胡尖山油田H154區長61儲層特征及分類評價

張換果，楊 博，鄭 奎，陶 靜，李元龍，邵 輝

(1.長慶油田公司第六采油廠，西安 710016；2.北京力得海得科技有限公司，北京 100070)

鄂爾多斯盆地胡尖山地區三疊系延長組地層蘊含著豐富的油氣資源，長4+5、長6、長7、長8、長9為其油氣富集的主要層段[1-3]。近年來，眾多學者對胡尖山地區長6地層做了大量的研究工作，并取得了一定程度的認識。郭嘉等[4-9]精細刻畫了胡尖山長6油層組的沉積相，認為長6儲層主要發育于分流河道、三角洲前緣河口壩等沉積微相中；付文耀等[3]認為胡尖山長6儲層物性主要與沉積及成巖作用有關；高崗等[10]認為優質儲層、輸導通道及油源為胡尖山長6形成油藏的關鍵地質條件；葉琪[11]認為胡尖山長6油藏主要受烴源巖、構造、沉積相及儲層物性等多種因素影響；范泓澈等[12]認為長6段油水分布規律主要受沉積微相砂體展布特征、原油側向疏導能力及儲層內部結構因素制約；王峰等[13]認為胡尖山地區長6油組物源方向主要為東北、西北兩個方向。

鑒于以往的研究主要集中于沉積相、成巖作用、油藏富集主控因素、物源等方面，對儲層特征方面的研究相對較少，該研究以鄂爾多斯盆地胡尖山油田H154區長61儲層為例，通過巖石學特征、孔隙類型、孔隙結構特征等方面的系統研究，并結合孔隙度、滲透率、有效厚度、初始含水率等優選參數，對研究區儲層類型及特征進行了精細評價，為胡尖山H154地區長61油藏組的高效勘探開發提供理論基礎。

1 地質概況

鄂爾多斯盆地位于華北地臺西部，為一個呈矩形展布的大型復合型克拉通型盆地[14-18]，根據構造帶又可劃分為渭北隆起、伊盟隆起、天環坳陷、伊陜斜坡、晉西撓褶帶、西緣逆沖帶6個一級構造單元[19-20]。胡尖山油田H154區塊位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡的中西部(如圖1所示)， 隸屬陜西省定邊縣，面積約為695 km2，區域構造整體表現為一個東高西低的平緩單斜，傾斜不超過1°，地表覆蓋了100～200 m厚度不等的黃土，地面海拔主要分布在1 400～1 800 m，且不同層面構造形態基本一致，三疊系延長組長4+5儲層為該區的主力產油層位，埋藏深度約為2 140 m，厚度平均可達11.3 m，其沉積體系主要為三角洲前緣相，油藏主要分布在水下分流河道沉積微相中，發育大量交錯層理、平行層理、沙紋層理、沖刷構造、水平層理等沉積構造。目前，隨著勘探力度的不斷加大，發現胡尖山油田H154區長61具有較好的油氣顯示且部分井試采效果較好，具有極大的勘探開發潛力。

圖1 鄂爾多斯盆地構造單元及研究區位置示意圖

2 儲層特征

2.1 巖石學特征

沉積環境及物源區性質決定了儲集砂巖的巖性特征[21-22]。胡尖山油田H154區塊延長組長61油層段沉積時期主要發育大規模的湖泊三角洲沉積相，形成了一套三角洲前緣和三角洲平原亞相環境中的陸源碎屑沉積建造體系。通過對研究區長61儲層段96口井214塊樣品薄片的觀察，發現灰色-淺灰色長石砂巖、巖屑長石砂巖為胡尖山油田H154區塊長61儲層砂巖碎屑主要成分(如圖2所示)。其中長石含量Q為37.2%～61.2%，平均值為43.05%；石英含量F為19.7%～35.1%， 平均值為28.25%； 巖屑含量R為7.8%～21.2%， 平均值為14.98%， 主要為燧石、火成巖、變質巖、 云母、 綠泥石。研究區長61儲層中較高的長石含量說明其沉積物的成分成熟度和結構成熟度均較低，從而表明沉積物的搬運距離相對較小。

