鄂爾多斯盆地吳倉堡油區延長組的儲層特征研究

潘李輝，李曉明，曹磊

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鄂爾多斯盆地吳倉堡油區延長組的儲層特征研究

潘李輝1，李曉明2*，曹磊3

（1. 西北大學地質學系，陜西 西安 710069；2. 延長石油（集團）管道運輸公司，陜西 延安 716000； 3. 延長油田股份有限公司工程造價管理中心，陜西 延安 716000）

通過對吳倉堡油區延長組巖心常規薄片、鑄體薄片及測井資料等綜合研究認為，該區延長組儲層物性以特低孔、特低滲為典型特征；孔隙類型復雜，以粒間孔為主；儲層非均質性較強，從長2至長10，排驅壓力依次升高。該研究為提高區內油氣產能水平和水驅采收率提供一定幫助。

儲層物性；孔隙類型；非均質性；排驅壓力

我國油田多以中生界陸相碎屑巖儲層為主，具有較高的非均質性，采收率多數達不到理想效果。近年來，隨著陸上油氣勘探程度的提高和石油資源需求的增長，開始聚焦對三疊系儲層的勘探開發[1]。眾所周知，儲層物性和非均質性是影響油氣聚集和分布的重要因素。吳倉堡油區作為鄂爾多斯盆地內重要的含油氣區塊，主力產油層以侏羅系延安組和三疊系延長組為主。本文針對區內延長組這一重要儲層進行了詳細的研究，為該區域三疊系儲層的綜合評價提供地質依據[2-5]。

1 區域地質概況

圖1-1 吳倉堡油區地理位置圖

吳倉堡油區位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中段（圖1-1）。盆地邊緣斷裂褶皺較發育，內部結構相對簡單，地層平緩。在區域構造上，研究區整體表現為西傾單斜，坡度僅1°左右，平均坡降6～8 m/km，是盆地油氣富集區之一[6]。

2 巖石學特征

通過對吳倉堡油區延長組各油層組的巖心觀察、薄片鑒定認為，其巖性主要以含鈣細粒巖屑長石砂巖為主。各組份含量顯示（圖2-1）：砂巖儲層中長石含量較高，介于35%~56.2%之間，均值約為43.7%，石英總體含量約為18%~34.4%，均值為25.0%，巖屑含量約為19.0%，表明該區砂巖組份成熟度較差；砂巖碎屑以細粒結構為主，粒徑介于0.23~0.34 mm，磨圓、分選中等，并未遭受嚴重風化，以孔隙式膠結為主，顆粒間多為線狀接觸，具低結構成熟度；巖屑中云母最為普遍，以條帶狀與細砂巖互層且集中發育。填隙物含量介于10%~23.5%之間，均值約為13.7%，膠結物成分以方解石和白云石為主（17.8%），長英質含量較少，常見瀝青質及黃鐵礦等，雜基中以以綠泥石等粘土礦物為代表。

圖2-1 吳倉堡油區塊延9-長9儲層砂巖組分三角圖

3 儲層的物性特征

儲層物性特征是儲層儲集性能研究的關鍵內容，孔隙度和滲透率可以最直觀表達儲集的物性特征。本文利用巖心資料及測井資料二次解釋對延長組儲層物性進一步分析。

表3-1 砂巖巖心物性統計表

層位井數（口）樣品數（個）孔隙度,%滲透率/mD儲層分類 區間值平均值區間值平均值 長22511.3-14.112.60.245-4.5921.19低孔、特低滲 長6111742.5-14.88.20.053-31.730.39特低孔、特低滲 長73354.0-11.45.00.047-0.9380.26特低孔、特低滲 長83441.8-5.62.90.051-5.1230.22特低孔、特低滲 長93154.5-10.36.00.048-0.3590.14特低孔、特低滲 延長組平均222732.0-14.86.90.047-5.1230.44特低孔、特低滲

表3-2 孔隙度縱向分布直方圖

地層組油層組代表井數 延長組長26 長31 長4+565 長665 長765 長865 長960 長1030 合計平均65

表3-3 孔隙度縱向分布直方圖

地層組油層組代表井數 延長組長26 長31 長4+565 長665 長765 長865 長960 長1030 合計平均65

3.1 巖心物性分析

對吳倉堡油區長2、長6、長7、長8和長9油層組巖心研究顯示（表3-1），孔隙度介于1.8%~14.8%，均值為6.9%，滲透率為0.047~31.73 mD，均值為0.44 mD。孔隙度和滲透率相關性較好。綜合研究認為，區內延長組砂巖物性普遍具有特低孔、特低滲的特點。

