长6地质情况.docx

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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63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44.1%，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0.28~1.8MPa，对应的最大连通孔喉半径较小，为2.679~0.107um，饱和度中值压力分布为1.760~8.399MPa，中值半径为0.026~0.089um，平均孔喉半径分布为0.152~1.007um。

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>12.07×10-3um2，最小值0.02×10-3um2，平均0.71×10-3um2，渗透率主要分布在1.2×10-3um2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方图

小于1.0×10-3um2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0.77×10-3um2，0.58×10-3um2和0.48×10-3um2。

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/MPa

P50/MPa

Rd/um

空隙组合类型

评价

I中粒、细粒长石岩石

>50

>15

<0.08

<0.5

<18.75

原生粒间孔，溶孔

好储层

IIA细粒、中粒长石岩石

10~50

10~50

0.08~0.2

<0.8

<9.375

溶孔，粒间孔

较好储层

IIB细粒、中粒长石岩石

1~10

8~15

0.05~0.5

<1.0

<4.7

溶孔，粒间孔

中等储层

IIIA细粒长石岩石为主

0.5~1.0

5~10

0.2~0.5

1.33~2.27

0.83~1.07

粒间孔，溶孔

较差储层

IIIB细粒长石岩石

0.1~0.5

5~10

0.5~1.0

1.76~7.25

0.68~0.83

残余粒间孔为主

差储层

IV粉细粒岩石、粉岩石

<0.1

<8.0

>1.0

>3.5

<0.5

微空隙

非储层

根据以上评价标准，对研究区长6油层各亚组进行综合评价，评价结果表明，长6储层主要为IIIA类较差储层，占各类储层总和的34.9%（表2），其次为IIIB类差和IIB类中等储层,分别占27.7%和24%，IIIA和IIIB类差储层占62.2%，因此，研究区储层以中、低孔抵渗、特低渗型为主，长6储层中以长61储层相对较好，IIB类中等储层与IIIA类较差储层占67.9%，次为长62储层，IIB类中等储层与IIIA类较差储层占41.7%，长63则总体较差，以差储层为主，IIIB类差储层与IV类非储层占61.7%。

表2甘谷驿油田东区长6储层评价结果

储层

IIB类

IIIA类

IIIB类

IV类

长61

27.8

40.1

23.4

8.7

长62

15.7

26.0

35.0

22.8

长63

14.6

18.9

39.9

27.2

长64

24.0

34.9

27.7

13.4

长6油层的分布主要受沉积环境的控制，储油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，河道分布区为储层分布区，长6储层沉积后，经受强烈的成岩后生作用，原生孔隙破坏严重，形成目前中—低孔、低渗型储层，在长6油层中，长61储层因溶蚀作用，相对较发育，溶孔亦较发育，物性相对较好，为主产层。

第二章

安塞油田长6特低渗储层特征

摘要：

安塞油田长6储层属三角洲前缘相沉积砂体，储层分布广泛，厚度稳定，为正反旋回砂体叠加沉积，是一个典型的特低渗透油藏。

通过大量的室内分析资料，对储层的沉积特征、孔隙微观结构特征、物性分布特征以及在纵横向上的差异作了深入的分析，对渗透率剖面进行了综合分类。

长6特低渗储层渗透率剖面主要分为三大类，不同的剖面类型对油井产量及注水开发效果有不同的影响。

分析可为特低渗油田控水稳油及稳定产量提供可靠的地质基础。

安塞油田三叠系延长组长61油藏是一个典型的特低渗透油藏，储层为一套三角洲前缘相沉积，主要发育水下分流河道和河口坝储集砂体，岩性为灰绿色厚层块状、细粒硬砂质长石砂岩。

由于成岩作用较强，使得岩性致密坚硬，储层平均孔隙度10%~14%，平均渗透率（0.2~4.0）×10-3um。

油井一般无自然产能，通过压裂改造及注水单井产能可达到并保持4t以上。

油井产能和开发效果主要受沉积微相、储层非均质性及微观孔隙结构的影响。

本文对长6特低渗储层特征进行了系统分析.

1.基本沉积特征

安塞油田长6地层属内陆淡水湖泊三角洲沉积体系，具三角洲三带（三角洲平原、三角洲前缘、前三角洲）沉积特点，主力层长61储层岩性为灰绿色厚层块状、细粒硬砂质长石砂岩，是由几个次一级旋回叠合而成的正反旋回沉积砂体。