圖2 胡尖山長61段儲層巖石分類圖

長61儲層砂巖碎屑中填隙物主要為黏土礦物和非黏土礦物兩大類，且長612儲層填隙物總含量(平均值為13.98%)略高于長611(平均值為13.61%)。填隙物中黏土礦物總體占比約8.47%(主要為綠泥石，其次為高嶺石、伊利石)，而非黏土礦物總體占比約5.25%(主要為鐵方解石、硅質)。黏土礦物X衍射資料分析表明，綠泥石含量最高(平均值為58.19%)，其次為高嶺石(平均值為19.62%)和伊利石(平均值為17.07%)。長61儲層砂巖粒度以極細粒-細粒為主，粒徑一般為0.03～0.40 mm，最大可達0.45 mm，顆粒形態多呈次棱角狀，分選性及磨圓程度為中等-較好，彼此以點-線接觸為主，孔隙式、加大孔隙式膠結為其主要膠結類型。

2.2 儲層孔隙類型

圖3所示為胡尖山油田H154區長61儲層空間類型。根據巖芯、鑄體薄片和掃描電鏡等觀察分析，發現胡尖山H154地區長61儲層儲集空間主要為原生粒間孔、次生溶孔、微裂隙三類(如圖3a、圖3b和圖3c所示)，其中又以粒間孔、長石溶孔為主(如圖3a和圖3b所示)，粒內溶孔、晶間孔及微裂隙次之。以下為2種主要孔隙類型的發育特征。

1)粒間孔隙

該類孔隙是砂質沉積物在埋藏成巖過程中原生粒間孔隙經機械壓實及被各種自生礦物部分充填改造后形成的一類殘余孔隙空間，孔隙直徑一般為0.03～0.15 mm(如圖3d所示)，孔隙膠結物多為薄膜式膠結的綠泥石、方解石和白云石等。其中綠泥石膜有助于粒間孔的形成和保存(如圖3e所示)，而方解石和白云石反之(如圖3f所示)[23]。該類孔隙廣泛分布于長61儲層砂巖中，孔隙分布均勻且連通性較好，面孔率約75.2%，是研究區主要的孔隙類型之一。

2)長石溶孔

成巖作用過程中，雖然壓實、膠結、石英次生加大等作用致使先前的部分碎屑巖和填隙物發生溶蝕改造，降低了原生粒間孔隙的發育程度，但晚期成巖作用仍可形成各種溶蝕型次生孔隙(如圖3d和圖3f所示)。該類孔隙直徑為0.08～2.00 mm，其中長石、方解石為主要溶蝕組分，云母、巖屑及綠泥石為次要溶蝕成分，孔隙分布均勻且彼此之間連通性較好，面孔率約14.29%，屬于有效孔隙，也是主要的孔隙類型之一。

2.3 儲層物性特征

巖石孔隙度與滲透率既是反應巖石存儲流體及流體疏導能力的2個重要參數，也是衡量儲集層儲集性能好壞的基本參數[24-28]。通過對胡尖山H154區長 61的128塊儲層砂體巖心物性數據統計分析，表明孔隙度大多為7.5%～19.2%，平均值為12.9%，且孔隙度分布在10%～16%的樣品占比達51.77%；滲透率大多為0.038～3.250 mD，平均值為0.65 mD，滲透率分布在0.1～1.0 mD的樣品占比達52.94%。其中長611儲層孔隙度大多為11%～13%，平均值為11.9%(如圖4所示)；滲透率大多為0.5～3.0 mD，平均值為1.5 mD(如圖5所示)。長612儲層孔隙度大多為10%～11%，平均值為10.5%(如圖6所示)；滲透率大多為0.5～1.0 mD，平均值為1.1 mD(如圖7所示)。依據中華人民共和國石油天然氣行業標準 SY/T 6285—2011孔隙度和滲透率分類標準[29-30]，研究區長61儲層屬低孔、特低滲-超低滲儲層，且長611儲層物性整體較長612儲層好。

