張東斌 賀 紅
(延長石油股份有限公司,陜西 延安717200)
根據關家溝區長2 油層組巖石薄片分析,儲層巖性主要為長石砂巖,少量的為巖屑長石砂巖(圖1)。碎屑顆粒成份以長石為主,含量在54~72%,平均59.63%;其次為石英,含量在15~34%,平均24.94%;最后為巖屑,含量在10~27%,平均15.44%。巖屑以火成巖巖屑為主,平均含量10.81%,其次為變質巖巖屑和云母,平均含量分別為2.10%和2.06%,沉積巖巖屑含量較少,平均含量0.46%。重礦物見綠簾石、淺紅色石榴石、鋯石。總體看砂巖成份成熟度較低。碎屑顆粒含量在84%~97%之間,平均為92.02%,粒度以細粒和中粒為主。顆粒分選性中-好,磨園度次棱-次圓狀,接觸類型為顆粒支撐,點-線接觸,以孔隙式和接觸式膠結,總體看砂巖結構成熟度中等。

圖1 青平川油田關莊區三疊系延長組長2 砂巖分類三角圖
長2 油層組砂巖填隙物平均量為4.84%,其中泥巖雜基含量平均2.95%,膠結物含量平均為1.59%。泥巖雜基多以鱗片狀邊膜結構充填于孔隙之中。膠結礦物有方解石、高嶺石和石英,其中以方解石為主,平均含量1.59%,多呈微晶結構,充填于孔隙中;其次高嶺石,平均含量9.25%,石英次生加大不發育,平均含量0.05%。長2 油層組砂巖成份成熟度較低,結構成熟中等,說明碎屑顆粒總體為近源沉積,但具有一定的搬運距離。
根據本區儲量報告,結合鑄體薄片、陰極發光、掃描電鏡等資料綜合分析結果,認為本區長2 儲層的成巖作用比較強烈,自生粘土及其他的自生膠結物對孔隙結構的影響更顯突出,由此造成了長2 低滲透層較為單一的孔隙結構類型。
長2 油層儲層面孔率一般4.8~9%,主要類型有粒間孔、骨架顆粒溶孔、濁沸石膠結物溶孔和裂縫等。其中原生孔隙和次生孔隙百分比各占50%左右,受成巖作用影響,孔喉較細,孔喉組合主要為中細孔-細喉型。
3.1 孔隙度特征。由孔隙度頻率直方分布圖可(圖2~圖3)看出,長21儲層孔隙度集中分布在9%~19%之間,平均值為13.32%。長22儲層孔隙度集中分布在9~19%之間,平均值為13.58%。
3.2 滲透率特征。由滲透率頻率直方分布圖可(圖1~圖2)以看出,長21滲透率集中分布在(1~13)×10-3μm2,平均值為6.28×10-3μm2。長22滲透率集中分布在(1~16)×10-3μm2之間,平均值為8.36×10-3μm2。

圖2 青平川油田關莊區長21 孔隙度、滲透率直方分布圖

圖3 青平川油田關莊區長22 孔隙度、滲透率直方分布圖
從縱向上來看,儲層物性有下部好,上部較差的特點。
結合長21、長22孔隙度、滲透率的平面分布圖可得出:(1)孔隙度、滲透率高值帶的分布和砂巖主體帶的分布基本一致。(2)孔隙度、滲透率高、低區帶的分布部分基本吻合。
本區長22、長21油層厚度高值區域與孔隙度和滲透率高值區基本吻合,反映了物性控制含油性的規律。
長22儲層含油具有“廣而薄”的平面均勻分布特點,油層幾乎覆蓋全區,是本區主要含油層位,油層厚度高值帶主要集中分布在研究區西南部:關207、關195、關183、關235、關409、關288、關262、關355 井附近。油層厚度高值在10m 以上。
長21儲層含油區域具有“小而肥”的發育特點,油層厚度高值帶主要集中分布在研究區北部、中部和南部局部地區:關303、關307、關251、關103、關331、關322、關352 井附近。油層厚度高值在10m 以上,但試油和生產效果一般,初產含水高,認為測井解釋含油級別偏高,其砂體電阻高并非完全是油氣顯示,可能與碳質含量高有關。
5.1 層間非均質性。(1)砂巖密度。關家溝區各油組(亞組)的砂巖密度統計結果(表2)。長22的砂巖密度大于長21,從沉積相看,長22為河道發育鼎盛時期;隨著河道進一步推進,長21泛濫盆地微相大面積發育,砂體發育相對較差。(2)隔夾層數、厚度變化。本次研究統計分析了各油層組中的隔層層數、厚度及其變化如下表所示。

表1 砂巖密度統計表

表2 油層組隔夾層統計表
由于分層原因和統計的單元不同,地層沉積厚度差異較大,隔層層數及厚度差異也較大。各油層組(亞組)間的泥巖隔層比較明顯,橫向上可以追蹤,油層亞組內隔層的連通性差異較大。
5.2 層內非均質性
本次研究主要分析了關家溝區長2 儲層滲透率非均質性,滲透率的各向異性是揭示儲層非均質性的主要手段,反映滲透率變化程度的參數主要有:變異系數、突進系數、滲透率級差等。
該區長21儲層級差系數、突進系數和變異系數分別是:5.98、1.75 和0.40;而長22儲層的級差系數、突進系數和變異系數分別是:7.15、1.74 和0.44。可以看出本區長22儲層的儲層非均質性強于長21。