鄂爾多斯盆地子長油田新寨河區塊長2油層組儲層特征研究

趙 淼，成 城

(延長油田股份有限公司 定邊采油廠，陜西 定邊 718600)

隨著勘探開發程度的深入，我國低滲透油氣資源占比不斷增加，勘探開發潛力巨大[1-2]。低滲儲層物性差、孔隙結構復雜多變等，導致油藏中流體滲流特征等方面與常規油藏差異較大，致使低滲透油藏的開發難度大[3-4]。

儲層微觀孔隙結構直接影響巖石的儲集特性和滲流特性。開展低滲透油藏開展儲層特征包含孔隙、吼道特征研究有利于尋找優質儲層的分布，對低滲透儲層研究具有重要意義[5-8]。本文以鄂爾多斯盆地子長新寨河區長2油層組儲層為例，利用巖心描述、掃描電鏡鑒定及高壓壓汞等方法，對低滲透儲層特征進行研究，為低滲透率油藏進一步勘探開發提供參考。

1 研究區地質背景

子長油田新寨河區塊位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中東部，整體呈現為東高西低的低傾角單斜構造，面積 20 km2(圖1)。對鄂爾多斯盆地延長組沉積演化過程的研究認為，隨著構造抬升，長2層沉積時期湖盆收縮至消亡，子長新寨河區塊長2層為辮狀河河流沉積，河道為低彎度河道沉積，長2沉積時期研究區物源為北東方向，在物源方向砂體呈條帶狀分布，河道砂體較為發育，砂體呈多層結構[9-11]，顆粒相對較粗，是油氣的主要聚集區。通過分析巖心資料，結合測井資料、試油及生產情況，按照旋回對比原則，研究區長2油層組劃分為長21、長22和長23等3個砂組，其中長21又進一步劃分為3小層，其中長213為主力含油層位。

圖1 研究區構造位置

2 儲層特征研究

2.1 巖石學特征

通過對新寨河區長2儲層巖心描述記錄、薄片鑒定等資料統計分類可知：研究區長2儲層巖性以淺灰色中砂質細粒砂巖為主，其余為中砂巖、粉細砂巖及粉砂巖。砂巖的礦物成分為長石為主，長石相對含量52%～56%，平均54.29%；其次為石英，相對含量26%～28%，平均為27.3%；巖屑相對含量5%(圖2)。以方解石膠結和黏土礦物膠結為主，黏土礦物中綠泥石含量最高，自生高嶺石普遍存在，但含量較少。碎屑顆粒呈次圓到次棱角狀，分選好，支撐方式顆粒支撐，線接觸或點～線接觸，膠結類型為薄膜～孔隙式，方解石呈嵌晶式膠結。

(Ⅰ：石英砂巖，Ⅱ長石質石英砂巖，Ⅲ：巖屑石英砂巖，Ⅳ：長石砂巖，Ⅴ：巖屑長石砂巖或長石巖屑砂巖，Ⅵ：長石質巖屑砂巖，Ⅶ：巖屑砂巖)圖2 新寨河區長2油層組砂巖成分分類圖

2.2 物性特征

通過對區塊內長2儲層390塊巖心物性分析結果統計表明(圖3～圖6)，子長新寨河長2孔隙度在1.40%～21.50%，平均12.43%，主要分布在10%～18%之間，占總樣品數的79.23%；滲透率在(0.03～195.09)×10-3μm2，平均27.43×10-3μm2，主要分布在(0.5～30.0)×10-3μm2，占全部樣品數的53.7%；含油飽和度在12.7%～66.3%之間，平均值為41.8%。根據孔隙度與滲透率散點圖分析，滲透率及孔隙度間原油明顯的正相關性。根據以上孔滲測試資料統計，總體認為，研究區長2油層屬于低孔低滲儲層[12]。

圖4 新寨河區長2儲層滲透率頻率分布圖

圖5 孔隙度與滲透率散點圖

圖6 含油飽和度頻率分布圖

2.3 孔隙結構特征

2.3.1 孔隙類型及大小

鑄體薄片結合掃描電鏡對研究區長2儲層大量巖心進行觀察，研究區長2儲層孔隙以殘余粒間孔及為粒間溶孔主，少量粒內溶孔，局部可見微裂縫和鑄模孔(圖7)。殘余粒間孔為研究區長2層主要儲集空間，其是在經受了機械壓實或經石英次生加大后保留的孔隙；粒間溶蝕孔是黏土礦物、碳酸鹽礦物，以及長石、巖屑等碎屑顆粒邊緣溶蝕形成的孔隙，它使原生孔隙部分恢復和擴大或形成新的次生孔隙，孔隙多呈不規則狀，邊緣為鋸齒狀或港灣狀，粒間溶孔能夠改善孔喉間的連通性以及儲層儲集能力。

a.石英充填溶蝕粒間孔；b.長石溶孔；c.碎屑顆粒溶蝕粒間孔；d.殘余粒間孔(粒間孔)圖7 長2儲層孔隙類型

研究區長2層孔隙形態多呈三角形、四邊形及不規則狀，孔徑分布均一性差，平均孔徑分布范圍在30～230 μm，平均喉道直徑分布在0.13～7.86 μm。按照孔喉分級標準[13]，研究區長2儲層為孔喉組合類型劃分為中孔-中喉型。

