靖安油田白于山西区长4+52储层特征研究

邹胜林，陈刚，谢鹏飞，李茂，宋法强

（1．中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川750006；2．西安石油大学，陕西西安710065；3．中国石油长庆油田分公司第十二采油厂，甘肃庆阳745400）

靖安油田白于山西区长4+52储层特征研究

邹胜林1，陈刚1，谢鹏飞2，李茂3，宋法强2

（1．中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川750006；2．西安石油大学，陕西西安710065；3．中国石油长庆油田分公司第十二采油厂，甘肃庆阳745400）

通过铸体薄片，扫描电镜鉴定，以岩心物性、压汞实验等资料分析为基础，对白于山西区长4+52储层特征进行研究。结果表明：该段岩石类型为极细-细粒岩屑长石砂岩为主；孔隙结构以粒间孔和长石溶孔等次生孔隙为主；储层物性较差，为低孔特低渗储层，储层物性受沉积相、成岩作用及裂缝的控制。通过本次储层特征研究，为后续见产开发提供地质依据。

靖安油田；白于山西区；长4+52储层；控制因素

靖安油田白于山西区位于陕西省靖边县境内，构造上隶属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中部，研究区为一西倾单斜，坡度不足2°，斜坡上发育轴向北东-南西向鼻隆构造，这些鼻状构造对油气的分布有一定的控制作用，油气圈闭主要受构造和储层物性变化控制[1]。

三叠系延长组长4+5油层组为靖安油田的主力含油层系，且长4+52储层是研究区最重要的含油层段，属于典型的湖泊-三角洲沉积体系，砂体延伸受东部方向的物源控制。该区长4+52储层具有低孔特低渗，裂缝发育的特点，生产过程中，见水比例高，治理难度大，储层认识不清，有必要加强储层特征研究[2-4]。

1 岩石学特征

1.1 岩石类型

研究区储层岩石类型主要为极细-细粒岩屑长石砂岩，以灰色浅灰色为主，粒径一般为0.1 mm～0.25 mm，最大粒径在0.3 mm～0.35 mm，分选性好，磨圆度为次棱角状（见图1）。

图1 白于山西区长4+52储层岩石类型三角图

1.2 碎屑组分特征

研究区储层碎屑成分以长石为主，其含量分别为39.0%～53.0%，平均为48.8%；其次为石英，含量分别为15.0%～26.0%，平均为21.6%；显示矿物成分成熟度低、结构成熟度高的特点。

图2 白于山西区长4+52储层填隙物组分含量图

1.3 填隙物特征

研究区填隙物主要有黏土类、碳酸盐类及长英质等，含量一般介于6%～36%，平均13.39%，主要为铁方解石和绿泥石，其次是硅质和水云母，含有少量的长石质（见图2）。

1.4 砂岩结构特征

根据储集砂岩薄片鉴定，结果表明：研究区长4+52砂岩分选性总体为好；磨圆度为次棱角状；胶结方式为孔隙-薄膜式、薄膜-孔隙式、孔隙式、加大-孔隙式、加大式和孔隙式胶结。

2 孔隙结构特征

通过砂岩薄片鉴定，结合扫描电镜等资料分析，研究区砂岩储层发育多种孔隙类型，主要有粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔、晶间孔等，其中以粒间孔和长石溶孔为主（见图3）。

图3 白于山西区长4+52储层孔隙类型图

根据压汞曲线数据（见表1）和毛管压力曲线（见图4）可以看出研究区长4+52储层压汞曲线基本属于中、低排驱压力-极细、细喉道型，排驱压力平均值分别为0.844 3 MPa；喉道中值半径均值为0.115 4 μm；分选系数均值2.368 0；变异系数均值0.218 0；歪度均值1.699 3；最大进汞饱和度均值可达86.82%；样品的退汞效率均值34.29%。

图4 白于山西区长4+52储层毛管压力曲线图

储层毛细管压力曲线都出现较明显的平台，部分曲线均凹向左下方，歪度大于1，略显正偏粗歪度。总体上，长4+52储层排驱压力中等偏低，分选系数和变异系数较小，退汞效率较高，储集性能以及渗透性能较好。

表1 白于山西区长4+52储层压汞曲线数据表

3 储层物性特征

本次研究长4+52储层细分为4个小层，根据各小层测井孔渗解释结果统计[5-7]，结合砂岩储层物性分类标准，得出长4+52储层为低孔特低渗储层（见表2）。

从表2中可以看出，各小层平均孔隙度均在10%左右，平均渗透率小于3×10-3μm2，储层物性分级差异不大。因此，在本次研究中将长4+52储层物性数据根据物性分级标准进行频率计算。并绘制物性频率分布直方图（见图5），从宏观上把握储层物性变化特征。

统计长4+52孔渗数据，孔隙度分布均匀，集中在11%～13%，渗透率主要集中在1×10-3μm2～3×10-3μm2；其中，长4+522-1孔渗分布集中，物性最好。

表2 白于山西区长4+52砂岩储层物性分类

图5 白于山西区长4+52储层物性分布频率直方图

4 储层敏感性

储层敏感性分析（见表3）表明：黏土矿物水敏为弱水敏；速敏为弱-无水敏；酸敏为中等偏弱酸敏；盐敏为弱盐敏。

研究区长4+52储层敏感性不强，各种敏感性均表现为中等以下偏弱程度，基本不会对生产造成较大影响。其中酸敏是储层损害的主要因素，黏土矿物当中绿泥石含有铁，酸液进入之后，与盐酸反应后释放出Fe2+，在含氧条件下被氧化为Fe3+，使岩心内部结构发生变化，导致储层渗透率发生变化。水敏和盐敏为次要因素，部分伊/蒙混层黏土含量高的储层水敏程度可达到中等偏弱。以孔隙中含有较多松散状次生黏土矿物组合体的储层盐敏程度相对较强。

