鄂尔多斯盆地吴仓堡油区延长组的储层特征研究

潘李辉，李晓明，曹磊



鄂尔多斯盆地吴仓堡油区延长组的储层特征研究

潘李辉1，李晓明2*，曹磊3

（1. 西北大学地质学系，陕西 西安 710069；2. 延长石油（集团）管道运输公司，陕西 延安 716000； 3. 延长油田股份有限公司工程造价管理中心，陕西 延安 716000）

通过对吴仓堡油区延长组岩心常规薄片、铸体薄片及测井资料等综合研究认为，该区延长组储层物性以特低孔、特低渗为典型特征；孔隙类型复杂，以粒间孔为主；储层非均质性较强，从长2至长10，排驱压力依次升高。该研究为提高区内油气产能水平和水驱采收率提供一定帮助。

储层物性；孔隙类型；非均质性；排驱压力

我国油田多以中生界陆相碎屑岩储层为主，具有较高的非均质性，采收率多数达不到理想效果。近年来，随着陆上油气勘探程度的提高和石油资源需求的增长，开始聚焦对三叠系储层的勘探开发[1]。众所周知，储层物性和非均质性是影响油气聚集和分布的重要因素。吴仓堡油区作为鄂尔多斯盆地内重要的含油气区块，主力产油层以侏罗系延安组和三叠系延长组为主。本文针对区内延长组这一重要储层进行了详细的研究，为该区域三叠系储层的综合评价提供地质依据[2-5]。

1 区域地质概况

图1-1 吴仓堡油区地理位置图

吴仓堡油区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中段（图1-1）。盆地边缘断裂褶皱较发育，内部结构相对简单，地层平缓。在区域构造上，研究区整体表现为西倾单斜，坡度仅1°左右，平均坡降6～8 m/km，是盆地油气富集区之一[6]。

2 岩石学特征

通过对吴仓堡油区延长组各油层组的岩心观察、薄片鉴定认为，其岩性主要以含钙细粒岩屑长石砂岩为主。各组份含量显示（图2-1）：砂岩储层中长石含量较高，介于35%~56.2%之间，均值约为43.7%，石英总体含量约为18%~34.4%，均值为25.0%，岩屑含量约为19.0%，表明该区砂岩组份成熟度较差；砂岩碎屑以细粒结构为主，粒径介于0.23~0.34 mm，磨圆、分选中等，并未遭受严重风化，以孔隙式胶结为主，颗粒间多为线状接触，具低结构成熟度；岩屑中云母最为普遍，以条带状与细砂岩互层且集中发育。填隙物含量介于10%~23.5%之间，均值约为13.7%，胶结物成分以方解石和白云石为主（17.8%），长英质含量较少，常见沥青质及黄铁矿等，杂基中以以绿泥石等粘土矿物为代表。

图2-1 吴仓堡油区块延9-长9储层砂岩组分三角图

3 储层的物性特征

储层物性特征是储层储集性能研究的关键内容，孔隙度和渗透率可以最直观表达储集的物性特征。本文利用岩心资料及测井资料二次解释对延长组储层物性进一步分析。

表3-1 砂岩岩心物性统计表

层位井数（口）样品数（个）孔隙度,%渗透率/mD储层分类 区间值平均值区间值平均值 长22511.3-14.112.60.245-4.5921.19低孔、特低渗 长6111742.5-14.88.20.053-31.730.39特低孔、特低渗 长73354.0-11.45.00.047-0.9380.26特低孔、特低渗 长83441.8-5.62.90.051-5.1230.22特低孔、特低渗 长93154.5-10.36.00.048-0.3590.14特低孔、特低渗 延长组平均222732.0-14.86.90.047-5.1230.44特低孔、特低渗

表3-2 孔隙度纵向分布直方图

地层组油层组代表井数 延长组长26 长31 长4+565 长665 长765 长865 长960 长1030 合计平均65

表3-3 孔隙度纵向分布直方图

地层组油层组代表井数 延长组长26 长31 长4+565 长665 长765 长865 长960 长1030 合计平均65

3.1 岩心物性分析

对吴仓堡油区长2、长6、长7、长8和长9油层组岩心研究显示（表3-1），孔隙度介于1.8%~14.8%，均值为6.9%，渗透率为0.047~31.73 mD，均值为0.44 mD。孔隙度和渗透率相关性较好。综合研究认为，区内延长组砂岩物性普遍具有特低孔、特低渗的特点。

