志丹油田海子塌區長6 儲層特征研究

何 斌，馬 浪，宋 健

（陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院，陜西西安 710069）

志丹油田處于鄂爾多斯盆地一級構造單元陜北斜坡的中西部，現今構造為一平緩西傾單斜，延長組長6 油層組為志丹油田主力含油層段，以三角洲前緣沉積為主，油藏的主要類型為巖性油藏及構造-巖性油藏[1-3]。隨著志丹油田進入勘探開發后期，亟待開展油田各油區儲層特征的研究工作。本次研究選取海子塌油區為研究對象，主要通過利用鑄體薄片、掃描電鏡等實物資料，結合砂巖樣品物性化驗、圖像孔隙分析毛管壓力曲線等數據，對長6 油層組儲層開展巖石學特征、物性特征、孔隙結構特征等方面進行研究，并分析了儲層成巖作用，為后期的高效開發提供重要依據。

1 儲層巖石學特征

1.1 巖性特征

根據研究區內83 個樣品的統計分析結果顯示，長6 油層組的砂巖組分中，長石含量43.11%、石英含量29.84%、黑云母含量4.33%、巖屑含量10.67%、填隙物含量11.65%；采用三角形分類法判別表明，長6 油層組砂巖主要為長石砂巖（見圖1）。砂巖填隙物組成中雜基平均含量6.67%，主要為水云母和綠泥石；膠結物平均含量為4.47%。主要有鐵方解石、鐵白云石和硅質，分別占3.29%、0.4%和0.78%（見圖2）。儲層巖石長石含量較高，可見具有成分成熟度低的特點。

圖1 長6 油層組砂巖分類三角圖

圖2 砂巖顆粒及填隙物組成百分含量直方圖

1.2 結構特征

通過砂巖粒度分析及薄片鑒定可見砂巖主體為細砂巖，研究區長6 油層組儲層粗砂含量為0%、中砂含量占0.64%、細砂含量占86.18%、粉砂含量占12.32%、黏土含量占1.08%。顆粒結構特征分選中等－好，磨圓度為次棱－次圓狀，支撐方式以顆粒支撐為主；顆粒之間點－線接觸，膠結類型以薄膜－孔隙式、孔隙式和薄膜式為主，具有結構成熟度較高的特征（見圖3a，圖3b）。

圖3 研究區長6 儲層鏡下結構特征

1.3 物性特征

通過對研究區長6 油層組16 口井188 塊樣品進行化驗資料分析統計，長6 儲層孔隙度最大值為14.7%，最小值為4.1%，平均值為8.6%，孔隙度集中分布在6%～12%，占樣品總數的88.3%（見圖4）；滲透率（水平滲透率）最大值為2.74 mD，最小值為0.12 mD，平均值為0.28 mD；滲透率主要集中在0.1～0.5 mD 區間段，占樣品總數的83.9%（見圖5）。數據表明，研究區長6 儲層主體屬于低孔隙度、特低滲透率儲層。

圖4 長6 油層砂巖孔隙度頻率分布直方圖

圖5 長6 油層砂巖滲透率頻率分布直方圖

孔隙度與滲透率呈較好的線性相關關系，表現為滲透率隨孔隙度的增加而增大，表明儲層屬于孔隙型儲層（見圖6）。

圖6 長6 油層組砂巖孔隙度-滲透率交會圖

2 儲層孔隙特征

2.1 孔隙類型

根據巖石掃描電鏡的觀察分析，長6 油層組以原生孔隙為主，次生孔隙為輔，同時存在少量裂隙孔的特征。孔隙類型主要有剩余粒間孔隙、溶蝕粒間孔隙、粒內溶孔、裂隙孔。其中剩余粒間孔最發育（見圖7a），占總面孔率44.2%～57.2%。其次是溶蝕粒間孔隙、溶蝕粒內孔隙、自生礦物晶間微孔形成的次生孔隙，占總面孔率29.7%～39.4%。溶蝕粒間孔隙溶解組分主要為長石與方解石，此外有云母、巖屑、綠泥石等，其中長石溶蝕粒內孔隙區內較發育（見圖7b）。可見溶蝕粒內孔隙與溶蝕粒間孔隙連通，形成較好的儲集空間，其中部分與剩余粒間孔相連，加強了喉道連通性[4]。自生礦物晶間微孔隙主要為自生伊利石或伊/蒙混層礦物的晶間微孔隙，孔喉半徑很小。

