較差，較粗歪度，汞飽和度10%時的毛管壓力1.8～1.7 MPa，中值壓力2～4 MPa，平均喉道半徑0.1～1.57μm，屬較好儲集巖。

Ⅲ類：毛管壓力曲線向右上方拱起，斜率遠大于Ⅱ類壓汞曲線，樣品以小孔隙為主，孔喉分選較好，偏于細歪度，汞飽和度10%時的毛管壓力大于1.7 MPa，中值壓力大于4 MPa，均值喉道半徑小于0.143μm。屬于差儲集層。

對長61儲層毛管壓力曲線分類結果：Ⅰ類儲集巖占50%；Ⅱ類儲集巖占25%，Ⅲ類儲集巖占25%。

5 儲層物性特征

本次研究對區內橫探11等9口井長61砂巖儲層共108塊樣品的物性分析資料進行了系統整理和統計，結果表明孔隙度最高值15.2%，最低值1.9%，平均值10.8%；滲透率最高值38.7×10－3μm2，最低值0.067×10－3μm2，平均值2.04×10－3μm2，依據碎屑巖儲層物性分類標準（表2），魏家樓油區長61砂巖儲層屬于低孔隙度特低滲透率儲層［9－10］。

表2 碎屑巖儲層物性分類

孔隙分布直方圖呈單峰態，主峰區間在8%～12%，孔隙度大于8%以上樣品頻率達81.9%。滲透率直方圖呈現雙峰，主峰區間分別在（0.08～0.16）×10－3μm2和（1.25～2.5）×10－3μm2之間。對巖心實驗分析資料的統計整理表明，區內長61儲層物性分布以滲透率0.01×10－3μm2為界限呈現兩個明顯的直線段，在滲透率大于0.01×10－3μm2、孔隙度大于8%的樣點分布區間內，孔隙度與滲透率具有良好的正相關，表現為滲透率隨著孔隙度的增大而增大（圖3）。

圖3 長61砂巖滲透率與孔隙度散點關系

6 結論

（1）橫山油田魏家樓區長61儲層是受三角洲沉積控制的巖性油藏，砂體分布微相主要為三角洲緣的水下分流河道和分流河道間沉積，巖性主要為細粒長石砂巖和巖屑長石砂巖，結構成熟度中－好，有利于原生孔的保存，是構成本區有利儲集巖的基本條件。

（2）砂巖在成巖過程中經受溶蝕作用，形成了大量的次生孔隙，使儲集性能得到改善。

（3）對巖石的物性參數和孔隙結構參數分析，得出儲層為低孔低滲砂巖儲層，Ⅰ類：巖性為斑狀、均勻、不均勻含油細粒長石砂巖，儲集空間類型以粒間溶孔、粒間余孔和粒內溶孔為主，孔隙度大于12%，滲透率大于2.5×10－3μm2，毛管壓力曲線Ⅰ類，評價為好儲集層。Ⅱ類：巖性斑狀、不均勻含油中粒、細粒長石砂巖，儲集空間類型多樣，可見粒間溶孔、粒間余孔和粒內溶孔及鑄模孔，孔隙度12%～8%，滲透率（0.12～2.5）×10－3μm2，毛管壓力曲線Ⅱ類，評價為較好儲集層。Ⅲ類：巖性為不含油細粒含云母長石砂巖，儲集空間類型以粒間溶孔、粒間余孔和粒內溶孔，孔隙度小于10%，滲透率小于0.12×10－3μm2，毛管壓力曲線Ⅲ類，評價為差儲集層。

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In the Hengshan oilfield Weijialou area Chang61 oil layer，the reservoir petrology，physical properties，pore structure and reservoir controlling factors is studied.The layer of reservoir rock type is mainly fine－grained feldspar sandstone and lithic arkose，low compositional maturity，high textural maturity；overall petrophysical property is poorer.It is characterized by low porosity，low permeability reservoir with development of intergranular pores，intergranular dissolved pore，intragranular dissolved pore，mould pore，intergranular micropore and the micro crack pores，among which it is mainly secondary intergranular dissolution pores.In the throat channel，it mainly developed fine throat－ micro laryngeal.After sedimentation occurs，the diagenesis controlled reservoir pore structure and reservoir physical property.Based on the lithology and physical property，the reservoirs are divided into 3 categories：Class I is good reservoir，class II for better reservoir，and ClassⅢ poor reservoir.

19Research on Triassic Chang 61reservoir in Weijialou area of Hengshan oilfield

Duan Haiqiao et al（Continental Dynamics National Key Laboratory／Geology Department，Northwest University，Xi'an，Shaanxi 710069）

Hengshan oilfield；Triassic；Chang 61 oil layer；porous structure；reservoir features

TE112.23

A

1673－8217（2012）04－0019－04

2011－11－01；改回日期：2011－12－28

段海礁，1983年生，碩士研究生，研究方向為石油與天然氣勘探開發。

吳官生

文章編號：1673－8217（2012）04－0085－03