蟠龍油田P3323井區長4+5儲層特征研究

景正正 王桂成

(西安石油大學 地球科學與工程學院/陜西省油氣成藏地質學重點實驗室， 西安 710065)

蟠龍油田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中段[1]，自2000年勘探至今，已明確其主產油層集中于長2、長4+5、長6儲層。之前的大量研究中，主要在該油田長2、長6儲層的沉積特征、成藏條件、油氣富集規律等方面有實質性發現，但對長4+5儲層特征的認識相對不足。目前，該區主產油層長4+5生產井的精細開發治理盲點仍比較突出。為了配合生產井的高效精細開發目標，本次研究利用最新生產數據和測試資料，并結合取心薄片鏡下觀察結果對長4+5儲層特征予以深入分析。

1 研究區地質概況

研究區P3323井區位于蟠龍油田南部，與青化砭油田和豐富川油田相鄰，如圖1所示。

圖1 P3323井區地理位置示意圖

P3323井區面積約8 km2，現有141口采油井，26口注水井，井網模式布置為100 m×350 m。該井區長4+5儲層構造簡單，整體為向東逐漸抬升的單斜構造，局部可見小型低幅鼻隆構造[2]。長4+5儲層整體厚度在90 m左右，據K5標志層細分為長4+51、長4+52油層亞組，二者厚度基本相當，均厚約45 m。長4+5儲層主要沉積類型為分流河道和河漫沼澤，其中長4+51沉積以河漫沼澤為主，長4+52沉積以分流河道為主(見圖2)。

圖2 P3323井區P3371井儲層特征綜合柱狀圖

2 儲層特征研究

2.1 巖石學特征

針對P3323井區的 P3380、P3385、P3398井取心巖樣進行實驗，分析其巖石學特征(見表1)。結果顯示，長4+5砂巖中細粒長石砂巖的含量最高，粉細砂巖的含量次之，碎屑成分有85.40%～94.40%。其碎屑巖中：長石的體積分數為47.70%～58.40%，平均為52.57%；石英的體積分數為21.40%～23.60%，平均為22.83%；巖屑的體積分數為12.40%～15.40%，平均為13.43%。經計算，砂巖成分的成熟度為0.302。這些數據表明該井區巖石歷經磨蝕和搬運的過程并不是很充分，距物源區不遠。此外，填隙物中所含的膠結物遠超雜基，具有高結構成熟度，其組分中方解石、石英質、長石質、菱鐵礦和濁沸石的含量依次變小。

表1 P3323井區長4+5層巖石學特征

2.2 微觀孔隙結構類型

據P3323井區長4+5油層組鏡下觀察：孔隙類型以小孔隙為主(占比約為79.00%)，中孔隙和大孔隙相對不發育(占比約為17.00%、4.00%)；喉道類型以微細喉道為主(占比約為53.00%)，細喉道相對較少(占比約為28.00%)，其他類型喉道偶見。故儲層孔喉組合類型以小孔微細喉為主，詳細統計數據如表2所示。

表2 P3323井區長4+5層孔隙、喉道統計數據

P3323井區長4+5油層組的孔隙類型主要分為粒間孔隙和溶蝕孔隙，溶蝕孔在粒間、粒內、填隙物中均可見到(見圖3)。

圖3 P3323井區長4+5層各類孔隙

通過巖樣壓汞實驗得到研究區長4+5油層砂巖壓汞參數及其毛管壓力特征，如表3、圖4所示。其中：長4+5油層組的孔隙度介于1.50%～18.90%，平均約為8.80%；滲透率介于(0.01～17.80)×10-3μm2，平均約為0.74×10-3μm2；排驅壓力介于0.12～17.49 MPa，平均約為2.02 MPa；中值壓力介于1.01～66.29 MPa，平均約為9.19 MPa；最大進汞飽和度介于12.50%～96.40%，平均約為78.80%；退汞效率介于3.70%～51.10%，平均約為27.00%，最大進汞飽和度處于高值而退汞效率偏低；中值半徑介于0.01～0.73 μm，平均約為0.23 μm；分選系數介于0.02～4.89，平均約為0.90。

表3 P3323井區長4+5油層組砂巖壓汞參數統計結果

圖4 P3323井區長4+5油層組砂巖毛管壓力特征

2.3 儲層物性

2.3.1 物性總體特征

據統計，P3323井區長4+52的儲層物性特征如下：孔隙度主要介于1.90%～15.00%，平均為10.10%，中值為8.40%；滲透率主要介于(0.10～2.00)×10-3μm2，最大為7.97×10-3μm2，平均為0.52×10-3μm2，中值為0.37×10-3μm2。按照儲層分類標準[3]，可將其劃分為低孔 — 特低孔、特低滲儲層。

