鄂尔多斯盆地旬邑地区长6油层组储层特征及分类评价

刘高红，师清高，龚建涛，秦志成，苏占德，蔺广东

（延长油田股份有限公司旬邑勘探开发项目指挥部，陕西咸阳711300）

旬邑地区位于陕西省咸阳地区西北部，构造上处于鄂尔多斯盆地渭北隆起与陕北斜坡南部的过渡带，沉积上处于旬邑－宜君三角洲的前端［1－3］。该区地处盆地边缘，勘探程度低，研究基础薄弱，因此开展储层特征研究及分类评价，对该区油气勘探的深入开展具有十分重要的意义。

1 储层特征

1．1 岩石学特征

研究区碎屑颗粒主要是石英、长石和岩屑，分别占颗粒总体11．0%～59．6%、9%～67%、6．2%～58．25%，平均含量分别为33．12%、40．89%、25．99%。整体上石英含量相对较少，成分成熟度低。岩石类型主要是长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩以及之间的过渡岩性（图1）。岩屑主要是岩浆岩、变质岩和沉积岩，填隙物包括杂基和胶结物。

1．2 物性特征

对研究区24口井84个样品储层物性测试表明（图2），长6油层组是低孔低渗储层，孔隙度主要分布在6%～12%，平均8．6%，约80%样品孔隙度小于10%。渗透率变化大，主要分布在（0．1～5．0）×10－3μm2，最小0．1×10－3μm2，最大11．3×10－3μm2，平均1．7×10－3μm2，约90%样品渗透率小于5×10－3μm2。渗透率变异系数0．8，突进系数2．9，级差32．5，反映层内中等－强非均质性。

1．3 孔隙类型及结构特征［4－6］

图1 旬邑地区长6砂岩类型三角图

研究区内主要的储集空间为残余粒间孔及溶蚀孔隙（图3A、图3B），残余粒间孔多为三角形－多边形或不规则形状，孔径从0．001～0．025 cm不等，面孔率0～8%。研究区主要的溶蚀孔隙为长石的粒内溶孔，长石溶孔的发育程度随着方解石胶结物含量的增高而降低，原因可能是后期的方解石胶结之后已经形成了低孔低渗储层，胶结越强的地方越不利于孔隙水的流动，从而导致长石的溶蚀更加困难。

压汞参数统计表明，长6油层组排驱压力平均0．6 MPa，排驱压力较高；中值压力平均为 3．28 MPa；最大孔隙半径平均3．42μm；中值孔隙半径平均0．4μm；喉道粗细受到储层岩性的控制，岩性越粗，则平均喉道直径越大。最大进汞饱和度平均为91．59%；退汞效率平均为33．48%，退汞效率低，喉道半径小，而且分选较差，喉道分布不均匀。喉道歪度平均为0．39，歪度主要为大于0但小于1的值，说明以粗歪度为主，孔隙为细径。孔隙类型主要以细孔隙为主，喉道以细喉和微喉为主，孔喉组合主要是细孔细喉型与细孔微细喉型。

图2 旬邑地区长6储层孔隙度、渗透率分布频率直方图

图3 旬邑地区长6油层组典型显微照片

2 储层物性的影响因素

图4 旬邑地区长6油层组石英、岩屑含量与孔隙度关系图

2．1 岩石成分差异对储层物性的影响

碎屑组分和含量是影响储层物性的主要因素［6－7］。储层物性随石英含量的增加略有变好、随岩屑含量的增加变差（图4），因此，岩石成分差异影响该区不同砂岩储层物性。

2．2 沉积相类型对储层物性的影响

研究区沉积相主要为三角洲前缘，水下分流河道、水下天然堤、水下决口扇、分流间湾等沉积微相发育。储层物性受相带展布控制，与沉积相类型关系密切（图5），水下分流河道孔隙度平均8．8%，渗透率平均2．7×10－3μm2，储层物性最好；分流间湾孔隙度平均2．4%，渗透率平均0．2×10－3μm2，储层物性最差；水下天然堤、水下决口扇储层物性中等。

2．3 孔隙结构对储层物性的影响

压汞资料分析表明，孔隙结构与储层物性具有明显的相关性。由长6储层渗透率与排驱压力关系、与中值半径关系图（图6）可以看出，储层的渗透率与排驱压力呈负相关、与中值半径呈正相关，表明渗透率随排驱压力增大而降低、随中值半径增大而增大。

图5 旬邑探区长6油层组不同沉积微相物性分布统计图

2．4 成岩作用对储层物性的影响

图6 旬邑地区长6油层组孔隙度、渗透率与排驱压力关系图

长6油层组储层所经历的成岩作用主要有压实作用、压溶作用、胶结作用与溶蚀作用等。随着埋深的逐渐增大，压实、压溶作用增强，颗粒间的接触方式由点接触向线接触、面接触及凸凹接触转变，岩石逐渐致密化，孔隙损失严重，导致储层物性变差（图3A）。同时自生矿物在碎屑颗粒间沉淀析出，或以颗粒次生加大、或相互交代以及交代碎屑颗粒等形式出现［8－9］，研究区内主要以孔隙式胶结为主（图3B），各种胶结物充填孔隙，进一步降低原生粒间孔，同时增加了骨架颗粒强度，阻止了压实作用的进行［10］。

溶解作用主要表现在各种易溶的砂岩组份发生部分溶解或全部溶解，形成多种类型的次生孔隙［8］。研究区长石的溶蚀作用比较普遍（图3A、图3B），长石的溶蚀孔是主要次生孔隙类型，往往形成粒内溶孔、粒缘溶孔，导致长石呈网状、岛弧状，面孔率一般为0～8%，这类孔隙的存在改善了储集性能。

3 储层分类评价

借鉴赵靖舟等的储层评价标准［11－12］，结合研究区实际，将长6油层组储层分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类（表1）。其中I类储层（图7旬42、旬43、旬44）物性较好，发育残余粒间孔和溶蚀孔隙，连通性好。II类储层（图7旬40）喉道分布为细歪度，分选一般，砂岩储层多为细喉。III类储层（图7旬51）孔隙性能较差，见残余粒间孔。Ⅳ类储层（图7旬17、旬41）物性最差，为致密层。

I类储层所在的区块是最有利的勘探区，Ⅱ类、Ⅲ类为有利勘探区。Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层所占比例分别为35．7%、31．6%、28．6%。Ⅰ类储层主要发育在水下分流河道主体局部部位，Ⅱ类、Ⅲ类储层主要分布在水下分流河道侧翼、水下天然堤等。综合评价，长6油层组储层主要属于Ⅰ、Ⅱ类储层。

表1 旬邑地区长6油层组分类评价

图7 旬邑地区长6油层组毛管压力曲线特征

4 结论

（1）旬邑地区长6油层组岩石类型主要是长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩以及之间的过渡岩性。

（2）长6油层组是低孔低渗储层，孔隙度平均8．6%，渗透率平均1．7×10－3μm2，渗透率非均质性强。孔隙类型主要为残余粒间孔及长石溶蚀孔隙，孔喉组合主要是细孔细喉型与细孔微细喉型。

（3）储层物性与石英含量、中值半径呈正相关，与岩屑含量、排驱压力呈负相关；水下分流河道储层物性最好，分流间湾储层物性最差。

（4）长6油层组储层分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类。Ⅰ类储层主要发育在水下分流河道主体局部部位，Ⅱ类、Ⅲ类储层主要分布在水下分流河道侧翼、水下天然堤等，综合评价，长6油层组储层主要属于Ⅰ、Ⅱ类储层。

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