鄂尔多斯盆地胡尖山吴旗地区长6油层组储层特征分析

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，A'T』··吨J40， 中文摘要论文题目：鄂尔多斯盆地胡尖山一吴旗地区长6油层组储层特征研究专业：矿物学、岩石硕士生：李元宁(签名指导教师：吴少波(签名摘要本文在前人研究成果和己有勘探资料的基础上，综合运用沉积学、构造地质学、测井地质学、储层地质学、石油地质学等理论和方法，系统分析了胡尖山一吴旗地区长6油层组的沉积相、储层特征；根据岩性、电性、沉积韵律及区域标志层的分布，研究区长6油层组可划分为长6l、长62、长63三个油层亚组。研究表明，各油层亚组顶面构造与区域构造基本一致，表现为向西倾斜的单斜构造，局部发育多个鼻状隆起。根据沉积相标志，结合区域沉积背景，探讨了研究区长6油层组的沉积相类型、微相划分和主要沉积微相的特征。认为研究区长6油层组为一套湖泊三角洲沉积，主要发育三角洲前缘亚相沉积，发育水下分流河道、水下分流间湾、河口坝、前缘席状砂等微相类型。通过岩心观察和岩石薄片鉴定表明：胡尖山一吴旗地区长6油层组储层岩石以极细粒、细粒长石砂岩为主，其次为少量的中一细砂岩、粉砂岩。长6油层组储层物性较差，总体上属低．特低孔、特低渗．超低渗储层。对储层非均质性和敏感性进行全面分析。根据储层物性(孔隙度、渗透率)、砂岩粒度和主要孔隙结构参数，结合储层分类标准，将长6油层组储层分为I类(好)储层、II类(中等)储层、III类(差)储层、IV类(极差)储层四种类型，本研究区储层主要以III类(差)储层为主。关键词：鄂尔多斯盆地；吴旗地区；长6油层组；储层特征论文类型：应用基础研究II 串户，...h 英文摘要Subject：CharacteristicsofChan96reserviorinHujianshan--Wuqiarea，OrdosBasinSpeciality：Mineralogy,Lithology,MineralDepositGeology(gitology)Name：LiYuanning(signatureInstructor：WuShaobo(signatureAbstract■-‘●kOnthebasisoftheformerresearchachievementsandacquiredinformation,withthenew’Vtheoriesandmethods，includingsedimentology,structuregeology,logginggeology,reservoirgeology,petroleumgeology,thisarticlesystematicallyanalyzedthesedimentaryfacies，reservoircharacteristicsoftheChan96oibbearingformationinHujianshan---Wuqiarea，Ordosbasin．Accordingtothelithologicfeatures，electricalproperty,sedimentaryrhythm，andthedistributionofregionalmarkedbeds，TheChan96oil-bearingformationoftheresearchedareacanbedividedintothreeoillayers，tP．Chan961；Chan962andChan963．Theresultsshowthateachoillayerhastheresemblestructurepropertywhichissimilartotheregionalstructure．Theyalldisplaythefeatureofmonocline，withsomenose-shapeduplifts．Accordingtoaseriesoffaciessymbols，combinedwithregionaldepositionalbackground，theauthordiscussedthetypesofsedimentaryfacies，microfaciesandtheircharacteristicsoftheChang6oil-bearingformationinthestudiedarea．Itisconsideredthatthechan96formationinstudiedareaisasetoflakedekadepositionwithdeRafrontsubfaciesmainly,includingsubaqueousdistributarychannel，interdistributarybay,channel—mouthbarandsheetsandmicrofacies．Basedoncoreobservationandrocksliceidentify,thephysicalpropertyoftheChang6oil-bearingformationinHujianshan---Wuqiareaispoor．Generally,thereservoir’Sphysicalpropertiesarelow—extralowporosityandextralow—ultralowpermeability．Andthentheauthortotallyanalysetheaeolotropismandthesensitivityofreservoir．TheChan96oil-layerreservoirCanbedividedinto4types，Le．typeI(good)，typeII(fair)，typeIII(pooO，typeIV(verypooO，accordingtophysicalproperties(porosity；permeability)，thesizeofsandandthemainporestructure．ThetypeofChan96resevoirismaintypeIII(poor)instudiedarea．Keywords：Ordosbasin，Wuqiarea，Chan96oil-bearingformation，ReservoireharacteristiesThesis：ApplicationFundamentalStudyIII '.A 目录目录第一章绪论l1．1选题意义与依据．11．2国内外研究现状．11．3主要研究内容．21．4研究方法与技术路线．21．5完成的主要工作量．3第二章地质概况52．1区域地质背景．52．2地层划分与对比．62．2．1地层发育概况一62．2．2地层划分对比的方法．72．2．3地层划分对比的标志72．2．4长6油层组岩性及电性特征82．3构造特征8第三章沉积微相研究．113．1区域沉积背景．113．2沉积相研究123．2．1主要相标志．123．2．2测井相类型及其对沉积相的响应．．133．2．3长6油层组沉积相划分143．3长6油层组主要沉积微相类型及特征．153．3．1三角洲前缘亚相．．153．3．2前三角洲亚相．193．4长6油层组沉积微相及砂体展布．193．4．1长63亚组沉积微相与砂体展布．．193．4．2长62亚组沉积微相与砂体展布．213．4．3长6l亚组沉积微相与砂体展布．22第四章长6油层组储层特征．．254．1储层岩石学特征254．1．1碎屑成分．254．1．2填隙物成分．254．1．3结构、构造．274．2长6储层物性特征28IV ..、w 目录4．2．1储层物性的一般特征．．284．2．2储层物性的影响因素分析．．304．3储层微观孔隙结构特征314．3．1孔隙类型及其分布特征314．3．2孔隙大小及其分布特征．．324．3．3孔喉大小及其分布334．3．4孔隙结构类型．354．4储层非均质性分析364．4．1层内非均质性．364．4．2层间非均质性．．384．4．3平面非均质性．4l4．5储层的敏感性分析454．5．1储层潜在伤害因素分析．．454．5．2储层伤害的室内评价．．494．6长6油层组储层分类、评价504．6．1分类及评价参数504．6．2分类及评价结果．．5l第五章水驱油及相对渗透率曲线特征．．555．1长6储层岩心水驱油效率试验．．555．2相对渗透率曲线特征56第六章有利区预测．．586．1长6油藏成藏模式与油气富集规律．．586．1．1成藏组合特征．586．1．2成藏模式．586．1．3油气富集规律及主要控油因素．．586．2有利区预测596．2．1预测依据．596．2．2预测结果．59第七章结论与认识．65致谢．．66参考文献67攻读学位期间发表的论文69V " 第一章绪论第一章绪论1．1选题意义与依据鄂尔多斯盆地位于中国西部构造与东部构造的结合部位，北起阴山、大青山和狼山，南到秦岭，东自吕梁山、中条山，西抵贺兰山、六盘山，横跨陕、甘、宁、蒙、晋5省区，面积37x104km2。其中盆地面积为25x104km：，是我国第二大沉积盆地。该盆地石油总资源量85．88x108t，探明石油可采储量2．3270×108t。近几年，鄂尔多斯盆地探明地质资源储量、石油产量年均增长速度均居全国第一位，是建立石油生产基地的最有利地区。该盆地是一个大型的克拉通叠合盆地，其成藏条件为：多旋回沉积形成了三套充足的烃源岩；燕山期构造．热事件使三套烃源岩均达到生烃高峰；广泛分布的储层有利于大油气田的形成；稳定展布的泥质岩构成了大油气田良好的区域盖层；构造运动差异性形成了不同类型油气藏；平稳的升降运动是油气大规模保存的重要因素。随着鄂尔多斯盆地油气勘探开发工作的不断深入，石油地质储量逐年增加，油气产量逐年攀升，已成为中国油气工业的重要基地。但是目前己探明储量多以低渗、特低渗透储层为特征。研究区块范围北起郝滩，南到庙沟，西起王洼子，东至盘古梁，面积约5000km2。低渗透储层普遍存在于古生界、中生界和新生界，是我国今后石油勘探开发的增长点，其所占的比例会持续增大。近年来随着勘探的不断深入，长6油层组己成为该地区油气储量增长的主力层，其油藏类型主要为岩性油气藏，储层以低渗、超低渗透为主，开发难度较大。必须加强储层评价力度，提高储量的开发效果。因此加强对吴旗地区长6低渗透储层特征的研究对油田开发具有重要意义。1．2国内外研究现状近年来，随着石油科学技术的发展，勘探程度的深入，工艺技术的提高和完善，低孔低渗透油气藏的勘探开发已成为石油工业的重要组成部分。