吳起油田吳倉堡西部長10儲層特征及綜合評價

葛宏選，郭粉轉，丁 磊 ，龔 娟

（陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院，陜西西安 710069）

吳起油田吳倉堡西部位于陜西省定邊縣和吳起縣交界區域，研究區距吳起縣城約20 km，地面平均海拔約1560 m，區域構造主體位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡帶西部中區，橫跨于天環凹陷東緣；伊陜斜坡主要形成于早白堊世，其范圍北起烏審旗－伊金霍洛旗，南至正寧－黃陵，西達定邊－環縣，東到黃河，呈向西傾斜的平緩單斜，傾角僅為1～0.5°，斜坡帶上發育一系列規模大小不一且由東向西傾沒的低幅度鼻狀隆起構造［1］。為了更深一步認識儲層變化規律，制定有效的開發方案，筆者研究了該井區長10儲層物性特征及影響因素，并對儲層進行了綜合評價。

1 儲層巖石學特征［2］

1.1 巖石成分成熟度

長10儲層薄片鑒定資料統計結果做出的砂巖成分分布三角圖［3］顯示，長10油組砂巖儲層中的石英含量為18%～35%，平均為27%，長石＋巖屑含量為20%～74%，平均為52%，長10儲層為巖屑長石砂巖，該區油藏砂巖成分成熟度低。

1.2 巖石結構成熟度

根據巖心分析統計，巖石中雜基含量及碎屑顆粒的磨圓程度，能夠定性描述其結構成熟度，通過薄片資料統計結果，區域長10儲層碎屑顆粒大小為0.065～0.75 mm，磨圓度以次棱為主，分選中－好，風化程度中－深為主，膠結類型多為孔隙膠結，次為壓嵌、薄膜膠結，顆粒之間多為曲－線狀接觸，砂巖儲層具有低結構成熟度的特征。

1.3 巖屑成分

長10巖屑成分主要為噴發巖、隱晶巖、片巖、千枚巖，還有少量石英巖屑、沉積巖屑，巖屑含量37%，巖屑呈塊狀分布，普遍見有云母，其含量2.9%，噴發巖分布相對比較集中，常與細砂形成相間條帶。

1.4 填隙物

填隙物包括雜基和膠結物，該區長10填隙物總含量為18.8%。其中雜基成分為綠泥石、伊利石、泥鐵質等，其含量為2.2%～4.5%；膠結物成份主要為方解石、白云石及石英質、長石質，常見菱鐵礦、黃鐵礦、瀝青質，膠結物含量為1%～3.8%。瀝青質常充填微裂縫，并大量浸染片狀礦物（如伊利石、綠泥石、云母等），并浸染隱晶巖等巖屑；方解石與菱鐵礦大量交代陸源礦物，形成基底膠結假象。

2 儲層的孔隙、喉道及孔滲特征［4－5］

儲層微觀結構研究是儲層描述與評價的一個重要方面，它是從巖心樣品分析入手，通過觀察巖石薄片、鑄體薄片、壓汞分析、物性以及掃描電鏡和x－衍射分析等，闡明儲層的巖礦特征、儲集空間、喉道類型和孔隙結構，為有利儲層的預測與評價提供依據。

2.1 儲層的孔隙類型

根據巖石薄片觀察與統計，結合掃描電鏡研究，本區下組合長10儲層面孔率一般為1%～8%，129個樣品測得的最大面孔率12%，平均面孔率6%，主要以粒間孔（38%），長石溶孔（19%）和晶間孔（19%）為主，裂隙孔占18%，粒內孔和鑄模孔占比例較小，很多樣品甚至看不到孔隙（圖1）。

圖1 吳倉堡西部長10儲層孔隙類型

2.2 儲層喉道發育特征

根據壓汞、鑄體薄片、電鏡掃描分析資料研究表明，吳倉堡西部長10儲層儲集空間以溶蝕孔隙為主，微孔發育，平均孔隙半徑26μm，平均喉道半徑為0.4μm（圖2），孔隙大，但分選性差，其分選系數在1.41～5.22之間，造成孔隙連通性差，喉道主要為巖石顆粒被溶蝕形成，在毛管壓力曲線形態上表現為平均排驅壓力1.85～0.49 MPa，分選性差，略細歪度，屬細喉道小孔隙類型。

圖2 長10孔喉半徑分布直方圖

2.3 儲層孔滲特征

統計該區26口井、191個砂巖巖心物性分析樣品資料，長10油組的巖心孔隙度大小范圍為4.0%～9.3%，平均值為7.75%；滲透率為（0.26～3.61）×10－3μm2，平均值為1.54×10－3μm2，整體屬于特低孔、特低滲儲層。