2.3.2 孔隙結構特征

儲層的微觀孔隙結構是指孔隙和喉道的幾何形狀、大小、分布及其相互連通的關系[14]。孔隙結構的好壞直接影響儲集巖的儲集性能。本次研究選擇壓汞法研究孔隙結構，通過壓汞實驗能夠的得到孔喉特征的一系列參數，可定量地描述儲層的孔隙結構特征。

對研究區長2儲層48塊巖心樣品進行壓汞實驗，排驅壓力分布范圍較為集中，主要分布在0.026～2.750 MPa，平均值 0.65 MPa；最大連通孔喉半徑分布在1.463～29.062 μm，平均為 12.452 μm；中值壓力分布范圍不均勻，主要分布在0.162～3.592 MPa，平均為 0.949 MPa；中值孔喉半徑0.209～5.828 μm，平均為 1.917 μm；分選系數0.011～3.311，多為0.5～2；最大進汞飽和度在62.45%～94.92%，平均為80.22%；退出效率在18.58%～53.22%，平均為33.45%。

通過壓汞實驗得到參數，結合壓汞曲線形態特征與壓汞系數[15]對研究區長2儲層進行評價。壓汞系數的計算公式為：

(1)

式中：CHg為壓汞系數；φ為孔隙度，%；SHgmax為最大進汞飽和度，%；R50為中值半徑，μm；Pd為排驅壓力，MPa；Cs為分選系數。

根據不同的壓汞曲線特征結合樣品的壓汞系數，將區塊內58塊巖心樣品歸類，劃分為3類曲線形態，在以上分類的基礎上，將研究區儲層劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類。

1)Ⅰ類，優質儲層。儲層巖性主要為細～中粒長石砂巖，曲線形態表現比較統一，都有一個較窄的平臺，排驅壓力多小于 0.08 MPa，最大進汞飽和度高，多大于80%，壓汞系數大于8[圖8(a)]。該類儲層主要位于分流河道砂體的中心位置，多分布在鼻狀隆起區域內，縱向多分布在河道砂體的底部，孔隙以剩余原生粒間孔為主，粒間溶孔較發育，儲層連通性好，所占比例約為15.22%。該種曲線對應井段試油數據顯示，I類優質儲層的產液量一般大于 8 m3/d。

圖8 新寨河區長2油層組不同孔隙結構類型壓汞曲線特征

2)Ⅱ類，中等儲層。儲層巖性以細粒長石砂巖為主，排驅壓力多為0.1～0.5 MPa，最大進汞飽和度中等，多為75%～85%，壓汞系數為5-8[圖8(b)]。該類曲線屬中等儲層，主要位于分流河道或河道邊部，縱向多分布在河道砂體的中部，剩余原生粒間孔為主，其次為溶孔，部分孔隙相互連通，連通性較好，所占比例為50.0%。該種曲線對應井段試油數據顯示，II類中等儲層的產液量一般為3～4 m3/d。

3)Ⅲ，較差儲層。儲層主要為粉細砂巖及部分的細砂巖和粉砂巖，排驅壓力比Ⅱ類儲層高，為1.0～2.7 MPa，最大進汞飽和度多為60%～80%，壓汞系數為小于5[圖8(c)]。該類曲線屬于較差儲層，其儲集性能和滲流能力均一般，主要位于分流河道邊部，縱向多分布在河道砂體的上部及天然堤，主要剩余原生粒間孔，粒間溶孔不發育，個別孔隙相互連通，所占比例約為34.7%。同井段的試油數據顯示，好儲層的產液量一般小于 2 m3/d。

研究區長2儲層以中等儲層居多，占比50%，較差儲層占比34.7%，優質儲層占比15.3%。余34井長213屬于I類優質儲層，孔隙內發育較多溶蝕孔，構造位于鼻狀隆起上(圖9)，平均孔隙度15.59%，初產單井日產液 11 m3，產油 7 t。

圖9 余34井長2段砂體連井剖面圖

3 結論

1)子長新寨河區長2層為辮狀河流相沉積，儲層巖性主要為中砂質長石細砂巖，以方解石和綠泥石膠結為主，分選好。長2儲層具有典型的為低孔低滲儲層特征，孔隙類型主要巖石溶蝕孔及粒間孔，局部可見微裂縫和鑄模孔，儲層非均質性較強。

2)根據壓汞系數及壓汞曲線特征將儲層為優質、中等和較差3類。研究區長2儲層以中等儲層居多，占比50%，較差儲層占比34.7%，優質儲層占比15.3%。