X區(qū)長6儲層物性特征

樊榮榮，王紅印，劉 陽

（延安大學，陜西 延安 716000）

X區(qū)地理位置位于陜西省延安市子長縣安定鎮(zhèn)流泥灣—寺彎鄉(xiāng)寺溝一帶， X區(qū)大地構造位置位于鄂爾多斯盆地東部的陜北斜坡上該斜坡，全區(qū)構造十分簡單，含油層主要位于晚三疊系延長組長6油層組。

1 物性總體特征

油氣儲層的物性特征，主要指孔隙度、滲透率的基本特征，它們是儲層評價和預測的核心內容，同時也是對儲層定量研究的基本參數(shù)。根據(jù)區(qū)內15口取心井近800個砂巖樣品的實測物性分析結果，研究區(qū)大部分井長6砂巖平均孔隙度分布在8.0%～10.0%之間，平均滲透率主要分布在（0.4～1.2）×10-3μm2之間屬于特低孔、特低滲儲層。

2 物性縱向分布特征

由于巖心實測在研究區(qū)內缺失長64砂層組的實測樣品，所以物性縱向上的分布規(guī)律只能對長61—長63砂層組進行描述。

2.1 孔隙度的縱向分布特征

孔隙度是控制油氣儲量以及儲能的主要物理參數(shù)， 用數(shù)理統(tǒng)計法統(tǒng)計孔隙度在縱向上變化的規(guī)律性。統(tǒng)計結果（表1）表明：孔隙度在縱向上變化不明顯，各小層平均值比較接近，其變化范圍為8.05%～9.73%，。若以砂層組為單元評價，長63和長62比長61的稍高一點。

2.2 滲透率縱向分布特征

滲透率不僅影響著油氣層的儲能，也控制著油氣層的產能。統(tǒng)計表明，滲透率在縱向上變化比較明顯，從下向上逐次變差，其變化范圍為（1.50～0.42）×10-3μm2。若以砂層組來評價，長63最好，長62居中，長61最差。

表1 長6油層組巖心實測孔隙度統(tǒng)計表

3 物性平面分布特征

3.1 孔隙度平面分布特征

對不同時間單元沉積的疊合砂體、進行孔隙度描述時，比較困難，因此，將孔隙度分為：小于9%、9%～10%、大于10%的三種類型，然后分別描述它們在平面上展布位置和特征。現(xiàn)分述如下：

（1）61小層

本小層孔隙度以大于 9%的砂體占絕對優(yōu)勢，其中，大于10%的砂體，主要分布在工區(qū)南部和東部，多呈不規(guī)則的條帶狀。孔隙度為 9～10%的砂體，主要分布3205～3251井連線以西、砂體連片分布、砂體中包裹小于 9%和大于 10%的小透鏡體砂體，連線以東約在3309～3225井一帶，呈不規(guī)則的條帶狀分布。

小于 9%的砂體均呈小透鏡體和星點狀被包裹在其他兩類型孔隙度砂體之中。

⑵長62小層

本小層孔隙度以大于10%的砂體為主，小于9%的砂體寥寥無幾。大體以3205—3233井為界，界線西南孔隙度以大于10%的砂體為主，砂體中鑲嵌多個孔隙度為9%～10%的不規(guī)則透鏡體，使該砂體的形態(tài)多變，但仍能連線成片。界線東北孔隙度以9%～10%的砂體為主、可連片分布，砂體中包裹一些其他兩類的小透鏡砂體。

(3)長 63小層

該小層孔隙度以9%～10%的砂體為主，該砂體中鑲嵌大量的其他兩類大小不等的透鏡砂體。這些砂體相互交叉，分布規(guī)律極不明顯。但是，在工區(qū)內孔隙度為9%～10%的砂體基本可連接成片

(4)長 64小層

孔隙度大于10%的砂體在工區(qū)分布范圍僅次于9%～10%的砂體，多呈小透鏡體和小條帶狀分布。9%～10%的砂體，相對分布范圍較廣，常被其他兩類孔隙度砂體分隔。小于 9%的砂體多呈小透鏡體分布，在工區(qū)東部個別砂體面積相對較大。

