俞亮亮

（中國(guó)石化華東分公司石油工程技術(shù)研究院，江蘇 南京 210031）

1 研究區(qū)概況

下寺灣油田位于鄂爾多斯盆地東部二級(jí)構(gòu)造單元——陜北斜坡上，區(qū)域構(gòu)造為一平緩的西傾單斜（圖1）。研究區(qū)內(nèi)地層自上而下依次為第四系黃土層、下白堊統(tǒng)洛河組、中侏羅統(tǒng)安定組和直羅組、下侏羅統(tǒng)延安組和富縣組以及上三疊統(tǒng)延長(zhǎng)組等，其主要含油層段為延長(zhǎng)組長(zhǎng)二段，含油面積240 km2，厚度為33m[1]。

2 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

儲(chǔ)層巖石學(xué)特征包括巖石碎屑的礦物組成，碎屑的分選、磨圓、排列方式、填隙物特征等，它影響了儲(chǔ)層特征、孔隙結(jié)構(gòu)及物性，是沉積、成巖等一系列地質(zhì)作用的基礎(chǔ)，是油氣儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能的決定性因素。

圖1 鄂爾多斯盆地構(gòu)造分區(qū)略圖Fig.1 Structure division sketch of Ordos basin

2.1 碎屑成分

長(zhǎng)2儲(chǔ)層以三角洲平原分流河道砂沉積為主，一般埋深600～800m。根據(jù)Folk[2-3]砂巖分類標(biāo)準(zhǔn)對(duì)3口取心井巖心和30塊薄片觀察及統(tǒng)計(jì)分析表明，巖石類型（圖2）多為長(zhǎng)石砂巖，含少量的巖屑長(zhǎng)石砂巖。石英含量為45%～30%，石英顆粒多為粒狀，部分具一向伸長(zhǎng)狀，略具長(zhǎng)軸定向排列，表面多有塵點(diǎn)或裂紋，邊緣多不規(guī)則，石英次生加大現(xiàn)象不普遍，多為均勻消光。長(zhǎng)石含量35%～30%，長(zhǎng)石多為發(fā)育聚片雙晶或卡鈉復(fù)合雙晶的斜長(zhǎng)石，都有不同程度的高嶺土化或絹云母化，部分斜長(zhǎng)石可見雙晶錯(cuò)動(dòng)或錯(cuò)斷，少量長(zhǎng)石邊緣發(fā)生方解石交代現(xiàn)象，發(fā)育格子雙晶的微斜長(zhǎng)石含量相對(duì)較低，而且較少蝕變。巖屑含量7%～12%，巖屑多見燧石和多晶石英，其次見中酸性火山巖,部分薄片中條紋長(zhǎng)石常見,泥質(zhì)巖含量普遍較低，其它如片巖、片麻巖和偏基性火山巖較少見。研究區(qū)主要碎屑組分的含量見表1。

圖2 下寺灣油田Q1-1等井長(zhǎng)2油層組砂巖類型Fig.2 Sandstone types of Chang-2 formation of well Q1-1 and the like in Xiasiwan oilfield

膠結(jié)物成分主要為碳酸鹽和黏土礦物。碳酸鹽膠結(jié)類型主要為孔隙式，少量接觸式和鑲嵌式。黏土礦物包括高嶺石和綠泥石，部分呈孔隙式充填，部分為包膜式。

2.2 結(jié)構(gòu)特征

碎屑巖結(jié)構(gòu)的研究范圍包括碎屑顆粒本身特征（粒度、磨圓和顆粒表面特征）、膠結(jié)物特征以及碎屑與填隙物之間的關(guān)系等[3]。按主要粒度劃分的砂巖類型[4]見表2。

根據(jù)普通薄片鏡下觀察、粒度分析資料以及掃描電鏡實(shí)驗(yàn)分析統(tǒng)計(jì)，研究區(qū)砂巖顆粒粒徑主要在0.1～0.25 mm之間，以細(xì)砂巖為主（圖3）。碎屑顆粒分選中等偏好，磨圓度以次棱角狀為主。膠結(jié)物以方解石為主，方解石為粒狀晶體，有時(shí)有溶蝕現(xiàn)象。膠結(jié)類型以薄膜、孔隙—薄膜為主，部分為孔隙式膠結(jié)。

3 儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征

儲(chǔ)集巖的孔隙結(jié)構(gòu)是指巖石所具有的孔隙和喉道的幾何形狀、大小、分布及其相互連通和配置關(guān)系[5]。儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)不僅控制了石油的運(yùn)移和儲(chǔ)集，而且影響采收率，因此，研究孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)評(píng)價(jià)儲(chǔ)層好壞具有重要意義。

3.1 孔隙類型

根據(jù)巖石薄片觀察、鑄體薄片圖像分析和掃描電鏡實(shí)驗(yàn)分析表明，下寺灣油田長(zhǎng)22砂巖中的成因孔隙類型包括原生孔隙和次生孔隙兩大類,其特征和發(fā)育程度不同，其中次生粒間溶孔是主要的儲(chǔ)集空間類型（圖4）。

