靖邊油田南部地區長6油層組儲層特征研究

張 旭

靖邊油田南部地區長6油層組儲層特征研究

張 旭

（延長油田公司靖邊采油廠， 陜西 靖邊 718500）

本文在大量的分析化驗資料的基礎上，從儲層的巖石學特征、孔隙類型和結構特征、物性特征等方面入手，對長6油層組的儲層特征進行分析。分析表明：研究區長6油層組儲層主要為細粒長石砂巖，儲層孔隙類型以剩余粒間孔隙、膠結物溶蝕孔隙、長石粒內溶蝕孔隙為主；儲層物性較差，為典型的特低孔隙度、特-超低滲透率（致密）儲層。

靖邊南部 長6油層組 孔隙結構

近年來，靖邊油田南部區域勘探除了發現規模的延9油藏分布外，還發現長2、長4+5、長6油層組也存在油氣顯示，勘探表明該區可能存在多層系含油的前景，為打開勘探局面，擴大靖邊油田含油區域奠定了基礎。但由于對研究區域長6油層組儲層特征了解不清晰，所以延長組長6油藏的勘探進展一直較為緩慢。本文以儲層微觀特征為著手點，針對長6儲層的巖石學特征、孔隙結構特征、物性特征等方面進行深入的分析，深入了解長6油層組的儲層特征，實現長6油層組的勘探突破。

1 儲層巖石學特征

1.1 碎屑成分特征

巖心觀察、薄片資料分析結果表明，靖邊南部長6儲層主要為淺灰色細粒長石砂巖，占70.64%；其次為巖屑長石砂巖，占29.36%；偶見粒度相對較粗的中粒長石砂巖。長6儲層的碎屑顆粒平均含量約90.13%，碎屑成分以長石為主，石英、巖屑次之，另外可見少量云母和微量的重礦物。石英成分的平均含量約24%，主要為單晶石英，多表現為均一消光特征，可見少量的波狀消光石英；長石成分的平均含量約50%，主要為斜長石，其次為鉀長石。巖屑成分的平均含量約9.5%，以變質巖巖屑為主，如石英巖和千枚巖等；其次為噴發巖巖屑，未見沉積巖巖屑。云母普遍可見，平均含量5%，主要為黑云母，少量白云母。常呈片列定向排列，或條帶狀分布，有的甚至在層面上富集成微層。

1.2 填隙物特征

靖邊油田南部地區長6油層組填隙物組分總體含量較低，變化范圍較小，平均含量9.88％；其中泥質雜基含量很低，膠結物成分以方解石和和綠泥石為主，其次為硅質膠結物，還有少量的濁沸石、長石質、伊利石等膠結物。

膠結物中方解石含量變化較大，其含量為1%～12％，平均含量3.25％；綠泥石膠結物含量位于0～5％之間，平均為2.88％；硅質膠結物含量為0～5％，平均為1.88％；其次為長石的次生加大、濁沸石和伊利石等膠結物。

2 儲層孔隙結構特征

本次研究主要是通過對研究區長6油層組取心樣品的巖石薄片、鑄體薄片、掃描電鏡、圖像分析及毛管壓力曲線等數據來進行觀察、統計分析，進而對孔隙類型及其結構進行研究。

2.1 孔隙類型及大小

根據薄片觀察，結合掃描電鏡分析；結果表明研究區長6儲層砂巖以發育剩余粒間孔隙和次生孔隙為主。

剩余粒間孔隙：剩余粒間孔是該區目的層段最主要的一種孔隙類型，占總面孔率的65.3%，其中以薄膜狀綠泥石、伊利石膠結之后的剩余粒間孔隙為主，其次是石英、長石次生加大之后的剩余粒間孔隙，以及方解石、粘土礦物充填膠結之后的剩余粒間孔隙等，其中薄膜狀綠泥石、伊利石膠結之后所形成的剩余粒間孔隙的孔徑較大，多為60~100μm之間，是良好的儲集空間。

