长6地质情况.docx

1、长6地质情况长6油层储层特征及储层评价2012.10.31目 录第一章 鄂尔多斯盆地甘谷驿油田东区长6油层储层特征及储层评价 1第二章 安塞油田长6特低渗储层特征 7第一章鄂尔多斯盆地甘谷驿油田东区长6油层储层特征及储层评价 摘要：鄂尔多斯盆地甘谷驿油田东区长6油层为该区的的主产层之一，本文在长6储层沉积特征研究的基础上，对储层岩石学、成岩作用、孔喉结构及物性特征进行分析、研究，并作出综合评价结果表明，长6储层为中一低孔、低渗型储层，其储层主要表现为IIIA类较差储层，但长储层相对较好，次为长62储层，长63总体较差，以差储层、非储层为主。甘谷骚油田位于陕西省延安市东部的甘谷驿镇（图1），大地

2、构造位置处于鄂尔多斯盆地陕北斜坡带上，研究区上三叠统延长组长6油层为一西倾的单斜构造，局部存在低幅度的构造起伏，6油层自上而下分为长61、长62、长63、长64四个亚组，其中长61、长62为该区主力产层段，沉积体系为三角洲平原及前缘亚相，储集体为分流河道砂体沉积。长6油层沉积后，进一步受成岩作用的影响，形成目前低渗、特低渗型的储层特征，储层的物性特征进一步控制了油田储能及产能的大小。 图1甘谷骤油田区域位置图1.沉积特征 据前人研究结果，陕北地区在长7发生湖进，区内广泛沉积了一套张家滩页岩，到长6期湖盆萎缩，沉积了一套三角洲沉积体系，长6油层内主要发育三角洲平原及三角洲前缘亚相，平原亚相的分流

3、河道及前缘亚相的水下分流河道砂体构成储集砂体。三角洲平原亚相主要见于长61亚组，由分流河道、泛滥平原及沼泽沉积微相组成剖面上，分流河道与泛滥平原自下而上由砂岩渐变为泥岩，形成下粗上细典型的二元结构特征一个二元结构构成了一个沉积旋回，长6层垂向上由，个沉积旋回组成河道底部见有冲刷构造，冲刷面上分布有泥砾河道砂体厚度大，为分流河道多次叠加的结果砂体内发育大型板状和槽状交错层理、平行层理、块状层理。三角洲前缘亚相主要见于长62、长63、长64亚组，由水下分流河道、水下天然堤、水下决口扇、河口砂坝及河道间洼地组成，河口砂坝不发育分流河道截切水下天然堤或河道间洼地沉积，形成下粗上细沉积旋回，长62、长6

4、3亚组垂向上由2、3个沉积旋回组成，长64亚组由2个沉积旋回组成，河道底部有冲刷构造，冲刷面分布有泥砾砂体内发育板状和槽状交错层理、平行层理、块状层理长61、长62亚组河道分布范围广，砂体厚度大，储集体相对较发育，为研究区长6油层的主力产层。2.成岩作用特征 据岩石薄片、铸体薄片、阴极发光、扫描电镜等资料综合分析结果，本区长6储层经历了强烈的成岩作用，成岩阶段已达晚成岩A期，长6储层因受强烈的压实作用、胶结作用的影响，使岩石变得比较致密,造成岩石的孔、渗性大大降低，物性变差，且成岩后期的溶蚀作用总体相对较弱，对储层的改造作用不甚强烈，致使本区长6储层成为低渗、特低渗的差储层。2.1压实作用本区

