红河油田红河37井区长8油层储层特征研究

红河油田红河37井区长8油层储层特征研究

刘少红

华北油气分公司采油一厂 陕西咸阳 712000

摘要：红河油田位于甘肃鄂南镇泾油气勘查区块西部，红河37井区位于甘肃省镇原县～泾川县。区域构造上位于鄂尔多斯盆地天环坳陷南部，北西向倾斜，局部发育小型低幅度鼻状隆起[1]，其主力油层为三叠系延长组长8油层，通岩石学特征、粘土矿物及含量、孔隙特征和物性特征分析红河37井区储层特征。

关键字：红河油田；长8油层；储层特征

1．岩石学特征

1.1碎屑矿物及含量

依据录井岩性描述、薄片鉴定、铸体图象分析等结果，红河37中南区长812储层岩性主要由细砂和中砂组成，储集层砂岩的岩石类型以灰色、深灰色长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩为主。砂岩碎屑组分成分以石英、长石为主，石英平均含量为39.01%，长石平均含量为32.08%，岩屑次之，岩屑平均含量为23.83%，岩屑以火成岩岩屑和变质岩岩屑为主，少量的沉积岩岩屑，云母也占一定比例，平均含量3.76%。砂岩粒度以细粒、细～中粒、粉～细粒为主。磨圆度以次棱角状为主；分选中等至较好，成分成熟度偏低，结构成熟度中等；接触关系以点～线和线状为主，颗粒支撑类型。胶结类型以孔隙式和薄膜孔隙式为主；胶结物成分以方解石、高岭石、绿泥石为主，胶结物平均含量5.5%。

从延长组沉积早期轻矿物特征来看，盆地东北部、东部和西南部长石含量明显高于石英含量，也表明延长组早期主要受东北和西南两大物源控制，与古水流方向及沉积物扩散方向一致，而此时盆地西南部物源区的构造背景主体是快速隆升的基底，具有近物源快速沉积的特征，因此砂体岩屑含量较高。岩屑是母岩岩石的碎块，其类型及含量能够较准确地反映了物源区的岩性、风化作用的类型和程度，以及搬运的距离。延长期早期的岩屑在不同地区的类型和含量有差异，主要分为五个区，其中红河长8属于石英、长石、岩屑近等区，从西南往东北方向岩屑含量有逐渐变低的趋势。

依据录井描述、薄片鉴定、铸体图象分析及扫描电镜成果，长812小层储层砂岩岩性主要由细砂和中砂组成，储集层砂岩的岩石类型以灰色、深灰色岩屑长石砂岩为主。砂岩碎屑组分成分以石英、长石为主，石英平均含量为46.9%，长石平均含量为30.6%，岩屑次之，岩屑平均含量为18.9%，岩屑以火成岩岩屑和变质岩岩屑为主，少量的沉积岩岩屑。

1.2粘土矿物及含量

根据扫描电镜分析结果，长812储层中粘土矿物以绿泥石、高岭石为主，伊利石、伊/蒙间层次之。其中绿泥石平均含量39.8%，以玫瑰花镶嵌于孔隙壁表面，对储量孔隙有较好的保护作用；高岭石平均含量25.3%，以书页状镶嵌于孔隙壁表面，是较典型的速敏矿物（图1）。

图1 长812储层典型扫描电镜成果图

2. 孔隙特征

2.1孔隙类型

通过岩心薄片观察，红河37中南区长812储层砂岩的储集空间主要是孔隙，包括粒间溶孔、粒内溶孔(图2)。此外，砂岩中发育残余粒间孔和微裂缝。

图2 长812储层不同孔隙类型频率分布直方图

①残余粒间孔

孔隙形状多为平直的石英加大边所限制，未见明显的溶蚀痕迹，成角孔状，以未充填为主；由环边绿泥石胶结物形成后余下的粒间孔主要分布在地层中，由硅质胶结物形成后被保存下来的残余原生粒间孔隙主要发育在太原组中。残余原生粒间孔隙在总孔隙中所占比例较高，是该区储层的主要储集空间。

②粒间及粒内溶孔

包括粒间溶蚀扩大孔、粒间溶孔和杂基微溶孔，以及少量粒内溶孔。在残余原生粒间孔的基础上溶蚀铝硅酸盐碎屑组分边缘或部分碎屑颗粒形成的孔隙为粒间溶蚀扩大孔；其中粒间杂基或其他粒间自生矿物溶解形成的为粒间溶孔，而杂基溶蚀形成杂基内的微溶孔。前两者的共同特点是具有“港湾状”边缘。此类溶孔也是研究区砂岩储层的较为主要的孔隙类型。

③微裂缝

砂岩中偶见有沿着颗粒边缘的粒缘缝或穿过颗粒的微缝，以及溶蚀缝等，微裂缝的发育对改善砂岩储层渗透性能有一定地贡献。

2.2孔喉特征

根据样品铸体图像分析，长8储层孔隙半径在19.84～46.57μm，平均孔隙半径33.09μm，平均面孔率6.3%，平均孔隙分选系数15.29，平均孔喉比2.96，平均孔喉配位数0.59，评价结果为小孔-微细喉、连通性差(表1)。