图6 白于山西区长4+52储层各沉积微相物性频率分布直方图

5 储层物性受控因素

5.1 沉积相带

沉积相对储层物性的控制作用，主要表现在不同沉积环境下形成的沉积相在岩石类型、储层厚度及空间展布等方面都不尽相同。在沉积构造、测井相分析的基础上，结合前人研究及区域沉积背景，长4+52储层属于三角洲前缘亚相沉积，进一步可划分为水下分流河道、河道侧缘、分流间湾等3种微相类型。通过对各微相物性分布区间统计发现（见图6），不同微相之间物性差异明显，水下分流河道物性较好，其次是河道侧缘，物性最差是分流间湾。由此可知，沉积相类型对储层物性的控制有明显作用。

5.2 成岩作用

图7 白于山西区长4+52储层铸体薄片及扫描电镜照片

（1）压实作用。研究区砂岩经受的压实中等偏强，表现碎屑颗粒间紧密接触，以线状接触为主，局部为凹凸状接触（见图7a）。

（2）胶结作用。研究区胶结作用的特点是形成绿泥石膜（见图7b），其次自生矿物有白云石，铁方解石等析出。胶结作用对储层孔隙破坏性很强，是最不利于油气富集的成岩作用类型之一，但由于绿泥石黏土薄膜和油气聚集抑制了这些矿物的沉淀析出，对孔隙保存有一定促进作用。

（3）溶蚀作用。溶蚀作用形成了部分溶蚀型次生孔隙，有效地改善了砂岩储集层的孔隙结构。研究区常见的碎屑组分溶蚀主要表现为颗粒的溶蚀，如长石岩屑颗粒局部溶蚀（见图7c），胶结物的溶蚀（见图7d）。由于大量次生溶蚀孔隙的存在，形成了局部高孔高渗带，成为油气运移的优势通道。

5.3 裂缝

研究区长4+52储层的微观裂缝较发育，与粒间孔和长石溶孔形成良好的通道，在水驱油过程中，当微裂缝发育时水驱效果较差，因为水易沿着裂缝方向发生水窜，对裂缝周围的孔隙波及面小，导致残余油增多，但裂缝的存在改善了砂岩的储集性能。

6 结论

（1）岩石类型主要为极细-细粒岩屑长石砂岩，矿物成分成熟度低、结构成熟度高，填隙物以铁方解石和绿泥石为主。

（2）孔隙结构以粒间孔和长石溶孔为主，储层排驱压力中等偏低，分选系数和变异系数较小，退汞效率较高，储集性能以及渗透性能较好。

（3）储层为低孔特低渗储层。孔隙度分布集中在11%～13%，渗透率集中在1×10-3μm2～3×10-3μm2。

（4）储层敏感性不强，酸敏是储层损害的主要因素，水敏和盐敏为次要因素。

（5）储层物性受控于沉积相、成岩作用及裂缝控制。

［1］许琳.靖安油田白于山区长4+52油层组沉积相及储层特征研究［D］.湖北：长江大学，2011.

［2］薛永超，程林松.靖安油田长4+5油藏储集空间及成岩作用演化［J］.特种油气藏，2011，（5）：25-28.

［3］刘磊.靖安油田白于山区长4+5油藏裂缝特征及治理措施研究［D］.西安：西安石油大学，2011.

［4］王连桥，陈恭洋，褚玉龙.白于山井区长4+52油组储层沉积微相研究［J］.内蒙古石油化工，2007，（10）：75-78.

［5］王国壮.鄂尔多斯盆地HH油田长8储层特征及流体快速识别研究［J］.西安石油大学学报（自然科学版），2013，28（5）：28-32.

［6］焦滔，高银山，等.姬塬油田长7油藏储层特征研究［J］.石油应用化工，2015，34（10）：71-75.

［7］王金鹏，彭仕宓，赵艳杰，等.鄂尔多斯盆地合水地区长6-8段储层成岩作用及孔隙演化［J］.石油天然气学报（江汉石油学院学报），2008，30（2）：170-174.

Research on characteristic of Chang 4+52reservior in the west area of Baiyu mountain of Jing'an oilfield

ZOU Shenglin1，CHEN Gang1，XIE Pengfei2，LI Mao3，SONG Faqiang2
（1.Oil Production Plant 3 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yinchuan Ningxia 750006，China；2.Xi'an Shiyou University，Xi'an Shanxi 710065，China；3.Oil Production Plant 12 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Qingyang Gansu 745400，China）

The charateristics of Chang 4+52reservior in the west area of Baiyu mountain are studied based on the data analysis of casting thin-section,scanning electron microscope,core physical properties,mercury porosimetry measurements.The results show that the main rock type of the reservior is very fine-fine grained lithic arkose.The pore structure is mainly composed of secondary intergranular pore and feldspar dissolved pore.The reservior is of physical property of low porosity and super-low permeability.The physical property of the reservior is affected by sedimentary facies,diagenesis and fracture.Through the study of the reservoir characteristics,it can provide geological basis for subsequent production development.

Jing'an oilfield；the west area of Baiyu mountain；Chang 4+52reservior；control factors

TE122.23

A

1673-5285（2016）01-0072-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.01.019

2015－12-07