鄂尔多斯盆地定边油田长2低渗砂岩储层特征及评价

白玉彬，张 乾

(1.西安石油大学，陕西 西安 710065;2.西北大学，陕西 西安 710069，3.中石化江苏油田分公司，江苏 扬州 225009)

鄂尔多斯盆地定边油田长2低渗砂岩储层特征及评价

白玉彬1，2，张 乾3

(1.西安石油大学，陕西 西安 710065;2.西北大学，陕西 西安 710069，3.中石化江苏油田分公司，江苏 扬州 225009)

鄂尔多斯盆地定边油田长2储层为三角洲平原分流河道沉积的中—细粒长石砂岩，平均孔隙度为16.36%，平均渗透率为9.58×10－3μm2，属中孔、中—低渗储层。根据压汞曲线、铸体薄片等分析资料及试采、录井等测试结果，对长2储层特征进行研究和综合评价认为:长2储层孔隙类型主要有原生孔隙和次生孔隙，后者发育的长石溶孔对储层物性改善起到了积极作用;成岩作用类型主要为压实作用、胶结作用和溶蚀作用，前两者对储层物性破坏严重，而溶蚀作用扩大了储集空间，改善储层物性;长2储层可以划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ4种类型;综合评价长2储层是以Ⅰ、Ⅱ2种类型为主要构成的中—低渗透储层，优质储层多分布在分流河道沉积旋回的中下部。

鄂尔多斯盆地;定边油田;长2储层;储层特征;储层评价

引 言

定边油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西部，定边县境内。长2油层组为其主力含油层系，自上而下细分为长21、长22、长23三个油层亚组。该区长2油层组地层厚度为110～130 m，顶部埋藏深度为1 870～1 899 m，砂层厚度平均为80 m，主体为三角洲平原分流河道沉积的砂岩。长2储层顶部为厚约40 m的长1暗色泥岩盖层，区域上分布稳定，是长2油藏富集的重要控制因素。长2油藏石油分布主要受局部构造与岩性双重控制，与陕北斜坡东部长2油藏主控因素基本一致［1］。分析表明，长2储层为受沉积砂体和成岩作用控制的中孔、中—低渗砂岩储层，油藏开发需经压裂工艺技术的改造。因此，对储层岩性、物性、孔隙结构等特征充分认识进行评价，才能为下一步勘探开发实践提供理论依据。

1 储层综合特征

1.1 岩石学特征

定边油田长2储层岩性主要为浅灰色中—细粒长石砂岩，其次为浅灰褐色中—细粒岩屑长石砂岩，砂岩具有石英含量高，长石含量低，岩屑含量较低以及成分成熟度中等的特点。碎屑中石英含量为20.5% ～55.0%，平均为43.4%;长石含量为18.0% ～57.0%，平均为29.8%，主要为钠长石，其次为钾长石;岩屑含量为5.5% ～17.0%，平均为10.4%，主要为变质岩屑，其次为火成岩岩屑和沉积岩岩屑;填隙物平均含量为13.0%，主要为高岭石和绿泥石。

储层岩石结构主要以中—细砂岩为主，细砂岩次之，粒级主区间分布在0.10～0.30 mm;砂岩分选中—好，磨圆度以次棱角状为主，颗粒支撑，点—线接触，孔隙式胶结。其沉积微相为三角洲平原分流河道、堤岸微相，具有碎屑颗粒沉积时距物源区近、搬运距离短、堆积速度较快、沉积水动力较强等特点。

1.2 孔隙类型及结构特征

长2储层的孔隙类型主要有原生孔隙、次生孔隙。原生孔隙主要由粒间孔隙和晶间孔隙组成。粒间孔隙是沉积期形成并受机械压实和化学胶结作用改造充填，缩小的残余原生粒间孔，孔隙呈不规则形状，孔径较大，达0.05～0.10 mm，粒间孔在长2储层最为发育，平均为5.50%，占面孔率的56.12%;晶间孔隙一般赋存于黏土矿物基质与蚀变火山岩、泥质岩屑中，平均为5.50%。次生孔隙是岩石经成岩改造后产生的溶蚀孔隙，溶蚀孔隙主要为长石溶孔(2.60%)，粒间溶孔(0.10%)及岩屑溶孔(0.70%)，含量较低，不十分发育。

长2储层平均孔径分布在30～150 μm，平均为88 μm，其中大孔隙( ＞80 μm)占 65.0%，中孔隙(80 ～50 μm)占17.5%，小孔隙(50 ～10 μm)占17.5%，属于大孔隙类型储层。平均孔喉直径分布在0.3～7.9 μm，平均为 3.1 μm，粗喉道( ＞3.0 μm)占37.1%，中细喉道(3 ～1 μm)占54.3%，细喉道(1.0 ～0.5 μm)占5.7%，微细喉道(0.5～0.2 μm)占2.9%，主要属于粗—中细喉道型。长2油层组砂岩储层孔喉组合类型主要以大孔、中—细喉型和中孔、中—细喉型为主，少量的小孔、中—细喉型组合。