次生孔隙：次生孔隙含量在研究區目的層段的含量相對較低，占總面孔率的20%~40%左右。研究區長6儲層次生孔隙以長石粒內溶孔和濁沸石膠結物溶孔為主（圖1）。長石粒內溶孔和濁沸石膠結物在研究區長6砂巖中常見，占總面孔率的31%。濁沸石的溶蝕孔隙通常沿解理，及其與綠泥石薄膜或碎屑接觸的邊緣縫隙分布，多呈現為不規則的小孔縫狀。當溶蝕作用強烈時，亦可見較大的不規則狀溶孔。

圖1 長6儲層孔隙類型直方圖

孔隙的形態特征常表現為三角形、四邊形及不規則狀，且孔隙直徑變化較大，非均質性強，單一樣品中可見小于5μm的孔隙，也可見到大于200μm的孔隙。但圖像孔隙分析表明，長6儲層砂巖平均孔徑變化范圍主要的在5~50μm之間，平均孔隙為15.0μm，孔隙最小，孔喉也最為復雜。

壓汞資料分析結果顯示，長6儲層砂巖的排驅壓力通常大于0.5 MPa，中值壓力通常大于5 MPa，最大連通孔喉半徑常常大于0.5μm，中值半徑常常大于0.1μm，分選系數在0.02~0.65之間。因此，長6儲層孔喉主體以納米級孔喉為主，極少部分達到微米級別。

根據前人對鄂爾多斯盆地三疊系延長組儲層孔隙和喉道的分級標準和命名原則[1-2]，研究區長6油層組儲層平均孔隙直徑在10~30μm之間，平均喉道半徑在0.5~1.0μm之間，為小孔細喉型。

3 儲層物性特征

研究區長6儲層的物性分析結果顯示：長6儲層孔隙度在0.3％~20.8％之間，變化較大，平均10.2％，中值為10.4%，主要孔隙度分布范圍在8％~10％之間，滲透率在0.01×10-3~123.57×10-3μm2之間，變化較大，主要滲透率分布范圍在0.1×10-3~10×10-3μm2之間，平均滲透率值1.25×10-3μm2，滲透率中值為0.62×10-3μm2（圖2、圖3）；物性的非均質性嚴重，儲層為典型的特低孔隙度、特低滲透率儲層。

圖2 長6儲層孔隙度分布圖

圖3 長6儲層滲透率分布圖

4 結束語

研究區長6油層組儲層主要為細粒長石砂巖，儲層孔隙類型以剩余粒間孔隙、膠結物溶蝕孔隙、長石粒內溶蝕孔隙為主；儲層物性較差，為典型的特低孔隙度、特-超低滲透率（致密）儲層?？紤]到儲層物性較差，方解石含量偏高，建議在酸化壓裂過程中，提高酸化強度，嚴格按照試油工作周期，以免漏掉油氣層。

[1] 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.

[2] 楊玉祥. 長慶油田靖邊-吳旗地區三疊系長6_3油組儲層評價[J]. 石油天然氣學報, 2009, 31 (5): 41-44.

Study on Reservoir Characteristics of Chang 6 Oil Formation in Southern Area of Jingbian Oilfield

（Jingbian Oil Production Plant of Yanchang Oilfield Company, Shaanxi Jingbian 718500, China）

Based on the analysis of laboratory data, reservoir characteristics of Chang 6 oil formationwere analyzed from the aspects of petrological characteristics, pore type and structural characteristics and physical properties of reservoir. The results show that the reservoir of Chang 6 oil formationis mainly fine feldspar sandstone, and the pore types of the reservoir are mainly composed of residual intergranular pores, cementation dissolution pores and feldspar granules, and the reservoir property is poor, it belongs to typical ultra-low porosity, special-ultra low permeability (dense) reservoir.

South of Jingbian; Chang 6 formation; pore structure

TE 122

A

1004-0935（2017）10-0987-03

2017-08-30

張旭（1981-），男，助理工程師，陜西靖邊人，2007年畢業于西安石油大學大學石油與天然氣開采專業，研究方向：從事石油地質技術工作。