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试析志丹采油厂双826井区油气的影响因子与储层特征

2020-06-01 319 上传者：管理员

摘要：储层岩石学特征、物性特征及主控因素分析是油藏精细描述的核心内容，深入分析储层特征与主控因素对剩余油分布和开采具有重要意义。本次研究采用薄片分析和物性测试等方法对志丹采油厂双826井区油气储层特征及其影响因素进行探讨，结果表明：研究区储层岩性主要为粉粒—细粒长石砂岩；研究区物性整体呈低—中孔、低渗特征；研究区储层物性影响因素主要为沉积和成岩作用，其中分流河道间砂体成熟度低导致物性较差，而储层成岩作用增强了研究区储层非均质性。本次研究对双826井区储层非均质性和剩余油分布具有一定参考意义。

关键词：
主控因素
储层特征
地质勘探
成岩作用
沉积作用
鄂尔多斯盆地
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当前中国东西部各大含油气盆地均进入开采晚期，油气开发矛盾凸显，包括：储层内部非均质性复杂多变、邻井油水产能差异较大、油水分布关系复杂、储层展布规律、不同砂体叠置关系不清楚，以及储层的非均质性、含油性、地应力与裂缝方向需要进一步认识[1,2,3]。其中，储层分布规律及油层分布认识不清、储量不落实、剩余油分布与水淹的规律不清楚严重制约了油田的后期开发[4,5]。双826井区是志丹采油厂增储上产的重要区块，目前已至开采后期，累计注水70.6511×104m3，累计注采比达到0.81，对其储层特征及其主控因素分析是认识剩余油分布特征和精细油藏精细描述的重要内容。通过本次研究，厘定双826井区油气储层特征及其影响因素，对其主力油层剩余油分布规律、量化储层特征，最终为弄清制约其油层开发效果的因素提供必要的地质理论依据，实现油藏合理高效开发。

1、区域地质背景

鄂尔多斯盆地为下元古界结晶岩基底上发育的内陆盆地，沉积盖层为基底之上发育的陆相碳酸盐与碎屑岩组成。伊陕斜坡带为鄂尔多斯盆地最大的次级构造单元，具有地势平缓、分布范围大的特点。本次研究区双826井区位于伊陕斜坡中部。工区面积约38.6km2。双826井区主力开发层位为长4+5、长6，工区储层物性差，以压裂投产为主要手段，目前单井日产油水平1t左右。

2、储层岩石学特征

根据薄片鉴定及粒度分析等成果，双826井区长4+5、长6储层岩性主要为浅灰、灰褐色粉—细粒、细粒长石砂岩、粉粒长石砂岩以及含云母或云母质细、粉粒长石砂岩。

矿物成分主要为：长石52.0%～66.0%，平均59.92%；石英23.0%～30.0%，平均27.08%；岩屑2.0%～5.0%，平均3.3077%；云母（主要为黑云母）4.0%～22.0%，平均9.615%。岩屑主要由变质岩屑、沉积岩屑及火成岩组成。

填隙物主要为粘土矿物和碳酸盐矿物组成的自生矿物为主，平均含量约为4.5%，其中碳酸盐矿物所组成的胶结物占比高（主要为方解石和铁白云石），此外还有少量泥质为主的杂基（主要为伊利石和绿泥石）。

砂岩主要粒径0.1～0.25mm，最大粒径0.55mm。分选中等—好。颗粒为次棱—棱角状，普遍显定向排列，云母沿层面富集且被挤压变形，具粒序纹层。颗粒支撑，点线状接触，孔隙式胶结为主。

粒度概率曲线以两段型为主，以跳跃次总体为构成主体，牵引次总体及悬浮次总体少量，是水下分流河道与河口坝沉积的典型特征。

3、储层物性特征

对研究区内近400口进行测井曲线孔隙度与渗透率进行分析、解释，解释结果表明：长4+51层段的平均孔隙度值约为10%，其中最小与最大值分别为6%与15%，主要集中发育在9%～12%区间；长4+51层段的平均渗透率值约为3×10-3μm2，其中最小与最大值分别为0.3×10-3μm2与12×10-3μm2，主要集中发育在（1.5～4.5）×10-3μm2区间（表1、图1）。

长4+52层段的平均孔隙度值与4+51层段相近，约为10%，其中最小与最大值分别为6%与17%，主要集中发育在10.5%～12.5%区间；长4+52层段的平均渗透率值与4+51层段相近，约为3×10-3μm2，其中最小与最大值分别为0.2×10-3μm2与17×10-3μm2，主要集中发育在（6～9.5）×10-3μm2区间（图2）。

表1双826井区储层测井物性分析结果表

图1双826井区长4+51孔隙度和渗透率分布频率直方图

长61层段的平均孔隙度值与4+5层段相近，约为10%，其中最小与最大值分别为6%与15%，主要集中发育在10%～12.5%区间；长61层段的平均渗透率值也与4+5层段相近，约为2.8×10-3μm2，其中最小与最大值分别为0.2×10-3μm2与12×10-3μm2，主要集中发育在（3～6）×10-3μm2区间（图3）。

