志丹地區長2—長3儲層物性研究

郭　強

（陜西延長石油<集團>有限責任公司研究院，陜西西安710075）

志丹地區長2—長3儲層物性研究

郭強*

（陜西延長石油<集團>有限責任公司研究院，陜西西安710075）

為了研究志丹地區長2—長3砂巖的儲層物性及成巖作用之間的關系,采用普通薄片、鑄體薄片、掃描電鏡、X射線衍射等多種測試手段進行分析。研究表明：研究區延長組砂巖主要為長石砂巖，其次為巖屑長石砂巖，礦物成熟度低,結構成熟度高。長2儲層的孔隙度平均值為16.9%。長3儲層的孔隙度平均值為13.2%。長2、長3儲層為低孔、低滲面，砂巖中的黑云母含量、碳酸鹽含量、填隙物含量及砂巖粒度與孔滲的變化關系比較明顯。

巖石學特征；物性特征；長2—長3儲層；志丹地區

1　地質背景

志丹探區地理上位于陜西省志丹縣境內，橫跨紙坊、義正、吳堡、旦八、金鼎等5個鄉鎮，勘探面積約1200km2。構造上位于伊陜斜坡中部，區域構造為一平緩的西傾單斜，局部具有差異壓實形成的鼻狀隆起[1-3]。長2—長3儲層為研究區主要產油層段，屬于三角洲前緣亞相沉積，沉積微相可分為水下分流河道、河口壩、分流間灣和遠砂壩等類型。

2　巖石學特征

志丹地區長2、長3儲層以灰色細粒長石砂巖為主，其次為粉—細粒長石砂巖及中—細粒長石砂巖[4]。它們具有共同的巖石學特征，即礦物成熟度低，結構成熟度高，成巖作用強烈，為低滲透致密砂巖儲層。砂巖顆粒分選好，粒級比較均一，以細粒為主，主要粒級占70%～80%，平均粒徑0.1～0.25mm者居多。圓度為次棱狀。顆粒排列具定向性，云母及炭質沿層面富集，雜基含量小于1%，反映了砂巖沉積時低能穩定的沉積環境[5-6]。

長2、長3砂巖中的自生礦物產狀相同。綠泥石為孔隙襯邊產狀；方解石和鐵白云石為孔隙充填產狀，在砂巖中呈斑狀分布；高嶺石及水云母呈不規則的微晶集合體充填在孔隙中，硅質及長石質以加大邊產狀為主[7]。

3　儲層物性

3.1孔隙度

據志丹探區20余口井741個樣品的巖芯分析資料統計，長2儲層的孔隙度最大值為22.2%，最小值為7%，平均值為16.9%。從孔隙度頻率分布直方圖（圖1）看出，長2孔隙度近似正態分布，集中分布在14%～21%之間，孔隙度大于14%的樣品占總數的88%。

另據本區3口井60個樣品的統計，長3儲層的孔隙度最大值為17.9%，最小值為7.1%，平均值為13.2%。從長3孔隙度頻率分布（圖2）看出，其頻率分布比較零散，比較集中地分布在12%～15%之間，孔隙度大于12%的樣品占總數的77.5%。

圖1　志丹探區長2孔隙度直方圖

3.2滲透率

圖2　志丹探區長3孔隙度直方圖

根據與孔隙度分析對應的741個樣品的滲透率分析結果統計，長2儲層的滲透率最大值為40.1×10-3μm2，最小值0.1×10-3μm2，平均值為5.3×10-3μm2。從滲透率頻率分布直方圖（圖3）看出，長2滲透率分布的眾數值為負偏態，集中分布在（0.5～6）×10-3μm2之間，占樣品總數的62.5%，（6～50）×10-3μm2的樣品約占樣品總數的30%。

圖3　志丹探區長2滲透率直方圖

長3儲層60個樣品分析滲透率的統計結果為：滲透率最大值0.82×10-3μm2，最小值為0.03×10-3μm2，平均值為0.4×10-3μm2。從滲透率頻率分布直方圖（圖4）可以看出，長3儲層滲透率雖然很低，但分布仍很散，相對集中的有兩個區間，即（0.1～0.3）×10-3μm2和（0.5～0.7）× 10-3μm2，分別占樣品總數的32%和27%，滲透率小于0.1×10-3μm2的樣品占總數的14%。

圖4　志丹探區長3滲透率直方圖

將志丹探區北部（寨科區）與南部（正2井區）長2儲層物性數據進行比較，發現兩地區長2儲層物性變化不大。正2井區長2孔隙度、滲透率平均值略高于寨科區。長33儲層的沉積、成巖環境與長2儲層不太相同，薄片資料反映其壓實作用較長2更強烈，自生礦物綠泥石及高嶺石含量較長2高，所以儲層物性更差，孔隙度平均值較長2低3.7%，滲透率平均值僅為長2的十分之一。

