安塞油田谭家营长2油区储层特征及成岩作用研究

崔 强，张金功，薛 涛

(1.西北大学地质学系/大陆动力学国家重点实验室，陕西 西安 710069;2.延长油田股份有限公司杏子川采油厂，陕西 延安717400)

储层特征是控制油气富集及分布的重要因素，储层特征研究是进行油气勘探与开发的重要环节［1－3］。安塞油区谭家营油区位于陕西省安塞县，地处黄土高原中部，区域构造处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中部。鄂尔多斯盆地是我国重要的含油气盆地之一，三叠系延长组是重要的石油储层和产层之一［4］。延长组在鄂尔多斯盆地不断坳陷和稳定沉降过程中堆积沉积的河流相陆源碎屑岩系［5－6］。鄂尔多斯盆地三叠统延长组地层发育齐全，属低渗透油层［7］。从沉积环境上看，盆地属内陆湖泊三角洲沉积［8］，经历了完整的湖进—湖退过程［9］。

谭家营油区开发层位主要为长2层，1983年7月长庆石油会战指挥部在安塞县谭家营首钻塞1井，在三叠系延长组发现长2油层，经压裂获得初周日产油64.45t的工业油流。2000年以来，随着对谭家营长2油区勘探开发的不断进行与该区油藏地质特征认识的不断深化，储量、产量大幅度增长，其成功开发为本区域的经济发展做出了巨大的贡献。近年来，谭家营长2油藏开发表现出综合含水高、单井产能低、平面常规控水效果变差及储层显示较强的非均质性等问题。为此，本文在对岩心进行详细观察和描述的基础上，通过常规物性分析、铸体薄片观察、压汞实验、X射线衍射等多项测试方法，对谭家营长2油区的储层特征及成岩作用等进行深入分析和研究，查明了优质储层发育的主控因素，为该区后期的开发部署及调整挖潜提供了参考。

1 储层特征研究

1.1 储层岩石学特征

通过对岩心观察、岩石铸体薄片鉴定和图像粒度分析等研究表明:谭家营长2储层以细粒砂岩(76%)为主，其次为中粒砂岩(19.3%)，少量的细 － 中砂岩(1.7%)和粉砂岩(2%)，偶见部分粗砂岩(1%)。储层砂岩类型主要为长石砂岩，其次为少量岩屑质长石砂岩(见图1)。长2储层中碎屑含量占岩石矿物组分的85%，成分主要为长石颗粒，其次为黑云母、石英及岩屑(见图2)。长石含量平均为52%，石英含量为20% ～35%，平均为25.6%，黑云母含量平均为2.3%。

谭家营长2储层填隙物主要为胶结物，含量为5%～15%，成分为绿泥石、高岭石、方解石及白云石及自生石英等，杂基含量较少，局部见沥青。粘土矿物主要以绿泥石为主，含量高达73%，高岭土相对含量22%，伊利石3%。储层碎屑分选性及磨圆度中等，支撑方式以颗粒支撑和点线接触为主。胶结类型以孔隙－薄膜式和再生孔隙式胶结为主。

图1 谭家营油区长2油层组砂岩分类图

图2 谭家营油区长2油层组砂岩矿物含量直方图

1.2 储层微观孔隙结构

1.2.1 孔隙类型

根据谭家营长2油区铸体薄片鉴定结果表明，长2储层平均面孔率为11.11%，粒间孔是主要的孔隙类型，平均面孔率为9.03%，占总面孔率的82.2%。其次为长石溶孔，平均面孔率为1.16%，占总面孔率的9.34%，而相对含量较少的粒间溶孔、岩屑溶孔、晶间孔分别占总面孔率的2.9%、4.47%和0.54%。杂基溶孔、碳酸盐溶孔和微裂缝在研究区长2储层中局部存在，分别占总面孔率的0.21%、0.12%和0.18%(表 1)。

表1 谭家营长2油区储层孔隙组合类型表

1.2.2 孔隙结构特征

通过分析大量的压汞资料可知，谭家营长2油区砂岩储层的最大孔喉半径主要集中在1～10 μm之间，喉道的分选系数大部分值为2～4，均值主要位于8～13之间，排驱压力为0.1 ～0.5 MPa，平均0.4 MPa，中值压力为 1 ～5 MPa，连通孔喉半径最大值平均为 2.41 μm，喉道中值 0.31 μm，平均喉道均值0.72 μm，分选系数平均值为3，分选性较差。储层孔隙歪度为0.36，峰态较宽缓，峰态系数平均为0.7～1，喉道分布多显示一高一低的两个宽缓峰态，为双峰偏粗态型(见图 3、图 4)。

1.3 储层物性特征

据谭家营长2油区岩心资料分析结果表明，长2储层孔隙度最大值为16.5%，最小值为9.4%，平均值12.8%。孔隙度主要分布区间11%～14%。长2油层段渗透率最大值13.4 ×10－3μm2，最小值 0.23 ×10－3μm2，平均值为 9.5 ×10－3μm2。

结合研究区内孔隙度测井解释成果，长213储层孔隙度主要分布在10% ～18%之间，最大值20.4%、最小值9.0%、平均值12.7%;长212储层孔隙度主要分布在10%～18%之间，最大值19.1%最小值9.0%、平均值13.0;长211储层孔隙度主要分布在12% ～18%之间，最大值19.5%、最小值9.7%、平均值13.9%。

