志丹油田寺崾峴區延長組長6儲層特征研究

摘 要：基于巖心觀察及測試資料，研究了寺崾峴區延長組長6儲層特征。研究表明，區內長6層巖性以長石為主，填隙物以方解石、伊利石、綠泥石、泥鐵質為主，總體屬于礦物成分成熟度低，結構成熟度高的砂巖儲層。儲層以原生粒間孔為主，次為長石溶孔，屬溶孔-粒間孔型儲層?？紫抖绕骄?.7%，滲透率平均值0.37×10-3μm2，以特低孔-超低滲為主。成巖作用強烈，主要的成巖作用有早期機械壓實作用、壓溶作用、自生礦物充填膠結作用、晚期溶蝕作用等。各小層孔隙度平面非均質性較弱，滲透率平面非均質性較強。

關鍵詞：寺崾峴區；志丹油田；鄂爾多斯盆地；長6；儲層特征

1區域概況

志丹油田寺崾峴區處于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡帶中部。伊陜斜坡為盆地主體，為西傾平緩單斜，傾角一般不足l°[1，2]。區內主要含油層位為三疊系延長組長6油層組，可進一步細分為長61、長62、長63、長64四個亞組，其中，長61和長62含油性最好。寺崾峴區的構造相對簡單，僅局部發育由差異壓實形成的低幅度鼻狀構造，對油氣聚集具有一定的控制作用[3]。油氣分布主要受巖性和物性的控制，油藏類型總體為巖性油氣藏，配以局部構造輔助，驅動方式為彈性—溶解氣驅。

2 巖石學特征

巖心觀察及室內巖石薄片鑒定結果表明，長6儲層粒徑一般0.08mm～0.25mm。砂巖成份以長石為主（38%～65%），石英次之（13%～28.0%），巖屑含量5%～25%。巖性致密，風化程度弱到中等，顆粒分選較好，磨圓度以次棱為主，膠結類型有孔隙型、薄膜型、次生加大型等，以孔隙型為主。填隙物以方解石、伊利石、綠泥石為主，還含有少量的菱鐵礦、硅質、瀝青質，總體屬于礦物成分成熟度低，結構成熟度高的砂巖儲層。

圖1 志丹油田寺崾峴地區延長組長6砂巖組份三角圖

圖2 志丹油田寺崾峴區延長組長6填隙物成分直方圖

3 物性特征

根據志丹油田寺崾峴區10口井248塊巖心樣品物性分析結果，區內長6油層組儲層孔隙度2.6%～17.1%，平均值9.7%，滲透率0.03～3.15×10-3μm2，平均值0.37×10-3μm2，有效厚度下限以上平均孔隙度10.19%，平均滲透率0.43×10-3μm2，綜合評價以特低孔-超低滲為主。

4 成巖作用特征

4.1 壓實及壓溶作用

研究區長6砂巖經歷比較強烈的機械壓實作用，是引起儲層孔隙度降低的主要原因之一。早期的機械壓實作用使碎屑顆粒發生轉動、重排、呈定向排列。云母及泥質等塑性巖屑被擠壓發生變形，而剛性巖屑顆粒有時發生擠壓變形或破裂，形成線接觸或凹凸狀接觸及縫合線接觸。壓實作用的后期，進一步轉化為晚期化學壓溶作用為主，表現為顆粒接觸處發生溶蝕現象，顆粒間由原先點、線接觸→凹凸接觸、甚至少量縫合線接觸，同時石英及長石出現次生加大現象。壓實、壓溶作用對原生孔隙破壞性較強，使原始孔隙大量喪失，而殘余很少量原生孔隙。

4.2 膠結充填作用

本區長6砂巖中主要膠結物類型為粘土礦物、碳酸鹽礦物、水云母及膏石等。

粘土礦物：早期的綠泥石薄膜現象極為普遍，對長6砂巖儲層具有雙重作用；伊利石以不規則片狀、彎曲狀及絲縷狀披蓋在顆粒表面或填充于孔縫中，在殘留粒間縫中可見伊利石搭橋現象；粘土混層膠結物含量甚少，但可見到蜂窩狀綠蒙混層及片狀、蜂巢結構伊蒙混層。這些粘土混層多充填于粒間孔隙中，或與自生礦物相并存。

碳酸鹽膠結物：具有明顯的多期次形成特征。早成巖期方解石、白云石膠結物為孔隙式膠結，附著在碎屑顆粒表面而生長，造成儲層中部分原生粒間孔隙被封閉或半封閉，同時后期溶蝕作用比較弱，形成了難以改造的致密砂巖儲層。晚成巖期連生結構的方解石、白云石等膠結物充填于次生溶蝕孔隙中，形成于深埋藏環境。

