靖安油田大路沟二区长6储层特征及其控制因素研究

耿燕飞，张春生,周永霞，许 琳 (油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学)，湖北 荆州 434023)

周建堂 (中石油长庆油田分公司第四采油厂，宁夏 银川 750006)

韩校锋 (中石化华北石油局，河南 新乡 453700)

靖安油田大路沟二区长6储层特征及其控制因素研究

耿燕飞，张春生,周永霞，许 琳 (油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学)，湖北 荆州 434023)

周建堂 (中石油长庆油田分公司第四采油厂，宁夏 银川 750006)

韩校锋 (中石化华北石油局，河南 新乡 453700)

根据岩心观察、岩石薄片、铸体薄片、压汞分析、测试、测井等资料的分析,对大路沟二区长6储层的岩石学特征、孔喉特征、孔隙结构及孔渗特征等进行了深入研究，并分析了其控制因素。研究表明, 大路沟二区长6储层岩性主要为中-细粒长石砂岩，其次为岩屑长石砂岩。储集空间主要为粒间孔及溶蚀孔, 小孔细喉及小孔微喉的组合为基本渗流通道,为典型的低孔储层。储层物性平面上受沉积相带控制,垂向上压实作用和胶结作用使储层物性变差,溶蚀作用在一定程度上改善了储层物性。根据岩性和物性分析可将储集岩分为好、中、差3类,主力油层621主要为好储层。

长6储层； 控制因素；岩性；储集空间；储层物性；水下分流河道

靖安油田大路沟二区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡的中北部，区域构造为东高西低的西倾单斜，倾角小于1°，轴长14.43km，轴宽6.3km。区内构造运动微弱，仅在西倾单斜上发育了数排宽缓的鼻状隆起带及数个闭合度小于20m的小幅度圈闭构造。西倾的鼻隆和小幅构造与砂岩上倾方向尖灭对油气富集起着重要的控制作用。研究区主要含油层位为长6油层组,因此分析其储层特征和控制因素对该地区的油气开发很有意义。

1 储层的岩石学特征

大路沟二区长6油层组以细-中粒长石砂岩为主，其中粗砂占0.16%，中砂占10%，细砂占86.27%，粉砂占2.48%，泥占1.08%，主要粒径集中在0.1～0.3mm之间，占总样品(42块)的45.24%，平均粒径为2.71mm，标准偏差(反映沉积分选性)为0.56，偏度为0.19(正偏态)，峰度为1.08(尖锐)，表明沉积物以相对粗组分为主，分选较好。研究区磨圆度中等，以次棱角状为主，部分达到次圆状，因此岩石的结构成熟度中等[1]。

全岩分为陆源碎屑及填隙物2大组成部分，其中陆源碎屑占到了全岩的88.43%，主要为石英、长石及岩屑。陆源碎屑以长石为主，平均含量51.29%，占陆源碎屑的58%，具绝对优势；石英平均含量21.63%，占陆源碎屑的24.46%。岩屑以火山岩屑及变质岩屑为主；另含有一定量的陆源云母。填隙物的平均含量占全岩的11.15%，其类型主要有粘土矿物、沸石、碳酸盐、硅质及少量的黄铁矿，其中以粘土矿物中的绿泥石及沸石类中的浊沸石为主，其含量分别占到了全岩的3.67%和3.19%，相当于填隙物的30.49%和30.40%。以上分析表明大路沟二区岩石的成份成熟度较低[2]。

2 储层孔隙结构

2.1孔喉特征

据铸体薄片资料，该区孔隙包括粒间孔、粒间溶孔、长石溶孔、岩屑溶孔、沸石溶孔、晶间孔、微裂隙等7种孔隙类型。研究区层的平均面孔率为4.66%，主要孔隙类型可为2大类：粒间孔和溶蚀孔，面孔率分别为2.37%、2.22%，占总面孔率的50.86%、47.64%，其中溶蚀孔主要为浊沸石溶孔以及长石溶孔，面孔率分别为1.34%、0.68%，占总面孔率的28.76%和14.59%。

铸体统计显示，该区的孔隙大小主要分布于5～100μm的范围内，整体呈近正态分布，以小孔(20～50μm)居中多，占到总量的52.27%，中孔50～100μm和细孔5～20μm含量相当，分别占到孔隙总量的22.73%和18.18%。长6油层喉道类型为孔隙缩小型、缩颈型、片状、弯片状及管束状，其中以缩颈型及片状喉道为主。根据压汞资料按喉道分级标准，长6油层组以细喉及微细喉为主，另有一定量的极微喉。

2.2孔隙结构特征

大路沟二区长6储层孔隙结构主要为低孔类储层[2],平均孔隙度比较接近，均值为12.51%；均值系数的平均值为11.619；喉道近正态分布，歪度系数-0.412～1.550，平均值为0.014，总体略偏粗喉道；孔喉分选系数平均值为2.195，分选性较差；排驱压力0.186～1.287MPa，平均值为0.522MPa；中值压力平均值为4.895MPa；最大进汞饱和度77.20%～90.29%，平均为82.73%，总体反映了该地区具有一定的非均匀性。