图3 谭家营长2油层组孔喉分布特征(杏58井)

图4 谭家营长2油层组孔喉分布特征(杏58井)

结合研究区内渗透率测井解释成果，长213储层渗透率主要分布在 1～8×10－3μm2之间，最大值 32.4×10－3μm2、最小值 1.2×10－3μm2、平均值 6 ×10－3μm2;长 212储层渗透率主要分布在1～8×10－3μm2之间，最大值 32.0×10－3μm2、最小值 1.1 ×10－3μm2、平均值 5.7 ×10－3μm2;长 211储层渗透率主要分布在1～10×10－3μm2之间，最大值26.2×10－3μm2、最小值 1.0 × 10－3μm2、平均值 7.3 × 10－3μm2。

由统计结果可知:谭家营油区长2油层孔隙度较小，渗透率较低，物性整体表现较差，为典型的低孔、低渗储层。

1.4 储层非均质性

储层非均质性主要指表征储层特征的参数在空间分布上的不均匀性。储层非均质性是低孔、低渗储层的一种普遍特性，储层非均质性的大小是影响油田开采效果的主要地质因素。裘亦楠(1987，1989)根据我国陆相储层发育特征和生产实践，把碎屑岩储层非均质性分为层内、平面和层间非均质性等三种关系。

1.4.1 平面非均质性

谭家营长2油区的沉积相类型决定了储层的发育类型及规模大小。研究区长2油层组属于三角洲平原亚相，发育分流河道、天然堤、决口扇、分流间洼地及沼泽等沉积微相。由于水上河道横向上不断迁移，侧向上不断切割，使得长2油层组纵向上多个砂体相互叠置，平面上形成较大面积宽条带状连体分布的复合砂体。谭家营长2油区的孔隙度、渗透率平面等值线图(见图5－图8)清晰地描述了砂体孔、渗数值的平面变化规律。由图可以看出砂体主体部位的物性参数值较高，侧翼边缘砂体的孔、渗、饱值则一般较低。

图5 长213孔隙度平面等值线图

1.4.2 层间非均质性

储层的层间非均质性主要与储层的埋深、沉积微相特征及砂体的发育特征有关。在垂向上，从长23储层到长2111储层，埋深不断变浅，沉积微相变化不大，油层物性特征则逐渐变好。长212、长 213储层均以分流河沉积为主，砂岩特征、沉积韵律，埋深等差距不大，所以其两者的物性比较接近，层间非均质性较弱;长211储层砂体由于变化较快且沉积范围有限，所以油层物性较差。整体来看，谭家营长21油层组内部主要含油层位长212和长213储层层间非均质程度较低，而与长211储层的层间非均质程度较高。

图6 长212孔隙度平面等值线图

图7 长213渗透率平面等值线图

图8 长212渗透率平面等值线图

1.4.3 层内非均质性

谭家营长2油层砂岩表现为典型的二元结构或块状特征，沉积韵律有正韵律及复合韵律。小层砂体纵向上渗透率变化不大，层内非均质性较弱，渗透率变异系数平均为0.50。垂向渗透率的影响因素主要为平行层理和交错层理。长2储层夹层频率平均为0.2～0.4层/m，平均每层夹层数2～6条，夹层厚度小于2.0 m。由大量统计资料表明，谭家营长2油层层内垂向渗透率为水平渗透率的0.4倍，且与水平渗透率的分布呈正相关关系。

2 储层成岩作用特征

成岩作用的发育对谭家营长2油区储层物性特征影响较大，直接影响储层孔隙结构的面貌。研究表明，谭家营长2储层的成岩作用主要有机械压实、压溶、胶结及溶解作用等。

谭家营长2储层物性变差的主要因素之一为遭受的强烈机械压实和压溶作用。延长组长2砂体沉积后随着压实、压溶作用的增强，颗粒间的接触关系由点接触变成点－线接触和线接触，造成了孔隙度的大幅度降低。谭家营长2油层组砂岩中含有较多的长石、岩屑等低抗压组份，易塑性变形，颗粒间多以点—线状接触为主，随着后期沉积及埋藏深度的增加，造成温度、压力等进一步增大，塑性组份变形引起储层物性进一步的减小。

薄膜状绿泥石及高岭石、伊/蒙混层等粘土矿物堵塞粒间孔隙，导致大量微孔隙的形成，进一步降低了砂岩的储集性能。

3 结语

谭家营油区长2油层组储层砂岩中的碎屑组分以长石为主，次为石英、岩屑和云母。储层砂岩类型主要为长石砂岩、有少量岩屑质长石砂岩。储层物性整体表现较差，为低孔、低渗储层，且表现出强非均质性。成岩作用主要有机械压实作用、压溶作用、胶结作用、溶解作用等。强烈的机械压实、压溶作用是物性变差的主要因素之一。后期大量薄膜状粘土矿物的生成，导致原生孔隙大量丧失，进一步降低了砂岩的储集性能。

［1］裘亦楠，薛叔浩，应凤祥.中国陆相油气储集层［M］.北京:石油工业出版社.1997，149 －217.

［2］袭亦楠，薛叔浩.油气储层评价技术［M］.北京:石油工业出版社.1994.

［3］BP Statistical Review of Word Energy June 2010［OL］.http://www.bp.com/statisticalreview.

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