5、长6砂岩经历了强烈的机械压实作用，化学压实作用较弱机械压实作用贯穿于埋藏成岩阶段的整个过程，是引起该区储层孔隙度降低的主要原因之一，压实作用表现为：颗粒多呈点一线接触，以线接触为主，塑性岩屑或矿物，如：泥岩岩屑、云母等的弯曲变形，甚至被挤入粒间孔隙中形成假杂基，经过压实，长6储层孔隙度大大降低，剩余孔隙率仅为不到原始孔隙率的一半（40%）。2.2胶结作用 胶结作用广泛发育，除成岩早期形成的绿泥石粘土薄膜及长石、石英的次生加大外，还有晚成岩阶段早期的自生矿物的析出作用，胶结物主要为方解石及硅质，部分砂岩中见浊沸石、伊蒙混层等胶结物胶结作用也是导致砂岩孔隙度减小、渗透率降低的主要原因之一。2.3溶

6、蚀作用研究区溶蚀作用普遍，主要为深部溶蚀，引起溶蚀作用的酸性物质来源于有机质热演化过程中因脱羚基作用而形成的大量的有机酸，溶蚀作用主要为碎屑颗粒（长石、岩屑）的溶蚀，次为填隙物（浊沸石、粘土）的溶蚀，陕北地区浊沸石胶结物常见，局部地区的储层孔隙以浊沸石溶孔为主图溶蚀作用是引起砂岩孔隙度增大、渗透率升高的主要原因，由溶蚀作用形成的溶孔是本区长6砂岩的主要储集空间之一，占总孔隙（8%13%）的15%40%，平均占29.5%。长6砂岩经强烈的成岩作用，总体成为低渗、特低渗的差储层，但油层内部因沉积、成岩的差异，造成垂向上的不均质性，长61砂体主要为分流河道沉积，砂体厚度较大，粒度较粗，溶蚀作用相对较

7、强，溶孔相对较发育；而长62、长63砂体为水下分流河道沉积，砂体厚度较薄，且粒度较长61细，溶蚀作用相对较弱，溶孔不发育，因而长61储层物性优于长62、长63储层物性。3.储层特征3.1储层岩石学特征甘谷驿油田长6油层组砂岩为细粒、中细粒长石砂岩，砂岩颗粒组分主要由长石、石英、黑云母及少量的岩屑组成，长石以钾长石为主，斜长石次之；岩屑主要为变质岩屑，少量的沉积岩屑、岩浆岩屑碎屑颗粒多呈次棱角状，分选中等一较好，杂基含量中等，反映为中等强度水动力条件和中等搬运距离的沉积。3.2储层孔隙特征 长6油层的储集空间主要为残余粒间孔，次为溶孔、微孔，部分样品具有裂隙孔残余粒间孔及溶孔平均各占总孔隙的44

8、.1%，20.5%，溶孔主要为长石颗粒溶孔及浊沸石胶结物溶孔，深部酸性的地下水沿长石颗粒边缘及解理缝对长石颗粒进行溶蚀，形成扩大粒间孔及粒内溶孔当残余粒间孔及溶孔发育时，面孔率较高，可达6%8%。3.3储层孔喉结构特征研究区长6储层的排驱压力(Pa)饱和中值压力(P50)，最大连通孔喉半径(Rd)、饱和度中值半径(Rsd)、孔喉半径均值(Rm)、孔喉分选系数(Sp)等反映孔喉大小及分布的参数与储层物性、尤其是与渗透率之间呈现出较好的相关关系（图2），说明孔喉结构对渗透率的影响较大，渗透率一与排驱压力和中值压力呈幂函数关系，相关系数0.8，而与最大孔喉半径、中值半径、孔喉半径均值及平均半径则呈指

9、数函数关系，相关系数相对较小储层排驱压力较高，多分布为、，对应的最大连通孔喉半径较小。储层排驱压力较高，分布为0.281.8MPa，对应的最大连通孔喉半径较小，为2.6790.107um，饱和度中值压力分布为1.7608.399MPa，中值半径为0.0260.089um，平均孔喉半径分布为0.1521.007um。因此长6储层毛管压力曲线为细歪、分选较好中等型。研究区储层孔喉结构以中、小孔一微喉型为主，次为中、小孔一细喉型，少量中、小孔一中、细喉型储层喉道细微，造成长6油层的渗透率低，形成低渗、特低渗型储层中、小孔一微喉型主要见于残余粒间孔发育，溶孔不发育的细砂岩中，中、小孔一细喉型主要见于残