圖7 研究區長6 孔隙結構類型

2.2 孔喉結構特征

通過對研究區樣品砂巖圖像孔隙分析統計結果表明，長6 砂巖孔隙直徑平均為50 μm 左右，主頻分布20～70 μm，占總樣品數的81.7%，表現為中-小孔隙；孔喉直徑分布平均0.155 μm 左右，主頻在0.1～0.2 μm，占到87%，屬于微喉道（見表1）。參考前人分類標準[5，6]，研究區儲層以小孔隙－微喉道類型儲層為主，其次為小孔隙－微細喉道類型儲層。

表1 研究區長6 油層組砂巖孔喉結構特征參數統計表

研究區砂巖樣品孔滲毛管壓力數據（見表2）分析中，儲層排驅壓力均值為5.538 MPa、中值壓力均值為18.229 MPa、孔喉中值半徑均值為0.059 μm、最大汞飽和度均值為59.5%、退汞效率均值為28.9%，表明儲層總體上具有排驅壓力低、分選較差、孔喉連通性差，孔隙結構非均質性差的特點。

表2 研究區長6 油層組巖心壓汞曲線特征參數統計表

3 儲層成巖作用影響

3.1 壓實作用

研究區長6 油層組埋深在1 320～1 780 m 深度范圍內，受到上覆巖層的壓力，造成顆粒間接觸關系變緊，物性變差。通過分析研究區巖石薄片、鑄體薄片資料發現：在機械壓實作用下，儲層表現為顆粒的定向緊密排列，顆粒之間呈現點-線接觸，顆粒間喉道半徑縮小；同時，在化學壓實作用下，表現為石英次生加大、方解石等成巖礦物和黏土礦物的形成，造成了顆粒間的線狀接觸。統計數據表明，顆粒間點接觸占到27.6%，點-線接觸占到53.7%，線接觸為18.7%，屬于中等壓實，總體上在機械壓實和化學壓實的共同作用下，使儲層孔隙減小和滲透率變差。

3.2 膠結作用

研究區長6 儲層中膠結作用十分普遍，膠結作用以方解石膠結為主，其次為泥質膠結，而硅質膠結較少。通過薄片鏡下觀察可以看到強烈的鐵方解石膠結現象，呈點狀、連晶狀膠結顆粒，方解石膠結作用使巖石致密，使物性變差。同時也存在著次生石英充填剩余粒間孔隙現象（見圖8（a）），以及伊利石、伊蒙混層、綠泥石等自生黏土礦物充填孔隙（見圖8（b）、圖8（c）、圖8（d））。黏土礦物膠結物很大程度上降低了砂巖物性，特別對滲透率降低影響更大。

圖8 研究區長6 油層組膠結類型顯微照片

通過統計分析表明，研究區內碳酸鹽巖含量與孔隙度、滲透率存在明顯的負相關性，發現碳酸鹽巖含量小于10%時，滲透率平均值為0.12 mD；當碳酸鹽巖含量大于10%時，滲透率下降大于50%，平均值僅為0.048 mD（見圖9）。因此，碳酸鹽膠結是研究區孔隙度、滲透率變差的最主要原因之一，碳酸鹽含量越高，膠結作用越強，物性越差[7]。

圖9 長6 油層組滲透率與碳酸鹽含量關系圖

3.3 溶蝕作用

研究區長6 油層組砂巖溶蝕作用比較強烈，對儲層物性改善有一定的建設性作用。常見的溶蝕作用有粒間溶蝕作用，即對泥質巖屑、雜基以及自生黏土的溶蝕，這種溶蝕作用有利于擴大粒間孔隙[8，9]；對長石顆粒的溶蝕作用，形成粒內溶孔（見圖7b），溶模孔少見。成巖后期的溶蝕作用產生了大量次生孔隙，才使砂巖的孔隙度、滲透率得到一定的恢復。

4 結論

（1）研究區長6 油層組儲層主要巖石類型為灰色長石細砂巖，雜基以水云母為主，膠結物主要是鐵方解石，具有低成分成熟度、高結構成熟度的特點。

（2）巖石孔隙以剩余粒間孔隙最為發育，其次是溶蝕孔隙。孔隙結構以小細孔隙－微喉道類型為主，物性較差，儲集空間以孔隙為主，屬于低孔隙度、特低滲透率儲層的孔隙型儲層。

（3）研究區儲層的成巖作用主要有壓實作用、膠結作用、溶蝕作用。壓實作用程度中等，膠結作用以方解石膠結為主造成了儲層致密，降低儲層物性，而溶蝕作用對巖石顆粒的溶蝕產生的粒間孔隙、粒內孔隙改善了儲層物性。