試論靖邊地區(qū)長6含油區(qū)帶的地質(zhì)評價

摘 要：本文基于靖邊區(qū)域基本概況，利用大量高端儀器和資料分析，總結(jié)研究了靖邊油田長6油層組的巖體、物性和孔隙結(jié)構(gòu)等儲層特征，繼而分析了重要的地質(zhì)因素對儲層物性的影響作用。最后得出關(guān)于靖邊地區(qū)長6含油區(qū)儲層的現(xiàn)實情況。

關(guān)鍵詞：長6油層；儲層特征；地質(zhì)作用；靖邊地區(qū)

中圖分類號：F82 文獻標識碼：A

一、區(qū)域概況

（一）地理區(qū)位

靖邊地區(qū)位于榆林地區(qū)西北部，無定河上游，毛烏素沙漠南沿，地跨長城南北，屬鄂爾多斯臺地的一部分。位置坐標介于東經(jīng)108°17′～109°20′和北緯36°55′～38°01′之間，北與內(nèi)蒙古烏審旗、鄂托克前旗接壤，南瀕延安地區(qū)子長、安塞、志丹、吳旗縣，東鄰橫山、西毗定邊。地形呈菱形，南北最大距離116.2公里，東西最大距離91.3公里，總面積5088平方公里。

（二）地形地貌

該區(qū)地勢南高北低，區(qū)內(nèi)最高點海拔1823米，最低點海拔1123米。區(qū)塊從地貌上可分為三大類，西北部屬風(fēng)沙攤地，面積約276萬畝，地勢平緩，有流動、半固定、固定沙丘與小型盆地，地下水豐富，水位淺，灌概條件好。中部為黃地梁峁?jié)镜貐^(qū)，黃土質(zhì)梁峁之間形成封閉、半封閉開闊谷地，稱之為澗，面積約175萬畝。南部白于山兩側(cè)為丘陵溝壑區(qū)，面積約312萬畝，山梁起伏，溝壑縱深，水土流失較為嚴重。

二、油氣儲層特征評價

（一）儲層巖石學(xué)特征

靖邊地區(qū)長6油層組儲層巖性特征，從巖石成分和結(jié)構(gòu)兩方面著手：成分主要為灰色-淺灰綠色細砂巖， 其次為粉-細砂巖， 另含少量的中粒砂巖。砂巖以長石砂巖為主， 含少量巖屑長石砂巖。碎屑以長石為主，含量為43.0%～80.0%，平均含量為57.3%； 其次為石英， 含量為12.0%～38.0%，平均為23.0%。巖屑含量變化較大，為3.0%～29.0%， 平均12.1%。巖屑以變質(zhì)巖巖屑為主，其次為火山巖巖屑。云母碎屑為2.0%～7.0%， 平均為4.2%， 以黑云母為主，黑云母以各種形狀定向排列。填隙物以濁沸石、綠泥石、碳酸鹽和長英質(zhì)為組合特征，總含量平均約12.4%。結(jié)構(gòu)上，以細粒為主，主要粒徑為0.07～0.30 mm，分選好，磨圓度為次棱狀， 顆粒間為線接觸， 膠結(jié)類型以薄膜-孔隙式膠結(jié)為主。結(jié)合上述成分特征， 長6 儲層具有結(jié)構(gòu)成熟度較高、成分成熟度低的特征。

（二）儲層物性特征

靖邊地區(qū)長6儲層孔隙度主要分布在10%～15.5%， 平均孔隙度為 11.7%。滲透率分布比較分散， 最小值0.056×10-3μm2， 最大值為18.29×10-3μm2平均滲透率為2.54×10- 3μm2。主要以中孔、特低滲透層和超低滲透層儲集層為主， 局部為低滲透層。表現(xiàn)為孔隙度變化不大， 但滲透率變化較大的特征。