随着石油工业科学技术的发展，压裂及注水工艺的改进，可供勘探地区勘探程度的加深以及市场对油气要求的不断增长，低渗透油气资源日益引起了人们的重视。低渗透油气田数量较多、分布较广、资源相当丰富，目前已成为世界各国重要的能源之一。石油的生成与储集是石油地质学中的两大核心问题，研究生油层是为了确定一个地区的油气潜量，研究储集层是为了寻找和开发油气资源。储层研究是油气勘探开发的核心工作。20世纪60年代，在我国松辽盆地的勘探开发过程中，发展出了一套陆相碎屑岩储层研究方法，包括岩性、物性、含油性、砂体展布和储层沉积微相等研究；近年来随着各种分析测试手段的提高以及对油气生成本质的加深，储层研究有了很大的进展，在沉积相研究的基础上对储集结构的研究、成岩作用及成岩变化、原生与次生孔隙的成因机制等都有了进一步的认识。在“六五”期间石油部的领导将“储层评价”作为石油系统 西安石油大学硕士学位论文“七五”科技攻关的重点。1985年11月在昆明召开的“石油工业部岩矿工作会议”上，将“中国陆相储层特征及其评价”作为“七五”期间部级科技攻关重点项目。根据油田生产需要提出的重点是：储层岩石学特征、低渗透储层以及非沉积储层研究。储层研究要勘探结合开发，沉积与物性研究结合，宏观与微观结合，描述与机理结合。储层研究应包括储层类型、特征、成因、分布、演化、测试技术，预测与评价等七个方面。在低渗透油田的开发过程中，有许多问题都需要储层评价去解决。将储层评价研究作为一个系统工程，将勘探开发、宏观与微观、基础研究与工程工艺相结合，并协同地质、物探、测井、油藏工程等，有利于提高研究水平，提高效率，更好地解决生产实际问题。储层评价工作给中国石油开发带来了一次革命，要把地震、地质、钻井工艺、采油工艺、注水、压裂酸化都组织起来，才能真正把地下储层能量释放出来。随着国内外油气勘探与开发的不断深入，储层在油气田开发中显得越发重要，特别是对碎屑岩储层的研究。储层是勘探的对象，也是油田开发的对象，对储层的研究一定要贯穿勘探开发以至采油的全过程。为了更大限度地挖掘和发挥储层能量，要将地质研究与工程研究相结合。研究储层、认识储层、寻找储层、改造储层，充分发挥储层的能量，这就是储层评价的最终目标。1．3主要研究内容本研究区具体位置为：北起郝滩，南到庙沟，西起王洼子，东至盘古梁，面积约5000km2。研究层位为三叠系延长组长6油层组。主要研究内容为：1)长6油层组的地层划分对比；2)长6油层组的沉积微相及砂体展布规律研究；3)长6储层的岩石学特征、物性特征、微观孔隙结构特征、非均质性特征分析，敏感性分析；4)长6储层的渗流特征分析；5)储层综合评价及有利储层发育区预测。1．4研究方法与技术路线通过对研究区野外露头、钻井岩心资料、测井资料、分析化验资料、试油试采资料的综合分析，对该区长6油层组进行地层划分对比、顶面构造、沉积微相及砂体展布、储层特征、水驱油及相对渗透率曲线特征等方面的研究，总结该区长6油藏油气富集规律，最终展开有利区预测。具体研究思路见下图1．1。2 第一章绪论图1．1研究技术路线图1．5完成的主要工作量1)对基础资料进行了系统全面的收集、整理、分类，包括270余口井的井位坐标、测井数据、综合测井曲线、测井解释结果、82口井的试油资料、34口井的常规物性分析资料4700余件、重矿物鉴定资料20件。2)系统观察、描述了20口井的岩芯482．5m，拍摄岩心照片120余张，采集储层样品108块，并进行了系统的分析测试，包括：砂岩粒度分析资料49件、铸体薄片鉴定100件、粘土矿物X射线衍射分析22件、压汞分析82件、图像孔隙分析30件、扫描电镜分析40件、电子探针分析5件、水驱油及相对渗透率分析资料10件、润湿性分析资料10件、敏感性(水敏、速敏、酸敏、盐敏)分析28件。3)对研究区270余口井进行了小层精细划分对比，编制了4条涵盖研究区以小层为单位的等时地层对比骨架剖面和油藏剖面。4)编制了研究区长6油层组3个亚组的的顶部构造图、砂层厚度、有效厚度、孔隙度、渗透率等各项参数的等值线图及沉积微相、成岩相平面分布图、预测有利区分布图。5)详细分析了该区长6油层组3个亚组的砂体展布及沉积微相平面分布规律。6)系统研究了该区长6油层组储层的岩石学特征、成岩作用及成岩相类型、物性特征、微观孔隙结构特征，探讨了储层物性的主要影响因素。7)详细研究了该区长6油层组储层的层内、层间和平面非均质性，分析了层间隔、 西安石油大学硕士学位论文夹层的识别标志。研究了该区长6油层组储层伤害的机理，并根据实验分析结果进行了储层敏感性的室内评价。8)选用砂岩粒度、孔隙度、渗透率、储层微观孔隙结构参数、孔隙类型等参数，对该区长6储层进行了分类及评价。9)根据渗流实验结果，研究了该区长6储层的水驱油及相渗曲线特征，分析了影响相渗曲线变化的主要控制因素。10)依据砂体发育、储层物性、测井解释结果及试油资料，结合油气成藏规律及富集因素综合分析，对长63～长613个亚组的有利区进行了预测。4 第二章地质概况第二章地质概况鄂尔多斯盆地是我国能源盆地之一，蕴藏着丰富的石油、天然气和煤炭资源等。该盆地位于华北克拉通西缘，北跨乌兰格尔基岩凸起与河套盆地相临，南越渭北挠褶带与渭河盆地相望，东接晋西挠褶带与吕梁隆起呼应，西经逆掩冲断构造带与六盘山、银川盆地对峙，地跨陕、甘、宁、晋、蒙等五省区，面积约37XlO‰是我国陆上第二大盆地。2．1区域地质背景鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地，也是我国最早发现并进行石油勘探开发的大型含油气盆地之一。面积约25x104km2。盆地具有双层结构，基底由太古界及下元古界的变质岩构成，盖层为中上元古界、下古生界的海相碳酸盐岩层、上古生界一中生界的滨海相及陆相碎屑岩层。新生界仅在局部地区分布。图2-1鄂尔多斯盆地构造单元划分及研究区位置图(据《中国石油地质志·卷12》)鄂尔多斯盆地是一个古生代地台及台缘拗陷与中新生代台内拗陷叠合的克拉通盆地，基底为太古代、早元古代变质岩结晶基底。基底之上发育中晚元古代、古生代、中5 安石油大学硕士学位论文生代、新生代沉积盖层，具明显的二元结构。晚古生代末期，盆地进入了内陆拗陷差异沉降阶段，晚三叠世演化为大型内陆淡水湖泊。中生代沉积厚度达数千米，延长组是湖盆形成、发展和萎缩全过程的沉积记录。其中长7油层组代表的是湖盆发育的最大水进期，以半深湖、深湖相沉积为特征，生油岩发育；长6油层组代表的是湖盆萎缩早期的沉积，湖盆北东缘河控三角洲沉积体系发育，以分流河道与河口坝相沉积为主体的砂体大面积连片分布；长4+5油层组以三角洲平原相沉积为主，形成区域性盖层。长4+5期之后，全区进入了长3至长1期的河流、沼泽化沉积期。研究区位于盆地的中部，行政区划隶属陕西省延安市靖边县、吴旗县、定边县境内，构造上位于陕北斜坡的中西部，其具体位置为：北起郝滩，南到庙沟，西起王洼子，东至盘古梁，面积约5000km2(图2．1)。2．2地层划分与对比2．2．1地层发育概况研究区自上而下钻遇的地层有第四系、第三系、白垩系安定组、直罗组，侏罗系延安组、富县组以及三叠系延长组等。主要含油层系为三叠系延长组，其次为侏罗系延安组。延长统厚1000---1300m，与下伏纸坊组呈平行不整合接触，与上覆下侏罗统富县组亦呈平行不整合接触。表2．1鄂尔多斯盆地延长组地层划分一览表厚度系统组段油层组(m)侏罗系第五岩性段长10---240T3y5第四岩性段长2100．125上延T3y4长3100．110三长4+580．110第三岩性段长6115．135长T3y3叠长790．100统组长870—85系第二岩性段T3y2长990．120第一岩性段长10280T3yl～4v、／、^v、／＼，v^／＼，■“，、／＼^^v、／＼／、^v、／＼，v^／＼，v^／V中统纸坊组按照岩性、电性和古生物等特征，延长组通常划分为5个岩性段、10个油层组(表2—1)，即T3yl长石砂岩段(包括长10油层组)，T3Y2油页岩段(包括长9、长8油层组)，6J{J—IflllIIlJlIIIIlIIlllllllIlIlllII_1 第二章地质概况T3y3含油砂岩段(包括长7、长6、长4+5油层组)，T3y4块状砂岩段(包括长3、长2油层组)和T3y5瓦窑堡煤系(包括长1油层组)。2．2．2地层划分对比的方法本研究进行地层划分对比时，以现代地层学、沉积学理论为指导，以综合测井和录井资料为基础，以区域标志层为依据，由点到线，由线到面，逐井对比。地层划分对比的基本方法为：以综合测井和录井资料为基础，在全区选择12口评价井作为标准，以SN方向2排、EW方向2排井共4排井作为骨干剖面。具体划分原则为，首先寻找区域标志层，再寻找辅助标志层，先对比大段，再对比小层，旋回控制，并结合等高程、相变、侧向连续和下切砂体等。在砂层组和小层对比过程中，突出了沉积旋回及岩性变化规律的应用。其中主要利用声波时差、自然伽玛划分大层，利用自然电位、电阻率、感应、微电极曲线划分小层。2．2．3地层划分对比的标志陕北地区延长组普遍发育K0"-K9十个标志层，通过对测井曲线及岩芯分析，胡尖山一吴旗地区K1、K2、K3、K5四个标志层较为明显。其中K1标志层位于长7油层组中部，为一套湖相泥岩、(油)页岩、碳质泥岩或凝灰质泥岩，分布较稳定，电性特征表现为高声波时差、高自然伽玛、高电阻率、自然电位偏正等，本区只有少量井钻至该标油层组标志层自然伽玛声波时差感应电阻视电阻率井茎名称(GR)(AC)(RILD)(RT)(CAL)毒{奎奎午。耋t≮≮≮广长4+5。K5{一专§}?}2毛：长4+5，；：争芗争Fe三害，‘7‘了≥—一-：-·一j芒：￡一：一一—孑妻=妻=、长6，善至{每，—=5．j已二己K3‘￡坌—一长q萋j’善>专一■k=』鱼K2t!皇(芝手产f≥&7亨>P亨苫、≮长7Kl—∑亨—叠尹一手≥．多。之一—————l≮———●_‘<．图2-2胡尖山一吴旗地区三叠系延长组主要标志层特征志层；也标志层位于长6油层底部，作为长6与长7油层组的分界，大部分井钻至该层位，全区分布稳定，是一个较好的标志层；K3标志层位于长6油层组中部，为长63与7 西安石油大学硕士学位论文长62之间的分界，同样为凝灰岩或凝灰质泥岩，厚度1"-'2m，测井曲线表现为指状高时差、高伽玛、低电导等特征；K5标志层位于长4+5油层组的中部，本区为一套碳质泥岩，电性特征表现为高时差、高电阻，与长4+5泥质岩相连，表现为典型的“细脖子”特征(图2．2)。2．2．