长2储层砂岩毛管压力资料统计表明，其排驱压力范围为 0.010～1.166 MPa，平均为 0.138 MPa。中值压力范围为0.295～8.857 MPa，平均为1.705 MPa。中值孔喉半径范围在0.085～2.541 μm，平均为0.756 μm。最大进汞饱和度分布范围为71.194% ～82.130%，平均为78.522%。退汞效率分布范围为34.837% ～52.060%，平均为42.146%。

1.3 成岩作用特征

该区长2储层砂岩成岩作用类型主要包括了压实作用、胶结作用和溶蚀作用。

机械压实作用贯穿于埋藏成岩阶段的整个过程，是引起砂岩孔隙度降低的主要原因之一［2－5］。压实作用是导致定边油田长2储层物性变差的主要地质因素，因为碎屑颗粒中长石和岩屑的含量高，导致岩石经历了较强的压实作用，可见塑性颗粒的定向排列、弯曲变形，碎屑颗粒的接触关系也由点接触、点—线接触到线接触，甚至凹凸接触，使原生粒间孔变小，颗粒排列紧密、岩石密度增大，岩石的储集性能变差(图1 a)。

图1 定边油田长2储层成岩作用显微照片

胶结作用是影响岩石储集性能的另一重要因素。长2储层砂岩发育的胶结物主要为高岭石和绿泥石胶结物(图1 b)，其次为方解石和铁白云石，硅质胶结物最少。高岭石主要以充填粒间孔形式存在;绿泥石形成于成岩作用的不同阶段，以孔隙衬边或孔隙充填物方式存在于原生粒间孔中，使原生粒间孔隙和喉道减小，降低了储层的孔渗性能。碳酸盐胶结物主要呈粒间胶结物、充填物形成出现，常呈粒状、连品状产出，早成岩期形成的量较少，主要形成于晚成岩期，因此碳酸盐胶结物尽管是易溶矿物，但普遍未经受溶蚀作用(图1 a、e)，而形成致密砂岩储层，这也是本区砂岩孔渗性能较差的另一主要因素。硅质胶结作用主要为石英次生加大(图1 g)，从而填塞了孔隙和喉道。黑云母多沿层面展布，且泥化强烈，使孔隙结构变差。

溶蚀作用是改善储层储集性能的主成岩作用，也是次生孔隙形成的主导因素，长2储层的溶蚀作用普遍发育。溶蚀作用主要表现为长石碎屑颗粒的溶蚀(图1 c、e、f)和填隙物(方解石、黏土)的溶蚀，其中以碎屑颗粒的溶蚀最为重要。长石、岩屑沿其解理缝、微裂缝、压实缝及颗粒边缘被溶蚀，溶孔直径从几微米至几十微米;局部可见较强烈的溶蚀作用而形成的板状溶孔，溶孔的形成也使得孔隙喉道的发育及孔喉间的连通性得到改善。

2 储层分类及评价

2.1 储层分类标准

关于鄂尔多斯盆地三叠系延长组储层分类评价标准，前人做了很多工作［6－8］，但分类标准的制订多根据东部及中南部储层特征，对鄂尔多斯盆地西部储层分类评价适应性不强。首先东部长2储层埋深一般均小于1 000 m，而西部定边油田长2储层埋深达1 800 m以上;其次由于埋深不同，经历的沉积、成岩作用必然有差异，沉积环境也有较大差异［9－10］。定边油田长2储层长石溶孔非常发育，比东部长2储层要强烈很多。因此，对于西部长2储层分类评价标准的制订显得尤为迫切。

笔者根据该区长2储层综合特征，以渗透率为基本标准，微观孔喉结构参数与渗透率的相关性为主要依据，结合铸体薄片、压汞和图像分析资料，优选孔隙度、排驱压力、中值压力、最大孔喉半径、中值孔喉半径等6个参数对长2储层进行综合分类与评价，将长2储层划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ共4种类型(图2，表 1)。

图2 长2储层毛管压力曲线类型

在长2储层4类毛管压力曲线中，各类曲线均具有较好的准平台，反映了4类储层具有较好的孔隙结构。其主要区别在于排驱压力的大小不同，Ⅰ类曲线明显好于Ⅱ类曲线和Ⅲ类曲线，Ⅳ类曲线储层最差。