對該區180口井的測井解釋砂巖物性資料進行了統計，長10油組的測井解釋砂巖孔隙度為6.3%～13.1%，平均值為7.9%；滲透率為（0.3～4.8）×10－3μm2，平均值為1.3×10－3μm2，也屬于特低孔、特低滲儲層，與巖心分析物性特征基本吻合。因此不管從巖心分析還是測井解釋都能確定，該區儲層物性相對比較差。

3 儲層物性的影響因素分析

延長組下組合長10儲層的物性主要受沉積環境及后生成巖作用的影響。

3.1 沉積環境的影響

分流河道砂體和水下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相對較低，原始粒間孔較發育，在成巖作用的后期，酸性流體易于在其中滲流，溶蝕作用相對比較發育，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，碳酸鹽膠結物含量高，導致物性變差。水下分流河道側翼［6］，水下天然堤、決口扇砂體，由于其沉積時水動力條件弱，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。因此水下分流河道長期發育的部位，不但表現為砂體厚度大，其物性也相對較好［7－8］。

3.2 成巖作用的影響

影響該區長10儲層物性的成巖作用類型有壓實作用、膠結作用及溶解作用，其中壓實和膠結作用是主要的破壞性作用。

長10砂巖深層中含較多的塑性巖屑如黑云母、火山巖巖屑、變質巖巖屑，在早期成巖作用過程中發生扭曲、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損失。

大量砂巖粒間孔隙度的埋藏改造作用研究表明，在埋深至1500 m時，由碎屑的再分配使砂巖的粒間體積迅速降低到12%，之后隨埋藏深度的加大，粒間體積減小幅度緩慢，至2400 m時，粒間體積降為2%。該區長10儲層的平均埋深2200 m，因此，壓實作用造成的孔隙度損失主要發生在早期成巖階段，而膠結作用造成的孔隙度損失主要發生于成巖階段的中－晚期。

溶解作用是主要的建設性成巖作用，起主要作用的是成巖中－晚期有機酸對長石、巖屑、濁沸石的溶解；溶蝕粒間孔則受較強的成巖作用，主要是比較容易溶蝕的長石溶蝕形成的，也有一些巖屑和粘土填隙物經后期改造溶蝕形成；研究區經常出現的一種孔隙類型是由剩余粒間孔和溶蝕孔組成的混合類孔隙，該孔隙類型儲集空間大，喉道連通性強，膠結物晶間孔也比較發育，但該類孔隙孔喉半徑極小，所以它們面孔率很小，所提供的儲集空間甚微，主要儲集不能流動的殘余油。

4 儲層分類評價

根據儲層物性、微觀孔隙結構特征、毛管壓力曲線特，結合巖性和含油性分析，據表1（趙靖舟等，2004，有修改）的分類標準［9］，將長10儲層分為III類、IV類、V類儲層。

表1 陜北地區儲層分類標準（趙靖舟等，2004，有修改）

長101和長102儲層主要為中等偏差儲層（Ⅳ類），較好儲層（III類）占整個儲層的23.1%，中等偏差儲層占57.7%，差儲層（V類）占19.2%，可見吳倉堡西部儲層物性變化較大，有利于物性圈閉的形成。

5 結論

（1）吳倉堡西部延長組長10儲層砂巖為特低孔－超低滲儲層，其巖石類型主要以細粒巖屑長石砂巖，結構成熟度和成分成熟度均較低，孔隙類型以粒間孔和長石溶孔為主，孔隙結構較差。

（2）吳倉堡西部延長組長10儲層主要受沉積作用和成巖作用的影響，沉積環境對儲層物性具有制約性；水上分流河道砂體的物性明顯好于河道側翼砂體，成巖作用對儲層的影響是雙向的，壓實和膠結作用是導致儲層物性變差的主要原因，溶蝕作用對儲層物性起到了建設性的作用。

（3）吳倉堡西部延長組長101和長102儲層主要為中等偏差儲層（Ⅳ類），較好儲層（III類）占整個儲層的23.1%，中等偏差儲層占57.7%，差儲層（V類）占19.2%，可見吳倉堡西部儲層物性變化較大，有利于物性圈閉的形成。

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［2］許永濤，朱玉雙，張洪軍，等.安塞油田王窯區長6儲層特征及孔滲特性控制因素［J］.石油地質與工程，2011，25（4）：25－28.

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［8］康銳，鄂爾多斯盆地延長組長9、長10油層組沉積體系研究［D］.陜西西安：長安大學，2007：50－70.

［9］趙靖舟，吳少波，武富禮，論低滲透儲層的分類與評價標準——以鄂爾多斯盆地為例［J］.巖性油氣藏，2007，19（3）：28－31.