梁全勝，張志升，張金良，屈紅軍

(1. 陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西西安 710075；2.延長油田股份有限公司杏子川采油廠，陜西安塞 717400；3.西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系，陜西西安 710069)

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陜北下寺灣油區(qū)長7致密油儲層物性下限的確定

梁全勝1，張志升2，張金良2，屈紅軍3

(1. 陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西西安 710075；2.延長油田股份有限公司杏子川采油廠，陜西安塞 717400；3.西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系，陜西西安 710069)

摘要：針對陜北下寺灣油區(qū)長7油層組致密油儲層物性下限開展研究。在對儲層沉積特征、填隙物特征、孔隙類型、微觀孔隙結(jié)構(gòu)綜合分析基礎(chǔ)上，綜合運(yùn)用物性與含油性關(guān)系統(tǒng)計(jì)法、壓汞法、經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)法3種方法進(jìn)行長7致密油儲層物性下限確定。研究表明，下寺灣油區(qū)長7致密油儲層以濁積主水道沉積為主，膠結(jié)物成分主要為(鐵)方解石、綠泥石、伊利石及伊/蒙混層；孔隙類型主要為溶蝕粒間孔、長石溶孔；平均喉道直徑為0.13μm。長7致密油儲層孔隙度平均為6.7%，滲透率平均為0.29mD，屬小孔隙—微喉道型和小孔隙—微細(xì)喉道型儲層； 3種方法綜合確定研究區(qū)長7致密油儲層物性下限為孔隙度5.3%、滲透率0.11mD。

關(guān)鍵詞：下寺灣油區(qū)；長7油層組；致密油；儲層特征；物性下限

致密油的勘探開發(fā)近年來得到充分重視，諸多學(xué)者已對致密油儲層的概念和分類進(jìn)行了大量研究[1-11]。鄂爾多斯盆地延長組長7油層組是中國著名的源儲共生的湖相烴源巖及致密油儲層[3-5]，盆地西部地區(qū)長7油層組的勘探已取得重大成效，但盆地南部地區(qū)長7油層組勘探和研究程度還比較低，僅有下寺灣油區(qū)長7油層組石油勘探取得了突破，開展下寺灣油區(qū)長7油層組儲層物性下限研究，對明確盆地南部長7致密油的勘探潛力具有重要意義。

前人對鄂爾多斯盆地南部長7油層組的研究主要集中在物源和成藏方面[12-22]，針對儲層的研究較少[23-25]，尚無對儲層物性下限的研究。本文以下寺灣油區(qū)錄井、試油、物性、壓汞等分析測試資料為依據(jù)，運(yùn)用物性與含油性關(guān)系統(tǒng)計(jì)法、壓汞法、經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)法等3種方法對長7致密油儲層物性下限進(jìn)行了研究。

1 長7致密油儲層基本特征

1.1 沉積特征

下寺灣油區(qū)延長組長7油層組儲層主要發(fā)育于長72亞油組，地層厚度為30～40m，為濁積扇沉積，以濁積主水道沉積為主，長72亞油組儲層平均厚度為9.8m，儲層巖性主要為灰色、灰綠色細(xì)粒長石砂巖。

1.2 填隙物特征

長7儲層填隙物含量為10.0%～18.0%，平均為13.6%。以膠結(jié)物為主，膠結(jié)物成分主要為(鐵)方解石(2%～6%，平均為4.5%)、綠泥石(1%～7%，平均為2.8%)、伊利石(1%～6.2%，平均為2.3%)及伊/蒙混層(1%～5.4%，平均為2.1%)，其余少量膠結(jié)物為(鐵)白云石、硅質(zhì)、黃鐵礦、高嶺石(圖1)。

1.3 孔隙類型

長7儲層總面孔率為0.1%～1.5%，平均為0.3%，孔隙類型主要為溶蝕粒間孔、長石溶孔，分別占總孔隙的37.6%、34.3%；其次為原生粒間孔，占總孔隙的13.3%；巖屑溶孔、晶間溶孔、微孔和微裂縫孔分別占3.6%、1.0%、5.0%、5.2%(圖2)。

1.4 微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征

研究區(qū)長7儲層壓汞曲線總體斜率較大，無明顯的中間平緩段；平均排驅(qū)壓力為2.14MPa，平均中值壓力為15.64MPa(圖3)；長7儲層孔喉大小分布不集中，分選性較差，總體喉道半徑較??；平均喉道直徑在0.13μm左右，屬小孔隙—微喉道型和小孔隙—微細(xì)喉道型儲層。

1.5 物性特征

根據(jù)研究區(qū)18口井107塊樣品的巖心分析資料統(tǒng)計(jì)，長7儲層的孔隙度最大為9.4%，最小為3.2%，平均為6.7%；滲透率最大為1.11mD，最小為0.02mD，平均為0.29mD，總體為致密儲層。

2 長7致密油儲層物性下限確定

本次研究綜合運(yùn)用物性與含油性關(guān)系統(tǒng)計(jì)法、壓汞法、經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)法3種方法進(jìn)行長7致密油儲層物性下限的計(jì)算。

2.1 物性與含油性關(guān)系統(tǒng)計(jì)法

研究區(qū)長7儲層主要為一套細(xì)砂巖夾粉砂巖，以細(xì)砂巖為主，粒度偏細(xì)。根據(jù)粒度分析、薄片及含油級別綜合統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，含油性為油斑及其以上級別的砂巖主要為細(xì)砂巖，而粉砂巖與泥質(zhì)砂巖、鈣質(zhì)砂巖一般均不含油，部分粉砂巖中僅見油跡。長7試油產(chǎn)出工業(yè)油流層段一般為油斑級細(xì)砂巖以上。因此確定本區(qū)巖性下限為細(xì)砂巖及其以上級別、含油性下限為油斑。