4长6油层组岩性及电性特征采用上述地层划分原则和对比方法，对研究区250余121探井和评价井的长6地层进行了反复对比，得到长6油层组地层总厚度为115～145m，平均为125m左右，自下而上发育3个逆旋回的沉积序列，相应地划分为长63、长62、长6l三个油层亚组，各油层亚组的岩性及电性特征如下：(1)长63油层亚组由灰色、灰绿色细砂岩、粉．细砂岩、钙质砂岩与灰黑色泥岩、粉砂质泥岩互层组成，夹薄层凝灰岩、泥灰质泥岩，厚度一般为35～50m，平均45m左右，底部以K2标志层与长7油层组分界，顶部以K3标志层与长62油层亚组为界。泥岩页理发育，见鱼鳞化石。凝灰岩尽管厚度不大，但岩性特征明显，且在电性上表现为具尖齿状大井径、高声波时差、高自然伽玛等特征。(2)长62油层亚组岩性为灰、灰绿、灰褐色细砂岩、粉．细砂岩夹灰色、灰黑色泥岩、粉砂质泥岩，泥岩中通常含一定量的粉砂质或砂质，发育垂直虫孔，层面常见植物叶片及茎干化石，厚度一般为30～50m，平均40m左右，底部以K2标志层与长63油层亚组分界。(3)长6l油层亚组厚度一般为30～50m，平均42m左右，岩性主要为灰、灰绿色细砂岩、粉．细砂岩夹灰黑色泥岩、粉砂质泥岩、碳质泥岩。泥岩中发育垂直虫孔，层面常见植物茎干化石。2．3构造特征研究区位于位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部偏西(图2．1)。根据前人的大量研究，该斜坡形成于早白垩世，为一个由东向西倾斜的大型平缓单斜，倾角仅为l～0．50。在该斜坡上发育一系列由东向西倾没的低幅度鼻状隆起构造，规模大小不一，隆起幅度2～10m。为了准确反映研究区长6油层组各油层亚组的构造面貌，精细描述该区长6油层的构造形态，本次研究我们在精细地层划分对比的基础上，以10m为间距绘制了长6l、长62、长633个油层亚组的顶面构造图(图2．3～图2．5)。由顶面构造图可以看出，研究区3个油层亚组的构具有继承性的特点，它们均与区域构造一致，总体上表层发育，平均坡降为6m／Km左右。在西倾单斜的背景 第二章地质概况形成的鼻状隆起，但隆起幅度较小，一般小于lOm。主要的鼻状隆起位于西部的元7仁A4井一线，轴向近于E—w向，轴长约25km，鼻状隆起的起伏形态与倾没方向与斜坡的倾向近于一致。 西安石油大学硕士学位论文：粤害胤蛙翩爿鼍F齿矧蛙图2．5长63油层亚组顶面构造图10 延长组在鄂尔多斯盆地稳定沉降和坳陷持续发展过程中堆积的以河流一湖泊相为特征的陆源碎屑岩系，记录了该湖盆从形成、发展到萎缩的全部过程。上三叠统延长组沉积时期，鄂尔多斯盆地具面积大、水域广、深度浅、地形平坦和分割性较弱的特点(曾少华，1992)。湖盆四周发育有伊盟隆起、晋西挠褶带、渭北隆起和西缘冲断带等古陆，因而物源供应充沛，沉积厚度较大。盆地轴向呈Nw—SE向，湖盆沉积中心在北纬380线以南，相带分布略呈环带状，其中西南缘湖岸线在石沟驿一平凉一永寿一带，沿湖岸线发育近源近岸水下扇沉积。北部湖岸线在乌审旗—靖边一横山一子洲一带，沿湖岸线发育一系列强烈向湖方向推进的湖泊三角洲沉积，湖盆形态不对称，呈西陡东缓(《中国石油地质志(卷十二)》，1992)。据长庆油田公司研究院近年来的研究成果，围绕湖盆北部、东部和东南部边缘，依次发育有盐池、定边、吴旗、志丹、安塞、延安、富县和黄陵等9个规模较大的湖泊三角洲(图3-1)，与西南部的水下扇沉积略呈对称分布。意图(据长庆油田研究院资料)ll 西安石油大学硕士学位论文长1旺长8油层组沉积时，湖盆一直处于下沉状态，至长7油层组时达到最大深度，湖泊发展达到鼎盛阶段，深湖相沉积广布，成为鄂尔多斯盆地中生代的重要生油环境。长6期湖盆开始收缩，沉积补偿大于沉降，为湖泊三角洲建设的高峰期。长4+5期，长6期形成的许多大型三角洲发生平原沼泽化。长2+3油层组沉积期，湖盆进一步收缩，三角洲进一步平原沼泽化，发育了以曲流河和辫状河为特征的河流相沉积体系。从长2到长1期，湖盆萎缩并逐渐衰亡，至长1期结束，湖盆抬升出露地表，全区大面积平原化及沼泽化，随之结束了延长组的沉积过程。3．2沉积相研究3．2．1主要相标志(1)岩石类型及其组合根据对地表露头和近20口取心井的岩心观察，本区长6油层组岩性主要为一套细砂岩、中细砂岩、粉砂岩与泥岩、炭质页岩、粉砂质泥岩的交互沉积。其中砂岩、粉砂岩主要呈灰、灰绿、灰褐色，碎屑成分以长石为主，其次为石英、岩屑(以变质岩岩屑为主)、云母和少量的重矿物，呈次圆～次棱角状；填隙物以自生矿物为主，杂基含量较少，具成分成熟度较低、结构成熟度较高的特点。(2)原生沉积构造原生沉积构造是沉积时水动力条件的直接反映，可提供沉积介质的性质和能量强弱，因此也是判断沉积相的重要标志之一。根据对地表露头和新4、新8、新17、新35、新38等取心井的岩心观察，研究区长6油层组中发育丰富的沉积构造，包括层理构造、冲刷一充填构造、生物构造等。细砂岩、粉砂岩与泥岩薄互层中常发育水平层理、砂泥韵律层理、变形层理等。泥岩、粉砂质泥岩、炭质页岩中主要见水平层理及块状层理。沉积构造序列反映长6油层组具有牵引流和波浪共同作用的特征，沉积环境位于近岸地带。(3)沉积韵律本区长6油层组在纵向上表现为从长63到长62粒度向上变粗，长6l以上向上变细的韵律特点。正韵律层底部常发育规模不等的冲刷面，冲刷面上充填下伏地层形成的泥砾，反映河道水流速度较快，具有较强的冲刷能力。(4)砂岩的粒度分布特征研究区长6油层组砂岩概率累积曲线可见三段式和两段式两种类型，其中由跳跃和悬浮两个总体组成，分选中等，细截点在3"-'4．5m之间。三段式由牵跃和悬浮三个总体组成，以跳跃总体为主，分选中等，牵引总体含量2～4％，差，粗截点在1．3"-'1．61I)之间，细截点为3．5①左右。两种类型的跳跃总体多表两个次总体组成，反映流水和波浪作用共同作用的特征(图3．2)。12 第三章沉积微相研究图3-2长6油层组砂岩粒度概率累积曲线特征(5)古生物化石本区长6地层中所见生物化石种类不多，主要含丰富碳化植物碎屑，可见较完整的新芦木，偶见宏观藻类、鱼鳞等化石。生物遗迹化石常见虫孔。古生物化石反映本区长6油层组沉积环境为冲积平原～湖泊近岸地带。(6)砂体形态砂体的几何形态也是重要的沉积相标志之一，不同成因的砂体往往具有不同的几何形态。根据对本区长6油层组各亚组钻井剖面的对比结果分析，可以看出，其砂体在剖面上多呈顶平底凸的透镜状，平面上多呈宽条带状、网状，反映出河流或水下分流河道沉积的特点。3．2．2测井相类型及其对沉积相的响应(1)岩一电关系的建立通过对区内多种测井资料与岩心资料、录井资料的对比分析，自然电位、自然伽玛测井对岩性的反映较为灵敏，其形态和幅度反映了地下岩石的粒度和泥质含量。声波、电阻率测井对砂、泥岩的反映不明显，但对某些特殊岩性，如油页岩、煤层、斑脱岩层的反映比较敏感。因此，在实际工作中主要选择自然电位、自然伽玛曲线，适当参考声波、电阻率曲线分析地下岩性。．(2)测井相类型通过对区内近20口探井(评价井)的岩一电关系的研究，在本区延长组地层中识别出7种能反映沉积特征的典型测井相类型：箱形、齿化箱形，钟形、齿化钟形，漏斗形，指形，齿形(图3．3)。 西安石油大学硕士学位论文SP(mv)岩性削面GR(API)SP(mv)岩性剐面GR(API),卅1910——，≥<＼<··一一=：刁亨。一7sl卜+I．．．1；、．．l≯1920一未}六咿·l···)‘、1930一≥J≤i--一lC+＼A一箱形瓤井相(新35井)肛钟形及箱形一钟形组合jI!c井相(新17并)SP(mv)者性剖面GRfAPI)SPfmv)岩牲鲥面RtfOm)”，)——一·一<=>●●●●I1．O×10。3¨m2的样品小于20％(图4．3)。分单井小层统计，研究区34V1取心井长6油层组各亚组的平均孔隙度属于低．特低孔隙度，平均渗透率属于特低一超低渗透率(表4．4、图4．3)，表明储层物性总体较差。岩心分析结果表明，在长6油层组的3个亚组中，长6l、长62亚组物性相近，而长63亚组的物性则明显比长62、长6l亚组差(表4．3、图4．3)。30．长§N=478425誉20删，：缸lb10aO0246810121416孔隙度(％)30长625N=478420琶15咖加10aO80粗喉道>3．0中孔隙80—50中细喉道3．0～1．0小孔隙50～10细喉道1．0～O．5细孔隙10—0．5微细喉道0．5～O．2微孔隙<0．5微喉道<0．235 西安石油大学硕士学位论文43．5童3i靶2·5*2捌▲警1．5中孔中翟喉▲▲露斗1▲小孔警·．：．·主砌8堡◆◆◆◆◆◆▲’▲．0．5J、毽微粤堠-誓p●晶·寥O■●’■l020406080100平均孔隙直径(jan)图4．8胡尖山一吴旗地区长6油层组储层孔隙结构类型各种分析结果表明，本区长6油层组储层的孔隙结构类型主要为小孔微细喉型，其次为小孔细喉型、中孔细喉型，含少量的中孔中细喉型。研究发现，本区长6油层组砂岩孔隙结构具有以下特点：1)喉道一般呈正偏态、粗歪度，孔隙呈负偏态、细歪度。随着储层物性变差，喉道主峰值向细喉道方向移动，而孔隙主峰值基本不变，说明渗透率主要决定于大喉道的数量。2)物性随喉道分选变好而变差，歪度变粗而变好，具有低渗透储层的典型特征。4．4储层非均质性分析储层非均质性是指表征储层特征的参数在空间分布上的不均匀性。储层非均质性是储层的普遍特性，是直接影响开采效果的主要地质因素，因而评价储层的非均质性成为储层表征的重点和目标之一，受到开发地质工作者和油藏工程师的广泛关注。4．4．1层内非均质性(1)渗透率韵律变化通过对全区50余El取心井的物性分析结果，可以看出，研究区长6油层组单砂体内部渗透率变化规律不明显。(2)渗透率非均质性参数常用来表征层内非均质程度的参数有：渗透率变异系数(Vk)：“：型圣!竺竺：尘突进系数(Tk)：Tk=X—K五=堕级差(Jk)：Kmill 第四章长6油层组储层特征(式中：K一平均渗透率；K一一最大渗透率；Kmin一最小渗透率；n一样品数)对研究区长6油层组取心较系统的20余口井的多个单砂层的渗透率非均质参数进行了统计计算，从计算结果可以看出，本区长6油层组储层的层内非均质性较强，主要呈强～中等非均质型(表4．8)。由测井资料计算的状况与岩心分析计算结果相似。(3)层内夹层层内夹层为分散在砂层(油层)内的相对低渗透层或非渗透层，厚度为几厘米到几十厘米。根据对取心井的岩心观察和砂岩样品的薄片鉴定及扫描电镜分析，本区长6砂体内存在两种类型的夹层，一种为泥质夹层，岩性为泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩，另一种为物性夹层，为成岩胶结作用形成的致密胶结带，岩性为钙质细砂岩、钙质粉砂岩等。