3.2 测井解释物性

利用测井资料对该区65口井的砂岩物性进行二次分析研究，砂体的测井物性统计显示(表3-2，3-3)，区内延长组孔隙度介于6.1%~11.7%，均值为7.71%；渗透率介于0.31~1.17 mD，均值为0.51 mD。测井资料同样得出吴仓堡油区延长组岩物性具有特低孔、特低渗的特点。

孔隙度和渗透率纵向分布直方图显示（表3-2，3-3），长2-长10油层组的物性由好变差。测井资料解释结果与岩心物性分析结果一致，均表明吴仓堡油区延长组砂体为特低孔、特低渗储层。

图4-1 中值半径与排驱压力交汇图

4 储层孔隙类型与孔隙结构

4.1 孔隙类型

对区内长1-长9岩心的常规薄片和铸体薄片的鉴定资料分析研究，结合前人研究发现[9]：本区延长组砂岩储层孔隙类型以粒间孔为主，粒内孔、铸模孔和长石溶孔次之，少量裂隙孔。长2、长7、长9油层组的粒间孔介于53%~66%，面孔率介于8.0%~8.4%；长4+5油层组粒间孔介于37%~40%，面孔率介于7.2%~7.7%，无裂隙孔；长8油层组的粒间孔介于17%~31%，面孔率介于3.5%~5.0%，裂隙孔约17%~27%。

4.2 孔隙结构

通过对区内长9油层组岩心压汞数据及长6油层组毛细管压力数据分析认为，该区砂岩储层孔隙结构可分为Ⅰ级、Ⅱ级和Ⅲ级孔隙结构。其中，Ⅰ级孔隙结构喉道中值半径＞0.22 μm，喉道较粗，喉峰值范围基本维持在0.63～2.5 μm之间，储层的排驱压力＜0.8 MPa，储层的渗透率＞1 mD，属低排驱压力-较细喉道型；Ⅱ级孔隙结构喉道中值半径＜0.22 μm，喉道较细，喉峰值介于0.25～0.63 μm，储层排驱压力较小，渗透率介于0.1～1 mD，属低排驱压力-细喉道型；Ⅲ级孔隙结构相比I级喉道更细，达到微细（＜0.1 μm），而喉峰值仅介于0.04～0.25μm，储层排驱压力较强，渗透率较低，属高排驱压力—微细喉道型。以上3类孔隙结构对应的储层物性逐渐变差，排驱压力依次升高。

5 储层非均质性

储层非均质性影响着油气藏的有效开发，可造成油气开发过程中采收率降低等现象[10]。通过对储层非均质性的研究来提高油气采收率尤为重要。本次研究主要针对研究区储层层内和层间的非均质性及相互关系进行详细研究。

表5-1 分析层内非均质性统计表

层位代表井数(口)样品数渗透率/mD级差突进系数变异系数综合评价 （个）最大值最小值平均值 长2140.4760.2630.3731.811.280.93不均质不均质 长6115530.5060.1210.2886.321.890.70较均质 长61233673.6680.0855.1811482.3910.323.76极不均质 长621291.1990.1170.44217.542.700.96不均质 长6223231.0710.0570.41520.422.800.93不均质 长63123010.1430.0551.089256.166.381.75极不均质 长632260.1780.1460.1631.361.130.12较均质较均质 长6422120.2690.0440.1236.131.970.53较均质 长6532131.8810.0530.40736.544.031.30不均质 长723350.5800.0540.23410.862.560.69较均质 长8122260.3710.0510.1296.882.660.67较均质 长813130.3370.0790.2004.251.690.53较均质 长8211146.3660.0350.582180.3510.942.76极不均质 长913120.0980.0560.0771.751.270.27较均质 长9222130.2320.0980.1432.171.510.25较均质 总计平均2796.4920.0880.0656135.663.541.08不均质

5.1 储层的层内非均质性

层内非均质性是指储层内单一砂层各种性质的垂向分布情况，是直接控制和影响单砂体水淹厚度和层内剩余油的关键因素[11]。通过对区内36口井岩心样品分析研究表明，油层组渗透率级差，介于1.36~1482.39，均值为135.66，突进系数和变异系数分别介于1.13~10.94和0.12~3.76，均值分别为3.54和1.08（表5-1）。其中，延长组长2-长631变异系数与渗透率正相关，变异系数介于0.70~3.76，属不均质-极不均质层；延长组的长632-长922变异系数介于0.12~2.76，属不均质-较均质层。

5.2 层间非均质性

层间非均质性是指储层在纵向上的非均质性分布，具体表现为不同沉积环境下形成的砂体在垂向上的不均等展布[12]。层间非均质性是油田注水开发过程中层间干扰的重要因素，主要受沉积微相控制下储层的影响。

