鄂尔多斯盆地谭家营南区长6储层特征研究

鄂尔多斯盆地谭家营南区长 6储层特征研究

何斌

陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院 陕西西安 710065

摘 要：本文利用岩石薄片、铸体薄片、物性及压汞等基础分析资料，针对谭家营南区延长组长6储层特征进行了分析研究。研究表明: 研究区沉积岩石类型主要为长石砂岩，个别为岩屑长石砂岩，填隙物为杂基和胶结物，杂基含量偏少，以云母为主；胶结物含量偏高，其中浊沸石、绿泥石含量较高，高岭石含量最低；孔隙类型以粒间孔和溶蚀孔为主；吼道级别属于微小吼道；储层物性差，为低-特低孔隙度、特低-超低渗透率储层，储集空间以小孔隙为主；

关键词：谭家营南区；长6储层；储层特征

1 地质背景

谭家营南区隶属于杏子川油田，位于在鄂尔多斯盆地陕北斜坡的中部，现今构造为地层倾角小于1°的西倾单斜。陕北斜坡内的断层构造基本不发育，主要发育以差异压实作用为主形成的幅度较低的鼻状隆起，该鼻隆形态多变，轴向变化快，闭合度一般为10～20m^[1]（图1）。

图1鄂尔多斯盆地谭家营南区构造位置

2 储层特征

2.1岩石学特征

根据探区内17口井102个样品的砂岩薄片及86个样品的扫描电镜分析结果，系统分析了杏子川油田谭家营南区长6油层组的砂岩碎屑成分含量及其岩石类型。长6油层组的砂岩组分中，长石含量54.82%、石英含量19.53%、岩屑含量9.19%、黑云母含量2.62%和填隙物含量13.85%；三角形图解法判别分类结果表明，长6油层组砂岩主要为长石砂岩（图2），个别为岩屑长石砂岩。

图2　长6油层组砂岩分类三角图

2.2储层孔喉特征

2.2.1孔隙类型

探区储层孔隙类型多样复杂，根据成因主要发育粒间孔，其次发育溶蚀孔，包括长石溶孔、沸石溶孔、方解石溶孔和岩屑溶孔，此外含少量微孔。根据铸体薄片和扫描电镜等资料的综合分析，本区长6储层总面孔率为3.93%，其中以粒间孔为主（平均2.52%），占总面孔率的64.1%，其次发育沸石溶孔（平均0.62%）、长石溶孔（平均0.48%）、岩屑溶孔（平均0.12%）和微孔（平均0.12%），方解石溶孔极少发育（平均0.05%）（图3）。

图3　长6储层孔隙类型分布直方图

本区粒间孔以绿泥石薄膜胶结，又有自生石英、长石、方解石等自生矿物充填所留下的残余粒间孔为主（图4-A）；次生溶孔为溶蚀作用下长石、岩屑、浊沸石、碳酸盐等被溶蚀形成的孔隙是次生孔隙的主体，即溶蚀孔隙。本区长6油层组砂岩储层的次生孔隙以溶蚀粒内孔隙、溶蚀粒间孔隙和溶蚀填隙物内孔隙为主（图4-B）。

图4　长6储层孔隙类型镜下图

2.2.2吼道类型

探区内长6油层组57个样品砂岩图像孔隙分析统计结果表明，长6砂岩孔隙直径分布在10～64μm之间，平均为40.85μm左右，主频分布在小孔隙（20～60μm）占89.5%；25个样品压汞分析结果表明孔喉直径分布在0.09～1.39μm，平均0.61μm左右，主频在0.2～1μm，占到76%。参考分类标准，探区长6储层以小孔隙－微细喉道类型储层为主，其次为中孔隙－细喉道类型储层。

2.3储层物性特征

（1）孔渗分布特征

通过分别对探区内长6油层组44口井共252个岩心样品的孔隙度、渗透率测试分析，结果表明：谭家营南区长6油层组储层属于特低－超低孔隙度、特低－超低渗透率储层。谭家营南区长6油层组孔隙度峰值13%，而最低值为6.21%，平均的孔隙度为9.69%，主要分布在8%～13%之间，占样品总数的95.2%；渗透率（水平渗透率）最大值为3.51mD，最小值为0.05mD，平均值为0.70mD，渗透率集中分布在（0.15～2）mD区间段样品占总数的91.3%。（图5-6）

图12长6油层砂岩孔隙度频率分布直方图 图13 长6油层渗透率频率分布直方图

（2）孔渗相关性

谭家营南区长6油层组储层的孔隙度和渗透率均具有较好线性相关性，即渗透率与孔隙度的呈正比，随着孔隙度增大而增大，该储层表现为明显的孔隙型储层；此外，二者的相关性并非很好，表现为局部点群仍比较离散，说明孔隙结构复杂，影响储层物性因素比较多（图5）。

图7　谭家营南区长6油层组砂岩孔隙度-渗透率交会图

（3）储层物性影响因素

通过对谭家营南区的地质分析，认为该区的沉积相、成岩作用和裂缝改造对其储层具有直接的影响，其中沉积环境及成岩作用是主要因素。直接造成原生粒间孔损失的因素主要是压实作用和胶结作用，特别是该地区长6油层组原生孔隙损失严重。通过分析谭家营南区长6油层组岩石胶结物中的碳酸盐含量与孔隙度和渗透率的关系，认为该区碳酸盐含量与物性条件成反比，其含量越高，胶结作用越强，物性就会越差。而后期砂岩的孔隙度、渗透率得到一定的恢复，则是因为成岩后期溶蚀作用产生了大量次生孔隙造成的

^[2-3]。

2.4储层综合评价

通过对探区长6油层组地层、岩性、物性、非均质性、微观孔隙结构的研究，综合分析认为本区长6油层组储层属于低－特低孔隙度、特低－超低渗透率储层。综合评价认为长6储层物性以Ⅳa、Ⅳb类储层为主，分别占44.15%、38.87%，次为Ⅲb类储层，占15.28%，各类储层毛管压力曲线。

表1　鄂尔多斯盆地延长组（长6-长1）砂岩储集层分类评价标准

3 结论

1. 安塞油田谭家营南区长6储层砂岩组分中，长6油层组砂岩主要为长石砂岩，个别为岩屑长石砂岩。砂岩填隙物组成主要为浊沸石和粘土矿物。

2. 总体长6油层组储层属于低－特低孔隙度、特低－超低渗透率储层，压实作用和胶结作用是导致储层孔喉致密的主要因素。通过分析岩石胶结物中碳酸盐含量与孔隙度和渗透率的关系表明，碳酸盐含量越高，胶结作用越强，物性越差。

参考文献：

[1] 高鹏，高胜利，汶锋刚，等．鄂尔多斯盆地子长油田长6油层组非均质性研究[J] ．天然气勘探与开发，2008，31(13):14-18

[2] 张磊锋．鄂尔多斯盆地延长组储层特征及宏观非均质性[J]．石油天然气学报(江汉石油学院学报) ，2008，30(5)：211-214．

[3] 曾联波，李忠兴，史成恩，等．鄂尔多斯盆地上三叠统延长组特低渗透砂岩储层裂缝特征及成因［J］． 地质学报，2007，81 ( 2) :174－180．

基金项目：国家自然科学基金“鄂尔多斯盆地延长组连续型岩性油藏成藏机理与地质特征”（41102083）

第一作者简介：何斌（1990—），男，硕士，工程师，主要从事石油地质综合研究工作。