下寺灣油田川道區塊長2油層組儲層特征研究

杜彥軍 (延長石油(集團)研究院，陜西 西安 710075)

梁 英 (延長油田股份有限公司南區采油廠，陜西 延安 716000)

林利飛 (西安石油大學油氣資源學院，陜西 西安 710065)

耿傳林 (延長油田股份有限公司下寺灣采油廠，陜西 延安 716100)

下寺灣油田川道區塊長2油層組儲層特征研究

杜彥軍 (延長石油(集團)研究院，陜西 西安 710075)

梁 英 (延長油田股份有限公司南區采油廠，陜西 延安 716000)

林利飛 (西安石油大學油氣資源學院，陜西 西安 710065)

耿傳林 (延長油田股份有限公司下寺灣采油廠，陜西 延安 716100)

長2油層組為下寺灣油田川道區塊的主力產層之一。通過鑄體薄片和壓汞資料等對研究區長2油層組儲層的巖石類型、孔隙類型和結構特征以及物性特征進行了分析，并對儲層進行了分類評價。研究結果表明，儲層巖石類型主要為巖屑長石砂巖和長石砂巖，其中以長石砂巖為主，其次為巖屑長石砂巖；儲集空間主要以粒間溶孔為主；儲層物性具低孔、超低滲的特點；按孔隙結構類型將研究區儲層分為Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類、Ⅳ類4種類型(Ⅰ類儲層是好儲層，Ⅱ類儲層是較好儲層)，且主要以Ⅱ類儲層為主。

下寺灣油田；儲層特征；長2油層組

下寺灣油田位于陜西省甘泉縣境內，構造位置處于鄂爾多斯盆地陜北斜坡南部[1]。川道區塊為下寺灣油田主要產油區之一，長2油層組為該區塊的主力產油層。前人研究認為，該區長2油層組主要為三角洲前緣亞相沉積，主要包括分流河道、天然堤、分流間灣、河口砂壩以及遠砂壩等沉積微相類型[2]。隨著大規模的石油勘探和開發，目前在該區完鉆各類井60余口，長2油層組均見到良好的油氣顯示，投產初期單井產量多在0.6～1.0t/d，在儲層物性較好區域也出現個別高產井，但普遍存在油水關系復雜和降產較快的現象，因而對該區塊的地質情況認識不清成為目前制約該區快速、高效開發的主要問題。為此，筆者利用薄片、電鏡和壓汞等資料，對該區塊長2油層組儲層特征進行了研究，以期為該區油氣勘探開發提供依據。

1 儲層巖石學特征

通過分析該研究區巖石薄片鑒定資料，認為研究區長2油層組儲層巖石類型包括長石砂巖和巖屑長石砂巖，其中以長石砂巖為主，其次為巖屑長石砂巖。通過統計研究區30塊巖石粒度分析數據，認為研究區長2油層組砂巖以細砂巖為主，含有極少量的粉砂巖、粉細砂巖、中砂巖和粗砂巖。研究區長2油層組砂巖中碎屑總量70.0%～93.0%，平均78.1%，其中石英含量29.0%～48.5%，平均38.4%，長石含量20.0%～46.0%，平均32.2%，巖屑含量5.0%～20.0%，平均8.1%，巖屑主要成分為變質巖巖屑，少量巖漿巖巖屑。

研究區長2油層組砂巖中膠結物成分主要為碳酸鹽和粘土礦物，粘土礦物含量低于碳酸鹽膠結物含量，硫酸鹽、硅質和鐵質等少見且含量較低。碳酸鹽膠結物主要包括方解石和白云石[3]。膠結類型主要為孔隙式，其次為接觸式和鑲嵌式。粘土礦物包括高嶺石和綠泥石，主要呈孔隙式充填，少量為包膜式充填。

2 儲層孔隙類型及結構特征

2.1儲層孔隙類型

通過巖心薄片顯微鏡觀察和鑄體薄片圖像分析，認為長2油層組儲層的孔隙類型包括原生孔隙、次生孔隙和裂縫。

1) 原生孔隙 研究區純粹的原生孔隙少見，由于后期的壓實、膠結和溶解作用，原生孔隙基本被破壞或改造，但是仍殘留少量剩余原生粒間孔保存下來，多呈三角形態(見圖1(a))。

2) 次生孔隙 該類型包括粒間溶孔、粒內溶孔、晶間溶孔、鑄模孔等，具體內容如下：①粒間溶孔。粒間溶孔是該區儲層最主要的儲集空間，鑄體薄片中可見部分碎屑顆粒呈“漂浮狀”；長石的溶解現象比較常見，大多沿長石解理溶解，部分沿長石顆粒邊緣溶解，在顆粒附近可見高嶺石產生(見圖1(b))。②鑄模孔。鑄模孔大多為溶解長石顆粒所致，在孔隙的邊緣還殘留少量長石碎屑(見圖1(c))。③晶間孔。常見有高嶺石晶間孔，在孔隙總體積中的比值較小(見圖1(d))。④粒內溶孔。該類型最常見的是長石粒內溶孔，巖屑粒內溶孔少見，在孔隙總體積中的比值較小(見圖1(e))。

