鄂爾多斯盆地定邊油田長82儲集層特征分析

李陽（中石化華北油氣分公司采油二廠，寧夏鹽池　751500）

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鄂爾多斯盆地定邊油田長82儲集層特征分析

李陽
（中石化華北油氣分公司采油二廠，寧夏鹽池751500）

摘要：分析定邊油田長82儲層特征，為研究區科學高效開發工作提供基礎地質依據。運用巖心觀察、巖心實驗、X-衍射、鑄體薄片、壓汞、錄井及測井等資料，對長82儲集層進行綜合分析研究。研究區長82儲層巖性主要為巖屑長石細砂巖，砂巖成熟度較低，且黏土礦物富含酸敏黏土礦物。儲集空間以原生粒間為主，粒內溶孔次之；孔隙結構復雜，壓汞排驅壓力和中值壓力等參數偏高，毛管壓力曲線缺少與橫、縱軸平行段，孔隙分選較差，具有油飽低而水飽高的特征；儲層物性較差，非均質性較強，屬微細喉型低孔、特低滲儲集層。

關鍵詞：長82儲集層；巖石特征；物性特征；孔隙結構特征

定邊油田區域位于鄂爾多斯盆地一級構造單元伊陜斜坡西翼中段，在西傾單斜背景下發育局部鼻狀隆起。研究區目前鉆遇三疊系上統延長組、直羅組、安定組，以及白堊系志丹群，油層布在三疊系延長組和侏羅系延安組，其主要生產層位延長組長2、長3、長8油層組和延安組延8、延9油層組。延長組長8層地質構造比較簡單，無斷層發育、呈平緩的西傾單斜，地層傾角小于1°（0.5°～0.6°）。研究區長8層地層比較穩定，厚度在102 m～110 m，且有明顯的標志層用來劃分頂部長7地層、底部長9地層，頂部發育區域穩定的灰黑色“張家灘油頁巖”，底部發育“李家畔泥頁巖”，儲層砂體主要為三角洲前緣水下分流河道沉積的淺灰色細砂巖。

1　儲集層巖石學特征

1.1巖石成熟度

一般巖石成熟度分析主要從巖石的成分成熟度和結構成熟度兩個方面來進行。

據巖心觀察和巖心全巖資料（22塊樣）統計分析，研究區長82儲層巖性主要為淺灰色巖屑長石細砂巖（見圖1），其中石英含量29.7 %～52.3 %、平均36.3 %，長石含量22.3 %～43.9 %、平均32.6 %，巖屑含量12.1 %～36.3 %、平均25.8 %。巖屑以火成巖（7.88 %）和變質巖（16.62 %）為主，含有極少量的沉積巖（1.31 %）。火成巖巖屑主要是酸性噴出巖巖屑，具霏細結構；變質巖巖屑主要是石英巖和千枚巖；沉積巖巖屑主要是泥巖。由長82儲層巖石礦物成分可以看出其成分成熟度低。

對研究區21塊巖心粒度樣品數據進行分析，長82儲層砂巖顆粒粒度主要分布在1＜Φ≤4，占77.1 %，其次分布在4＜Φ≤7區域，占17.4 %，少量分布在-1＜Φ≤1和7＜Φ≤9，僅占5.5 %（見圖2）。依據巖石顆粒粒度分級標準[1]，研究區砂巖以細砂巖為主，中砂巖和極細砂較多，粉砂巖含量極少。此外，粒度分布直方圖和概率曲線圖（見圖2）反映出，儲層砂巖粒度分布范圍較寬，呈多峰（三個峰值）分布，但峰值所代表的顆粒直徑質量百分比的值并不高，為典型的河沙沉積物特征。經過計算，砂巖粒度分選系數（S0）為3.9，標準偏差（δ1）為1.54，對照分選等級標準（見表1）[1]，沉積物巖石顆粒分選中等-較差。對巖心觀察，巖石碎屑顆粒磨圓度較差，呈次棱角狀、棱角、次圓狀。綜合分析巖石顆粒粒度、分選、磨圓等因素，認為儲層巖石結構成熟度較差。