表4．8胡尖山一吴旗地区长6油层组储层非均值参数表层最小最大平均变异突进夹层非均质样品井号级差位(10’3lain2)(10‘3岬2)(10’3Inn2)系数系数数程度数塞510长61O．051．69O．6531．10．882．61中等51塞261长6l0．069．200．60164．42．3015．33强65塞262长610．063．680．7360．40．795．12强76塞263长6l0．0515．830．52317．93．130．34强97塞326长6l0．071．38O．4820．8O．572．9O中等65塞388长6l0．053．030．6158．20．915．02强l15吴420长6l0．059．071．08201．61．048．42强212杨115长6l0．083．05O．5338．10．605．83中等124新231长6lO．051．390．3426．OO．804．13强41元120长6l0．050．850．3217．10．4l2．63l强49元125长6l0．059．691．77193．8O．805．51强5l元87长6l0．052．590．2851．21．4l9．42强43吴48长6l0．205．571．3227．9O．814．2l中等31吴56长61O．102．280．3822．81．1l6．Ol强42吴62长610．12．90．829．O0．943．7l中等38吴72长6l0．283．391．3812．10．622．9l中等42吴73长6l0．3211．42．4935．60．794．6l中等53由于取心井资料有限，而测井资料却较普遍。因此，为了研究砂体内部夹层的分布，我们采用岩心刻度的方法，利用测井资料来识别上述两类夹层。在研究区长6油层组的砂体中，两类夹层在微电级、自然电位、声波时差等测井曲线上具有明显的响应，其特征见表4．9、图4．9。夹层的分布特征一般用夹层频率和隔夹层密度这2个参数来衡量。夹层频率是指单位地层厚度上夹层的层数(单位：个／米)；夹层密度是指夹层厚度占地层厚度的百分比(％)，同时，根据钻遇率的大小可反映夹层在平面上分布连续性和稳定性。采用上述夹37 西安石油大学硕士学位论文层划分标准，经过对研究区取心井中夹层数据的分析研究，本区长6油层组中平均夹层密度为7．5％，平均夹层频率为：0．09个／米，以物性夹层更为常见。表4-9各类夹层测井响应特征夹层类型岩性测井响应特征微电位、微梯度、侧向电阻率呈泥岩，砂质泥岩，泥质粉砂岩、粉泥质夹层低值，自然电位幅度下降，自然伽砂质泥岩等；马呈高值，声波时差高值。粉砂岩、细砂岩、粉一细砂岩和微电位曲线、微梯度曲线呈高值物性夹层中一细砂岩，钙质泥岩，以及胶结致密的钙质细粉砂岩等；尖峰状，声波时差为低幅异常。塞326—RMLo．1渗透率l留0’叫’l,oSPRMNGRACIIII|lil}rIIl上一>争=：乏厂、-一-．’．，，。。，．>r：f。一—一＼。芦一7{《’三—===——一一L之1950-≮‘≥警夕71955兰==·—!!}d7堇2=。——一一，≯19仔========二一量。=主‘■一，、；o一=，1965；2———==一一．》。二》夕≮1975．．．．一一-、(=：———一擎。萋．、．≯。，一一。7＼1985c：≥。一．．．．、、，，3夕‘：---．．Q90_√+少》：：·‘：：二∥2000--·：：。(。j．)2005；!二一c==关：眦，，f一：二≯j2015L～t．、弋。《量j、≯：≥)============E三二]臣苫圃泥质步层钙晒土譬图4-9各类夹层的测井响应特征4．4．2层间非均质性层间非均质性是指砂体之间的差异，包括层系的旋回性、砂层间的渗透率非均质程38 第四章长6油层组储层特征度、隔层分布及层间裂缝特征等。层间非均质性主要受沉积相的控制。研究区长6油层组长63～长6l三个亚组之间均分布有厚度较大、且分布较为稳定的泥岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩隔层所分隔，’．这些隔层对油水的上下渗流可以起到较好的隔挡作用。(1)砂体发育状况以长6l亚组砂体最为发育，砂体钻遇率高，钻遇率为96．7％，砂体厚度普遍较大，一般为10-一30m，钻遇井的砂体平均为19．3m，最大可达43．3m(吴433井)，平均砂地比为O．43。其次为长62亚组，砂体钻遇率为90．9％，砂体厚度～般为8-30m，钻遇井的砂体平均厚17．1m，最大厚度为48．6m(A4井)，平均砂地比为0．39。长63亚组砂体发育较差，砂体钻遇率只有82．4％，砂体厚度较小，一般为5～25m，钻遇井的砂体平均厚度为13．4m，平均砂地比仅为0．24(表4．10)。表4．10胡尖山一吴旗地区长6油层组测井解释砂体厚度＼＼参数亚细＼砂体钻遇率砂体最大钻遇井砂体平均砂地比统计(％)厚度(m)平均厚度(m)(％)井数长6382．440．213．424．4108长6292．848．617．139．4208长6196．743．319．342．8242(2)油层发育状况本区长6油层组油层主要发育在6l亚组，统计189口井，油层钻遇率达67．7％，油层厚度一般为5—20m，最大厚度可达32．4m，钻遇井的平均厚度为9．6m，油砂体呈较宽的条带状(图4．10)。长62亚组油层发育相对较差，其钻遇率为48．2％，油层厚度一般为3～15m，最大厚度为38．7m，钻遇井的平均厚度为8．6m，油砂体呈窄条带状(图4．11)。长63亚组油层发育最差，统计的76口评价井中，仅有25口井钻遇油层，钻遇率仅为32．9％，钻遇井的平均厚度为7．7m(图4．12)。表4．11胡尖山一吴旗地区长6油层组测井解释油层厚度＼参数亚组＼油层钻遇率油层最大钻遇井油层统计(％)厚度(m)平均厚度(m)井数长6332．925．17．776长6248．238．7—8．6137长6l67．732．49．6189(3)储层物性岩心分析及测井解释的结果表明，纵向上长63～长6l三个亚组的储层物性存在一定的差异不大，表现为长6l亚组物性最好，测井解释的孔隙度平均为11．9％，渗透率平均为0．39×10。3rtm2；其次为长62亚组，孔隙度平均为11．2％，渗透率平均为0．33×10‘3um2；长63亚组物性最差，孔隙度平均为10．9％，渗透率平均为0．26×10。“m2：。通过对8012139 田倒圈JI舻圈地轧固U野心’仉缱田倒圈井位n—I．．．．．．．．．．．．一地名固■埋■鹰瞢僵垃图4．1l胡尖山一吴旗地区长62亚组油层厚度等值图井的测井解释渗透率结果分析，其单井单砂层之间的渗透率变异系数为0．2～1．8，平均为O．45，突进系数为1．2～5．4，平均为1．9，渗透率级差为1．2～35，平均为6．5，表现为中等强度的非均质性。 第四章长6油层组储层特征■倒图井位囤地名4．4．3平面非均质性储层平面非均质性是指砂体的几何形态、连续性、连通程度、砂体孔隙度和渗透率的平面变化及方向性等。平面非均质性直接关系到开发过程中开发井网的布置，注入剂的平面波及效率及剩余油的平面分布。(1)砂体几何形态研究区长6油层组为三角洲相沉积，储层主要为水下分流河道砂体，砂体延伸与物源方向一致，砂体几何形态沿古水流方向呈NE_一SW方向的条带状分布。由于长63期为三角洲体系的早期建设阶段，水下分流河道的发育相对较差，砂体在平面上呈窄条带状，连通性较差。从砂体厚度等值图看，研究区发育4条三角洲前缘水下分流河道，呈NN—SW向展布，分流河道之间为水下分流间湾所分隔，这些分流河道在北部呈孤立状分布，向南逐渐汇合、分叉，呈网状分布。长62亚组的砂体展布特征与长63亚组相似，但水下分流问湾的规模有所减小，水下分流河道的规模相对增大。研究区大致发育5条三角洲前缘水下分流河道砂体，呈NE—SW向或N—S向展布，之间被水下分流间湾分隔，这些砂体频繁地汇合、分叉，在平面上组成网状砂体。长6l期是本区三角洲体系建设的高峰阶段，水下分流河道沉积的范围继续增大。研究区大致发育5条三角洲前缘水下分流河道砂体，呈NE—Sw向或近N-一S向展布，使41 西安石油大学硕士学位论文得长6l亚组水下分流河道砂体的范围及厚度均大于长62亚组。(2)储层物性的平面变化从各亚组孔、渗平面等值图可以看出，孔隙度、渗透率的分布主要受沉积微相的控制，呈现一定的方向性，相对的高孔、高渗带一般平行古水流方向分布。(图4．13～图4．18)。(3)含油性的平面变化根据测井解释结果，砂体的含油状况也存在差异，长63亚组表现为西南部含油性较好，东部的含油性较差(图4．12)；长62亚组表现为东部的含油性好于西部(图4．11)；长6l亚组则在东、中、西部均发育油层(图4．10)。上述结果表明，原始沉积作用是影响长6油层组储层砂体发育、物性和含油性的主要因素，因此，寻找砂体发育带是下一步勘探的关键。图4．13胡尖山一吴旗地区长63亚组储层孔隙度等值图42 第四章长6油层组储层特征图例圈帅田蚧固||圈倒圈”f■田地靠固‰虚f等位喳43 西安石油大学硕士学位论文圈帅圈舭囡～图4．16胡尖山一吴旗地区长62亚组储层渗透率等值图圈忡团龇囝～图4-17胡尖山一吴旗地区长6l亚组储层孑L隙度等值图 第四章长6油层组储层特征图倒圈J}f^圈地Z固§，●中‘々位喳4．5储层的敏感性分析4．5．1储层潜在伤害因素分析(1)骨架颗粒特征与储层伤害的关系碎屑颗粒是构成碎屑岩储集层储集空间的框架部分，它的成分、形状、大小对油(气)流态或驱替流体的流态有直接影响。研究区长6油层组储层碎屑成分主要是长石、石英、岩屑，其中变质岩、沉积岩、黑云母和绿泥石化黑云母等化学和物理性质不稳定的软碎屑占5％．20％左右，性质较稳定的长石在40％左右，而性质稳定的石英含量较低。不稳定的岩屑(云母片岩、绿泥石片岩、)中含有大量的云母类矿物，风化程度较深的长石为高岭石、绢云母交代。这些云母类矿物和碎屑云母，特别是经成岩作用引起变形和蚀变后的云母碎屑，常类似于砂岩中粘土的性质。砂岩中云母矿物在地质历史时期因水化作用导致云母水化膨胀，减少孔喉空间，在钻井和完井过程中遇不配伍的高pH值流体或在酸化增产措施中，因酸蚀作用可以导致云母的部分蚀变或完全蚀变，至使边缘膨胀，弯曲应力使颗粒边缘破碎而产生微粒堵塞孔喉，严重时可能发生解体，产生分散运移；白云母和黑云母发生水化，其边缘呈发散状，并具膨胀性；水化的云母具一定的水敏性，并释放微粒。若这些云母存在于孑L隙边缘或孔隙中，则更易产生水敏。黑云母易绿泥石化，或被黄铁矿交代。