正旋回底部混杂，含较多泥砾、碳屑和植物茎干，交错层理发育，中部斜层理，上部微细纹层；反旋回底部发育炭屑纹层，中部小型交错层理，上部以炭屑为纹层的板状斜层理。

根据电性特征及沉积旋回将长61地层分为长611、长612两段：

下段长612沉积厚度15~20m，以泥岩为主，砂岩零星分布；上段长611沉积厚度28~34m，砂岩分布稳定且连片，由三期沉积砂体叠加而成。

自上而下分为长611-1、长611-2、长611-3三个小层，其中长611-2和长611-3为主要含油层段。

2.孔隙微观结构特征

安塞油田长6储集空间可概括为三种类型：

原生粒间孔、晶间孔和层间孔。

以原生粒间孔为主，占面孔率的72.7%，成岩自生矿物溶蚀而形成的次生孔隙占27.3%。

粒间孔含量随砂体发育程度增强而增大，且决定着面孔率的高低。

据压汞资料分析，本区长6储层毛管压力曲线平台段不明显，以陡斜型为主。

孔喉分选差，分选系数2.0~2.78。

歪度偏细，正负偏态都有，一般0.23~0.67。

平均喉道半径0.137~0.372um，喉道中值半径0.09~0.14um，排驱压力0.09~3.11MPa，退汞效率17.6%~35.3%。

依据前人对延长组储层孔喉的分级标准，本区孔隙结构类型属小孔隙、微细喉道型。

细喉（>0.5um）占总喉道的2.7%，微细喉（0.5~0.2um）占45.3%，微喉（<0.2um）占52%，其中大于0.5um的喉道连通的孔隙体积占22%，0.5~0.2um的喉道连通的孔隙体积占38%，小于0.2um的喉道连通的孔隙体积占40%。

相对大的喉道连通的孔隙体积被油占满，而40%的微孔是被绿泥石薄膜充填，基本为不流动孔隙，反映出小孔喉高密度分布的特点。

不同的毛管压力曲线代表不同的储层类型，从I类到IV类，平均粗喉半径及其所连通的孔隙体积减少，微喉连通的孔隙体积增多，视孔喉比增大，面孔率下降，排驱压力增大，孔隙结构变差（表1）

表1毛管压力正态概率累积曲线数据表

曲线类型

排驱压力/MPa

视孔喉比

平均喉道半径/um

平均孔径/um

粗孔喉

细孔喉

微孔喉

面孔率/%

平均半径/um

连通孔隙体积/%

平均半径/um

连通孔隙体积/%

平均半径/um

连通孔隙体积/%

I

0.1

17.6

1.027

35.85

3.75

34

0.528

38

0.058

8

11.6

II

0.2

66.3

0.239

31.84

2.27

23

0.441

34

0.063

17

6.9

III

0.3

62.0

0.227

28.50

1.74

18

0.417

36

0.068

26

5.8

IV

0.8

105.1

0.138

23.60

1.65

7

0.395

37

0.075

31

2.7

3.物性分布特征

长61油层平均孔隙度13.7%，平均渗透率2.29×10-3um2。

统计王窑区各区各小层的渗透率值，找出渗透率纵横向的变化规律：

平面上由西向东渗透率逐渐降低。

纵向上长61主体部位的长611-2小层渗透率较高（3.24×10-3um2）；横向上长611-1砂体变化大，且不发育，渗透率低（1.49×10-3um2）。

长611-3和长612沉积较细，以粉砂为主，渗透率介于前二者之间（表2）

表2各小层渗透率统计表

层位

统计井数/口

样品数/个

渗透率范围值/10-3um2

渗透率平均值/10-3um2

单层突进细数

长611-1

17

236

0.16~4.33

1.49

1.80~4.94

长611-2

69

4421

0.10~8.91

3.24

2.09~9.50

长611-3

73

4623

0.47~4.84

2.24

1.92~10.20

长612

21

749

0.23~5.40

2.23

1.33~9.20

渗透率平面变化和朵状砂体发育程度有关，随朵状砂体由中心向边缘变薄，其渗透率逐渐降低。

纵向上，渗透率随砂体的次一级旋回和期间的钙、泥夹层形成的阻隔呈几个韵律段，其中不同类型砂体的物性剖面不同。

水下分流河道砂体渗透率剖面为上低下高的正旋回，韵律段多，厚度小，层间差异较大，平均渗透率低（2.0×10-3um2）；河口坝砂体和河口坝一分流河道叠加砂体渗透率剖面为上高下低的反旋回，由正反复合韵律段叠加组成。

前者韵律段较少，但厚度较大，平均渗透率高（3.0×10-3um2）；后者韵律段多，厚度小，平均渗透率低（2.0×10-3um2）（图1）.这反映出砂体发育的部位渗透率相对高，即沉积结构对物性分布起决定性的作用。

图2不同沉积微相物性剖面图

从单个样品看，因受成岩作用等影响，孔隙度和渗透率相关性较差。

同一孔隙度值，渗透率可相差几倍。

甚至几十倍。

从总趋势看二者为正相关，即渗透率高的部位，孔隙度也高，反之亦然（图2）。

图2渗透率与孔隙度关系图

4.渗透率剖面类型的划分

根据已绘制的70余口井渗透率剖面的高渗段个数、厚度及平均渗透率值等参数，对长61油层的渗透率剖面进行分类，具体划分标准见表3。

长61油层的渗透率剖面类型分为三大类，图3为不同类型典型渗透率剖面图。

表3渗透率剖面分类表

类别

高渗段个数/个

高渗段厚度/mm

韵律段平均值/10-3um-2

全部样品平均值/10-3/um2

I类

>2

1

1~2

2~5

>5

>10

>4

>3

II类

1

1~2

1

1

>5

<5

2~3

<3

III类

无或不明显

1~2

<1

<2

<1

<2

<1

5.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