何日斯太凹陷T2井區儲層特征研究

周田存

何日斯太凹陷T2井區儲層特征研究

周田存

（陜西延長石油(集團)有限責任公司油氣勘探公司內蒙古勘探開發部， 陜西 延安 716000）

通過巖心薄片鑒定、掃描電鏡、壓汞法、全巖X-衍射、分析化驗等方法，結合陣列聲波測井資料對何日斯太凹陷T2井區儲層的巖性特征、分布特征、孔隙結構特征、裂縫特征、物性特征、粘土含量和粘土礦物組份、敏感性幾個方面進行研究，研究表明該區域儲層是低孔特低滲儲層，屬三類儲層。

何日斯太； 儲層特征； 物性； 敏感性

何日斯太凹陷T2井區位于內蒙古自治區錫林郭勒盟正藍旗境內，構造上位于二連盆地何日斯太凹陷北部凹槽的東部斷洼中部。區塊含油層系為騰格爾組一段油層，騰一段下部構造形態總體表現為一西傾單斜構造，構造被多條正斷層所切割，形成壘塹相間的構造格局。平面上和縱向上，儲層變化均較大，總體表現為低孔特低滲儲層。

1 巖性特征

薄片鑒定表明，巖石類型以巖屑砂質細礫巖為主。石英含量約2%～10％；長石含量約1%～4％，成分主要為鉀長石和斜長石；巖屑含量較高，一般50%～80％，最高可達87%，成分以火成巖為主，少量沉積巖和變質巖。填隙物主要為方解石，含量1%～27%；少量粘土，含量1%～8%。顆粒磨圓多為次棱角狀，分選差～中等，膠結類型以壓嵌式居多，接觸關系以點、線、鑲嵌狀接觸，顆粒支撐為主，膠結物方解石、白云石為主，風化蝕變程度為淺-深。巖屑雜基界線模糊不清，顆粒排列弱定向，巖屑以中酸性噴出巖為主，粒間分布自生粘土，亮晶方解石選擇性交代碎屑。

從掃描電鏡看，樣品主要由石英、長石、巖屑組成，粘土礦物主要以伊利石為主；膠結物以白云石為主，其次為次生石英；膠結類型以鈣質膠結為主；巖性致密程度中等，風化程度中等-較弱；顆粒粒徑在80～450 μm之間，以鑲嵌式接觸，分選性較差，磨圓度中等-較差，主要發育粒間孔～溶孔，為巖屑砂質細礫巖。

2 儲層分布特征

砂體沉積受古地形控制明顯，構造低部位厚度大，高部位厚度薄，坡度較陡部位（T2-11-4、T2-11-2）的砂體根部變窄、變薄，橫向變化快。其宏觀特征是大套湖相泥巖夾礫巖、砂礫巖和不同級別的含礫砂巖，巖石顆粒分選差，礫砂泥混雜，層理不明顯。湖底扇砂體南北寬600～800 m，東西長1 000～3 000 m，砂體分布面積為1～2 km2。砂巖厚度一般10～40 m，最高達到60 m，有效厚度15～20 m。

3 孔隙結構特征

為了更準確地反映儲層的孔隙結構情況，應用20塊壓汞分析資料，從宏觀儲集物性定量參數：孔隙度和滲透率、反應微觀孔隙結構的壓汞統計參數以及巖性等方面對研究區的孔隙結構進行了分類評價（圖1），分析壓汞曲線表明該區儲層為三類儲層。

圖1 儲層孔隙結構壓汞法毛管壓力曲線

4 儲層物性特征

取芯化驗分析孔隙度最小值1.34%，最大值23.95%，一般分布區間10%～12%，平均為9.62%；滲透率最小值0.01 mD，最大值40.78 mD，一般分布區間0.16～2.56 mD，平均為2.59 mD，屬低孔特低滲儲層（圖2）。

圖2 儲層物性孔隙度和滲透率直方圖

5 儲層裂縫特征

鄰區T2-2-1井陣列聲波測井顯示，最大水平主應力方位為 220～240°，人工裂縫方向也應該是220～240°。T2-13-6井地層傾角測井顯示，最大水平主應力方位為250～260°，最小水平主應力方位為340～350°。T2-5-1井電位法壓裂裂縫方位測試結果表明，壓裂裂縫為東西向（圖3）。

圖3 T2-5-1井電位法壓裂裂縫方位測試圖

借鑒二連盆地的哈南油田，根據現今應力場分布特征，最大水平應力方向為 60°～70°，水力壓裂將會產生NEE方向人工裂縫。天然裂縫以高角度裂縫為主，一般大于60°，與二連盆地其它油田相近。