图2双826井区长4+52孔隙度和渗透率分布频率直方图

长62层段的平均孔隙度值与长61层段相近，约为10%，其中最小与最大值分别为6%与15%，主要集中发育在10%～12.5%区间；长62层段的平均渗透率值也与61层段相近，约为2.5×10-3μm2，其中最小与最大值分别为0.15×10-3μm2与11×10-3μm2，主要集中发育在（3～5）×10-3μm2区间（图4）。

图3双826井区长61孔隙度和渗透率分布频率直方图

图4双826井区长62孔隙度和渗透率分布频率直方图

长63层段的平均孔隙度值与长62层段相近，约为10%，其中最小与最大值分别为7%与16%，主要集中发育在9%～12.5%区间；长63层段的平均渗透率值也与62层段相近，约为2×10-3μm2，其中最小与最大值分别为0.15×10-3μm2与13×10-3μm2，主要集中发育在（6～8）×10-3μm2区间（图5）。

长64层段的平均孔隙度值与长63层段相近，约为10.5%，其中最小与最大值分别为4.5%与12%，主要集中发育在9%～12%区间；长64层段的平均渗透率值也与63层段相近，约为3×10-3μm2，其中最小与最大值分别为0.1×10-3μm2与18×10-3μm2，主要集中发育在（5.5～6.8）×10-3μm2区间（图6）。

图5双826井区长63孔隙度和渗透率分布频率直方图

4、储层物性影响因素

4.1沉积作用

根据本次研究结果，认为研究区长4+5及长6层段的油气储集物性主要受控于前期沉积作用和沉积后成岩作用。研究区储集砂体主要为三角洲平原及前缘分流河道砂体，从岩石学分析来看，可知当时河道砂体沉积时期水动力较强，因此研究区沉积砂体的结构成熟度和成分成熟度均较好，表现为分选和磨圆度好以及粘土矿物等杂基含量低的特点，因此原生孔隙较好，为相对优质储层形成提供了基础。而在成岩作用阶段，研究区酸性成岩流体活跃，对残存的碳酸盐胶结和长石颗粒等进行溶蚀，这样进一步扩大了储集空间和渗流能力。

图6双826井区长64孔隙度和渗透率分布频率直方图

相反，在分流河道边缘部位的砂体，处于水流边缘部位，因此水动力条件较差，导致沉积砂体结构成熟度和成分成熟度均较差，表现为分选和磨圆度差以及粘土矿物等杂基含量高的特点，因此原生孔隙较差。而在成岩作用阶段，尽管研究区酸性成岩流体活跃，但由于孔隙条件差，加之压实作用，导致溶蚀流体不能对组分进行溶蚀，因此导致储集空间和渗流能力较差。

4.2成岩作用

储层非均质性在很大程度上受控于成岩作用，因为压实、压溶、胶结作用、重结晶等作用等改变原始孔隙度和渗透率的分布状态。研究区压实作用改变颗粒的排列顺序，颗粒主要为线接触，这在一定程度上减小了原生孔隙度。胶结作用的显著特点是孔渗性降低，孔隙结构变差，无论是碳酸盐胶结、硅质胶结，还是粘土矿物的自生沉淀，其结果都是储层的孔隙结构变差，储层的非均质性变大。

自生矿物充填，特别是粘土矿物充填（典型的如伊利石搭桥作用和碳酸盐胶结充填）导致孔隙喉道变细、储集空间减小，同时由于不同部位不同成岩流体状态，因此不同部位成岩作用发育程度不一致，导致储层非均质性加强。

5、结论

根据上述讨论，可得到如下结论：

（1）双826井区长4+5、长6储层岩性主要为粉粒—细粒长石砂岩。

（2）研究区储集物性较差，主要为低—中孔、低渗特征。

（3）沉积作用对储层具有重要控制作用，河道砂体原始粒间孔隙较发育，而分流河道间砂体由于粒度较细而物性较差。后期的压实、压溶、胶结作用和重结晶作用等改变了原始孔隙度和渗透率的分布状态，增加了储层非均质性度。

参考文献:

[1]田坤,乔向阳,周进松,等.志丹油田延长组长4+5、长6储层均质性特征研究[J].西部探矿工程,2019,31(1):48-53.

[2]郭昊,魏旭,张永平,等.考虑非均质性的致密储层改造效果评价[J].油气地质与采收率,2019,26(3):111-116.

[3]王珏,陈欢庆,周新茂,等.辽河西部凹陷欢喜岭地区扇三角洲前缘储层非均质性表征[J].地质科技情报,2017(1):193-201.

[4]陈欢庆,石成方,胡海燕,等.高含水油田精细油藏描述研究进展[J].石油与天然气地质,2018,39(6):229-240.

[5]王丽.储层非均质性描述及对注水开发的影响[J].西部探矿工程,2015,27(6):4-7.