3.2 測井解釋物性

利用測井資料對該區65口井的砂巖物性進行二次分析研究，砂體的測井物性統計顯示(表3-2，3-3)，區內延長組孔隙度介于6.1%~11.7%，均值為7.71%；滲透率介于0.31~1.17 mD，均值為0.51 mD。測井資料同樣得出吳倉堡油區延長組巖物性具有特低孔、特低滲的特點。

孔隙度和滲透率縱向分布直方圖顯示（表3-2，3-3），長2-長10油層組的物性由好變差。測井資料解釋結果與巖心物性分析結果一致，均表明吳倉堡油區延長組砂體為特低孔、特低滲儲層。

圖4-1 中值半徑與排驅壓力交匯圖

4 儲層孔隙類型與孔隙結構

4.1 孔隙類型

對區內長1-長9巖心的常規薄片和鑄體薄片的鑒定資料分析研究，結合前人研究發現[9]：本區延長組砂巖儲層孔隙類型以粒間孔為主，粒內孔、鑄模孔和長石溶孔次之，少量裂隙孔。長2、長7、長9油層組的粒間孔介于53%~66%，面孔率介于8.0%~8.4%；長4+5油層組粒間孔介于37%~40%，面孔率介于7.2%~7.7%，無裂隙孔；長8油層組的粒間孔介于17%~31%，面孔率介于3.5%~5.0%，裂隙孔約17%~27%。

4.2 孔隙結構

通過對區內長9油層組巖心壓汞數據及長6油層組毛細管壓力數據分析認為，該區砂巖儲層孔隙結構可分為Ⅰ級、Ⅱ級和Ⅲ級孔隙結構。其中，Ⅰ級孔隙結構喉道中值半徑＞0.22 μm，喉道較粗，喉峰值范圍基本維持在0.63～2.5 μm之間，儲層的排驅壓力＜0.8 MPa，儲層的滲透率＞1 mD，屬低排驅壓力-較細喉道型；Ⅱ級孔隙結構喉道中值半徑＜0.22 μm，喉道較細，喉峰值介于0.25～0.63 μm，儲層排驅壓力較小，滲透率介于0.1～1 mD，屬低排驅壓力-細喉道型；Ⅲ級孔隙結構相比I級喉道更細，達到微細（＜0.1 μm），而喉峰值僅介于0.04～0.25μm，儲層排驅壓力較強，滲透率較低，屬高排驅壓力—微細喉道型。以上3類孔隙結構對應的儲層物性逐漸變差，排驅壓力依次升高。

5 儲層非均質性

儲層非均質性影響著油氣藏的有效開發，可造成油氣開發過程中采收率降低等現象[10]。通過對儲層非均質性的研究來提高油氣采收率尤為重要。本次研究主要針對研究區儲層層內和層間的非均質性及相互關系進行詳細研究。

表5-1 分析層內非均質性統計表

層位代表井數(口)樣品數滲透率/mD級差突進系數變異系數綜合評價 （個）最大值最小值平均值 長2140.4760.2630.3731.811.280.93不均質不均質 長6115530.5060.1210.2886.321.890.70較均質 長61233673.6680.0855.1811482.3910.323.76極不均質 長621291.1990.1170.44217.542.700.96不均質 長6223231.0710.0570.41520.422.800.93不均質 長63123010.1430.0551.089256.166.381.75極不均質 長632260.1780.1460.1631.361.130.12較均質較均質 長6422120.2690.0440.1236.131.970.53較均質 長6532131.8810.0530.40736.544.031.30不均質 長723350.5800.0540.23410.862.560.69較均質 長8122260.3710.0510.1296.882.660.67較均質 長813130.3370.0790.2004.251.690.53較均質 長8211146.3660.0350.582180.3510.942.76極不均質 長913120.0980.0560.0771.751.270.27較均質 長9222130.2320.0980.1432.171.510.25較均質 總計平均2796.4920.0880.0656135.663.541.08不均質

5.1 儲層的層內非均質性

層內非均質性是指儲層內單一砂層各種性質的垂向分布情況，是直接控制和影響單砂體水淹厚度和層內剩余油的關鍵因素[11]。通過對區內36口井巖心樣品分析研究表明，油層組滲透率級差，介于1.36~1482.39，均值為135.66，突進系數和變異系數分別介于1.13~10.94和0.12~3.76，均值分別為3.54和1.08（表5-1）。其中，延長組長2-長631變異系數與滲透率正相關，變異系數介于0.70~3.76，屬不均質-極不均質層；延長組的長632-長922變異系數介于0.12~2.76，屬不均質-較均質層。

5.2 層間非均質性

層間非均質性是指儲層在縱向上的非均質性分布，具體表現為不同沉積環境下形成的砂體在垂向上的不均等展布[12]。層間非均質性是油田注水開發過程中層間干擾的重要因素，主要受沉積微相控制下儲層的影響。