白云母不易被HCl溶解，与HF酸作用可以形成K2SiF6和KaAIF645 在外来流体中的裸露程度对是否造成该类矿物的敏感性伤害影响很大。杂基和胶结物的结构特点，对油气储集层物性和流体流态以及储集层敏感性的影响各异。一般说来那种具隐晶致密或嵌晶状胶结特点的储集层(高含碳酸盐胶结物的砂岩)，其物性本来很差也不具备储集能力，对油气层影响不大，而胶结物具薄膜状或栉壳状胶结特征的储集层，其敏感性则极为突出。 第四章长6油层组储层特征研究区长6油层组储层含有少量自生粘土矿物，它们以绿泥石、伊利石为主，其次为伊蒙混层矿物，高岭石含量最低。黑云母作为碎屑矿物，常发生绿泥石化，同样可以起到粘土矿物的作用。除了自生的粘土矿物外，储层砂岩中还普遍含有碳酸盐矿物(方解石、铁方解石、铁白云石等)，其平均含量一般在5％以上，局部可高达10．30％。由于成岩自生矿物产出一般粒径很小(<201am)，多数都位于孔喉处，它们必然优先直接与地层内的流体或入井流体接触，直接反映出地层的敏感性。所以地层的敏感性类型和敏感性程度很大程度上取决于自生矿物(或敏感性矿物)的种类、含量和分布状态。A水敏(性)矿物是指储集层中与水溶液作用，从而产生晶格膨胀或分散堵塞孔喉并引起渗透率下降的矿物，此类矿物一般具有阳离子交换容量较大的特点。如蒙脱石阳离子交换容量每lOOg为80""150毫克当量。如果水溶液中阳离子的类型和含量(即矿化度)不同，那么其阳离子交换容量和交换后引起的膨胀、分散、渗透率降低的程度也不同，所以也有“盐敏矿物”之称。其实水敏矿物仅是水溶液中矿化度为最小(即淡水)时的一种特定称呼。研究区长6油层组砂岩储层中不含膨胀性矿物蒙脱石，伊／蒙馄层矿物中蒙脱石膨胀层含量低(10％左右)，虽然含量不高，具有较弱的膨胀性，但由于它们多位于喉道处，也可能对储层造成伤害。杂基中的细分散粘土、水化的云母、长石表面的绢云母和高岭石均可形成水化膨胀。由于水化膨胀，最终导致矿物结构解体而发生颗粒分散运移。B酸敏矿物和碱敏矿物a硅酸盐矿物的酸敏和碱敏研究区长6油层组储层砂岩中黑云母含量高，大量绿泥石化的黑云母和各类硅酸盐矿物，它们可能与酸作用形成Fe(OH)2、Si02和氟化钙沉淀物。虽然绿泥石为高铝的种类，但它们与酸作用后也可以形成SiOz沉淀物。在酸敏矿物中与酸反应的硅酸盐矿物(长石类、沸石类矿物)和氧化硅矿物(石英、蛋白石)等，可能生成CaF2沉积物。若在强碱性(pH>12)介质中粘土矿物将产生新的硅酸盐沉淀物和硅凝胶体堵塞孔喉。所以针对强碱性条件能产生沉淀物损害渗透率的矿物也称之为“碱敏矿物”。长6油层组储层中含有细粒的石英、长石和胶体状态的粘土物质，它们在强碱性介质中可能形成CaF2、新的硅酸盐沉淀物和硅凝胶体堵塞孔喉。这类矿物是固井设计方案中应予以考虑的，但因为固井水泥浆滤液的pH值都很高，而且很难降低，所以在钻井液中一般先采用相应的暂堵技术，使高pH值液体尽量少进多出，以防止地层伤害。b碳酸盐矿物的酸敏根据长6油层组储层砂岩物性分析资料，储层砂岩中普遍存在碳酸盐，含量变化不定，镜下观察表明，碳酸盐自生矿物主要为(铁)方解石和(铁)白云石，产出状态有充填孔隙、交代和嵌晶状(当含量大于10％时)，结晶大小可以是泥晶、微晶，经重结47 西安石油大学硕士学位论文晶为粉晶、细晶、中晶、粗晶、巨晶，晶体形态为自形或它形。碳酸盐矿物引起地层损害的方式主要为HF酸敏，含铁碳酸盐矿物可引起HCI酸敏。碳酸盐矿物的酸敏有双重性，它们形成难溶的沉淀物堵塞喉道，造成储层伤害，另一方面是它们的溶解会扩大孔隙和喉道，使渗透率提高，改善储层的物性。综上所述，长6油组储层中存在有碱敏和酸敏矿物，在一定的条件下，有可能造成储层的伤害。c速敏矿物是指在储集层中，因流体流速过高，甚至水化膨胀产生细分散的粘土矿物，以及杂基中胶结不紧的微粒，包括碎屑粘土矿物，或者酸蚀后释放出的残余微粒形成了分散运移和微粒运移损伤渗透率的矿物，如高岭石、毛发状伊利石、固结不紧的微晶石英等。长6油层组砂岩的杂基中存在有胶体泥质微粒，碎屑颗粒中有固结不紧的细微粒石英和长石，胶结物中又存在结构不紧密的伊利石和高岭石，当入井流体流速和压力变化时，极易发生微粒运移。尤其是这些物质在淡水、酸碱的作用下发生了结构的变化时，微粒运移将更加强烈。(3)储层的孔隙结构对储集层伤害的影响1)长6油层组储层孔隙特征和储层伤害的关系由于压实作用强烈、高含胶结物，长6储层孔隙度、渗透率很低。孔隙以小的粒间孔和剩余粒间孔为主，占孔隙类型的60％～80％以上，其次为长石和岩屑的溶孔(20~30％)及少量的晶问孔及裂隙孔。粒间孔的最大孔径不超过1009m，平均约为20～509m，且孔隙度平均值在12％左右，属于低孔隙度和小孔隙储层，孔隙中充填有自生的绿泥石、伊利石和杂基，它们的充填量不超过孔隙体积的四分之一，但由于可能发生的以上伤害，会使储层完全丧失渗透率。孔隙的配位数低，喉道细而短，一旦发生水化膨胀和微粒运移，将使渗透率大大降低。2)长6油层组储层喉道结构、类型与储层伤害的关系喉道是两个孔隙间连通的狭窄部分或者两个较大孔隙之间的收缩部分。每一条喉道可以连通2个孔隙，而每一个孔隙至少可以和1条以上的喉道相连接，最多的可以与6至8条连通。然而，控制储层渗透性最主要的是主流喉道，以及主流喉道的形状、大小及和孔隙连通的喉道数目(孔隙配位数)。砂岩骨架颗粒的形状(表面结构、圆度和球度)会影响孔喉壁的粗糙度，分选和磨园不好的颗粒常使喉道变得粗糙曲折，直接影响油气流的渗流状态。长6油层组储层的孔隙配位数低、一般为O．2个，很少超过34个，没有主流喉道，控制孔隙体积的喉道和对渗透率贡献值大的喉道分布在1～O．1pm之间，由于碎屑颗粒的表面较为粗糙，喉道弯曲，因而储层渗透率低，一旦发生水化膨胀和微粒运移，将使渗透率大大降低。因此喉道的结构和特征同样是储层发生伤害的一个重要因素。根据铸体薄片的观察研究，碎屑颗粒的分选、磨圆较好，岩石压实程度高，颗粒定 第四章长6油层组储层特征向排列，喉道类型多为片状或弯曲片状，因此其储层孑L隙结构以小孔微细喉型，在发生微粒运移时，在喉道处常因微粒迁移速度降低而沉积下来堵塞喉道。由于研究区长6储层的喉道中值大多在ll,tm以下，伊利石和伊／蒙混层矿物粒径为2-31．tm，高岭石为1-2pm，因此粘土矿物微粒和固相颗粒可通过单微粒堵住孔El式和多微粒孔口架桥式损害储层。而分散的杂基、破碎的粘土矿物碎片和由于酸敏和碱敏形成的微粒，它们的直径大小也多在llam或11．tm以下，因此分散运移和膨胀可对储层储层造成极大伤害。4．5．2储层伤害的室内评价(1)水敏及盐敏试验结果1)水敏试验结果根据对研究区4口取心井7个样品的水敏试验分析结果，本区长6油层组储层主要表现为中等偏弱水敏到弱水敏的性质(表4．12)。地层水无离子水样品深气体渗透率孔隙度水敏水敏井号层位渗透率渗透率度(m)／xlO一31．11112／％指数程度xlO‘3pm2×10—3岬21950．45长6l0．15712O．01450．00940．352中等偏弱塞3262005．36长630．18210．30．026l0．01550．407中等偏弱1883．5长6lO．7513．60．197O．1190．42中等偏弱塞2621894．1长6l1．4414．40．5640．438O．22中等偏弱塞2631854．22长6l1．5716．20．220．138O．37弱水敏冯1051783．73长611．1912．10．2220．1530．31中等偏弱1831．9长6l1．2111．40．3970．3190．2弱水敏表4．12长6油层组储层水敏试验分析结果表2)盐敏试验结果本次研究共进行了7个长6油层组储层样品的盐敏实验，实验结果见表4．13。从表4．20中可见，研究区长6油层组储层绝大部分为弱盐敏储层。样品深气体孔隙度地层水无离子水临界盐盐敏程度井号渗透率渗透率渗透率10’3lam2度(m)10。3岬2％10～岫250％25％度mg／L评价1950．450．21913．20．0204O．01980．014529400弱盐敏塞3262005．360．1969．90．0070．0060．005129400弱盐敏1883．50．75213．60．1970．1830．179>12000弱盐敏塞2621894．11．4414．40．5640．6670．585>2000弱盐敏塞2631854．221．5716．20．220．2120．19>2000弱盐敏冯1051783．731．1912．10．2220．2230．21725000弱盐敏1831．91．2l11．40．3970．4420．404>2000弱盐敏表4．13长6油层组储层盐敏试验分析结果表(2)速敏试验结果本次研究共进行了7个长6油层组储层样品的速敏试验，速敏试验条件：趋替液体为地层水，矿化度11．4％，试验温度49。C，试验结果见(表4．14)。试验结果表明，研49 西安石油大学硕士学位论文究区长6油层组储层大部分为弱速敏储层，部分为无速敏储层。表4．14长6油层组储层速敏试验分析结果表样品深气体渗透率孔隙度临界流速损害速敏速敏井号层位度(m)xlO’39m2％(m／day)率％指数程度1950．45长6l0．19512．60无速敏塞3262005．36长630．17210．50无速敏1883．5长6l0．56513．523．0315．1l0．15弱水敏塞2621894．1长6l1．4913．335．739．94O．1弱水敏塞2631854．22长6l2．0316．89．0916．90．17弱水敏1783．73长6l1．211．98．628．850．29弱水敏冯1051831．9长611．3311．818．517．750．18弱水敏(3)酸敏试验结果本文共进行了7个长6油层组储层样品的酸敏分析，试验酸液均为盐酸，其浓度为15％，试验温度49℃，注入体积倍数为0．68～1．01，分析结果见(表4—15)。从试验数据可见本区长6油层组储层普遍存在一定程度的酸敏。酸敏程度与注入酸液浓度、注入酸液体积关系不大。试验结果与本区长6油层组储层中富含含铁矿物(云母、绿泥石、铁方解石、铁白云石等)的结论一致。表4．15长6油层组储层酸敏试验分析结果表地层水酸后地层样品深气体孔隙度渗透率酸敏酸敏井号层位渗透率酸液水渗透率度(m)％×lO：31,t．mxlO。心指数程度×10。gm21950．45长610．22913．1O．03640．02260．379中等偏弱酸敏塞3262005．36长630．3910．10．0070．00610．128弱酸敏1883．5长6IO．62130．2720．194O．