靖安油田白于山西區長4+52儲層特征研究

鄒勝林，陳剛，謝鵬飛，李茂，宋法強

（1．中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006；2．西安石油大學，陜西西安710065；3．中國石油長慶油田分公司第十二采油廠，甘肅慶陽745400）

靖安油田白于山西區長4+52儲層特征研究

鄒勝林1，陳剛1，謝鵬飛2，李茂3，宋法強2

（1．中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006；2．西安石油大學，陜西西安710065；3．中國石油長慶油田分公司第十二采油廠，甘肅慶陽745400）

通過鑄體薄片，掃描電鏡鑒定，以巖心物性、壓汞實驗等資料分析為基礎，對白于山西區長4+52儲層特征進行研究。結果表明：該段巖石類型為極細-細粒巖屑長石砂巖為主；孔隙結構以粒間孔和長石溶孔等次生孔隙為主；儲層物性較差，為低孔特低滲儲層，儲層物性受沉積相、成巖作用及裂縫的控制。通過本次儲層特征研究，為后續見產開發提供地質依據。

靖安油田；白于山西區；長4+52儲層；控制因素

靖安油田白于山西區位于陜西省靖邊縣境內，構造上隸屬于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中部，研究區為一西傾單斜，坡度不足2°，斜坡上發育軸向北東-南西向鼻隆構造，這些鼻狀構造對油氣的分布有一定的控制作用，油氣圈閉主要受構造和儲層物性變化控制[1]。

三疊系延長組長4+5油層組為靖安油田的主力含油層系，且長4+52儲層是研究區最重要的含油層段，屬于典型的湖泊-三角洲沉積體系，砂體延伸受東部方向的物源控制。該區長4+52儲層具有低孔特低滲，裂縫發育的特點，生產過程中，見水比例高，治理難度大，儲層認識不清，有必要加強儲層特征研究[2-4]。

1 巖石學特征

1.1 巖石類型

研究區儲層巖石類型主要為極細-細粒巖屑長石砂巖，以灰色淺灰色為主，粒徑一般為0.1 mm～0.25 mm，最大粒徑在0.3 mm～0.35 mm，分選性好，磨圓度為次棱角狀（見圖1）。

圖1 白于山西區長4+52儲層巖石類型三角圖

1.2 碎屑組分特征

研究區儲層碎屑成分以長石為主，其含量分別為39.0%～53.0%，平均為48.8%；其次為石英，含量分別為15.0%～26.0%，平均為21.6%；顯示礦物成分成熟度低、結構成熟度高的特點。

圖2 白于山西區長4+52儲層填隙物組分含量圖

1.3 填隙物特征

研究區填隙物主要有黏土類、碳酸鹽類及長英質等，含量一般介于6%～36%，平均13.39%，主要為鐵方解石和綠泥石，其次是硅質和水云母，含有少量的長石質（見圖2）。

1.4 砂巖結構特征

根據儲集砂巖薄片鑒定，結果表明：研究區長4+52砂巖分選性總體為好；磨圓度為次棱角狀；膠結方式為孔隙-薄膜式、薄膜-孔隙式、孔隙式、加大-孔隙式、加大式和孔隙式膠結。

2 孔隙結構特征

通過砂巖薄片鑒定，結合掃描電鏡等資料分析，研究區砂巖儲層發育多種孔隙類型，主要有粒間孔、長石溶孔、巖屑溶孔、晶間孔等，其中以粒間孔和長石溶孔為主（見圖3）。

圖3 白于山西區長4+52儲層孔隙類型圖

根據壓汞曲線數據（見表1）和毛管壓力曲線（見圖4）可以看出研究區長4+52儲層壓汞曲線基本屬于中、低排驅壓力-極細、細喉道型，排驅壓力平均值分別為0.844 3 MPa；喉道中值半徑均值為0.115 4 μm；分選系數均值2.368 0；變異系數均值0.218 0；歪度均值1.699 3；最大進汞飽和度均值可達86.82%；樣品的退汞效率均值34.29%。

圖4 白于山西區長4+52儲層毛管壓力曲線圖

儲層毛細管壓力曲線都出現較明顯的平臺，部分曲線均凹向左下方，歪度大于1，略顯正偏粗歪度。總體上，長4+52儲層排驅壓力中等偏低，分選系數和變異系數較小，退汞效率較高，儲集性能以及滲透性能較好。

表1 白于山西區長4+52儲層壓汞曲線數據表

3 儲層物性特征

本次研究長4+52儲層細分為4個小層，根據各小層測井孔滲解釋結果統計[5-7]，結合砂巖儲層物性分類標準，得出長4+52儲層為低孔特低滲儲層（見表2）。

從表2中可以看出，各小層平均孔隙度均在10%左右，平均滲透率小于3×10-3μm2，儲層物性分級差異不大。因此，在本次研究中將長4+52儲層物性數據根據物性分級標準進行頻率計算。并繪制物性頻率分布直方圖（見圖5），從宏觀上把握儲層物性變化特征。

統計長4+52孔滲數據，孔隙度分布均勻，集中在11%～13%，滲透率主要集中在1×10-3μm2～3×10-3μm2；其中，長4+522-1孔滲分布集中，物性最好。

表2 白于山西區長4+52砂巖儲層物性分類

圖5 白于山西區長4+52儲層物性分布頻率直方圖

4 儲層敏感性

儲層敏感性分析（見表3）表明：黏土礦物水敏為弱水敏；速敏為弱-無水敏；酸敏為中等偏弱酸敏；鹽敏為弱鹽敏。

研究區長4+52儲層敏感性不強，各種敏感性均表現為中等以下偏弱程度，基本不會對生產造成較大影響。其中酸敏是儲層損害的主要因素，黏土礦物當中綠泥石含有鐵，酸液進入之后，與鹽酸反應后釋放出Fe2+，在含氧條件下被氧化為Fe3+，使巖心內部結構發生變化，導致儲層滲透率發生變化。水敏和鹽敏為次要因素，部分伊/蒙混層黏土含量高的儲層水敏程度可達到中等偏弱。以孔隙中含有較多松散狀次生黏土礦物組合體的儲層鹽敏程度相對較強。