3.2 滲透率平面分布特征

參考孔隙度分類并大體使?jié)B透率與孔隙度的關系對應，將滲透率也分為三類：小于0.5、0.5～1.0、大于1.0×10-3μm2，然后，描述它們在平面上的分布位置及特征。現(xiàn)分述如下：

⑴ 長61小層

該小層滲透率以大于 0.5×10-3μm2的砂體為主，大于1.0×10-3μm2的砂體在工區(qū)的北部、南部及東部呈東西向條帶狀分布。滲透率（0.5～1.0）×10-3μm2的砂體，多分布在工區(qū)西部和中部，在工區(qū)內局部部位成片分布。小于0.5×10-3μm2的砂體在工區(qū)局部呈星點狀分布。

(2)長 62小層

該小層滲透率為（0.5～1.0）×10-3μm2的砂體主要分布在工區(qū)北部部位的3309—3225井一帶，分布范圍不大、該砂體常包裹大于1.0和小于0.5×10-3μm2的小透鏡狀砂體。

(3)長 63小層

大于1.0的砂體主要分布在工區(qū)北、西、南部部位，多呈條帶、透鏡狀分布，該砂體常包裹滲透率為（0.5～1.0）×10-3μm2的小透鏡體砂體。小于0.5×10-3μm2的砂體在局部呈零星分布。

(4)長 64小層

該小層滲透率大于1.0×10-3μm2的砂體占優(yōu)，遍布工區(qū)，局部成片分布。該砂體包裹滲透率為（0.5～1.0）×10-3μm2的透鏡砂體。

4 孔隙度與滲透率的關系

研究區(qū)長6油層組的孔隙度—滲透率交會圖如圖4所示。從圖中可以看出，孔隙度與滲透率之間存在一定的相關性，但兩者相關性較差，反映滲透率主要受孔隙結構的影響，此為低滲透儲層的普遍特點。

圖1 X區(qū)長6油層組孔隙度與滲透率交會圖

5 儲層物性的影響因素分析

研究表明，本區(qū)長6儲層物性主要受沉積微相及成巖后生作用的影響。

沉積微相方面，前緣水下分流河道、三角洲平原分流河道砂體由于沉積時水動力強度大，砂巖粒度較粗，云母礦物及泥質含量較低，原始粒間孔隙較發(fā)育，在成巖作用后期，溶蝕作用相對較發(fā)育，因此物性相對較好，但部分層段由于原始孔滲條件好，孔隙流體比較活躍，方解石膠結物含量高，導致物性變差。天然堤、決口扇砂體，由于其沉積時水動力條件較弱，砂巖粒度較細，其中含較多的云母礦物及泥質雜基，在壓實作用下，發(fā)生變形充填粒間孔隙，破壞原始粒間孔，后期溶蝕改造作用不強，物性較差。

成巖作用方面，壓實和膠結作用是主要的破壞性成巖作用。假定砂巖的原始孔隙度為40%，本區(qū)長6砂巖由壓實作用造成的孔隙度喪失在10.1%～28.4%之間，平均為 20.9%左右，占孔隙度損失的27.4%～87.7%，平均為67.6%。由膠結作用造成的孔隙度喪失在4%～27%之間，平均為10.3%左右，占孔隙度損失的12.3%～72.5%，平均為 32.4%說明壓實作用是導致長6砂巖孔隙喪失的主要原因。本區(qū)長6砂巖中含較多的塑性碎屑，在早期成巖作用過程中發(fā)生扭曲、膨脹及塑性變形并擠入粒間孔隙中，從而使相當一部分原生粒間孔隙喪失。

6 結論

（1）巖心分析及測井解釋結果表明，研究區(qū)長6油層組儲層物性較差，主要為一套低孔、特低孔—特低滲儲層，含少量低孔—低滲儲層。

（2）儲層物性主要受沉積微相及成巖后生作用的影響。

（3）成巖作用方面，壓實和膠結作用是主要的破壞性成巖作用，其中壓實作用是導致儲層砂巖孔隙喪失的主要原因。

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