4.3 硅質膠結作用

硅質膠結作用改變了儲層的孔隙結構，使儲層的喉道變成片狀或彎片狀喉道，嚴重減弱流體的滲流能力，使儲層滲透性變差。而自生石英膠結物占據孔隙空間，減小了面孔率，也降低了孔隙度。

4.4 溶蝕作用

本區長6油層組砂巖儲層的溶蝕作用是形成次生孔隙的關鍵原因，對改善砂巖儲層的儲集性能起到了積極作用，屬于建設性成巖作用。本區長6砂巖以長石溶蝕為主，次生孔隙（溶蝕孔隙）主要表現為粒間溶孔和粒內溶孔。長石、巖屑沿其解理縫、微裂縫及顆粒邊緣被溶蝕形成溶蝕粒間孔；局部層段的長石顆粒等受溶蝕強烈，形成鑄模孔。溶孔直徑從數微米至數十微米，使得孔隙喉道的發育及孔喉間的連通性得到改善。

5 孔隙結構特征

借鑒鄰區雙河區鑄體薄片分析，長6油層組儲層發育的孔隙類型主要有殘余粒間孔、溶蝕孔（粒間溶孔、長石溶孔、巖屑溶孔）、晶間孔、微裂隙等。

粒間孔隙發育于顆粒碎屑之間，是本區重要的空隙類型。由于較強的成巖作用，原生粒間孔隙往往受成巖作用改造，成為縮小的殘余原生粒間孔。次生溶蝕孔隙是區內另一重要孔隙類型，次生溶蝕孔隙主要有長石溶孔、巖屑溶孔。石英或長石次生加大作用形成的晶間孔隙或晶間縫。

6 非均質性特征

6.1 平面非均質性

志丹油田寺崾峴區平面上水下分流河道及河口壩復合砂體沉積與河道間灣泥質沉積相間分布，砂體呈帶狀、條帶狀展布。儲層橫向上具有較強的非均質性，表現為砂巖厚度、砂/泥比值、以及儲層物性均變化較大。此外，平面薄、厚砂帶的相間分布，增強了區內儲層平面非均質性，同時也進一步控制著油藏的分布及形態。統計數據表明，各小層孔隙度平面非均質性較弱，滲透率平面非均質性較強。

6.2層間非均質性

志丹油田寺崾峴區長6分層系數0.65～2.6不等。砂巖密度介于20～64之間。垂向上，長6油層儲層物性變化較小，滲透率介于0.27～0.46之間，各小層間變異系數0.6～1.03，非均質性中等偏強。垂向上，從長7到長2及延長組，埋深不斷變淺，油層物性逐漸變好。長61、長62油性較好且接近，砂體層間非均質性較弱；長63、長7油層物性較差。

6.3層內非均質性

層內非均質性一般用變異系數、突進系數和級差反映，根據志丹油田寺崾峴區各油層組層內非均質評價參數，志丹油田寺崾峴區層內非均質性較強。層理有平行層理、交錯層理等影響砂巖的垂向滲透率。夾層頻率平均為0.18～0.32層/m；平均每層夾層數2～4條，夾層厚度大都小于2.0m，夾層薄且不發育，主要為泥質夾層和鈣質夾層。鄰區資料表明，垂向滲透率為水平滲透率的44%，且與水平滲透率呈正相關關系。

7.結論

（1）區內長6層巖性以長石為主，石英次之，巖屑含量5%～25%；填隙物以方解石、伊利石、綠泥石、泥鐵質為主；總體屬于礦物成分成熟度低，結構成熟度高的砂巖儲層。

（2）區內長6儲層均以原生粒間孔為主，含量3.0%～6.0%，次為長石溶孔，屬溶孔-粒間孔型儲層?？紫抖绕骄?.7%，滲透率平均值0.37×10-3μm2，有效厚度下限以上平均孔隙度10.19%，平均滲透率0.43×10-3 μm2，以特低孔-超低滲為主。

（3）區內長6層成巖作用強烈，主要的成巖作用有早期機械壓實作用、壓溶作用、自生礦物充填膠結作用、晚期溶蝕作用等。

（4）區內長6層砂巖儲層多韻律層復合疊加，各小層孔隙度平面非均質性較弱，滲透率平面非均質性較強。

參考文獻

[1] 王道富，朱義吾，李忠興，等.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，2003：36～37

[2] 楊俊杰.鄂爾多斯盆地構造演化與油氣分布規律[M].北京：石油工業出版社，2002：39

作者簡介

王廷有（1978-），男，本科，工程師，志丹采油廠朱家灣采油隊隊長。

（作者單位：延長油田股份有限公司志丹采油廠）