10、余粒间孔、粒间溶孔均较发育的细砂岩中，而中、小孔一中、细喉型则发育于粒间溶孔较发育的细砂岩及中、细砂岩中岩石粒度粗，,原生孔隙发育，流体易通过，溶孔发育3.4孔隙度、渗透率分布特征长6储层物性较差，为中一低孔、低渗型储层（图3），由研究，33口井1296块样品的物性分析资料，孔隙度最大值为13.84%，最小值为0.82%，平均为7.95%，主要分布在7%10%之间，渗透率最大值12.0710-3um2，最小值0.0210-3um2，平均0.7110-3um2，渗透率主要分布在1.210-3um2以下。图2甘谷骚油田长油层孔隙结构参数与渗透率相关图图3甘谷骚油田东区长储层孔隙度和渗透率分布频率直

11、方图 小于1.010-3um2的样品占76.0%，长6储层孔渗相关性差，说明储层孔隙具有次生成因的特性，为原生孔与次生孔混合型相对高孔渗区主要受沉积环境的控制，分布于水下分流河道主河道区，研究区的西部较东部物性好，由于河道沉积砂体发育，原生孔隙度高，成岩过程中流体易于通过，造成次生溶孔较发育。因此，河道微相物性优于其他微相物性。 图4研究区长油层组各亚组储层孔隙度和渗透率分布直方图研究区长6油层储集砂体为三角洲平原的分流河道及前缘的水下分流河道沉积，储层受强烈的压实及胶结作用，溶蚀作用相对较弱，形成目前中、低孔一低渗、特低渗的储层。垂向上长61储层物性优于长62、长63储层物性，长61孔隙度最

12、高，平均为8.18%，长62与长63次之且比较接近，平均值分别为7.51%和7.60%（图4）。渗透率自长61、长62向下至长63，依次降低，均值分别为0.7710-3um2，0.5810-3um2和0.4810-3um2。4.储层分类及评价根据储层物性、微观孔隙结构特征、毛管压力曲线特征以及储层非均质性特征分析结果，结合储层岩性和含油性综合分析，在前人研究成果的基础上，制订了长6储层分类评价指标（表1）。表1 长6储层分类及评价指标岩性渗透率10-3um2孔隙度/%Pd/MPaP50/MPaRd/um空隙组合类型评价I 中粒、细粒长石岩石50150.080.518.75原生粒间孔，溶孔好储层

13、IIA 细粒、中粒长石岩石105010500.080.20.89.375溶孔，粒间孔较好储层IIB 细粒、中粒长石岩石1108150.050.51.04.7溶孔，粒间孔中等储层IIIA 细粒长石岩石为主0.51.05100.20.51.332.270.831.07粒间孔，溶孔较差储层IIIB 细粒长石岩石0.10.55100.51.01.767.250.680.83残余粒间孔为主差储层IV 粉细粒岩石、粉岩石0.11.03.50.5um）占总喉道的2.7%，微细喉（0.50.2um）占45.3%，微喉（21122551043II类1121155233III类无或不明显12121215.结论 （1）长6油层是由正反旋回叠加而成的厚层块状细粉砂，岩性致密，为硬砂质长石细砂岩，成岩作用较强，储层孔喉细微，物性较差。 （2）渗透率在平面上随朵状砂体由中心向边缘变薄而逐渐降低，纵向上物性剖面随砂体的次一级旋回而呈数个韵律段，这表明物性分布受砂体发育程度的控制。 （3）渗透率剖面组合为正向或反向的梯度型分布，主要分为三大类。不同的剖面类型对油井产量及注水开发效果产生不同的影响。图3不同类型典型渗透率剖面图