圖6 白于山西區長4+52儲層各沉積微相物性頻率分布直方圖

5 儲層物性受控因素

5.1 沉積相帶

沉積相對儲層物性的控制作用，主要表現在不同沉積環境下形成的沉積相在巖石類型、儲層厚度及空間展布等方面都不盡相同。在沉積構造、測井相分析的基礎上，結合前人研究及區域沉積背景，長4+52儲層屬于三角洲前緣亞相沉積，進一步可劃分為水下分流河道、河道側緣、分流間灣等3種微相類型。通過對各微相物性分布區間統計發現（見圖6），不同微相之間物性差異明顯，水下分流河道物性較好，其次是河道側緣，物性最差是分流間灣。由此可知，沉積相類型對儲層物性的控制有明顯作用。

5.2 成巖作用

圖7 白于山西區長4+52儲層鑄體薄片及掃描電鏡照片

（1）壓實作用。研究區砂巖經受的壓實中等偏強，表現碎屑顆粒間緊密接觸，以線狀接觸為主，局部為凹凸狀接觸（見圖7a）。

（2）膠結作用。研究區膠結作用的特點是形成綠泥石膜（見圖7b），其次自生礦物有白云石，鐵方解石等析出。膠結作用對儲層孔隙破壞性很強，是最不利于油氣富集的成巖作用類型之一，但由于綠泥石黏土薄膜和油氣聚集抑制了這些礦物的沉淀析出，對孔隙保存有一定促進作用。

（3）溶蝕作用。溶蝕作用形成了部分溶蝕型次生孔隙，有效地改善了砂巖儲集層的孔隙結構。研究區常見的碎屑組分溶蝕主要表現為顆粒的溶蝕，如長石巖屑顆粒局部溶蝕（見圖7c），膠結物的溶蝕（見圖7d）。由于大量次生溶蝕孔隙的存在，形成了局部高孔高滲帶，成為油氣運移的優勢通道。

5.3 裂縫

研究區長4+52儲層的微觀裂縫較發育，與粒間孔和長石溶孔形成良好的通道，在水驅油過程中，當微裂縫發育時水驅效果較差，因為水易沿著裂縫方向發生水竄，對裂縫周圍的孔隙波及面小，導致殘余油增多，但裂縫的存在改善了砂巖的儲集性能。

6 結論

（1）巖石類型主要為極細-細粒巖屑長石砂巖，礦物成分成熟度低、結構成熟度高，填隙物以鐵方解石和綠泥石為主。

（2）孔隙結構以粒間孔和長石溶孔為主，儲層排驅壓力中等偏低，分選系數和變異系數較小，退汞效率較高，儲集性能以及滲透性能較好。

（3）儲層為低孔特低滲儲層。孔隙度分布集中在11%～13%，滲透率集中在1×10-3μm2～3×10-3μm2。

（4）儲層敏感性不強，酸敏是儲層損害的主要因素，水敏和鹽敏為次要因素。

（5）儲層物性受控于沉積相、成巖作用及裂縫控制。

［1］許琳.靖安油田白于山區長4+52油層組沉積相及儲層特征研究［D］.湖北：長江大學，2011.

［2］薛永超，程林松.靖安油田長4+5油藏儲集空間及成巖作用演化［J］.特種油氣藏，2011，（5）：25-28.

［3］劉磊.靖安油田白于山區長4+5油藏裂縫特征及治理措施研究［D］.西安：西安石油大學，2011.

［4］王連橋，陳恭洋，褚玉龍.白于山井區長4+52油組儲層沉積微相研究［J］.內蒙古石油化工，2007，（10）：75-78.

［5］王國壯.鄂爾多斯盆地HH油田長8儲層特征及流體快速識別研究［J］.西安石油大學學報（自然科學版），2013，28（5）：28-32.

［6］焦滔，高銀山，等.姬塬油田長7油藏儲層特征研究［J］.石油應用化工，2015，34（10）：71-75.

［7］王金鵬，彭仕宓，趙艷杰，等.鄂爾多斯盆地合水地區長6-8段儲層成巖作用及孔隙演化［J］.石油天然氣學報（江漢石油學院學報），2008，30（2）：170-174.

Research on characteristic of Chang 4+52reservior in the west area of Baiyu mountain of Jing'an oilfield

ZOU Shenglin1，CHEN Gang1，XIE Pengfei2，LI Mao3，SONG Faqiang2
（1.Oil Production Plant 3 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yinchuan Ningxia 750006，China；2.Xi'an Shiyou University，Xi'an Shanxi 710065，China；3.Oil Production Plant 12 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Qingyang Gansu 745400，China）

The charateristics of Chang 4+52reservior in the west area of Baiyu mountain are studied based on the data analysis of casting thin-section,scanning electron microscope,core physical properties,mercury porosimetry measurements.The results show that the main rock type of the reservior is very fine-fine grained lithic arkose.The pore structure is mainly composed of secondary intergranular pore and feldspar dissolved pore.The reservior is of physical property of low porosity and super-low permeability.The physical property of the reservior is affected by sedimentary facies,diagenesis and fracture.Through the study of the reservoir characteristics,it can provide geological basis for subsequent production development.

Jing'an oilfield；the west area of Baiyu mountain；Chang 4+52reservior；control factors

TE122.23

A

1673-5285（2016）01-0072-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.01.019

2015－12-07