表1 红河37中南区长812储层孔隙特征参数表

从喉道类型上看，主要发育缩颈型、弯片状以及片状喉道(图3)，由于应力敏感性，喉道易变型，注水增能是防止喉道进一步缩小，保护渗流通道畅通的有效方式，对注入水水质要求高，为防止储层堵塞，试验区建议采用清水注入。

图3 长812储层喉道类型及典型喉道铸体薄片图

根据压汞实验分析结果，长812储层毛管力曲线特征可划分为三大类，其中I类储层平均孔隙度10.3%，平均渗透率0.372×10

-3µm2，平均排驱压力0.825MPa，平均中值压力2.3MPa，平均最大孔喉半径0.95μm，平均中值半径0.34μm；II类储层平均孔隙度9.9%，平均渗透率0.314×10-3µm2，平均排驱压力1.175MPa，平均中值压力6.5MPa，平均最大孔喉半径0.699μm，平均中值半径0.124μm；III类储层平均孔隙度10%，平均渗透率0.229×10-3µm2，平均排驱压力1.444MPa，平均中值压力19.4MPa，平均最大孔喉半径0.479μm，平均中值半径0.043μm。

压汞毛管力分析资料表明储层物性越好，孔喉半径越大，压汞排驱和中值压力越低，进一步对比分流河道主体与分流河道侧翼砂体毛管力曲线，处于河道主体井的中值压力<10MPa，曲线呈平台状等特征，而处于河道侧翼的井的中值压力>10MPa，曲线多呈陡斜状，表明河道主体储层孔喉优于河道侧翼(图4)。

通过HH162井压汞数据分析，砂岩喉道以微喉为主，由于取样储层物性较差，不具代表性。因此，本次红河12井区方案编制参考红河37井区孔喉特征数据，参考数据如下：

表2 红河37中南区长812储层毛管力曲线参数统计表

根据179块样品压汞实验分析，长8储层平均排驱压力1.05MPa，最大孔喉半径0.77μm，中值压力9.57MPa，中值半径0.21μm，分选系数1.40，变异系数1.65，最大进汞饱和度75.97%，退出效率35.73%(表5-3-4 )。喉道类型以缩颈型、片状和弯片状为主，孔喉组合为小孔微喉，配位数0.59，连通性差。

表2 长812储层压汞分析统计表

根据样品的压汞曲线特征将区块毛管压力曲线分为三类，曲线整体呈现陡斜式，一般无平台发育，部分曲线具有不明显的类平台，排驱压力、中值压力比较高，随着物性的变差，曲线向右上方迅速抬高(图4)。

图4长8砂岩毛管压力曲线类型图

Ⅰ类：低排驱压力，平均排驱压力0.9MPa，平均最大孔喉半径0.8μm，渗透率0.5×10-3µm2，为中细喉道型。

Ⅱ类：中排驱压力，平均排驱压力2.6MPa，平均最大孔喉半径0.5μm，渗透率0.3-3µm2，为细喉道型。

Ⅲ类：高排驱压力，平均排驱压力5.8MPa，平均最大孔喉半径0.1μm，渗透率0.1-3µm2，为细微喉道。

从以上分析可以看出，长8储层表现出低孔特低渗的特征，孔隙结构以中孔—细喉组合为主，缺少粗喉型。

通过对储层物性的综合分析，可以得出以下结论：基质储层孔喉组合为小孔-微细喉，配位数0.59，连通性差，喉道半径小，渗流能力差。

3.物性特征

根据红河37中南区样品物性分析统计结果，长812段岩心(分析样品251块)孔隙度1.6%～16.1%，平均10.1%，渗透率0.002×10-3～2.576×10-3µm2，平均0.264×10-3

µm2；长812储层孔隙度7%～16.1%，平均11.2%，渗透率0.1×10-3～2.576×10-3µm2，平均0.415×10-3µm2，属于低孔超低渗储层。

从孔隙度与渗透率关系图上看，红河川口、何家坪条带长812段孔隙特征及物性较为相似二者呈对数直线关系，显示孔渗相关性较好。与西峰油田长8储层相比，随着孔隙度的增加，渗透率增加的幅度明显低于西峰油田长8储层，表明红河长8砂岩物性总体较差。

为进一步评价长812储层渗透率，优选垂直样品渗透率分析结果，对比研究垂直渗透率与水平渗透率的差异，结果表明裂缝发育段，同等孔隙条件下渗透率较高；基质段略低，表明层内纵向连通，有利于注水纵向波及和驱替。

刘少红，女，汗，陕西省西安市，中级，硕士，地质研究

参考文献：

[1]陈立军，刘伟，王海萍等，鄂尔多斯盆地吴定区域侏罗系储层特征几期主控因素，2023，甘肃科学学报。

1