29弱酸敏塞2621894．1长6l1．53140．711HCl0．6410．1弱酸敏塞2631854．22长6l1．7716．70．149O，137O．08弱酸敏1783．73长6l1．2411．90．19950．00970．95强酸敏冯1051831．9长6l1．4111．60．5220．0074O．99强酸敏4．6长6油层组储层分类、评价4‘1锌卷两评价寡黼(1)砂岩粒度：岩心观察和物性分析结果表明，研究区长6油层组储层以细一极细砂岩为主，含少量的中．细砂岩、粉．细砂岩，一般情况下，砂岩粒度越粗，物性与含油性越好。50 第四章长6油层组储层特征(2)储层物性：以孔隙度、渗透率、面孔率作为评价储层的主要参数。(3)储层微观孔隙结构参数：包括排驱压力、最大连通孔喉半径、中值压力、中值半径、平均孔喉半径、孔喉分选性、孔喉组合等参数。(4)孔隙类型：选择粒间孔隙、可识别溶蚀孔隙(主要为长石、岩屑溶孔)、晶间微孔隙的相对含量用以代表储层的孔隙类型。分析结果表明，粒间孔隙具有较好的连通性，溶蚀孔隙(尤其是粒内溶孔)连通性变差，而晶间孔隙比例较高将影响储层质量。4．6．2分类及评价结果(1)储层分类根据上述分类评价参数，将研究区长6油层组储层划分为以下四种类型，即I类(好)储集层、II类(中等)储集层、III类(差)储集层、IV类(极差)储集层(表4．23)，各类储集层特征如下：I类(好)储集层：为本区长6油层组物性最好的储层，其孔隙度一般大于12％，渗透率大于1．OxlO。3“m2；岩性一般较粗，多为细砂岩、中一细砂岩，孔隙主要为粒间孔、粒间溶孔，孔隙间的连通性100‘00好；毛管压力曲线特征表现为排驱压力、中值压力低，分别小于0．5MPa和5．0MPa，最大连通孔喉半径大于1．5“m，中值喉道半径大于0．39m，平均孔喉半径1．oo大于O．59in，优势孔喉半径较粗，一般大于1．Ogm，孔0．10喉分选系数>2．0，孔喉分布主要呈单峰正偏态细孔喉型，孔隙结构类型属中孔细喉型、中孔中细喉型，毛管1008060sI小)4020o压力曲线具明显平台(图4．19)。图4．19I类储层毛管压力曲线特征图II类(中等)储集层：孔隙度10～15％，渗透率为(O．5～1．O)×10一gm2，岩性主要为长石细砂岩、极细砂岩，孔隙类型仍以粒间孔、粒间溶孔为主，孔隙间流通性较好，孔 西安石油大学硕士学位论文喉分布多呈分散型，部分呈单峰正偏态细孔喉型，孔隙结构100类型主要为小孔细喉型、小孔微细喉型，毛管压力曲线特征表现为排驱压力较I类储集10层大，一般在0.4-1.0MPa之E间，中值压力一般在3.0-10.0MPa，孔喉半径中等，最大连通孔喉半径为1.0-2.5阳，中值孔喉半径。10.15-0.4阳1，平均孔喉半径为0.3-0.7阳1，无较明显的优势孔喉半径，孔喉分选系数大于0.01.‘--0--'额16井5-50171Pot=14.SK=O.86酣-企_.326井1965.7mPor-IUK=O.'74md。2.0，毛管压力曲线具较明显的1008060S扳%)4020平台(图4-20)。图4-20n类储层毛管压力曲线特征图III类(差)储集层:孔隙度8%-12%，一般为10-12%，渗透率为(0.5-0.1)xl0讪m2，岩性主要为粉.细砂岩、极细砂岩，孔隙类型仍以粒问孔、溶蚀孔隙为主，晶问孔隙占100管毛型喉细微ILZJ为要一定比例，孔隙结构类型主10袋里E压力曲线特征表现为排驱压力较大，一般在0.5-2.5MPa之间，中值压力在3.0-12.0MPa之间，一般为0.14.0-10.0MPa，孔喉半径较细，最大连通孔喉半径一般为0.5-1.5阳1，中值半径。010.1-0.3阳1，优势孔喉半径为1000.2-0.5阳n(图4-21)。固4-21一。-4刷掉191033盹Por司.5K-O17时一企一'阳麟1718.，.pa归1日81(-0.147皿.d604020。剖面%)m类储层毛管压力曲线特征图52 第四章长6油层组储层特征IV类(极差)储集层：孔隙度变化大，可以从小于1002％到12％，渗透率小于0．1×10‘3“m2，岩性主要为钙一质细砂岩及粉砂岩、泥质粉．细砂岩，由于碳酸盐胶结蓍物或云母、泥质杂基含量1高，原生粒间孔大部分被充填，溶孔亦不发育，主要为“1少量的残余粒间孔和晶间微孔隙，面孔率极小，孔隙结构类型主要为细孔微喉o．01型，孔喉分布呈单峰负偏态1008060。，。、40200微孔喉型。毛管压力曲线特征表现为排驱压力大，一般图4．22Ⅳ类储层毛管压力曲线特征图大于1．5MPa，最大可达15MPa以上，中值压力一般大于7．0Mpa，最大可达100MPa以上，曲线呈上凸状(图4-22)。孔喉半径细，最大连通孔喉半径小于0．5tam，中值半径小于0．19m，孔喉分布主要呈单峰负偏态，优势孔喉半径小于O．059m。表4．16胡尖山一吴旗地区长6油层组储层综合评价主要参数指标储层类型参数指标I类Ⅱ类III类Ⅳ类孔隙度(％)>12．O10．0～15．08．0～12．O2．O～12．0渗透率(×10。ltm2)>1．O0．5～1．O0．1-4)．5<0．1排驱压力(MPa)<0．5O．4一1．00．5～2．5>1．5中值压力(MPa)<5．03．0～103．O～12．O>7．0最大连通孔喉半径>1．51．0—2．5O．5～1．50．3O．15～0．40．1~0．3<0．1平均孔喉半径／tim>0．50．3—0．70．2～0．52．0>2．01．2—2．5>1．O排驱压力低，排驱压力较低，排驱压力较高，排驱压力很高，无具明显的平缓具缓斜平台，中无明显的平缓平缓段，曲线上毛管压力曲线特征段，中．粗歪一中细歪度，喉段，中细．细歪凸，细歪度，喉道度，喉道较粗。道中等～较细。度，喉道较细。极细。中孔细喉型小孔微细喉型孔隙结构类型小孔微细喉型细孔微喉型中孔中细喉型小孔微细喉型岩性细砂岩极细砂岩粉一细砂岩泥质粉．细砂岩，中．细砂岩细砂岩极细砂岩钙质砂岩 西安石油大学硕士学位论文(2)评价结果根据储层物性(孔隙度、渗透率)、砂岩粒度和主要孔隙结构参数，结合上述储层分标准，研究区长6油层组储层总体上以III类(差)储层为主，大致相当于王允诚分类的IIIb亚类(很差储层)，占储层样品数的40％左右，砂层数的75％；其次为II类储，相当于王允诚分类中的Ilia亚类(差储层)，占储层样品数的17％左右、砂层数的％；I类储层(相当于王允诚分类中的IIc类一中下等储层)只分布在局部溶孔较发育部位，占储层样品数的17％左右，砂层数的3％；IV类储层主要是分流河道砂体中的质胶结带及分流河道边部的粉．细砂岩、粉砂岩中，大约占储层样品数的26％左右，砂数的10％，这部分储层不含油，常作为夹层出现(表4—16)。 第五章水驱油及相对渗透率曲线特征第五章水驱油及相对渗透率曲线特征75．1长6储层岩心水驱油效率试验水驱油试验就是模拟地下条件，首先建立原始含油饱和度，然后进行注水驱油试验，实验采用非稳定流法。本次研究对3口井的10个岩心样品进行了水驱油试验，其结果见表5．1。表5．1胡尖山一吴旗地区长6油层水驱油试验综合数据表驱油效率(％)孔隙井号井层位渗透率度S。Sof无水含水95％含水98％时最终期深10。时(％)(％)期EDqiwEoqiwEnqi'Ⅳ(％)(％)(％)(PⅥ(％)(PⅥ(％)(vv)塞1854．2长611．85216．038．730．238．747．50．8249．11．3450．72．942631854．2长6l0．85615．735．136．529．137．01．2840．22．5943．74．171950．5长6l0．24312．642．5133．4l19．7638．80．8740．551．1341．8812．84塞1950．5长6l0．28412．842．1836．1324．1232．2O．5535．6l1．1837．5l13．1l3262005．5长630．1479．816．8241．1738．7649．60．9650．21．1950．5011．302005．5长630．2439．523．9844．4939．8840．30．8041．451．2441．488．241745．7长6IO．5012．333．8225．9840．7450．19O．6960．003．0360．7412．03冯1745．7长6l0．4912．234．6725．9845．8057．870．8058．461．1060．5712．131051755．2长610．4210．733．9l26．6137．8348．8l1．6051．982．5660．8314．621755．2长6l0．4210．634．7826．4637．0254．890．9456．171．3359．3613．59平均0．5512．2233．6532．6935．1746．72O．9348．371．6750．7310．50安塞长6平均’1．8912．2938．132．120．036．80．9741．O2．0947．714．5由模拟实验结果可以看出：1)研究区长6储层束缚水饱和度(Swc)相对较高，10块样品的范围为16．8％一42．5％，平均值为33．65％，比安塞油田长6储层的平均值低4．5％左右(表5．1)。2)残余油饱和度(SoO较高，为26％“．5％，10块样品的平均值为32．7％，与安塞油田长6储层的平均值基本一致(表5．1)。3)驱油效率低，其中无水期驱油效率为19．8％~45．8％，10块样品的平均值为35．2％，高于安塞油田长6储层的平均值；最终驱油效率为42％～50．2％，平均为46．4％，略低于安塞油田长6储层的平均值(表5．1)。无水期驱油效率及最终驱油效率均表现为随渗透率增加而升高的趋势。4)注入倍数低，注水难度大。含水率95％、98％及最终期的注0．93PV、1．67PV和10．50PV，低于安塞油田长6储层(表5．1)，反映原因与研究区长6储层物性差、孔隙、喉道半径小有关。55 西安石油大学硕士学位论文5．2相对渗透率曲线特征油水相对渗透率曲线资料是描述水驱油特征的基本曲线。在水驱油田中，油水相对渗透率曲线是油藏工程计算、进行动态分析及产量预测中的重要参数，也是油藏数值模拟工作的最基础资料。由3口井10个岩心样品的相对渗透率实验结果(表5．2)可以看出，由于束缚水、残余油的饱和度都较高，油水同流期两相流跨度(Si。)也较小，即油井从见水到完全水淹，地层含水饱和度增加幅度小。由于油层物性差，实验驱替压力高，开采周期长，研究区长6油藏从无水期到最终期驱油效率仅平均提高17．5％。