3) 裂縫 裂縫含量較少，對儲層孔隙性貢獻較小(見圖1(f))。

圖1 研究區孔隙類型圖版

2.2儲層孔隙結構特征

砂巖儲層吼道類型分別為孔隙縮小型喉道、縮頸型喉道、片狀喉道、彎片狀喉道和管束狀喉道[4]。根據薄片觀察和鑄體圖象分析,該研究區以彎片狀喉道為主，其次為縮頸型喉道，孔隙縮小型喉道和管束狀喉道較少。

據壓汞測試分析，該區塊長2油層組儲層喉道中值半徑0.029～0.544μm，平均0.220μm；最大孔喉半徑0.088～3.369μm，平均1.090μm，喉道屬于微-細喉道類型；孔喉歪度0.935～2.483，平均1.574，表明孔喉偏粗。

研究區砂巖儲層的排驅壓力分布范圍為0.223～8.483MPa，平均2.376MPa，中值壓力分布范圍為1.378～26.06MPa，平均7.999MPa，表明儲層的孔滲性較差。

研究區長2油層組儲層砂巖樣品的壓汞分析結果可得出，分選系數范圍為0.0166～0.7136，平均0.228，變異系數范圍為0.749～1.494，平均0.960，均值系數范圍為0.1031～0.2626，平均0.2106，表明孔喉分選程度總體相對較好，分布較均勻。

3 儲層物性特征

研究區巖心孔隙度和滲透率資料表明，研究區儲層物性變化較大，長2油層組孔隙度最小為3.4%，最大可達18.9%，主要分布在9%～15%，平均13.2%；滲透率從(0.015～48.2)×10-3μm2，平均0.54×10-3μm2，屬低孔超低滲透儲層。

4 儲層分類與評價

對研究區30塊巖石壓汞資料及孔隙結構特征參數進行分析，將研究區長2油層組儲層分為以下4類。

4.1Ⅰ類儲層

該類儲層是該區塊好儲層，以中孔特低滲中喉型儲層為主。孔隙度13%～16%，平均14%；滲透率(0.60～3.31)×10-3μm2，平均1.62×10-3μm2；排驅壓力0.22～0.5MPa，平均0.35 MPa；平均喉道半徑0.39～0.87μm，平均0.58μm。

4.2Ⅱ類儲層

該類儲層為該區塊較好儲層，以中孔特低滲較細喉儲層為主。孔隙度10%～16%，平均13.5%；滲透率(0.35～0.55)×10-3μm2，平均0.45×10-3μm2；排驅壓力0.55～0.83MPa，平均0.68 MPa；平均喉道半徑0.26～0.35μm之間，平均0.31μm。研究區儲層以該類儲層為主。

4.3Ⅲ類儲層

該類儲層為差儲層，以中-低孔特低滲較細喉儲層為主，孔隙度8%～13%，平均8.8%；滲透率(0.1～0.24)×10-3μm2，平均0.2×10-3μm2；排驅壓力1.2～1.5MPa，平均1.35MPa；喉道半徑0.17～0.24μm，平均0.2μm。

4.4Ⅳ類儲層

該類儲層為非儲層，以低孔特低滲較細喉儲層為主，孔隙度3.5%～14%，平均8%；滲透率(0.02～0.11)×10-3μm2，平均0.04×10-3μm2；排驅壓力2～8.5MPa，平均5.9MPa；喉道半徑0.03～0.12μm，平均0.05μm。

5 結 論

1) 研究區長2油層組儲層巖石類型包括長石砂巖、巖屑長石砂巖和長石砂巖，其中以長石砂巖為主，其次為巖屑長石砂巖。

2) 研究區長2油層組儲層孔隙類型主要以粒間溶孔為主，其次為剩余原生粒間孔、鑄模孔、晶間溶孔和粒內溶孔；研究區儲層喉道屬于微-細喉道類型，喉道類型以彎片狀喉道為主，其次為縮頸型喉道。

3) 研究區長2油層組儲層屬低孔超低滲透儲層。按孔隙結構類型將研究區儲層分為Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類、Ⅳ類4種類型(Ⅰ類儲層是好儲層，Ⅱ類儲層是較好儲層)，且主要以Ⅱ類儲層為主。

[1]宋和平,王桂成,安小平,等.鄂爾多斯盆地下寺灣油田長6段儲層沉積相及勘探方向[J].西北地質，2006,39(4):89-95.

[2]安小平,周榮萍,張風潤.下寺灣油田泉54井區長2油藏儲層特征及成藏主控因素研究[J]. 遼寧化工，2012,41(1):62-64.

[3]曾允孚,夏文杰.沉積巖石學[M].北京:地質出版社,1986.

[4]羅蟄潭,王允誠.油氣儲集層的孔隙結構[M].北京:科學出版社,1986.

[編輯] 李啟棟

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.04.012

P618.130.2

A

1673-1409(2012)04-N037-03

2012-02-20

杜彥軍(1983-)，男，2006年大學畢業，碩士，助理工程師，現主要從事石油地質方面的研究工作。