富县油田水磨沟区长8油层组储层特征及影响因素分析

李广涛王变阳吴凤邓南涛,2张保军

（1.陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西西安710075；2.陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院延安分院，陕西延安716000；3.陕西延长石油（集团）有限责任公司，陕西西安710075）

富县油田水磨沟区长8油层组储层特征及影响因素分析

李广涛1王变阳1吴凤1邓南涛1,2张保军3

（1.陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西西安710075；2.陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院延安分院，陕西延安716000；3.陕西延长石油（集团）有限责任公司，陕西西安710075）

借助丰富的岩心物性分析、铸体薄片、压汞、扫描电镜、阴极发光等资料，对研究区的储层特征进行了分析，长8油层组储层主要以长石砂岩为主，其次为岩屑质长石砂岩。砂岩碎屑成分以长石为主，其次为云母、石英以及各类岩屑和少量的重矿物，分选较好。胶结物以碳酸盐胶结物为主，其次是粘土胶结、以及少量的硅质和铁质胶结。研究区长8油层组为特低孔、特低渗储层，次生孔隙较为发育。沉积作用是研究区储层物性的主要因素。此外成岩作用对储层物性也有一定的影响。研究区储层有利的成岩作用主要有溶蚀作用，而胶结作用、压实作用等会使储层的孔隙降低，储层物性变差。

富县油田；长8油层组；储层特征；成岩作用

富县油田水磨沟区构位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡南部，鄂尔多斯盆地主要的油气勘探目的层为上三叠统延长组，其中主要产油层系为长2、长6、长8油层组。

研究区所在的延长南部探区作为延长油田战略接替区，对其储层特征的系统研究对于今后研究区油藏特征级油气成藏等研究具有极其重要的意义。本次研究，借助丰富的岩心物性分析、铸体薄片、压汞、扫描电镜、阴极发光等资料，对研究区的储层特征进行了分析，并对影响储层物性的各种因素进行了具体分析。

1 储层特征

1.1 储层岩石学特征

富县油田水磨沟区长8油层组储层主要为长石砂岩，其次为岩屑质长石砂岩（图1）。砂岩碎屑成分以长石为主，其次为云母、石英、各类岩屑和少量的重矿物。石英含量为13%～45%，平均为26%；长石含量为28%～65%，平均为44%；岩屑含量为6%～24%，平均含量约为12%，以岩浆岩岩屑为主，偶见变质岩岩屑和沉积岩岩屑；云母含量为2%～16%，平均含量约为4.6%，以白云母为主。砂岩平均粒度为0.07～0.33mm，粒度中值0.05～0.18mm，以细砂岩为主，其次为粉-细砂岩，标准偏差0.28～2.18，分选中等～较好。胶结物含量2%～30%，平均12.6%，以碳酸盐胶结物为主，其次是粘土胶结、以及少量的硅质和铁质胶结，成分主要为白云石、方解石及自生粘土矿物，此外还含有少量的石英、黄铁矿、菱铁矿等。

图1 富县油田水磨沟区长8砂岩分类三角图

1.2 储层物性特征

图2 富县油田水磨沟区长8孔隙度、渗透率分布直方图

根据研究区20口井112块岩心样品的分析资料统计，研究区长8储层的孔隙度最大值为15.2%，最小值为0.5%，平均7.6%；渗透率最大值为15.92×10-3μm2，最小值为0.06×10-3μm2，平均0.55×10-3μm2。长8油层组储层孔隙度主要分布在7.0%～11.0%，渗透率集中分布在0.10～0.50×10-3μm2（图2）。孔隙度大于7%的样品累积频率超过80%，渗透率大于0.15×10-3μm2的样品累积频率接近90%。由此可见，研究区长8油层组主要为特低孔、特低渗储层，绝大多数样品孔隙度和渗透率呈现正相关关系。

1.3 孔隙类型及孔隙结构特征

水磨沟区长8储层中的孔隙类型主要包括原生孔隙和次生孔隙二大类（图3）。

研究区原生孔隙主要包括原生粒间孔和剩余粒间孔两种；长8油层组中次生孔隙较为发育，包括粒内溶孔、粒间溶孔、晶间孔、裂隙孔等类型。

图3 富县油田水磨沟区长8孔隙类型直方图

研究区长8储层孔隙发育较差，面孔率一般为0%～15%，平均为4.4%。平均孔径为45μm，属于中～小孔隙；长8储层砂岩反映孔喉大小及分布的参数，包括排驱压力、中值压力、喉直径均值、中值半径、孔喉分选系数等变化较大，孔喉分布呈现较强的非均质性。其中排驱压力为0.14～2.75MPa；中值压力为5.71～20.37MPa，对应的中值半径为0.13～0.024μm；喉直径均值为0.25～1.77μm；孔喉分选系数为0.2～5.28；退汞效率较低，一般为24%～37%。