巖心油氣顯示與物性之間的關(guān)系如圖4所示，由圖中可以看出，油斑級別與其他低級別的顯示有明顯的分區(qū)，油斑顯示細(xì)砂巖集中分布在孔隙度φ大于5.3%、滲透率K大于0.11mD的范圍內(nèi)，而油跡、熒光和無顯示的細(xì)砂巖則分布于該范圍之外，因此確定致密油儲層物性下限為：φ≥5.3%、K≥0.11mD。

2.2 壓汞法

據(jù)研究區(qū)內(nèi)12口井39塊巖樣的壓汞資料分析得出，當(dāng)孔隙度小于5.3%、滲透率小于0.11mD時(shí)，排驅(qū)壓力、中值壓力急速增大(圖5)，說明孔隙度小于5.3%，滲透率小于0.11mD后，很難成為有效儲層，因此確定研究區(qū)致密油儲層孔隙度下限為5.3%、滲透率下限為0.11mD。

2.3 經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)法

采用研究區(qū)內(nèi)18口長7工業(yè)油流井出油層段的228塊巖心樣品分析數(shù)據(jù)作孔隙度、滲透率頻率分布圖(圖6)，并在頻率分布圖上作孔隙度與滲透率的累計(jì)頻率曲線和累計(jì)能力丟失曲線。根據(jù)該區(qū)實(shí)際情況，在滲透率頻率分布圖上，長7孔隙度下限取5.3%時(shí)，累計(jì)儲油能力丟失7.99%，累計(jì)頻率損失12.38%(按照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，累計(jì)儲油能力丟失10%以內(nèi)，累計(jì)頻率損失15%以內(nèi)，丟失可以接受)；滲透率下限值取0.11mD時(shí)，累計(jì)產(chǎn)能丟失2.93%，累計(jì)頻率損失14.89%；確定的孔隙度下限為5.3%，滲透率下限約為0.11mD。

綜合以上方法，下寺灣油區(qū)長7致密油儲層物性下限為：φ≥5.3%、K≥0.11mD。

3 結(jié)論

(1)下寺灣油區(qū)延長組長7致密油儲層以濁積主水道沉積為主，膠結(jié)物成分以(鐵)方解石、綠泥石、伊利石及伊/蒙混層為主；孔隙主要為溶蝕粒間孔、長石溶孔；平均喉道直徑為0.13μm，孔隙度平均為6.7%，滲透率平均為0.29mD，屬小孔隙—微喉道型和小孔隙-微細(xì)喉道型儲層。

(2)運(yùn)用物性與含油性關(guān)系統(tǒng)計(jì)法、壓汞法、經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)法這3種方法計(jì)算陜北下寺灣油區(qū)長7致密油儲層物性下限，結(jié)果一致，表明計(jì)算方法可行、有效，確定長7油層組致密油儲層物性下限為孔隙度5.3%、滲透率0.11mD。

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Lower Limit Determination of Chang 7 Tight Oil Reservoir Property in

Xiasiwan Oilfield, Northern Shaanxi Province Liang Quansheng1, Zhang Zhisheng2, Zhang Jinliang2, Qu Hongjun3

(1.ResearchInstituteofShaanxiYanchangPetroleum(Group)Co.,Ltd.,Xi′an,Shaanxi710075,China;2.XingzichuanOilProductionPlant,YanchangOilfieldCo.,Ltd.,An′sai,Shaanxi717400,China;3.DeparmentofGeology,NorthwestUniversity,Xi′an,Shaanxi710069,China)

Abstract:The research is aimed at the lower limit of tight oil reservoir property of Chang 7 oil-bearing formation at Xiasiwan Oilfield, Northern Shaanxi Province. On the basis of comprehensive analysis about sedimentary characteristics, interstitial material characteristics, pore type, and microscopic pore structures, we comprehensively used the statistical method, the mercury intrusion method and the empirical approach to the relations between physical property and oiliness to determine the lower limit of Chang 1 tight oil reservoir property. Study showed that Chang 7 oil-bearing reservoirs at Xiasiwan Oilfield were mainly turbidite channel sediments, with the main cement compositions being calcite or ferrocalcite, chlorite, illite, and illite-smectite mixed-layer, the main pore types being intergranular dissolved and feldspar dissolved pores, and the average throat diameter being 0.13μm. The average porosity was 6.7%, and average permeability was 0.29mD. Chang 7 oil-bearing reservoirs belong to small pore & micro throat type and small pore & micro or fine throat type tight reservoirs. By use of these three methods, porosity and permeability of the lower limit of Chang 7 tight oil reservoirs were 5.3% and 0.11mD, respectively.

Key words:Xiasiwan Oilfield; Chang 7 oil-bearing formation; tight oil; reservoir characteristics; lower limit of physical property

基金項(xiàng)目：由國家自然科學(xué)基金重大項(xiàng)目(41390451)資助。

第一作者簡介：梁全勝(1978年生),男,高級工程師，從事油氣勘探開發(fā)研究工作。郵箱：811614064@qq.com。

中圖分類號:TE122

文獻(xiàn)標(biāo)識碼:A