華慶油田長6油藏儲層特征研究

吳曉明，白詩筠，王超逸

（西安石油大學地球科學與工程學院，陜西西安 710065）

華慶地區位于陜西省吳旗縣白豹鄉和甘肅省華池縣喬河鄉境內，面積約1 670 km2，屬黃土塬地貌。白153~白155井區為于華慶油田東部，構造上位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡帶的南部，總體為一西傾單斜，傾角不足1°。該研究區是三疊系延長組和侏羅系延安組兩個含油層組的疊合發育區。晚三疊世延長期盆地內存在東北、西南兩大主要物源區，受盆地底部形態西南陡、東北緩的影響，東北部主要發育河流-沖積平原-曲流河三角洲相沉積；西南部主要發育沖積扇-辮狀河三角洲相沉積體系。在盆地發展、演化過程中，這兩大沉積體系此強彼弱、互有消長，共同構成了三疊系橫向油藏序列。

1 沉積特征

華慶油田長6期主要受東北沉積體系控制，物源供給充足，沉積規模大，主要發育三角洲前緣、湖泊重力流沉積，縱向上多期砂體疊加復合，發育厚層狀砂巖，砂體厚度達到20~40 m。沉積物中層理發育且類型豐富多樣，常見槽狀交錯層理、波狀層理、水平層理和平行層理、包卷層理以及塊狀層理，可見滑動變形構造。

白153~155區長63油藏總體上為一套深湖濁流相沉積體，沉積規模大，發育的主要微相有濁積水道、水道間。剖面上長63濁積水道廣泛發育，沉積厚度大，橫向分布連續穩定，縱向濁積水道多期疊置，形成多期砂體疊加復合，發育厚層狀砂巖，砂體厚度達20～40 m。

2 巖礦特征

白153～白155區長63儲層巖石類型以長石砂巖和巖屑質長石砂巖為主，巖石中不穩定組分（長石與巖屑）的含量達到58.1%，成熟度較低。

2.1 砂巖顆粒細小

區內5口井12塊樣品分析表明，白153~白155區長63儲層顆粒細小，以細砂巖為主，細砂組分達到91.5%，中砂含量小于1%，粉砂含量4.5%，粒度中值為0.11 mm。

通過與陜北長6儲層粒度特征對比，研究區細砂組分含量比陜北6超低滲儲層高9.1%左右，比長6特低滲儲層高19.1%左右，粒度中值只有陜北長6超低滲、特低滲儲層的65.7%和61.4%左右。

2.2 填隙物含量高

白153~白155井區長63儲層填隙物以綠泥石、水云母、鐵方解石、方解石及硅質為主，粘土礦物主要為綠泥石，填隙物含量平均達到16.26%，比陜北長6超低滲、特低滲儲層（12%左右）分別高出3.72%和5.06%左右（見表1）。

2.3 面孔率低

長63孔隙類型以粒間孔為主，平均1.65%，溶蝕孔隙較為發育，其中以長石溶孔對孔隙的貢獻最大，其次為巖屑溶孔，未見沸石溶孔和雜基溶孔，晶間孔發育程度較差。統計55塊樣品分析數據，平均面孔率2.3%，低于陜北長6超低滲儲層的3.84%，粒間孔發育程度較差。

2.4 孔喉細小

華慶油田白153～155井區長63油藏門檻壓力相對較高，最大吼道半徑小，但分選好，以微小吼道為主（見圖1）。

表1 研究區與陜北地區長6儲層填隙物含量對比表

孔喉結構總體表現為小孔微細喉，中值壓力7.52 MPa，中值半徑僅為0.11 μm，為陜北長6特低滲儲層的42.8%；排驅壓力、中值壓力分別是陜北長6特低滲儲層的3.3和 2.2倍（見圖2）。

3 物性特征

儲層微觀特征造成研究區儲層物性整體較差，孔隙度一般在8%～15%，平均11.9%，滲透率集中在0.1～1.0 mD，平均0.40 mD，低于陜北長6儲層0.6～1.5 mD的整體水平，屬低孔隙度、超低滲透率儲層。

4 非均質性

儲層非均質性是指油氣儲層由于在形成過程中受沉積環境、成巖作用和構造作用的影響，在空間分布及內部各種屬性上都存在的不均勻的變化。

4.1 平面非均質性

平面非均質性主要描述一個儲層砂體平面上的非均質變化，包括砂體成因單元的連通程度、平面孔隙度、滲透率的變化和非均質程度，以及滲透率的方向性。

長63孔隙度一般在8%~15%，平均為11.90%，平面上孔隙度大于12%的區域有白191、白155井、白266、白169井周圍。

研究區長63儲層滲透率整體較低，平均為0.40 mD，但在局部發育高滲區，平面上滲透率大于0.6 mD的區域主要位于白169、白411、白153和白155井周圍。