6 粘土含量和粘土礦物組份

T2井區儲層巖石填隙物主要為方解石，含量1%～27%；少量粘土，含量1～8%。由X-衍射粘土礦物分析統計，伊利石含量相對最高，為70.43%，其次為伊蒙混層，相對含量為223.99%，高嶺石和綠泥石相對含量較少，分別為2.2%（表1）。

表1 T2-3-4井全巖X-衍射分析報告

7 儲層敏感性

儲層敏感性包括水敏、速敏、酸敏、堿敏及鹽敏等五個方面的內容，目的在于找出儲層發生敏感性的條件，以及由敏感性所能引起的儲層傷害程度，為各類工作液的設計、油層傷害機理分析及油層保護提供科學依據。

7.1 速敏性

速敏性是指由流體流速變化而引起地層中微粒運移的現象，實驗目的在于了解儲層滲透率變化與流速的關系，尋找合理的流速，為優選合理的注入速度提供依據。本區粘土礦物中，伊利石含量最高，伊利石具有微粒遷移的特性，堵塞孔道，造成儲層滲透率降低。室內試驗研究表明（圖4），隨著流速的增加，儲層滲透率下降，說明儲層發生速敏現象。

7.2 水敏性

水敏性是指與地層不配伍的外來流體進入儲層后引起儲層中粘土礦物發生水化膨脹和分散運移，而造成儲層滲透率下降的現象。根據T2-3-4井兩塊巖樣水敏評價室內試驗，水敏指數分別為19.6%和24.2%，屬于弱水敏和中等偏弱水敏（表2）。

表2 T2-3-4井巖樣水敏性評價表

圖4 T2-3-4井速敏評價曲線

7.3 堿敏性

堿敏性是指具有高pH值的流體流入地層后與儲層巖石或者儲層流體接觸發生反應，造成儲層結構變化，滲流能力下降。從T2-3-4井兩塊巖石樣品堿敏性實驗結果來看，堿敏指數分別為19.9%和15.7%，屬于弱堿敏。

7.4 酸敏性

T2-3-4井兩塊巖樣酸化實驗前后的酸敏指數分別為17.9%和18.2%，屬于弱酸敏（表3）。

表3 T2-3-4井巖樣酸敏性評價表

7.5 鹽敏性

根據T2-3-4井兩塊巖樣鹽敏性實驗數據，儲層滲透率隨鹽水礦化度的增大而增大，臨界點在6000 mg/L（表4）。

儲層敏感性實驗結果表明速敏是T2井區儲層傷害主要影響因素，為了降低儲層傷害程度，對采油和注水速度要合理控制；為了防止儲層污染，要求工作液的礦化度控制在鹽敏臨界點以上。

表4 T2-3-4井巖樣鹽敏評價數據表

8 結論

（1）T2井區儲層巖石類型以巖屑砂質細礫巖為主，主要由石英、長石、巖屑組成。

（2）研究區內儲層砂巖厚度一般10～40 m，最高達到60 m，有效厚度15～20 m。

（3）分析壓汞曲線表明該區儲層為三類儲層。

（4）該區儲層屬低孔特低滲儲層。

（5）該區天然裂縫以高角度裂縫為主，一般大于60°，與二連盆地其它油田相近。

（6）T2井區儲層巖石填隙物主要為方解石，含量1%～27%；少量粘土，含量1%～8%。

（7）儲層敏感性實驗結果表明速敏是騰2井區儲層傷害主要影響因素。

［1］王永成, 高海仁, 李云．何日斯太凹陷北主洼槽勘探潛力分析[J].石油地質與工程，2010，24 (6): 14-17．

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［3］吳亞紅，趙仁保，劉清華．低滲儲層敏感性實驗方法及評價研究[J]. 鉆采工藝，2009，32 (5)：87-90.

Study on Reservoir Characteristics of T2 Wellblock in Herisitai Depression

（Shaanxi Yanchang Petroleum (Group) Co.,Ltd. Oil and Gas Exploration Company Inner Mongolia Exploration and Development Department, Shaanxi Yan'an 716000, China）

Based on core thin section identification, scanning electron microscopy (SEM), mercury intrusion method, whole rock X-ray diffraction method and analysis test, combined with the array acoustic logging data, lithology characteristics, distribution characteristics and pore structure characteristics, reservoir fracture features, reservoir physical properties, clay content and clay mineral components, reservoir sensitivity of T2 wellblock reservoir were studied. The results show that the reservoir is low porosity and low permeability reservoir, and belongs to class 3 reservoir.

Herisitai; reservoir characteristics; physical properties; sensitivity

TE 122

A

1004-0935（2017）09-0880-03

2017-07-11

周田存（1983-），男，工程師，工程碩士，陜西省榆林人，2006 年畢業于長安大學勘查技術與工程專業，研究方向：石油勘探開發、石油地質。