區內65口井巖心的非均質性參數顯示（表5-2），延長組各油層組非均質性層間及小層的滲透率級差介于6.38~57.80，均值為26.52；突進系數和變異系數分別介于2.20~11.53和0.44~1.99。其中，延長組長4+5-長6油層組突進系數介于2.29-7.78，變異系數介于0.54~1.15，屬較均質-不均質層；延長組長7-長10油層組突進系數介于2.64~11.53，變異系數介于0.58~1.99，屬較不均質-極不均質層。

6 結 論

（1）吳倉堡油區延長組砂體的碎屑成分中長石+巖屑含量占一半以上，石英含量較少，砂巖組份成熟度差；砂巖碎屑粒徑較細，磨圓、分選較差，以孔隙式膠結為主，顆粒間主要為線狀接觸，結構成熟度較低；膠結物以方解石和白云石為主，雜基以粘土礦物為主。

（2）巖心分析和測井資料二次解釋得出結論一致：區內延長組整體為特低孔、特低滲儲層，非均質性較強，驅油效率低，開采困難；儲層孔隙類型以粒間孔為主，孔隙結構分別為低排驅壓力-較細喉道型、低排驅壓力-細喉道型和高排驅壓力-微細喉道型3種類型，排驅壓力依次升高。

表5-2 層間滲透率非均質參數表

組油層組亞油組小層代表井數/口滲透率/mD級差突進系數變異系數綜合評價 最大值最小值平均值 延長組長4+51651.230.120.3410.503.650.48較均質較均質 2650.850.100.328.782.690.61較均質 1.040.110.3319.742.850.61較均質 長611631.690.110.4115.364.160.76不均質 2610.860.100.278.603.130.54較均質 21642.90.070.3939.557.431.15不均質 2651.230.050.2924.604.170.60較均質 31651.060.100.3110.993.370.44較均質 2642.670.110.3424.277.780.92不均質 41630.660.090.297.762.290.76不均質 2631.170.130.299.004.030.50較均質 3551.000.10.2811.763.590.61較均質 合計平均1.470.090.3213.204.440.70較均質 長71612.300.110.3320.867.010.96不均質不均質 2532.810.050.3356.248.551.58極不均質 3575.780.100.5157.8011.241.99極不均質 合計平均3.630.090.3937.035.810.94不均質 長811631.810.120.3415.065.280.91不均質 2620.680.110.266.382.640.58較均質 3601.530.060.2925.445.350.71較均質 21571.700.060.3428.334.951.21不均質 2541.200.050.3224.003.780.80不均質 3502.150.050.5143.004.221.27不均質 合計平均1.510.070.3430.195.761.11不均質 長911594.790.110.5343.558.981.55極不均質 2606.000.090.5266.6711.531.56極不均質 3574.610.130.4735.469.711.39極不均質 21552.610.090.4529.005.781.03不均質 2442.750.090.4730.505.891.09不均質 3361.930.140.3914.304.941.01不均質 合計平均3.780.110.4727.316.731.20不均質 長1011302.020.160.7312.632.770.68較均質 2285.600.150.6437.338.741.54極不均質 3295.600.220.6225.178.971.56極不均質 4276.780.130.6951.369.761.80極不均質 小計平均5.000.170.6731.627.031.26不均質 延長組總計平均2.740.110.4226.525.440.97不均質

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Study on Reservoir Characteristics of Yanchang Formation in Wucangpu Area, Ordos Basin

1,23

(1.Department of Geology, Northwestern University，Shaanxi Xi'an 710069，China;2. Yanchang Petroleum (Group) Pipeline Transportation Company，Shaanxi Xi'an 710069，China;3. Yanchang Oilfield Co.,Ltd. Project Cost Management Center, Shaanxi Xi'an 710069,China)

Reservoir characteristics of Yanchang formation in Wucangpu area were studied based on core, casting thin section and logging data. The results show that Yanchang formation reservoir has the typical characteristics of extra low porosity and extra low permeability. Its pore types are complex, and are mainly intergranular pore. Reservoir heterogeneity is strong, in the range of Chang2~Chang10, and the displacement pressure increases in turn. The study can provide some help to improve oil and gas production capacity and water flooding recovery.

reservoir physical property；pore type；heterogeneity；displacement pressure

2017-05-06

潘李輝（1992-），女，西北大學地質學系碩士研究生，河南省漯河市人，研究方向：主要從事沉積儲層方面研究。

李曉明（1982-），男，助理工程師，研究方向：主要從事油氣田開發工作。郵箱：434619960@qq.com。

TE122

A

1004-0935（2017）07-0648-05