圖4 長611孔隙度分布范圍直方圖

圖5 長611滲透率分布范圍直方圖

圖6 長612孔隙度分布范圍直方圖

圖7 長612滲透率分布范圍直方圖

對研究區長61儲層巖心樣品的孔滲關系進行統計，發現孔隙度與滲透率之間的正相關性并不顯著，隨著孔隙度的增大，滲透率雖有增大趨勢，但增大幅度較小(如圖8所示)[9]。孔滲關系異常段可能指示存在少量微裂縫，其作為孔、洞之間的橋梁，有效地提高了長61儲集層的滲流能力，為研究區油氣的運移、聚集奠定了良好的基礎。

圖8 研究區長61段巖心孔隙度與滲透率關系圖

2.4 儲層孔隙結構

孔隙、吼道的大小及形態控制了儲層發育好壞的程度，從而直接影響著儲層的有效性和滲透性，二者的發育程度和配置關系則控制了油藏油水的整體分布[30]。目前用來表征孔隙結構特征的最常用且最有效的方法主要為壓汞實驗[31]。

通過對研究區A72，Y66，Y70，Y159，H127及J128等多口井的61儲層巖樣壓汞曲線進行分析，將胡尖山油田H154區塊長61儲層孔隙結構劃分為以下3種類型。

Ⅰ類儲層:毛細管壓力曲線平緩，門檻壓力較低，通常為0.19～0.70 MPa，中值壓力為0.99～15.60 MPa，平均4.8 MPa，最大孔吼半徑2.86 μm，喉道中值半徑一般大于0.05 μm，喉道類型以片狀以及管束狀為主，滲透率一般大于1 mD，最大進汞飽和度可達90%以上，屬于低排驅壓力-粗吼道型，為研究區滲流能力最好的一類孔隙類型；喉道類型以彎片狀、片狀以及管束狀為主。

Ⅱ類儲層:毛細管壓力曲線略微上凸，門檻壓力一般為0.62～1.80 MPa，中值壓力為2.4～12.4 MPa，平均5.98 MPa，最大孔吼半徑1.8 μm，喉道中值半徑大多為0.02～0.05 μm，喉道類型以彎片狀、片狀為主，最大進汞飽和度可達80%，滲透率一般為0.2～0.5 mD，屬于中排驅壓力-中喉道型，該類孔隙是研究區最主要的儲集空間類型。

Ⅲ類儲層:毛細管壓力曲線呈陡坡狀，門檻壓力約為3.50～5.02 MPa，中值壓力19.76～32.30 MPa，平均26.03 MPa，最大孔吼半徑0.9 μm，喉道中值半徑一般小于0.02 μm，喉道類型以彎片狀為主，最大進汞量小于60%，滲透率一般小于0.2 mD，屬于高排驅壓力-細喉道型，連通能力和滲流能力均較弱。

圖9所示為胡尖山長61段Ⅰ類、Ⅱ類及Ⅲ類儲層壓汞特征曲線。

圖9 胡尖山長61段儲層壓汞曲線特征及分類圖

3 儲層非均質性

油藏儲層的非均質性是影響開發效果、控制剩余油分布的重要因素，全面認識儲層非均質性對精細表征儲層地質特征、明確剩余油分布規律均具有重要意義。

3.1 層內非均質性

研究區長61儲層垂向滲透率韻律中，均質韻律為51.64%，正韻律占11.74%，反韻律占10.33%，復合正韻律占6.57%，復合反韻律占5.63%，復合韻律占14.08%。夾層主要為粉砂質泥巖、泥質粉砂巖，長611夾層頻率為0.29個/m，密度為0.41；長612夾層頻率為0.26 個/m，密度為0.37。長61儲層內滲透率變異系數多數均小于0.4，突進系數小于6，極差小于20，表明長61儲層層內非均質程度較弱。長61儲層垂向滲透率韻律特征見表1。

表1 長61儲層垂向滲透率韻律特征

3.2 層間非均質性

基于測井與實測物性數據，發現研究區長611小層分層系數平均為2.31，其中東北部、西南部邊界分層系數相對較小，多數小于1，層間非均質性相對較弱，其他地區分層系數相對較大，一般為2～3，層間非均質性為中等(如圖10a所示)。長612小層分層系數平均為2.18，平面分層系數展布特征與長611小層較一致(如圖10b所示)，整體非均質性為中等， 分層系數一般為2～3。表2所示為研究區長61層間非均質性及相關數據。儲層平均砂層密度分別為0.41，0.37，二者均屬于弱或中弱層間非均質性，且從下至上層間非均質性逐漸減弱。