表1 定边油田长2储层综合分类

2.2 储层评价

(1)Ⅰ类为良好储集层(中渗透储层)。渗透率大于20×10－3μm2，孔隙度大于18.0%，排驱压力(0.05～0.09 MPa)和中值压力(0.30～2.06 MPa)很低。中值孔喉半径(0.36～2.54 μm)和最大孔喉半径(8.67～25.52 μm)变化范围较大，属于大孔－粗喉型中渗透储层。此类储层发育于三角洲平原分流河道砂体及沉积旋回中下部位，构成长2油藏储层的主体，物性及含油性均相对最好，驱油效率高，油井产量高，不产水。

(2)Ⅱ类为较好储集层(低渗透储层)。渗透率变化区间为10×10－3～20 ×10－3μm2，孔隙度为15.7% ～21.3%，排驱压力(0.05～0.13 MPa)和中值压力(0.70～1.71 MPa)均较低。中值孔喉半径(0.44～1.08 μm)和最大孔喉半径(5.84～14.92 μm)变化范围较大，属于大孔－中喉型低渗透储层。此类储层主要分布于分流河道的侧翼部位及沉积旋回的上部，储层物性及含油性相对较好，油井产量中等，含水率较低。

(3)Ⅲ类为较差储集层(特低渗透储层)。渗透率变化区间为5 ×10－3～10 ×10－3μm2，孔隙度为14.0% ～17.2%，排驱压力(0.01～0.11 MPa)和中值压力(0.78～1.87 MPa)中等。中值孔喉半径(0.28～0.83 μm)和最大孔喉半径(5.79～11.73 μm)变化范围较大，属于中孔－中细喉型特低渗透储层。该类储层主要分布于分流河道边部或沉积旋回上顶部，物性及含油性相对较差，油井产量低，含水率高。

(4)Ⅳ类为差储集层(超低渗透层)。渗透率小于5 ×10－3μm2，绝对孔隙度(14.2% ～20.2%)虽较高，但连通性差，大多为死孔隙。排驱压力(0.11～1.17 MPa)和中值压力(0.10～8.86 MPa)均较高。中值孔喉半径(0.08～0.78 μm)和最大孔喉半径(0.64～7.09 μm)变化范围较大，属于中孔、小孔－细喉型超低渗透储层。该类储层主要分布于河道间的薄层砂体中，一般以含水为主，局部微含油。

3 结论

(1)长2储层岩石类型主要为中—细粒长石砂岩，属于中孔、中—低渗储层。孔隙类型主要为原生粒间孔隙，次为长石溶蚀孔隙。成岩作用主要为压实、胶结和溶蚀3种作用，其中前2种对长2储层物性起破坏作用，成岩后期的溶蚀作用大大改善了储层物性。

(2)综合分类将长2储层划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ4种类型，其中Ⅰ类为良好的中渗透储层，Ⅱ类为较好的低渗透储层，Ⅲ类为较差的特低渗透储层，Ⅳ类为差的超低渗透储层。

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Characteristics and assessment of the Chang 2 low permeability sandstone reservoir in the Dingbian oilfield of Ordos Basin

BAI Yu － bin1，2，ZHANG Qian3
(1．Xi’an Petroleum University，Xi’an，Shaanxi710065，China;
2．Northwest University，Xi’an，Shaanxi710069，China;
3．Jiangsu Oilfield Company，SINOPEC，Yangzhou，Jiangsu225009，China)

The Chang 2 reservoir in the Dingbian oilfield of Ordos Basin contains medium－fine feldspathic sandstone in delta plain distributary channel deposit，with average porosity of 16．36%and average permeability of 9．58 × 10－3μm2，belonging to medium porosity and mid－low permeability reservoir．The Chang 2 reservoir has been studied and evaluated based on analytical data of intrusive mercury curve and casting thin section as well as the results of production test and mud logging．It is concluded that the Chang 2 reservoir involves primary porosity and secondary porosity，and the latter had developed feldspar dissolved pores which had improved reservoir property;the diagenesis mainly involves compaction，cementation and denudation，the first two were severely destructive to reservoir property，and denudation had enlarged reservoir space and improved reservoir property;the Chang 2 reservoir can be divided into Class I，II，III and IV these four types;the Chang 2 reservoir is a mid － low permeability reservoir mainly composed of Class I and II reservoir，with high quality reservoir distributed in the mid － low part of the distributary channel deposit．

Ordos Basin;Dingbian oilfield;Chang 2 reservoir;reservoir characteristics;reservoir evaluation

TE122.2

A

1006－6535(2011)05－0056－04

20110207;改回日期20110702

陕西省自然科学基础研究计划项目“酸性大环境中的碱性成岩作用研究——以靖安延长组为例”(2009JM5002);十一五国家科技支撑计划“低(超低)渗透油藏精细描述关键技术与剩余油分布预测模型研究”(2007BAB1701)联合资助

白玉彬(1981－)，男，助教，2008年毕业于西安石油大学矿产普查与勘探专业，获硕士学位，主要从事油气成藏与油藏描述研究工作。

编辑 林树龙