3 储层物性

3.1孔隙度

表1 各小层孔渗统计表

图1 大路沟二区长6砂层组孔隙度与渗透率关系

3.2渗透率

4 储层控制因素

4.1沉积因素

靖安油田大路沟二区长6油层组属于三角洲前缘亚相，在结合各种地质、地球物理测井等资料的基础上细分出水下分流河道、河口坝、分流间湾、水下分流河道侧翼4种微相，沉积相带对储层物性有一定的控制作用[3-5]。各层孔隙度相对高值区多位于砂体中部，即是厚层砂体分布区，且其展布方向与砂体展布方向相似，可见孔隙度展布方式受砂体展布方式控制，而砂体(渗砂)展布方式则受沉积微相控制，孔隙度与砂体相关性较强，渗透率展布特征依然与砂体展布形态相似，相对高渗区位于砂体的中部，越向两侧渗透率越小。

4.2成岩作用

经过大量的岩石薄片镜下观测、电镜扫描分析、X衍射测试及阴极发光样品测试，大路沟二区出现的成岩作用主要有压实作用、压溶作用、胶结作用、交代作用和溶蚀作用等5种作用类型，对储层孔隙发育影响显著[6-9]。

1)压实作用 压实作用通过颗粒的下沉、颗粒之间距离变小、沉积物体积收缩等方式来进行，它使得颗粒紧密，软组分挤入孔隙，水分排出，孔隙空间减少，渗透性变差(见图2(a))。

2)压溶作用 压溶作用表现为石英、长石的次生加大。使得颗粒间的接触关系由最初的点接触演化到以点+线或线接触为主，少量凹凸接触甚至缝合线接触，这一过程使得孔隙空间进一步压缩，喉道变窄，配位数减少，孔隙的连通性变差。

3)胶结作用 大路沟二区出现的胶结物有沸石、粘土矿物、碳酸盐、硅质等，其中以浊沸石、绿泥石及方解石胶结为主。①沸石胶结。浊沸石一般连片性充填孔隙，呈团块状分布，孔隙式或连晶式胶结，但保存下来的沸石大都受到不同程度的溶蚀(见图2(b))，也正是这些沸石的存在，为后期的沸石溶孔提供了重要来源，对改变储层起到了一定的积极作用。②碳酸盐胶结。大路沟二区的碳酸盐胶结具有多期形成的特点，方解石具有3期形成的特点：早期的泥晶方解石，主要呈集合体充填孔隙，充填在膨胀后的黑云母解理缝中，中期的方解石主要呈亮晶状，以块状或嵌晶状充填孔隙，交代碎屑及石英次生加大；晚期的铁方解石，充填孔隙，交代亮晶方解石的边缘部分。利用阴极发光可以反映亮晶方解石和铁方解石(见图2(c))。③硅质胶结。在大路沟二区主要表现为石英、长石的次生加大。粘土膜出现后，次生加大得到抑制，多余的硅酸盐成分在适宜的条件下以自生长石及石英的形式出现在孔隙中。扫描电镜下可见到石英呈细晶状与绿泥石共同充填孔隙(见图2(d))。

图2 砂岩典型结构与成岩现象

4)交代作用 大路沟二区主要出现方解石交代碎屑、云母、粘土矿物、绢云母交代长石、粘土矿物交代云母等。其中，云母的粘土水化后，体积明显膨胀，加剧了对剩余孔隙的占据。

5)溶蚀作用 大路沟二区主要出现长石及沸石不同程度的溶蚀，是次生溶孔的主要来源，但溶蚀程度很不均一，这与当时流体的性质、流体的量及其对可溶性矿物作用的时间等因素有关。

5 储层综合评价

根据聚类分析的方法[10]，将储层分为好(G)、中(F)、差(P)3类不同类别的储集层岩石。在微观上，其孔隙结构特征也不同。好的储层岩石渗透率较高，喉道半径较宽，一般为0.3240μm，排驱压力较低，退汞效率高，平均为32.27%；差储层则与此相反，渗透率较低，喉道半径较窄，一般为0.2035μm，排驱压力较高，退汞效率低，平均为30.83%，中等程度的储层各项指标处于好的和差的储层之间，其平均中值喉道半径为0.2453μm，排驱压力稍高，其退汞效率低，平均为32.51%。3类储层退汞效率差距不大。

[1]冯增昭，方少仙，赵澄林，等.沉积岩石学[M].北京：石油工业出版社，2001：8.

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[编辑] 洪云飞

10.3969/j.issn.1673-1409.2011.06.009

P618.13

A

1673-1409(2011)06-0029-04

2011-02-28

耿燕飞，女，硕士生，现主要从事储层与油藏地质方面的研究工作。