综合研究区现有的图像孔隙、岩石铸体薄片、扫描电镜以及毛管压力曲线等多种资料，可以看出，研究区长8储层的孔隙结构以小孔微细喉型和小孔微喉型为主，另外还有少量的中孔微喉型和中孔微细喉型。

2 储层物性影响因素

储层物性特征是沉积环境、沉积物组分、成岩作用等共同作用的结果，研究区低渗透储层的形成是沉积作用和成岩作用共同作用的结果。其中，沉积作用是形成低渗透储层的先决条件；成岩作用是研究区低孔、低渗储层形成的关键因素，其中，成岩过程中的压实作用和胶结作用对储层物性的影响最为关键。

2.1 沉积作用对储层物性的影响

长8沉积时期，研究区砂体为三角洲前缘亚相沉积的水下分流河道砂体，平面上，河道沉积系统呈现条带状展布的特点。其中，主河道砂体的碎屑颗粒的分选和磨圆较好，粒度相对较粗，储层物性相对较好；河道侧翼砂体，含有少量的泥质杂基和云母等碎屑物质，物性较主河道砂体差；河道间主要以泥质沉积为主，物性相对最差。

2.2 成岩作用对储层物性的影响

除了沉积相对储层物性的影响之外，在埋藏过程中的各种成岩作用，也对研究区储层物性有一定程度的影响。研究表明，研究区的各种成岩作用，对储层的影响是双向的。其中，压实作用和胶结作用降低了储层孔隙度级渗透率，对储层有一定的破坏作用；而绿泥石粘土膜等粘土薄膜的形成，可以使储层中的原生粒间孔隙得到保存，溶蚀作用则可以产生次生溶蚀孔隙，在一定程度上改善储层物性。

2.2.1 压实作用

研究区岩屑成分中，云母含量较高，且多呈片状顺层分布，在埋藏压实过程中，云母发生塑性变形，进入颗粒间的孔隙，占据原先粒间孔隙的位置，使得储层原生粒间孔隙丧失。另外，研究区储层砂岩中石英、长石含量较高，从而使砂岩堆积紧密，而高岭石、绿泥石等自生粘土矿物薄膜的存在，亦会使砂岩发生较大的孔隙丧失。研究区压实作用造成的平均孔隙度丧失最高可达61.8%。

2.2.2 胶结作用

造成砂岩储层物性变差的主要胶结物是碳酸盐矿物和粘土矿物。其中碳酸盐矿物胶结物含量对研究区成岩作用及孔隙的演化有着非常重要的影响，研究区储层的孔隙度、渗透率与碳酸盐含量呈现出负相关的关系，尤其是当碳酸盐胶结物含量超过5%时，它们之间的负相关性更为明显。这种现象主要是因为当储层中具有碳酸盐含量较低的时候，其可以作为岩石结构的骨架颗粒，一定程度上可以补偿它对孔隙的负面影响。

而各种粘土矿物胶结物对储层物性的影响既有破坏性的也有建设性的。伊利石、高岭石等粘土矿物结晶沉淀在孔壁和粒内溶孔中，会使得储层孔隙度、渗透率减小，降低储层的储集性能；而在成岩作用早期，绿泥石颗粒表面会发育大量的绿泥石粘土膜，可以有效地保护粒间孔，对储层孔隙起到一定的保护作用。

2.2.3 溶蚀作用

溶蚀作用作为建设性成岩作用的一种主要形式，可以在岩石中形成大量次生孔隙，使得储层孔隙空间增大，储层渗流能力增强。研究区储层长石可见不同程度的溶蚀，是次生溶孔的主要来源，但溶蚀程度相差较大，推测与当时流体的性质及其对可溶性矿物作用的时间长短等因素有关。研究区长7油页岩比较发育，油水活动活跃，有机质的分解排出的有机酸形成了溶蚀作用所需的酸性环境；研究区长8油层组主要以长石溶蚀孔为主，同时包括较少的岩屑及沸石溶蚀孔（图3）。

3 结语

（1）富县油田水磨沟区长8油层组储层以长石砂岩为主，其次为岩屑质长石砂岩。碎屑成分以长石为主，其次为云母、石英以及各类岩屑和少量的重矿物，分选较好。胶结物以碳酸盐胶结物为主，其次是粘土胶结、以及少量的硅质和铁质胶结。

（2）研究区长8油层组为特低孔、特低渗储层，孔隙类型主要包括原生孔隙和次生孔隙二大类，次生孔隙较为发育。

（3）储层物性特征是沉积环境、沉积物组分、成岩作用等共同作用的结果，其中，沉积作用是形成低渗透储层的先决条件。研究区对储层有利的成岩作用主要为溶蚀作用，而胶结作用、压实作用等会使储层的孔隙降低，储层物性变差。

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李广涛（1984-），工程师，山东省聊城市人，2009年毕业于西安石油大学矿产普查与勘探专业。现从事石油地质综合研究工作。