原生孔隙指與巖石本身同時(shí)生成的孔隙[6]，即巖石在沉積形成之后沒有遭受過溶蝕或膠結(jié)等成巖作用重大改造的孔隙。研究區(qū)內(nèi)由于壓實(shí)作用和顆粒次生加大的影響，保留下來的原生孔隙主要為剩余粒間孔（圖5）。

表1 下寺灣油田長(zhǎng)2油層組砂巖碎屑成分平均含量統(tǒng)計(jì)Table 1 Sandstones clast average content statistics of Chang-2formation of Xiasiwan oilfield

表2 按主要粒度劃分的砂巖類型Table 2 Sandstone types divided by principal particle size

圖3 粒徑柱狀分布圖Fig.3 Histogram of particle size

圖4 圖像分析結(jié)果——孔隙類型頻率統(tǒng)計(jì)Fig.4 Image analysis result——pore type frequency statistics

次生孔隙主要是在原生孔隙基礎(chǔ)上進(jìn)一步經(jīng)過成巖演化，尤其是溶蝕作用改造而形成的孔隙。研究區(qū)內(nèi)長(zhǎng)2油層組砂巖中次生孔隙較為發(fā)育，主要是由巖石顆粒、填隙物等發(fā)生多類溶解溶蝕等作用形成的粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔等。

粒間溶孔指粒間膠結(jié)物、雜基及顆粒邊緣選擇性溶蝕形成的孔隙[7]。研究區(qū)內(nèi)粒間溶孔較為發(fā)育，主要由長(zhǎng)石顆粒、方解石膠結(jié)物等溶蝕形成?？紫抖喑什灰?guī)則狀，邊緣為鋸齒狀或港灣狀，孔喉相對(duì)較粗大，連通性好，孔徑為0.02～0.04 mm，面孔率為6%～10%。

粒內(nèi)溶孔主要是在酸性水介質(zhì)中，包括沿長(zhǎng)石解理和雙晶面選擇性溶蝕或由巖屑中不穩(wěn)定組分溶蝕而成的孔隙。其大小不等，形態(tài)不規(guī)則，邊緣為鋸齒狀或蜂窩狀。研究區(qū)內(nèi)長(zhǎng)2油層組中，此類孔徑一般為0.01～0.05 mm，面孔率較低。

3.2 喉道特征

喉道為連通孔隙的狹窄通道，對(duì)儲(chǔ)層的滲流能力有決定性影響。喉道的大小和形態(tài)主要取決于巖石的顆粒接觸關(guān)系、膠結(jié)類型及顆粒的形狀和大小[8]。根據(jù)薄片觀察和鑄體圖像分析表明,下寺灣油田長(zhǎng)2段地層喉道類型有孔隙縮小型喉道、縮頸型喉道、片狀喉道和管束狀喉道，其中以片狀喉道為主（圖6）。

按中值孔喉半徑大小可分為中粗喉(10～15 μm)、中喉(5～10 μm)、細(xì)喉(＜5 μm)三類。經(jīng)統(tǒng)計(jì)，研究區(qū)長(zhǎng)22段主要為細(xì)喉（表3）。

圖5 研究區(qū)長(zhǎng)22段砂巖儲(chǔ)層孔隙類型Fig.5 Sandstone reservoir pore types of Chang-22formation in research area

圖6 研究區(qū)常見喉道類型Fig.6 Common throat types in research area

3.3 孔隙結(jié)構(gòu)特征

應(yīng)用壓汞毛細(xì)管壓力曲線的形態(tài)特征及其特征參數(shù)，可定性和定量地研究?jī)?chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)，評(píng)價(jià)儲(chǔ)層的儲(chǔ)集性能。從毛管壓力曲線上能夠獲得反映孔喉大小的參數(shù)：最大孔喉半徑、平均孔喉半徑、中值孔喉半徑等；反映孔喉分選性的參數(shù)：分選系數(shù)、孔喉歪度、均值系數(shù)、相對(duì)變異系數(shù)等；反映孔喉連通性和滲流能力的參數(shù)：排驅(qū)壓力、壓力中值等。

一般來講，排驅(qū)壓力越小，最大孔喉半徑越大；中值壓力越小，中值孔喉半徑越大；孔喉分選系數(shù)和變異系數(shù)越小、均值系數(shù)越大；孔喉分選越好，分布越均勻?？缀硗岫仍酱螅缀碓酱?。從壓汞曲線（圖7）可以看出，總體上Q1-2井砂巖儲(chǔ)層的孔喉半徑和分選最好，Q3640井砂巖儲(chǔ)層次之，Q1-1井砂巖儲(chǔ)層最差。