表5-2胡尖山一吴旗地区长6油层相对渗透率试验综合数据表束缚水时交点处残余油时Sjc(％)孔隙地层水井号层位渗透率度渗透率‰l(Io10。3岬2l(mS，珞S。k>整个(％)／10"3时％10’3lun2％％k区间长6l0．24312．60．09342．5l0．03658．30．10l66．59O．18815．824．08塞长6l0．28412．80．10842．180．05459．010．11563．870．23416．821．69326长630．1479．80．04246．820．01153．220．09258．830．2376．412．Ol长630．2439．50．03123．980．00651．380．09055．5l0．24527．431．53塞长611．85216．00．12938．70．01557．80．06269．80-36419．131．1263长6l0．85615．70．10735．10．01249．2O．06l63．5O．31214．128．4长6l0．5012．30．04133．820．02161．32O．13l74．02O．3827．540．2冯长6l0．4912．20．04034．670．02061．330．11274．020．3226．739．35105长6l0．4210．70．03033．9l0．01958．910．11073．390．342539．48长6l0．4210．60．02434．780．01457．820．1ll73．540．3323．O38．76平均O．5512．220．06536．650．020856．830．09967-3l0．29520．230．66安塞长6平均+1．8912．2949．50．10869．90．53612．432．7’据安塞油田101个长6油层组样品分析数据(陈付星、邹文选，1998)研究区长6油层的算术平均油水相渗曲线见图5．1。油水两相渗流特征表现为油相渗透率随含水饱和度的增加急剧下降，反映出油井见水后油相渗透率下降很快；水相渗透率随含水饱和度的增加上升较为缓慢，反映油井一旦见水，产液量将明显下降，并且很难通过增加排液量的方法来达到原油增产的目的。相渗曲线交点处的含水饱和度一般大于50％，油水相对渗透率较低，平均仅为0．099，低于安塞油田长6油层。残余油时的水相对渗透率一般小于0．4，平均仅为O．295，也明显低于安塞油田长6油层(表5．2)。根据本区长6油层的储层物性、微观孔隙结构及相对渗透率曲线特征综合分析，该油藏在生产过程中，初期产能不高，由于储层中有一定量的可动水，投产初期即有部分井含少量地层水，随之含水率下降或趋于稳定。生产压差较大，采油指数不大，初期产 第五章水驱油及相对渗透率曲线特征1O．8咎莓o．6冒0．4。0．2O0102030405060708090100S霄(峋图5．1胡尖山一吴旗地区长6储层平均油水相对渗透率曲线量递减较快，较大的递减之后可能有一相对稳产期。该油藏适合注水开发，但注水压差与注采压差均较大，吸水能力低，见效慢，见效时产量上升幅度较小。由于后期注水压力升高，生产压差增大，供液不足生产能力下降，因此，应实施早期注水，保持能量，并严把注水水质关，及早采取增注措施。早期开发速度不宜过快，采油速度应控制在一个合理水平，最有效的增产措施为重复压裂。注采井距不宜过大，应在200～300m。57 西安石油大学硕士学位论文第六章有利区预测6．1长6油藏成藏模式与油气富集规律6．1．1成藏组合特征成藏组合是指有效的生储盖时空组合方式。将成藏组合分为自源型、近源直接型、近源间接型、远源直接型和远源间接型5种类型，其成藏意义互不相同。一般来说，自源型成藏组合油气运移充注效率最高，属最佳的成藏组合，其次为近源直接型和近源间接型，再次为远源型成藏组合。目前世界上发现的绝大多数油气田主要均属自源型和近源型2种成藏组合类型。鄂尔多斯盆地陕北斜坡区晚三叠世延长组地层为多旋回三角洲．湖泊体系沉积，形成多套生储盖组合和成藏组合。其成藏组合主要有自源型、近源直接型和近源间接型3种类型，其中研究区长6油藏属近源直接型成藏组合。该成藏组合以长6三角洲前缘砂体为主要储集体，其下与长7生油岩直接接触，具有供烃面积大、充注效率高、油藏分布广、储量大的特点。6．1．2成藏模式研究表明，胡尖山一吴旗地区长6油藏的成藏模式具有以下特点：1)本区长6油藏为典型的砂岩岩性油藏和成岩圈闭油藏，油气分布主要受岩性和物性控制，局部构造对油藏的形成关系不大。2)长6油藏储层与本区主力油源层长7生油岩为直接接触，储层与油源层接触面积大，供油条件好，供油效率高，属延长组最佳成藏组合。因而，长6油层油源比较充足，原油充满度高，含油面积较大。3)本区长6油藏的形成既有垂向运移，又有侧向运移。即来自长7生油岩的油气首先通过长6砂体与长7生油岩接触部位或微裂缝进入长6储层，然后又以侧向运移方式在储层内部进行二次运移，最后在物性相对较好的部位聚集成藏(图6．1)。6．1．3油气富集规律及主要控油因素长庆油田多年的勘探开发实践和本次研究的结果均表明，构造因素对研究区三叠系长6油藏油气富集成藏的影响不大，油气分布主要受以下两大因素控制：(1)油气分布主要受沉积微相控制本区长6油层组为三角洲前缘沉积，发育水下分流河道、河口坝、前缘席状砂、水下天然堤、水下决口扇、湖湾等微相，作为储集层出现的主要是水下分流河道及河口坝微相，表现为砂体累计厚度大、物性相对较好，测井解释结果表明，油层均发育在这两种微相砂体中，尤其是水下分流河道微相砂体中。其它微相类型砂体相对不发育，物性普遍较差，测井解释结果表明基本无油层分布。 第六章有利区预测(2)储层物性及其非均质性控制了原油的微观分布特征研究区长6油层油水分布除了宏观上受沉积相带控制外，微观上由于储层沉积微相与成岩作用的差异，造成本区长6储层具有较强的非均质性，纵、横向上储层物性变化较大，从而对本区原油的微观分布具有重要的控制作用。加之本区长6油层组储层属中孔细喉型、小孔微细喉型的特低渗一超低渗储层，因而油水关系比较复杂，表现为油水混储，无纯油层分布。一般物性好者其含油性也好，含油饱和度较高，反之则含油性较差，含油饱和度较低。在砂层致密区，含油性较差，甚至不含油，因而砂层致密带在本区往往形成了有效的成岩圈闭，构成含油段的尖灭带，即油藏的边界。6．2有利区预测6．2．1预测依据成藏模式及油气富集规律研究表明，研究区长6油藏主要受岩性(砂体发育)和物性控制，沉积微相、储层研究和测井解释结果表明，油层主要分布在水下分流河道及河口坝砂体中物性相对较好的部位，其中以长6-亚组砂体最发育，物性相对较好，油层较发育，为本区长6油藏的主力油层，其次为长62亚组，长63亚组砂体及油层发育、储层物性较差。因此有利区的预测主要针对主力油层长6l、长62亚组，兼顾长63。以沉积微相和储层评价结果为基础，以有效厚度解释为依据，同时考虑试油、试采资料及砂体的展布范围。6．2．2预测结果根据上述预测依据，本次工作我们以有效厚度≥3．0m和孔隙度>10．0％的叠合区作为有利区，对长63、长62、长6l3个亚组分别进行了有利区的预测，预测结果如下：(1)长63亚组有利区分布1)盘古梁地区：位于冯109井一盘古梁之间，面积约90Kin2(图6．2)。该区位于59 西安石油大学硕士学位论文水下分流河道主体部位，砂体厚度较大，一般在20～30m，呈NE—Sw方向展布。砂岩溶蚀作用较发育，储层物性较好，孔隙度一般为11％～13％，渗透率大于O．3×100“m?。测井解释油层、油水层厚度为2～8m，综合分析为一个较有利的油气聚集区。该区有XPll、冯101等井进行了试油，但产量较低，如XPll井日产水8．8t，不出油，冯101井日产油0．6t，产水10．5t。2)吴旗西部地区：位于新65井一吴421井之间，面积约160Kin2(图6．2)。在沉积相带上，该区位于位于水下分流河道主体及分流河道边部，砂体厚度在10～25m之间，呈NE—SW方向展布。储层物性较好，孔隙度一般为11％---12．5％，渗透率大于(0．2～0．4)×10‘3rtm2之间。测井解释油层、油水层厚度为2~9m。该区有吴421井、吴437井进行了试油，且产量较高，日产油13．7～15．4t，不出水。下一步可围绕吴421井向南进一步勘探。3)胡160井一元234井地区：位于新安边一王洼子之间，面积约150Km2(图6．2)。在沉积相带上，该区位于位于水下分流河道主体部位，砂体厚度在15～30m之间，呈NE—Sw方向展布。储层物性较好，孔隙度一般为11*／o-13％，渗透率为(0．3--0．4)×10。3rtm2。测井解释油层、油水层厚度为7～20m。该区有元73井、元123井、元234井进行了试油，其中元234井日产油7．6t，另2口井仅出水。下一步可沿主河道向西南方向进一步勘探。(2)长62亚组有利区分布1)盘古梁北部地区：分布于盘古梁以北的冯109井一新54井之间，面积约90Km2(图6-3)。该区在沉积相带上位于水下分流河道主体部位，砂体厚度较大，一般在15m以上，呈NE-SW方向展布。储层物性中等，孔隙度为10％~12％，渗透率为0．3×10寸]amz左右。测井解释油层、油水层厚度大，如冯105井解释油层20．5m，杨112井解释油层15．3m，区内多口井进行了试油，以杨112井试油情况最好，日产油6．46t，产水8．6t，其次为杨110井，日产油1．8t，产水9．吼。下一步可考虑沿主河道方向NE方向滚动勘探。2)盘古梁南部地区：分布于盘古梁以南的新39井一塞344井一zJ6l井之间，面积约480Km2(图6．3)。在沉积相带上，该区位于水下分流河道主体部位，砂体厚度较大，一般在15m以上，呈NE—Sw方向展布。砂岩溶蚀作用较发育，储层物性较好，孔隙度一般大于11％，渗透率大于O．3x10。3“m2。测井解释油层、油水层厚度大，一般为5～15m，如ZJ40井解释油层18．6m，ZJ33井解释油层9．8m。区内多口井进行了试油，且产量较高，如塞344井日产油42．2t，ZJ30井日产油8．25t，ZJ33井日产油26t，但部分井仅产水，如ZJ36井，试油不出油，日产水40．9t。下一步可在巡检寺南部沿主河道方向滚动勘探。3)五谷城以西地区：分布于五谷城西部的新241井一吴427井之间，面积约160Km2(图6．3)。在沉积相带上，该区位于2条水下分流河道的汇合部位，砂体厚度较大，一般在20m以上，呈近南北向展布。砂岩溶蚀作用较发育，储层物性较好，孔隙度在12％ 第六章有利区预测以上，渗透率大于0．3×10。心。测井解释油层、油水层厚度大，一般为8～12m。