鐮刀灣油田長6油層組儲層特征及評價

張東閣，邵杰，瞿璇，曾文，文志剛

1.中國石油長慶油田分公司長慶實業集團有限公司,陜西 西安 710018 2.長江大學資源與環境學院，湖北 武漢 430100

圖1 研究區位置Fig.1 Location of the study area

1 儲層巖石學特征

1.1 巖石類型及碎屑成分

鐮刀灣油田長6油層組，巖石碎屑中長石體積分數較高，石英次之，巖屑體積分數最低，體積分數之比近似于4∶2∶1(見表1)，反映該油層組巖石成分成熟度較低，具近物源沉積特征[4]。

表1 研究區長6油層組砂巖碎屑成分及填隙物含量統計表

碎屑顆粒的磨圓度較差,以次棱角狀為主，呈點-線狀接觸，線接觸亦較為常見，以孔隙式膠結為主，伴有少量薄膜式和石英次生加大，反映該組巖石結構成熟度也相對較低[5]。巖石類型主要為長石砂巖，巖屑長石砂巖次之(見圖2)，以細-中粒結構為主，分選中等-好(見圖3)。

圖2 研究區長6油層組砂巖巖石類型三端元圖Fig.2 Triangle diagram of sandstone rock types of Chang 6 reservoir group in the study area

圖3 長6油層組砂巖粒級分布直方圖Fig.3 Distribution histogram of sandstone grain size of Chang 6 reservoir group in the study area

1.2 填隙物特征

研究區長6油層組碎屑巖填隙物主要為沸石類礦物(濁沸石)和自生黏土礦物(以綠泥石為主，次為水云母)，含有少量的碳酸鹽膠結物(以鐵方解石為主，方解石和白云石次之)和硅質膠結物(見表2、圖4)。

表2 研究區長6油層組砂巖填隙物組份平均體積分數統計表

圖4 研究區長6油層組膠結類型分布圖Fig.4 Distribution of cementation types of Chang 6 reservoir group in the study area

2 儲層物性特征

表3 研究區長6油層組儲層物性統計表

研究區長6各小層儲層物性基本相似，最大值略有不同(見表3、圖5)，根據儲層分類評價標準，鐮刀灣油田長6油層組整體為低孔-特低孔、特低滲-超低滲儲層?？紫抖确植汲势瑺詈蜅l帶狀展布，與砂體展布相似，大多區域孔隙度分布在8% ～12%之間，孔隙度大于12%的區域只在研究區局部地區發育。滲透率展布形態與孔隙度相似，滲透率在區間0.5～1.5mD分布較廣，滲透率大于1.5mD的高滲區在研究區局部呈土豆狀零星分布(見圖6)。

圖5 研究區長6油層組孔隙度、滲透率分布直方圖Fig.5 Distribution histogram of porosity and permeability of Chang 6 reservoir group in the study area

圖6 研究區長6油層組孔隙度、滲透率平面分布圖Fig.6 Plane distribution of porosity and permeability of Chang 6 reservoir group in the study area

3 儲層孔隙類型與結構特征

3.1 孔隙類型

圖7 長6油層組砂巖孔隙類型體積分數直方圖Fig.7 Histogram of volume fraction of sandstone pore types of Chang 6 reservoir group

研究區長6油層組儲層孔隙類型多樣，常見粒間孔、溶蝕孔(長石溶孔、巖屑溶孔、沸石溶孔、碳酸鹽溶孔)、微裂隙等幾種類型，其中粒間孔含量較高，作為主要儲集空間，長石溶孔、巖屑溶孔體積分數相對較高，作為次級儲集空間(見圖7)。

3.2 孔隙結構特征

研究區長6油層組儲層喉道細且短，中值較小，孔隙配位數低，以中孔隙為主，孔徑分布范圍集中在20～40μm，大孔隙次之，含有少量的小孔隙；喉道類型均為微喉道(見圖8)。

圖8 研究區長6油層組儲層孔隙、喉道分布直方圖Fig.8 Distribution histogram of pore and throat of reservoir of Chang 6 reservoir group in the study area

圖9 研究區長6油層組壓汞曲線類型 Fig.9 Mercury injection curve types of Chang 6 reservoir group in the study area

通過對研究區壓汞資料的分析，長6油層組孔喉排驅壓力平均值為1.12MPa，中值半徑平均為0.21μm；孔喉分布一般，退汞效率為18.15%～36.90%；平均最大進汞飽和度為77.85%，連通性一般(見表4)。