4.2 層內非均質性

（1）韻律性：縱向油水運動規律在很大程度上受沉積韻律控制。分析研究區73口井縱向沉積特征，長63垂向粒度分布的韻律性以反韻律為主，油層縱向水淹較均勻，水淹厚度和強水淹厚度較大（見圖3）。

（2）層內夾層：夾層對地下流體具有隔絕能力和遮擋作用，因而對水驅油過程有很大影響。研究區長63夾層厚度最大6.6 m，平均厚度2.1 m。夾層頻率最大15.4%，平均4.2%，平面上夾層頻率較高的區域主要位于白266井、關130-153井和白154井周圍。

（3）定量表征參數：層內非均質性定量表征參數包括滲透率變異系數、突進系數、級差、均質系數等，級差、標準偏差越大，儲層非均質性越強，產油量越低，甚至出水。

白153~155區長63滲透率級差582.7，突進系數30.3，非均質性強，從而造成水驅動用程度整體偏低，為43.4%。與陜北長6儲層相比，儲層非均質性明顯增強，水驅動用程度降低。

5 油層厚度與含有飽和度

研究區長63油藏大面積連片分布，油層厚度達到15～30 m，平均厚度近20 m，分布穩定，明顯高于陜北地區10～15 m的油層厚度。

測井解釋結果表明，研究區長63油藏含油飽和度平均56.4%，最高可達68.4%，平面上含油飽和度高于60%的區域主要集中在白155、153、266一線，呈狹長條帶狀分布（見圖4）。

6 儲層敏感性

外來流體的鹽度過低或鹽度的急劇變化引起油氣儲層中粘土礦物的水化、膨脹和分散，導致粘土微粒及由粘土膠結的碎屑微粒的釋放，即儲層的水敏性。一般情況下，粘土礦物中蒙脫石的水敏性最強。

表2 水敏性實驗評價結果表

研究區儲層粘土礦物以綠泥石為主，其次為伊利石，蒙脫石含量小于10%，水敏礦物含量相對較低。

進一步的敏感性實驗評價結果顯示，研究區長63儲層水敏性以無～弱水敏為主，無～弱速敏、弱～中等酸敏、弱鹽敏，利于注水開發（見表2）。

7 結論

（1）研究區長63油層孔隙度低，滲透率差，非均質性強，為低孔超低滲巖性油氣藏，物性、非均質性的作用，限制了油田的產能，不利于單井產能的提高，而物性、非均質性在儲層微觀方面的表現主要為砂巖顆粒粒度小、填隙物含量高、面孔率低、喉道細小等特征。

（2）在區域地質背景研究的基礎上，結合儲層常規實驗分析和核磁共振等最新實驗分析技術，通過與陜北地區長6儲層、滲流特征的對比，華慶油田白153～白155井區儲層滲透率僅0.40 mD，滲透率級差582.7，突進系數為30.3，物性差和非均質性強是限制單井產能的最主要因素。

[1]何順利，鄭祥克，魏俊之.沉積微相對單井產能的控制作用[J].石油勘探與開發，2002，29（4）：72-73.

[2]段春節，吳漢寧，楊瓊警，等.鎮涇油田鎮涇5井區長81油藏單井產能差異原因討論[J].西北大學學報：自然科學版，2009，39（5）：841－844.

[3]董萬平，羅靜蘭，周功才，等.鎮涇油田長6與長8油層組產能影響因素分析[J].地球科學與環境學報，2010，32（2）：346－348.

[4]王登蓮，馮立勇.鄂爾多斯盆地特低滲透長6油藏開發特征對比分析[J].石油天然氣學報，2009，31（4）：346－348.

[5]周琦，姜漢橋，陳民鋒.低滲油藏水井壓裂增注優化研究[J].西安石油大學學報:自然科學版，2008，23（4）：43－48.

[6]王道富，李忠興，趙繼勇.低滲透油藏超前注水理論及其應用[J].石油學報，2007，28（6）：78－81.

[7]羅曉義，楊釗，宋考平，等.低滲透油藏超前注水單井產能影響因素[J].大慶石油學院學報，2008，32（6）：43－45.

[8]李書恒，趙繼勇，崔攀峰.超低滲透儲層開發技術對策[J].巖性油氣藏，2008，20（3）：128－131.

[9]閔琪，等主編.低滲透油氣田研究與實踐[M].北京：石油工業出版社，1998.

[10]王道富，等主編.鄂爾多斯盆地低滲透油氣田開發技術[M].北京：石油工業出版社，2003.