圖1　定邊油田長82儲層砂巖三角分類圖Fig.1 Triangular diagram for the sandstone classification of Chang 82reservoir in Dingbian oilfield

圖2　定邊油田長82儲層砂巖粒度概率累積曲線Fig.2 Cumulative probability curve for the sandstone granularity of Chang 82in Dingbian oilfield

表1　粒度分選系數、標準偏差確定沉積物分選等級標準表Tab.1 Particle size sorting coefficient、standard deviation determination of sediment sorting criteria

1.2填隙物成分

雜基和膠結物是碎屑巖儲集層中最常見的填隙物質，雜基是機械成因存在于顆粒間的細小組分，膠結物是化學成因形成于顆粒孔隙空間的自生礦物。研究區長82儲集層填隙物總的含量為10.37 %，雜基成分主要為黏土礦物，膠結物以方解石膠結為主，含有少量的石膏、瀝青質膠結物。膠結物中方解石含量6.19 %，瀝青質含量0.64 %，石膏膠結物0.04 %。碳酸鹽膠結物方解石晶體呈微-細晶結構充填于粒間孔隙中，黑褐色瀝青質膠結物充填于微裂縫中并侵染片狀礦物和隱晶巖等巖屑。

1.3黏土礦物成分

X-衍射黏土礦物資料研究表明，長82儲集層黏土礦物以綠泥石（C）為主，其次為伊/蒙混層（I/S）、高嶺石（K）、伊利石（I）。黏土礦物中綠泥石含量39 %～75 %、平均59 %，伊/蒙混層含量4 %～44 %、平均19 %，高嶺石含量9 %～18 %、平均14 %，伊利石含量3 %～13 %、平均8 %。黏土礦物中鐵、鎂含量高的酸敏礦物綠泥石遇酸極易溶解，釋放出鐵、鎂離子沉淀物，常堵塞孔隙，傷害儲層。

2　儲集層物性特征

本研究經過分析研究區長82儲集層92塊巖心樣品的孔隙度、滲透率物性資料，長82儲層屬于低孔、特低滲儲集層。從孔隙度頻率分布圖（見圖3）可以看出，孔隙度分布在2.78 %～17.74 %，主要分布在兩個等級區間，一個是Φ<10 %的特低孔隙度區間，占26.1 %；另一個是10 %≤Φ<20 %的中、低孔隙度區間，占73.9 %。孔隙度分布峰值區間為6 %～18 %，占96.7 %，最小值6.05 %，最大值17.74 %，平均孔隙度12.13 %，屬低孔儲集層。由滲透率頻率分布圖（見圖3）可以看出，滲透率分布在0.062×10-3μm2～16.500×10-3μm2，其滲透率峰值區間分布在0.1×10-3μm2～10×10-3μm2，最小值0.100×10-3μm2，最大值7.830×10-3μm2，平均滲透率3.269× 10-3μm2，屬特低滲儲集層。

圖3　定邊油田長82儲集層孔隙度頻率（左）、滲透率頻率（右）分布直方圖Fig.3 Porosity frequency（left）of Chang 82reservoir in the Dingbian oilfield，permeability frequency（right）distribution histogram

3　儲集層孔隙結構特征

對研究區長82儲層鑄體薄片觀察與分析[4-11]，研究區長82儲集層孔隙類型按成因可分為兩大類，即原生孔隙和次生孔隙。原生孔隙主要有原生粒間孔、粒內溶孔、雜基微孔、粒間溶孔、鑄模孔，次生孔隙主要是長石溶孔，但在儲層中極不發育（見圖4）。

圖4　定邊油田長82儲層巖心鑄體薄片Fig.4 Casting thin sections for the core of Chang 82reservoir in the Dingbian oilfield

原生粒間孔存在于顆粒之間，未被雜基、膠結物充填的原生空隙，空隙周邊干凈，連通性較好，此類孔隙類型占儲集空間88.6 %～99.0 %、平均96.1 %，占孔隙總個數87.1 %～99.0 %、平均92.4 %。粒內溶孔占儲集空間0.4 %～6.7 %、平均1.8 %，其他孔隙類型占儲集空間2.1 %。由各孔隙類型占儲集空間體積比說明長82儲集層以原生粒間孔為主要的孔隙類型，其次為粒內溶孔。