圖10 胡尖山長61段分層系數等值線圖

表2 研究區長61層間非均質性及相關數據

3.3 平面非均質性

研究區長61儲層砂體由東北向西南方向延伸，呈帶狀展布且基本平行于物源方向，河道縱橫交錯[4-9]。由圖11可知，研究區長61儲層滲透率平面上變化較小且整體非均質性較弱，厚砂體區域較薄砂體區域滲透率相對較高。其中中部長61儲層砂巖儲層滲透率相對較高，儲層滲透率值多數大于2.0 mD，平面非均質性較弱；西南部與中西部地區滲透率值為1.0～2.0 mD，平面非均質性為中等，東北部與西南部地區滲透率值大多為0.5～1.0 mD，平面非均質性較弱。

圖11 胡尖山長61段儲層滲透率平面圖

4 儲層分類評價

儲層分類評價是對儲層儲集能力優劣的客觀、概括性的表達。目前，實現“定性與定量”“宏觀與微觀”“一般與具體”是儲層分類評價方法總的趨勢[32-34]。該研究根據行業標準，結合二次解釋及儲層含水率預測成果，優選孔隙度、滲透率、有效厚度、初始含水率4種指標，采用聚類分析法建立了研究區長61儲層的分類評價標準(見表3、表4)，并將儲層劃分為Ⅰ類(好)、Ⅱ類(較好)、Ⅲ類(中等)、Ⅳ類(非或差)4種類型。

表3 胡尖山長611段儲層分類評價

表4 胡尖山長612段儲層分類評價

根據儲層分類評價標準，發現研究區長61儲層以Ⅲ類、Ⅳ類儲層為主，其次為Ⅱ類儲層，Ⅰ類儲層分布較少，且長611儲層相對長612儲層較好。長611儲層中的Ⅰ類、Ⅱ類儲層均主要發育于研究區北部，研究區中部也有零星發育，Ⅲ類、Ⅳ類儲層主要發育于研究區南部且圍繞Ⅰ類、Ⅱ類儲層分布(如圖12所示)；長612儲層中的Ⅰ類、Ⅱ類儲層較長611儲層整體欠發育，僅研究區北部局域地區零星發育，Ⅲ類、Ⅳ類儲層主要發育于研究區中部(如圖13所示)。

圖12 長611儲層分類評價平面圖

圖13 長612儲層分類評價平面圖

Ⅰ類、Ⅱ類儲層主要發育于水下分流河道中心局部地區或水下分流河道的主水道，形態多呈長條狀、土豆狀，局部地區也可連片發育；Ⅲ類、Ⅳ類儲層分布于Ⅰ類、Ⅱ類儲層外側，主要位于水下分流河道側翼和邊部，形態多呈條帶狀展布且分布范圍廣。

5 結論

1)巖屑長石砂巖與長石砂巖為研究區長61儲層的主要巖石類型，粒度以極細粒-細粒為主，顆粒形態多呈次棱角狀，分選性及磨圓程度為中等-較好，彼此以點-線接觸為主，孔隙式、加大孔隙式膠結為其主要膠結類型。殘余粒間孔、長石溶孔、粒內溶孔、晶間孔以及微裂隙為長61儲層的主要儲集空間類型，其中又以殘余粒間孔、長石溶孔為主。

2)儲集巖孔隙度大多為10%～16%，平均值為12.9%，滲透率大多為0.1～1.0 mD，平均值為0.65 mD，孔滲相關性不顯著，屬低孔、特低滲-超低滲儲層，且長611儲層物性優于長612儲層。長61儲層整體表現為弱非均質性且廣泛發育夾層，分層系數較大，砂體厚度與滲透率之間存在正相關性。

3)根據聚類統計方法，將長61儲層劃分為4大類，以Ⅲ類、Ⅳ類為主，其次為Ⅱ類儲層，Ⅰ類儲層分布較少。長611儲層中的Ⅲ類、Ⅳ類儲層主要發育于研究區南部，長612儲層中的Ⅲ類、Ⅳ類儲層主要發育于研究區中部，且均圍繞Ⅰ類、Ⅱ類儲層分布。