通過對(duì)壓汞曲線的分析，可以根據(jù)排驅(qū)壓力將孔隙結(jié)構(gòu)分為三類（表4）：Ⅰ類，排驅(qū)壓力在0.2～0.8 MPa之間，孔隙結(jié)構(gòu)較好；Ⅱ類，排驅(qū)壓力在1～2 MPa之間，孔隙結(jié)構(gòu)中等；Ⅲ類，排驅(qū)壓力＞3 MPa，孔隙結(jié)構(gòu)較差。

表3 Q1-1、Q3640井長(zhǎng)22段中值孔喉半徑Table 3 Median pore throat radius of Chang-22 formation of well Q1-1 and well Q3640

圖7 研究區(qū)長(zhǎng)2段砂巖儲(chǔ)層壓汞曲線Fig.7 Sandstone reservoir mercury penetration curves of Chang-2 formation in research area

4 儲(chǔ)層的物性特征

4.1 儲(chǔ)層物性特征

根據(jù)3口井30塊樣品的物性資料分析，對(duì)研究區(qū)分小層進(jìn)行統(tǒng)計(jì)歸類，結(jié)果見表5。孔滲關(guān)系結(jié)果表明研究區(qū)內(nèi)及其鄰近井的砂巖儲(chǔ)層長(zhǎng)22小層孔隙度多分布在5%～18%，滲透率分布范圍為（0.01～4）×10-3μm2。

表4 孔隙結(jié)構(gòu)分類壓力—孔滲參數(shù)統(tǒng)計(jì)Table 4 Pressure,porosity and permeability parameters statistics of pore structure classification

表5 下寺灣油田長(zhǎng)22油層組儲(chǔ)層物性統(tǒng)計(jì)Table 5 Reservoir properties statistics of Chang-22formation of Xiasiwan oilfield

4.2 儲(chǔ)層孔隙度與滲透率的關(guān)系

通過對(duì)研究區(qū)樣品物性參數(shù)的統(tǒng)計(jì)，發(fā)現(xiàn)有55%的樣品滲透率在（0.1～1）×10-3μm2，28%的樣品滲透率在（0.01～0.1）×10-3μm2，17%的樣品滲透率在（1～10）×10-3μm2（圖8）。

圖8 下寺灣油田長(zhǎng)22小層滲透率分布Fig.8 Permeability distribution of Chang-22formation of Xiasiwan oilfield

通過對(duì)比不同巖性的孔滲性值（圖9）可以看出，孔隙度和滲透率成正相關(guān)，研究區(qū)內(nèi)井的砂巖類型多樣，主要是細(xì)砂巖為主，還有少量的中砂巖、粉細(xì)砂巖及粉砂巖，雖然巖性類型多，但其孔隙度絕大多數(shù)集中在5%～15%之間，滲透率值多小于10×10-3μm2，長(zhǎng)2段砂巖儲(chǔ)層多為低孔特低滲特點(diǎn)。

圖9 下寺灣油田泉1-1等井區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)22小層孔滲關(guān)系Fig.9 Porosity-permeability relation of Chang-22 formation of Yanchang group in well field Quan-1-1 of Xiasiwan oilfield

5 結(jié)論

鄂爾多斯盆地下寺灣油田長(zhǎng)2段儲(chǔ)層碎屑成分以長(zhǎng)石巖屑砂巖為主，含少量巖屑石英砂巖。砂巖顆粒粒徑主要在0.1～0.25mm之間，以細(xì)砂巖為主。碎屑顆粒分選中等偏好，磨圓度以次棱角狀為主。膠結(jié)物以方解石為主，方解石連晶發(fā)育，有時(shí)有溶蝕現(xiàn)象。膠結(jié)類型以薄膜、孔隙—薄膜為主，部分為孔隙式膠結(jié)，結(jié)構(gòu)成熟度中等?？紫额愋鸵粤ｉg溶孔為主，粒內(nèi)溶孔和粒間孔少量。喉道類型主要以片狀喉道為主，其次為縮頸型喉道，孔隙縮小型喉道，管束狀喉道較少。儲(chǔ)層物性實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)表明，研究區(qū)內(nèi)及其鄰近井的砂巖儲(chǔ)層長(zhǎng)22小層孔隙度多分布在5%～18%，滲透率分布范圍為（0.01～4）×10-3μm2，砂巖儲(chǔ)層多為低孔特低滲特點(diǎn)。

[1]Robert L Folk.Petrology of sedimentary rocks[M].Austin,Texas∶Hemphill Pub.Co.,1980.

[2]王寶清，蔣繼輝，韓會(huì)平.鄂爾多斯盆地白于山地區(qū)三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)4+5儲(chǔ)層特征[J].西安石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2005，20（2）：1-5.

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[5]趙永剛，陳景山，蔣裕強(qiáng)，等.川中公山廟油田中侏羅統(tǒng)沙溪廟組一段儲(chǔ)層特征及控制因素[J].天然氣勘探與開發(fā)，2006，29（1）：10-16.

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