根據砂巖毛細管壓力曲線特征及生產需要，結合前人研究成果[6-9]，將研究區儲層毛細管壓力曲線分為3種類型(見圖9)。

1)Ⅰ型壓汞曲線。排驅壓力0.37～1.17MPa，平均0.75MPa；最大進汞飽和度為83.57%～88.34%，平均85.92%。中值壓力1.21～4.59MPa，平均2.60MPa；退汞效率為21.10%～36.90%，平均28.75%。該曲線平臺段明顯，表明儲層分選相對較好，為儲層物性好的一類儲層。

2)Ⅱ型壓汞曲線。該類壓汞曲線在研究區最為常見，排驅壓力位于0.35～5.17MPa；最大進汞飽和度分布在67.23%～91.96%，平均75.89%；中值壓力分布在2.32～23.83MPa，平均7.04MPa；退汞效率分布在17.00%～40.55%，平均26.33%，低于Ⅰ型曲線。該類曲線可見平臺段，整體特征介于Ⅰ型與Ⅲ型之間。研究區各個小層均可見該類型曲線。

3)Ⅲ型壓汞曲線。該類壓汞曲線排驅壓力2.55～5.17MPa，平均3.83MPa；最大進汞飽和度較低，在66.26%～67.23%之間，平均66.15%；退汞效率在20.27%～25.12%之間，平均22.69%。該類壓汞曲線平臺段較短或無平臺段，儲層分選較差，儲集性能較差。

表4 研究區長6油層組孔喉結構統計表

4 儲層成巖作用研究

在前人研究的基礎上，結合實際資料，對研究區長6油層組儲層的成巖作用進行了深入研究，認為區內主要發育壓實、壓溶作用，膠結作用，溶蝕作用。

4.1 壓實、壓溶作用

研究區長6油層組壓實作用較弱，砂巖的碎屑顆粒多為點-線接觸，凸凹接觸和縫合線接觸少見，使得部分原生粒間孔和喉道得以有效保存。部分碎屑巖中壓溶作用較常見(見圖10(a)、(b))。

4.2 膠結作用

膠結作用作為一類破壞性成巖作用在區內極為發育，是破壞原生孔隙的主要原因之一。鏡下觀察發現，研究區長英質次生加大現象較為發育(見圖10(c))，導致部分原生孔隙被占據，且阻礙了次生孔隙的形成；綠泥石膠結發育，為黑云母向綠泥石的轉化形成。自生綠泥石的發育抑制了部分碎屑顆粒的次生生長，使粒間孔隙得到了較好的保存。研究區綠泥石含量高的地區與砂體主帶基本一致，同時也為油藏發育的有利區。

4.3 溶蝕作用

區內長6油層組中溶蝕作用較為發育，通過掃描電鏡及鑄體薄片觀察發現，巖石中濁沸石骨架里的大量顆粒被溶蝕，形成大量次生孔隙(見圖10(d))使得儲層物性得以改善。

圖10 研究區長6油層組砂巖鏡下照片Fig.10 Microscopic photos of sandstone of Chang 6 reservoir group in the study area

5 儲層綜合評價

參考油氣儲集評價方法[10-14]，通過區內儲層主要類型參數的綜合分析，同時結合試油試采以及生產等資料，初步建立了一個針對研究區特低滲、超低滲透儲層的分類標準(見表5)。

表5 研究區長6油層組儲層綜合分類評價表

Ⅰ類儲層：為優質儲層，孔隙度、滲透率均相對較好，具Ⅰ型毛細管壓汞曲線特征，位于水下分流河道砂體發育區，且砂體疊置厚度大，連通性較好。Ⅰ類儲層在區內發育較少。

Ⅱ類儲層：為較好儲層，孔隙度、滲透率較高，具Ⅱ型毛細管壓汞曲線特征，主要分布于水下分流河道，巖石結構多為細-中粒，孔隙類型以粒間孔和溶蝕孔為主。Ⅱ類儲層是區內發育的主要類型。

Ⅲ類儲層：為一般儲層，孔隙度、滲透率較低，具Ⅲ型毛細管壓汞曲線特征，主要分布于水下分流河道側緣，砂體厚度較薄，非均質性較強，主要發育溶孔-微孔，孔隙連通性較差。Ⅲ類儲層在研究區較為發育。

6 結論

1)鐮刀灣油田長6油層組，巖石類型主要為長石砂巖，巖屑長石砂巖次之，巖石成分成熟度、結構成熟度均較低。

2)區內儲集空間類型多樣，粒間孔較為發育，是主要的儲集空間，各種類型的溶蝕孔為次要儲集空間，喉道細且短，均為微喉道，中值較小，孔隙配位數低，以中孔隙為主。

3)結合主要類型參數，將區內儲層進行分類評價并劃分為3類，其中Ⅱ類儲層為區內發育的主要類型。