（三）儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征

據(jù)鑄體薄片和掃描電鏡觀察分析觀察分析，長6儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征進行了分析研究， 大致可以分為原生空隙和次生空隙兩大類。原生空隙包括殘余粒間孔隙、溶蝕填隙物內(nèi)微孔隙；次生空隙可分為溶蝕粒間孔隙、溶蝕粒內(nèi)孔隙、鑄?？紫?、裂縫孔隙等類。進一步對長6油層組部分樣井的壓汞資料分析知，退汞效率平均為26. 2%，但是變化較大， 一般為20. 7%～32. 4%， 顯示長6 儲層砂巖的孔隙結(jié)構(gòu)具有較強的非均值性。從排驅(qū)壓力、孔喉配位、孔隙大小、喉道粗細等參數(shù)說明儲層的空間配置關(guān)系。特征分析：①排驅(qū)壓力：它是儲層孔隙結(jié)構(gòu)的直接反映。靖邊地區(qū)長6油層組排驅(qū)壓力區(qū)間為0.2～1.0 MPa， 平均排驅(qū)壓力大于0.6 MPa ， 中值壓力為0.39～30.17MPa， 從排驅(qū)壓力可以看出，該油層組排驅(qū)壓力不大。②孔喉配位數(shù)：其大小直接影響儲集巖滲透性好壞。隨著孔喉配位數(shù)增高，油層的石油采收率增加孔喉配位數(shù)減少殘余油分布增高而采收率降低。該區(qū)塊內(nèi)長6油層組儲層平均配位數(shù)約為0.20～0.61。滲透性不甚理想。③孔隙半徑：可說明儲集巖儲集空間的大小。區(qū)帶內(nèi)長6油層組孔隙半徑為19.6μm～30.7μm。④喉道半徑：是影響儲層滲透性能的重要參數(shù)。區(qū)帶內(nèi)長6油層組為1.5一2.5μm。

三、地質(zhì)因素對儲層物性的影響

（一）巖石成分、粒度大小對儲層物性的影響

沉積物中碎屑的成分和性質(zhì)控制儲層原生孔隙的發(fā)育及成巖演化。靖邊地塊長6油層組的石英含量要高于其它油層組，顆粒磨圓較差，巖石具有一定的抗壓實作用，能保留一部分原生孔隙空間。長6油層組是靖邊地區(qū)川口油田的主要產(chǎn)油層段。砂巖粒度大小對儲層物性的影響與巖性對儲層物性的制約具有一致性，粒度總體較細的砂巖儲層，其原始孔滲性較差，巖石粒度大物性相對較好。而長6油層組儲層滲透作用較差。

（二）沉積相帶對儲層物性的影響

研究區(qū)長6 期表現(xiàn)為三角洲平原亞相沉積， 分流河道砂體為其骨架砂體， 構(gòu)成區(qū)內(nèi)延長組物性相對較好的儲集層。砂體平面上具有較好的繼承性， 砂體的延伸受沉積相展布控制， 呈北東-南西相。不同環(huán)境中形成不同成因、不同規(guī)模和不同形態(tài)的儲層砂體， 且不同成因的砂體在成分、粒度、磨圓、分選性、雜基含量等方面都存在較大差異， 在儲層物性方面區(qū)別也較大， 從而表現(xiàn)出不同沉積相帶對儲集層物性的重要控制作用。

（三）成巖作用對儲層物性的影響

成巖作用對砂巖的孔隙性和滲透性有很大的影響。根據(jù)研究區(qū)長6油層組巖心及其鑄體薄片的觀察，結(jié)合掃描電鏡、X衍射黏土分析等資料，認為研究區(qū)砂巖的成巖作用主要有壓實、壓溶作用、膠結(jié)作用和溶解作用等。儲集性好壞在縱向上受成巖作用的影響，成巖作用對儲集性能的影響較為復(fù)雜， 對儲層孔隙既有破壞作用， 又有建設(shè)性作用，直接影響著儲集層的孔隙演化。

結(jié)語

上述研究結(jié)果表明： 長6 儲層具有成分成熟度低、結(jié)構(gòu)成熟度高的巖石學(xué)特點?？紫额愋蜑闈岱惺芸?長石溶孔-殘余粒間孔組合， 物性特征為中孔、特低滲透型和超低滲透型為主， 局部為低滲透型?？紫督Y(jié)構(gòu)為細孔-微孔、細喉-微細喉型。影響儲集性能的因素主要表現(xiàn)為兩方面： 平面上受三角洲平原亞相沉積相帶的控制； 縱向上受成巖作用的影響。

參考文獻

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