区内3口井进行了试油，且产量较高，如Al井日产油6．21t，产水6．8t，新240井日产油20．4t，新72井日产油4．08t，产水2．38t。根据砂体的展布，下一步可沿主河道向北滚动勘探。4)吴421井区：分布于吴旗西部的吴437井一吴421井之间，面积约26Km2(图6．3)。在沉积相带上，该区位于水下分流河道的边部，砂体厚度一般在15—20m之问，呈近南北向展布。储层物性较差，孔隙度在10％～11％之间，渗透率小于0．3x10弓¨m2。测井解释油层、油水层厚为2-9．5m。区内未进行试油。5)营庄西部地区：分布于营庄西部的A8井一胡147井之间，面积约125Km2(图6．3)。在沉积相带上，该区位于水下分流河道的汇合部位，砂体厚度较大，一般在20m以上，呈近南北向展布。储层物性较好，孔隙度大于12％，渗透率大于0．3×10。3“m2。测井解释油层、油水层厚度为7～10m。区内3口井进行了试油，产量中等，其中A8井试油时日产油6．72t，产水2．9t，胡147井日产油6．ot，产水3．7t，元153井日产水19．ot，不出油。根据砂体的展布，下一步可沿主河道向北滚动勘探。6)王洼子东南部地区：分布于王洼子西南的元248井一元12井之间，面积约130Km2(图6．3)。在沉积相带上，该区位于三角洲前缘水下分流河道部位，砂体厚度一般在15-20m之间，呈近南北向展布。砂岩溶蚀作用较发育，储层物性较好，孔隙度为61 西安石油大学硕士学位论文11％～13％，渗透率为(o．3～0．5)x100耐。测井解释油层、油水层厚为2～8m。区内多口井进行了试油，但产量较低，日产油一般小于2t，含水较高。如元9l井日产油1．96t，产水8．3t，元216井日产油1．6t，产水3．4t，元207井、元221井、耿34井试油仅产水。综合砂体展布、储层物性，该区仍为一个较有利区。根据砂体展布及试油情况，下一步可沿主河道向西南滚动勘探。(3)长61亚组有利区分布1)盘古梁一巡检寺地区：分布于盘古梁一巡检寺之间，面积约180Km2(图6．4)。该区位于水下分流河道主体部位，砂体厚度较大，一般在20m以上，呈NE—Sw方向展布。砂岩溶蚀作用较发育，储层物性较好，孔隙度一般大于12％，渗透率大于0．4x10‘3“m2。测井解释油层、油水层厚度大，如ZJ69井解释油层25．5m，ZJ42井解释油层19m，区内多口井进行了试油，且产量较高，如ZJ69井日产油20．83t，ZJ42井日产油21．85t，ZJ6井日产油15．4t。下一步可考虑沿主河道方向滚动勘探。2)杨115井一五谷城地区：分布于盘古梁以东、五谷城以西的杨115井一塞520井之间，面积约200Km2(图6．4)。在沉积相带上，该区位于水下分流河道主体部位，砂体厚度较大，一般在20m以上，呈NE—Sw方向展布。砂岩溶蚀作用较发育，储层物性较好，孔隙度一般大于12％，渗透率大于O．3×10。3um?。测井解释油层、油水层厚度大，一般为5～18m，如塞388井解释油层16．6m，塞261井解释油层9．9m，塞511井解释油层31．8m。区内多口井进行了试油，且产量较高，如塞511井日产油15．39t，塞392井日产油14．2t，产水12．4t，塞388井日产油13．It，产水8．9t，但北部以产水为主。3)吴旗东部地区：分布于吴旗以东的吴410井一吴88井之间，面积约140Km2(图6．4)。在沉积相带上，该区位于水下分流河道主体部位，砂体厚度较大，一般在20m以上，呈NE—SW方向展布。砂岩溶蚀作用较发育，储层物性较好，孔隙度一般大于12％，渗透率大于O．3×10。3um2。测井解释油层、油水层厚度大，一般为5～20m，如吴410井解释油层21．5m，吴83井解释油层5．2m，新16井解释油层llm。区内4口井进行了试油，以吴410井产量最高，日产油16．07t，产水2．3t，吴39井、新39井日产油1．4~2．5t，新16井仅产水9．ot。该区沿NE方向与杨115井一五谷城有利区相连，下一步可向SW方向滚动勘探。4)吴旗西部地区：分布于吴仓堡以南、吴旗以西的吴442井一吴421井之间，面积约110K_rn2(图6．4)。在沉积相带上，该区位于水下分流河道主体部位，砂体厚度较大，一般在20m以上，呈NE—SW方向展布。砂岩溶蚀作用较发育，储层物性较好，孔隙度一般大于12％，渗透率大于0．4x10。3pIn2。测井解释油层、油水层厚度大，主体部分油层厚度大于20m，如吴421井解释油层32．4m，吴433井解释油层29．5m，吴437井解释油层llm，元175井解释油层27．2m。区内有4口井进行了试油，且试油产量较高，其中，吴421井日产油13．99t，吴437井日产油23．63t，新35井日产油6．12t，产水lO．3t，吴93井日产油4．25t。该区向东方向与吴旗东部有利区相连，下一步可沿分流河道向SW 第六章有利区预测方向滚动勘探。5)元217井一耿35井有利区：分布于庙沟以北的元217井～耿35井之间，面积约150Km2(图6．4)。在沉积相带上，该区位于水下分流河道部位，砂体厚度较大，一般在15～25m之间，呈近SN向展布。砂岩溶蚀作用较发育，储层物性较好，孔隙度一般大于12％，渗透率大于O．4×10。3unl2。测井解释油层、油水层厚度大，主体部分油层厚度一般为5～10m，局部可达15m以上，如元221井解释油层6．3m，元222井解释油层5．3m，耿35井解释油层4．6m，元211井解释油层15．9m。区内有多口井进行了试油，大部分井试油产量较高，如元9l井日产油23．89t，元217井日产油15．6t，元83井日产油6．8t，个别井试油时仅出水，如元228井，日产水26．8t，试油不出。该区向东方向与吴旗西部有利区相连，下一步可沿分流河道向庙沟方向滚动勘探。6)A17井一胡147井有利区：分布于营庄西部的A17井一胡147井之间，面积约125Kin2(图6．4)。在沉积相带上，该区总体上位于水下分流河道的主体部位，砂体厚度较大，一般在15m以上，呈近SN向展布。储层物性较好，孔隙度一般大于12％，渗透率大于0．4x10。pm2。测井解释油层、油水层厚度大，主体部分油层厚度一般为大于8m，局部可达20m以上，如A10井解释油层11．9m，A17井解释油层11．5m，胡148井解释油层8．0m，胡147井解释油层22．2m。区内有5口井进行了试油，其中A10井日产油6．26t，A17井日产油10．39t，胡148井日产油11．It，A24井日产油4．08t，胡147井日产油17．17t。7)杨井北部有利区：分布于杨井北部的胡118井一A36井之间，面积约105Kin2(图6—4)。在沉积相带上，该区位于水下分流河道的主体部位，砂体厚度较大，一般在25m以上，呈近SN向展布。砂岩中溶蚀作用较发育，储层物性较好，孔隙度一般大于12％，渗透率大于O．4×10。3¨In2。测井解释油层、油水层厚度大，一般为大于5m，局部可达15m以上，如A20井解释油层5．0m，A8井解释油层6．1m，A37井解释油层13．5m，A36井解释油层18．6m。区内有4口井进行了试油，其中A20井日产油4．05t，A36井日产油13．12t，A8井日产油6．72t，A37井试油时仅出水。根据砂体展布和试油情况，下一步可沿分流河道向SW方向滚动勘探。8)王洼子有利区：分布于王洼子地区的元125井一洼101井之间，面积约25Kin2(图6．4)。在沉积相带上，该区同样位于水下分流河道的主体部位，砂体厚度较大，一般在25m以上，呈NE．一Sw向展布。储层物性较差，孔隙度小于12％，渗透率小于0．3×10。3¨m2。测井解释油层、油水层厚度在5m左右，如元125井解释油层5．9m。区内元125井进行了试油，日产油1．11t，产水15t。根据砂体展布，下一步可沿分流河道向西部滚动勘探。63 西安石油大学硕士学位论文图6．3胡尖山一吴旗地区长62亚组预测有利区块分布图 第七章结论与认识第七章结论与认识(1)研究区长6油层组属浅水台地型三角洲沉积，区内主要发育三角洲前缘亚相。储层岩石以细一极细粒长石砂岩为主，其次为少量的粉．细砂岩、中．细砂岩。其经历了压实、压溶作用、胶结作用、交代作用、溶解作用、破裂作用等成岩作用类型，已达中成岩A期。(2)长6储层砂岩孔隙发育较差，孔隙类型以残余粒间孔为主，其次为次生溶孔，含少量的晶问孔和裂隙孔。孔喉结构类型主要为小孔微细喉型，其次为小孔细喉型、中孔细喉型，含少量的中孔中细喉型。(3)长6油层组储层物性主要受沉积微相及成岩后生作用的影响。主要为一套特低孔一超低渗储层，含少量低孔—特低渗储层。(4)长6储层的非均质的研究结果表明，该区长6油层组单砂体内部渗透率的变化主要呈复合正韵律。层内非均质性较强，主要呈强一中等非均质型。(5)选用砂岩粒度、储层物性、储层微观孔隙结构参数、孔隙类型等参数作为评价储层储、渗性能的标准，将研究区长6储层其划分为四类，研究区长6储层以III类储层为主，其次为IV类和I类储层。(6)本区长6油层组储层敏感性主要表现为中等偏弱水敏到弱水敏、弱盐敏、弱速敏、中等一较强的酸敏的性质。(7)依据砂体发育、储层物性、测井解释结果及试油资料，结合油气成藏规律及富集因素综合分析，对长63～长6l3个亚组的有利区进行了预测。其中：长63亚组分布3个有利区，分别为：①盘古梁地区、②吴旗西部地区、③胡160井一元234井地区。长62亚组分布6个有利区，分别为：①盘古梁北部地区、②盘古梁南部地区、③五谷城以西地区、④吴421井区、⑤营庄西部地区、⑥王洼子东南部地区；长6l亚组分布8个有利区，分别为：①盘古梁一巡检寺地区、②杨115井一五谷城地区、③吴旗东部地区、④吴旗西部地区、⑤元217井一耿35井地区、@A17井一胡147井地区、⑦杨井北部地区、⑧王洼子地区。 西安石油大学硕士学位论文致谢本文是在导师吴少波教授的悉心指导和关怀下完成的。在三年研究生阶段的学习和工作上，自始至终得到吴老师的亲切关怀和指导。吴老师和蔼、善良、待人宽厚，他严谨的治学态度、勤奋务实的精神和工作作风让我受益匪浅，并激励着我不断进步。在此，向他表示我诚挚的敬意和感谢!在论文写作期间，得到了多位老师大力指导和帮助，使论文得以iliON完成，在此表示由衷的感谢。同时得到了师弟师妹们无私的帮助和支持。．这里，一并向他们表示深深的谢意。最后在此我要感谢所有关心、支持和帮助过我的老师、同学和我的家人。 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