碎屑巖儲集空間是多種類型的孔隙通過喉道連接起來所組成的復雜多變的孔喉系統。孔隙結構特征是指孔隙及連通孔隙的喉道大小、形狀、連通情況、配置關系及其演化特征[2，3]。壓汞分析是除鑄體薄片、掃描電鏡和圖像分析等研究孔隙的直觀方法外，分析儲層孔喉特征和孔喉分布的另一個重要手段。

圖5　定邊油田長82儲層毛管壓力曲線特征Fig.5 Characteristics for the capillary pressure curve of Chang 82reservoir in the Dingbian oilfield

根據對研究區壓汞資料分析，研究區長82儲集層排驅壓力分布在0.08 MPa～3.00 MPa，平均1.11 MPa；中值壓力分布在1.44 MPa～50.83 MPa，平均17.12 MPa；退汞率在24.07 %～38.67 %，平均30.31 %；平均喉道半徑分布在0.041 μm～1.64 μm，平均0.43 μm；喉道中值在0.014 μm～0.509 μm，平均0.115 μm，總體反映出排驅壓力高，退汞壓力高，退汞率低，喉道較小（微細喉）的特點（見圖5）。毛管壓力曲線中間平緩段較短且缺少與橫軸平行段，孔隙分選較差且以小孔隙為主，曲線呈陡斜式，也缺少與縱軸平行的束縛水飽和段，說明儲層含油飽和度低含水飽和度較高，為低滲-特低滲毛管壓力曲線。綜合分析毛管壓力曲線形態，長82儲集層巖石分選不好，裂隙不均，略粗歪度，巖石物性較差。

4　結論

（1）研究區長82儲層以淺灰色細巖屑長石砂巖為主[12-14]，碎屑顆粒成熟度低，含有少量的雜基填充物，奠定了儲層孔、滲差的基本特點。長82儲層富含酸敏黏土礦物綠泥石，在后期開發對儲層改造工藝選擇時，要防止黏土礦物酸敏效應對油層構成更大的傷害。

（2）研究區長82儲集層具有低孔、特低滲的特點，儲集空間以原生粒間孔為主，儲層孔隙分選較差且以小孔隙為主，且儲層具有油飽低而水飽高的特征。特低滲低油飽高水飽油藏，開發初期會快速進入較高含水階段，且初始含水飽和度越高，開采過程中開始含水率越高，但隨后可能會有小幅度的回落，進入短期的含水穩定采油期。

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The characteristic research of Chang 82reservoir in the Dingbian oilfield，Ordos basin

LI Yang
（Oil Production Plant 2，Sinopec Huabei Branch，Yanchi Ningxia 751500，China）

Abstract:Research characteristic of Chang 82reservoir in the Dingbian oilfield，provide the basic geological basis for the scientific and effective exploitation of the research block.According to the core observation, core experiment, x-ray diffraction, casting thin sections, mercury penetration, well logging and drill hole survey, a synthesis analysis and research is done on the characteristic of Chang 82reservoir.The lithologic character of Chang 82reservoir is mainly fine lithic arkose, the maturity of sandstone is lower，and the hydrosialite is rich in acid hydrosialite.The protogene intergranular space is the main pore space of reservoir，the intragranular corroded hollow the secondary.Pore structure of Chang 82reservoir is complicated，the parameters of displacement pressure and median pressure are higher.The capillary pressure curve lack of parallel section for the horizontal and vertical axis, the classification of pore is poor and there is characteristic for the lower oil saturation and higher aqueous saturation.The physical property of reservoir is poor and the aeolotropism is strong.It belongs to low porosity and extra-low permeability reservoir of microscopic throat type.

Key words：Chang 82reservoir；lithologic feature；property characteristics；pore structure characteristics

作者簡介：李陽，男（1989-），助理工程師，現從事油氣開發工作，郵箱：liyang2508@163.com。

*收稿日期：2015－12-28

DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.2016.03.031

中圖分類號：TE122.23

文獻標識碼：A

文章編號：1673-5285（2016）03-0119-05