张东斌 贺 红
(延长石油股份有限公司,陕西 延安717200)
根据关家沟区长2 油层组岩石薄片分析,储层岩性主要为长石砂岩,少量的为岩屑长石砂岩(图1)。碎屑颗粒成份以长石为主,含量在54~72%,平均59.63%;其次为石英,含量在15~34%,平均24.94%;最后为岩屑,含量在10~27%,平均15.44%。岩屑以火成岩岩屑为主,平均含量10.81%,其次为变质岩岩屑和云母,平均含量分别为2.10%和2.06%,沉积岩岩屑含量较少,平均含量0.46%。重矿物见绿帘石、浅红色石榴石、锆石。总体看砂岩成份成熟度较低。碎屑颗粒含量在84%~97%之间,平均为92.02%,粒度以细粒和中粒为主。颗粒分选性中-好,磨园度次棱-次圆状,接触类型为颗粒支撑,点-线接触,以孔隙式和接触式胶结,总体看砂岩结构成熟度中等。
图1 青平川油田关庄区三叠系延长组长2 砂岩分类三角图
长2 油层组砂岩填隙物平均量为4.84%,其中泥岩杂基含量平均2.95%,胶结物含量平均为1.59%。泥岩杂基多以鳞片状边膜结构充填于孔隙之中。胶结矿物有方解石、高岭石和石英,其中以方解石为主,平均含量1.59%,多呈微晶结构,充填于孔隙中;其次高岭石,平均含量9.25%,石英次生加大不发育,平均含量0.05%。长2 油层组砂岩成份成熟度较低,结构成熟中等,说明碎屑颗粒总体为近源沉积,但具有一定的搬运距离。
根据本区储量报告,结合铸体薄片、阴极发光、扫描电镜等资料综合分析结果,认为本区长2 储层的成岩作用比较强烈,自生粘土及其他的自生胶结物对孔隙结构的影响更显突出,由此造成了长2 低渗透层较为单一的孔隙结构类型。
长2 油层储层面孔率一般4.8~9%,主要类型有粒间孔、骨架颗粒溶孔、浊沸石胶结物溶孔和裂缝等。其中原生孔隙和次生孔隙百分比各占50%左右,受成岩作用影响,孔喉较细,孔喉组合主要为中细孔-细喉型。
3.1 孔隙度特征。由孔隙度频率直方分布图可(图2~图3)看出,长21储层孔隙度集中分布在9%~19%之间,平均值为13.32%。长22储层孔隙度集中分布在9~19%之间,平均值为13.58%。
3.2 渗透率特征。由渗透率频率直方分布图可(图1~图2)以看出,长21渗透率集中分布在(1~13)×10-3μm2,平均值为6.28×10-3μm2。长22渗透率集中分布在(1~16)×10-3μm2之间,平均值为8.36×10-3μm2。
图2 青平川油田关庄区长21 孔隙度、渗透率直方分布图
图3 青平川油田关庄区长22 孔隙度、渗透率直方分布图
从纵向上来看,储层物性有下部好,上部较差的特点。
结合长21、长22孔隙度、渗透率的平面分布图可得出:(1)孔隙度、渗透率高值带的分布和砂岩主体带的分布基本一致。(2)孔隙度、渗透率高、低区带的分布部分基本吻合。
本区长22、长21油层厚度高值区域与孔隙度和渗透率高值区基本吻合,反映了物性控制含油性的规律。
长22储层含油具有“广而薄”的平面均匀分布特点,油层几乎覆盖全区,是本区主要含油层位,油层厚度高值带主要集中分布在研究区西南部:关207、关195、关183、关235、关409、关288、关262、关355 井附近。油层厚度高值在10m 以上。
长21储层含油区域具有“小而肥”的发育特点,油层厚度高值带主要集中分布在研究区北部、中部和南部局部地区:关303、关307、关251、关103、关331、关322、关352 井附近。油层厚度高值在10m 以上,但试油和生产效果一般,初产含水高,认为测井解释含油级别偏高,其砂体电阻高并非完全是油气显示,可能与碳质含量高有关。
5.1 层间非均质性。(1)砂岩密度。关家沟区各油组(亚组)的砂岩密度统计结果(表2)。长22的砂岩密度大于长21,从沉积相看,长22为河道发育鼎盛时期;随着河道进一步推进,长21泛滥盆地微相大面积发育,砂体发育相对较差。(2)隔夹层数、厚度变化。本次研究统计分析了各油层组中的隔层层数、厚度及其变化如下表所示。
表1 砂岩密度统计表
表2 油层组隔夹层统计表
由于分层原因和统计的单元不同,地层沉积厚度差异较大,隔层层数及厚度差异也较大。各油层组(亚组)间的泥岩隔层比较明显,横向上可以追踪,油层亚组内隔层的连通性差异较大。
5.2 层内非均质性
本次研究主要分析了关家沟区长2 储层渗透率非均质性,渗透率的各向异性是揭示储层非均质性的主要手段,反映渗透率变化程度的参数主要有:变异系数、突进系数、渗透率级差等。
该区长21储层级差系数、突进系数和变异系数分别是:5.98、1.75 和0.40;而长22储层的级差系数、突进系数和变异系数分别是:7.15、1.74 和0.44。可以看出本区长22储层的储层非均质性强于长21。