区内65口井岩心的非均质性参数显示（表5-2），延长组各油层组非均质性层间及小层的渗透率级差介于6.38~57.80，均值为26.52；突进系数和变异系数分别介于2.20~11.53和0.44~1.99。其中，延长组长4+5-长6油层组突进系数介于2.29-7.78，变异系数介于0.54~1.15，属较均质-不均质层；延长组长7-长10油层组突进系数介于2.64~11.53，变异系数介于0.58~1.99，属较不均质-极不均质层。

6 结 论

（1）吴仓堡油区延长组砂体的碎屑成分中长石+岩屑含量占一半以上，石英含量较少，砂岩组份成熟度差；砂岩碎屑粒径较细，磨圆、分选较差，以孔隙式胶结为主，颗粒间主要为线状接触，结构成熟度较低；胶结物以方解石和白云石为主，杂基以粘土矿物为主。

（2）岩心分析和测井资料二次解释得出结论一致：区内延长组整体为特低孔、特低渗储层，非均质性较强，驱油效率低，开采困难；储层孔隙类型以粒间孔为主，孔隙结构分别为低排驱压力-较细喉道型、低排驱压力-细喉道型和高排驱压力-微细喉道型3种类型，排驱压力依次升高。

表5-2 层间渗透率非均质参数表

组油层组亚油组小层代表井数/口渗透率/mD级差突进系数变异系数综合评价 最大值最小值平均值 延长组长4+51651.230.120.3410.503.650.48较均质较均质 2650.850.100.328.782.690.61较均质 1.040.110.3319.742.850.61较均质 长611631.690.110.4115.364.160.76不均质 2610.860.100.278.603.130.54较均质 21642.90.070.3939.557.431.15不均质 2651.230.050.2924.604.170.60较均质 31651.060.100.3110.993.370.44较均质 2642.670.110.3424.277.780.92不均质 41630.660.090.297.762.290.76不均质 2631.170.130.299.004.030.50较均质 3551.000.10.2811.763.590.61较均质 合计平均1.470.090.3213.204.440.70较均质 长71612.300.110.3320.867.010.96不均质不均质 2532.810.050.3356.248.551.58极不均质 3575.780.100.5157.8011.241.99极不均质 合计平均3.630.090.3937.035.810.94不均质 长811631.810.120.3415.065.280.91不均质 2620.680.110.266.382.640.58较均质 3601.530.060.2925.445.350.71较均质 21571.700.060.3428.334.951.21不均质 2541.200.050.3224.003.780.80不均质 3502.150.050.5143.004.221.27不均质 合计平均1.510.070.3430.195.761.11不均质 长911594.790.110.5343.558.981.55极不均质 2606.000.090.5266.6711.531.56极不均质 3574.610.130.4735.469.711.39极不均质 21552.610.090.4529.005.781.03不均质 2442.750.090.4730.505.891.09不均质 3361.930.140.3914.304.941.01不均质 合计平均3.780.110.4727.316.731.20不均质 长1011302.020.160.7312.632.770.68较均质 2285.600.150.6437.338.741.54极不均质 3295.600.220.6225.178.971.56极不均质 4276.780.130.6951.369.761.80极不均质 小计平均5.000.170.6731.627.031.26不均质 延长组总计平均2.740.110.4226.525.440.97不均质

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Study on Reservoir Characteristics of Yanchang Formation in Wucangpu Area, Ordos Basin

1,23

(1.Department of Geology, Northwestern University，Shaanxi Xi'an 710069，China;2. Yanchang Petroleum (Group) Pipeline Transportation Company，Shaanxi Xi'an 710069，China;3. Yanchang Oilfield Co.,Ltd. Project Cost Management Center, Shaanxi Xi'an 710069,China)

Reservoir characteristics of Yanchang formation in Wucangpu area were studied based on core, casting thin section and logging data. The results show that Yanchang formation reservoir has the typical characteristics of extra low porosity and extra low permeability. Its pore types are complex, and are mainly intergranular pore. Reservoir heterogeneity is strong, in the range of Chang2~Chang10, and the displacement pressure increases in turn. The study can provide some help to improve oil and gas production capacity and water flooding recovery.

reservoir physical property；pore type；heterogeneity；displacement pressure

2017-05-06

潘李辉（1992-），女，西北大学地质学系硕士研究生，河南省漯河市人，研究方向：主要从事沉积储层方面研究。

李晓明（1982-），男，助理工程师，研究方向：主要从事油气田开发工作。邮箱：434619960@qq.com。

TE122

A

1004-0935（2017）07-0648-05