3.3影響孔隙度、滲透率的因素

志丹探區長2、長3儲層孔隙度和滲透率之間存在正變關系（圖5、圖6），滲透率隨孔隙度的增加而增加。將儲層的物性分析資料和鑄體薄片資料結合起來進一步分析這種關系，可以看到圖中部的密集點群（斜線內）的孔、滲關系比較正常，左上方的點群砂巖粒級較粗（中—細砂巖），孔隙度較低（15.5%～17%）而滲透率較高；圖中右下方的點群多為粉細砂巖或某種自生礦物含量高的砂巖，其孔隙度較高而對應的滲透率較低（圖6）。從資料對比分析中發現，黑云母含量高于10%的樣品滲透率一般低于1×10-3μm2，含泥粉砂巖和鈣質膠結的致密砂巖其孔隙度低于10%，滲透率低于0.1×10-3μm2。

圖5　志丹探區長2儲層孔隙度和滲透率關系圖

圖6　志丹探區長3儲層孔隙度和滲透率關系圖

從上述簡要分析中可以看出，影響長2、長3儲層孔隙度、滲透率的因素較多，既有沉積因素，如碎屑礦物組分含量、砂巖粒度等因素，也有成巖后生作用的影響，如壓實作用、自生礦物充填膠結作用、深部溶蝕作用等，在這些因素的綜合作用下，造成長2、長3儲層低孔、低滲的面貌[8-9]。

從對本區長2、長3砂巖礦物組分、砂巖粒度、填隙物成分及其含量變化與相應地物性變化關系中分析篩選，發現砂巖中的黑云母含量、碳酸鹽含量、填隙物含量及砂巖粒度與孔滲的變化關系比較明顯[10]。黑云母在壓實作用下易變形，在成巖過程中蝕變，泥化或菱鐵礦、鈦鐵礦化，當它含量較高時，對砂巖孔、滲影響較大；碳酸鹽含量對孔隙度的影響較明顯，其含量大于5%時，孔隙度就明顯下降；填隙物總量對砂巖孔、滲的影響易理解，但是當某種膠結物含量在樣品中占壓倒優勢時，這個點就不服從一般規律[11]。此外，砂巖粒度越細，膠結物含量越高，物性變化就是膠結物含量與砂巖粒度變化共同影響的結果[12]。

4　結論

（1）長2儲層的孔隙度集中分布在14%～22%，滲透率（0.5～6）×10-3μm2；長3儲層的孔隙度集中分布在12%～ 15%，滲透率（0.03～0.82）×10-3μm2。

（2）志丹探區長2、長3儲層孔隙度和滲透率之間存在正相關關系，滲透率隨孔隙度的增加而增加。

（3）砂巖中的黑云母含量、碳酸鹽含量、填隙物含量及砂巖粒度與孔滲的變化關系比較明顯。此外，砂巖粒度越細，膠結物含量越高，物性變化就是膠結物含量與砂巖粒度變化共同影響的結果。

[1]陳永勝,趙虹,鄭小杰,燕洲泉,賈玉琴,龍利平.鄂爾多斯盆地志丹探區延長組儲層特征研究及評價[J].西北地質,2009（2）:83-88.

[2]楊克文,龐軍剛,李文厚.志丹地區延長組儲層成巖作用及孔隙演化[J].吉林大學學報：地球科學版，2009（4）:662-668.

[3]楊明明,王建民,王新,周曉,郭旭.志丹地區長2儲層非均質性研究[J].石油地質與工程,2014（3）:34-37，146.

[4] 黨犇,趙虹,燕洲泉,鄭小杰,陳永勝,賈玉琴.鄂爾多斯盆地志丹探區西南部延安組和延長組儲層物性比較研究[J].天然氣地球科學,2007（3）:356-359，364.

[5]李金超,李玉宏,盧進才,魏仙樣,姜亭,魏建設.志丹油田正356井區三疊系延長組長6儲層特征研究[J].世界地質,2007（4）:453-458.

[6]劉昊娟,王震亮,任戰利,趙筱燕,高潮,梁利平,查理.志丹延安組下部儲層特征與物性影響因素[J].西北大學學報：自然科學版,2011（3）:497-502.

[7]王建民,李文厚,任占利,黨保雄,劉艷麗.陜北志丹地區長2油藏油氣富集規律研究[J].礦物巖石,2011（2）:79-85.

[8]王變陽,賀永紅,王康樂,等.鄂爾多斯盆地定邊—安塞地區延長組下組合儲層特征[J].巖性油氣藏,2014（6）:64-68.

[9] 宋曉莉,楊明明,肖鑫,馬志峰,李樂,杜偉.志丹地區長2儲層物性特征及其控制因素[J].石油地質與工程,2015（3）:25-27，100.

[10]吳紅,張偉杰,杏福音.志丹油田長6儲層成巖作用對儲層物性的影響研究[J].長江大學學報：自然科學版,2013（2）:25-27.

[11]王建民.鄂爾多斯盆地南部延7+8油層組濱淺湖灘壩體系沉積特征[J].石油與天然氣地質,2013（5）:672-678.

[12]李勇,王平,孫明.志丹油田樊川區長6油層沉積與儲層特征研究[J].西北地質,2013（3）:174-182.

TE121

A

1004-5716(2016)11-0062-03

2015-12-29

2016-01-05

郭強（1981-），男（漢族），河北張家口人，工程師，現從事油氣地質工作。