2.3.2 物性影響因素

儲層物性受沉積相、成巖作用及成巖后期斷裂活動等多種因素的控制[4]。經研究，影響P3323井區長4+5油層組物性的首要因子為沉積環境，長4+52分流河道的沉積相決定了其以細粒長石砂巖、粉細砂巖為主的組合。結合儲層的孔隙結構類型分布統計情況，可知石英和長石組分占比增加對物性具有建設性作用，而巖屑、黑云母與雜基等占比增加不利于物性的良好發育。砂巖物質組分在一定程度上能決定物性的變化，即儲層物性受沉積相因素的控制。成巖作用對物性的影響也較為明顯，長4+5油層組的埋深均在800 m左右，在上覆地層承壓下壓實作用表現明顯，鏡下可見黑云母蝕變為褐黑色黏土的痕跡(見圖5a)，直接影響儲層的孔滲發育。儲層內部發生壓溶作用，粒間、粒內均不同程度地產生了溶蝕孔隙，溶孔的形成對砂巖儲層的物性具有改善作用(見圖5b)。據巖樣觀察，該區長4+5局部可見裂縫發育，層間裂縫中瀝青的充填也直接證實其中存在油氣運移痕跡(見圖5c)。

圖5 長4+5層物性影響類型

2.4 儲層非均質性研究

儲層非均質性包括層內非均質性、層間非均質性和平面非均質性。

2.4.1 層內非均質性

因層內巖性不同、粒度不同、填隙物的差異而引起層內非均質性[5]。P3323井區儲層既有巖屑長石砂巖，也有長石砂巖，因碎屑顆粒成分含量差異，導致后期溶蝕、交代等作用進行程度不同，從而表現出巖石本身及層內強非均質性。根據實驗所得滲透率及層內非均質參數(見表4)，認為長4+52儲層的層內非均質性程度較強。

表4 P3323井區長4+52層滲透率及層內非均值參數

2.4.2 層間非均質性

層間非均質性是指垂向上相鄰單砂層在巖性、結構、物性等方面的差異[6]。在P3323井區的沉積類型主要是河漫沉積，按照慣例將厚2 m以上的泥質巖視作砂巖儲層間的隔層判別標準[7]。結合測井曲線資料對P3323井區內167口井的長4+52層參數作了統計(見表5)，結果表明長4+521層的非均質性強于長4+522層。

表5 P3323井區長4+52層參數

2.4.3 平面非均質性

對P3323井區167口井的鉆遇砂巖情況作了統計，結果如表6所示。其中，長4+522層的砂巖鉆遇率高達99.40%，連通系數高達86.80。這表明長4+522層砂體在水平方向上發育水平較高，成片連通展布性較好。相比之下，長4+521層砂巖鉆遇率為95.20%，連通性系數為70.70。相對于4+522層砂體而言，長4+521層砂體在水平方向上發育水平一般，成片連通展布性也相對欠佳。

表6 P3323井區長4+52砂巖鉆遇情況

根據長4+521層滲透率等值線圖(見圖6a)：長4+521層平面上的滲透率變化幅度較小，平均滲透率為0.48×10-3μm2，最大可達1.23×10-3μm2，高滲透帶區主要分布于F158-4、P3326-3附近區域及P3318、P3321-4井連線一帶。

根據長4+522層滲透率平面等值線圖(見圖6b)：長4+522層平面上的滲透率非均質性較強，平均滲透率約為0.39×10-3μm2，滲透率最大可達2.05×10-3μm2，高滲透帶區域分布于P3354-4、P3325-3、P3359-3、P3331-6井周邊區域。

圖6 P3323井區長4+52層滲透率平面等值圖

3 結 語

利用最新生產數據和測試資料，并結合取心薄片鏡下觀察,對蟠龍油田P3323井區主產油層長4+5的儲層特征作了深入研究。研究認為：長4+51層以河漫沼澤微相為主，長4+52層以分流河道微相為主，后續開發中應以長4+52層作為主要開發層位；長4+5儲層主要含細粒長石砂巖，具有高結構成熟度，為低孔 — 特低孔、特低滲儲層，其物性受相帶控制作用的影響較明顯，故后期開發中應在優選物性良好的條件下以人工造縫為首選增產措施。長4+52儲層在層間、層內和平面上均表現出強非均質性，可結合孔滲分布特征適當優化注采剖面，以緩解非均質性所導致的注采矛盾。