吴起油田贺阳山地区长6油层组沉积微相及储层评价研究

时间：2024-05-22

李思杰，高胜利，王耀，陈举，朱佳宝

西安石油大学 a.地球科学与工程学院、b.陕西省油气成藏地质学重点实验室，陕西西安 710065

0 引言

经前人研究发现，沉积微相和储层的物性是油气分布特征的主要控制因素[1-2]。而储层的储集性能，则受储层所在的沉积微相所影响，体现出不同的特征[2-4]。优质储层的分布情况，是目前鄂尔多斯盆地中西部进行进一步开发的一个重点难题，在研究延长组沉积微相和储层特征时，研究者们多从储层的微观孔隙结构入手，选取储层特征参数，用来对储层进行评价的标准，分析剩余油的分布特征[5-11]。贺阳山地区长6时期位于湖盆边缘位置，储层发育受沉积沉积作用较强[12]，论文将结合测井和岩心资料对贺阳山油区长6油层组的沉积微相进行刻画，并使用扫描电镜、岩心铸体薄片和压汞等资料分析研究区储层特征，并且以沉积微相为重点依托，结合储层物性特征对贺阳山油区长6油层组储层进行分类与评价，以期对该区域后续油气开发提供一定的参考价值。

1 区域地质概况

贺阳山油区位于伊陕斜坡的中西部（图1），伊陕斜坡是一个西倾的单斜构造，整体倾角很低，同时部分发育幅度较低的鼻状隆起，对油气的富集有着不错的条件[13]。研究区三叠系延长组经历湖盆演化，长7形成最大湖泛期，自长6期开始水退，发育形成了长6油层组三角洲沉积体系[12]。

图1 贺阳山地区位置图Fig.1 Location map of the Heyangshan area

2 长6油层组沉积微相特征

2.1 研究区沉积特征

研究区砂岩以灰色、灰绿色、深灰色为主，泥岩为灰色、深灰色、灰黑色及黑色为主，整体上来看表现为还原环境的特征，体现出了碎屑物沉积时处于封闭的水下环境[14]。

通过沉积构造表现出的不同特征，可以判断沉积时的水动力条件[15]。贺阳山油区长6油层组主要有交错层理、水平层理和块状层理三种沉积构造类型（图2a）。此外，在研究区部分岩心中见到来自于河流的植物茎叶与碎片痕迹（图2b），可以看出其位于浅水环境。

图2 贺阳山油区长6岩心沉积特征Fig.2 Sedimentary characteristics of Chang 6 core in Heyangshan area

2.2 平面沉积微相特征

鄂尔多斯盆地长7期湖水规模达到最大，长6期湖盆由鼎盛转为收缩，湖岸线自东北和西南向湖中心收缩，湖盆面积变小，三角洲沉积体系开始发育[12]。贺阳山油区长6期位于湖盆东北部边缘，为三角洲前缘亚相，沉积发育受东北物源影响，结合测井与岩心资料，将其划分为水下分流河道、分流间湾两个沉积微相[16]。

根据研究区砂体沉积微相平面图可以看出长6砂体展布方向与沉积微相平面展布一致，沿着物源方向呈北东向展布，且东部水下分流河道宽度远远大于西部水下分流河道（图3-图4）。贺阳山油区长6油层组砂体受湖盆变化影响，整体砂厚变化较大，砂岩厚度一般2～12 m，主砂带呈席状大面积连片分布。其中长61砂体最发育，水下分流河道控制着沉积格局，砂体发育面积较大，在水下分流河道之间洼地分布些许分流间湾，砂岩最大厚度超过12 m。长64湖盆进一步收缩，砂体发育较差，砂体最大厚度不超过6 m。

图3 贺阳山油区长61砂体平面沉积微相特征Fig.3 Characteristics of Plane Sedimentary microfacies of Chang 61 Sand in Heyangshan area

图4 贺阳山油区长64砂体平面沉积微相特征Fig.4 Characteristics of Plane Sedimentary microfacies of Chang 64 Sand in Heyangshan Area

3 储层特征

3.1 碎屑成分及胶结物

贺阳山油区长6油层组储层主要以灰色、灰绿色细粒长石砂岩为主（图5），储层填隙物主要成分为粘土、方解石和浊沸石，少见硅质和白云石。根据分析化验资料统计可得水云母的含量在1%～13%，平均为2.8%；绿泥石含量为1%～8%，平均为3.8%；方解石含量1%～26%，平均为6.5%（图6）。

图5 贺阳山油区长6砂岩分类三角图Fig.5 Classification triangle diagram of Chang 6 sandstone in Heyangshan area

图6 贺阳山油区长6胶结物组分含量Fig.6 Cement component content of Chang 6 in Heyangshan area

3.2 孔隙结构特征

研究区长6储层孔隙类型以粒间孔为主，占总孔隙的75%，部分发育微裂缝（图7）。

图7 贺阳山油区长6孔隙类型含量扇形图Fig.7 The fan graph of pore type content of Chang 6 in Heyangshan area

根据本区和邻区砂岩储层的薄片和压汞资料统计分析，贺阳山油区长6油层组储层平均孔喉直径主要分布在0.06～1.04 μm之间，平均0.36 μm，反映以微细喉道为主（表1）。

表1 吴起油田长6储层压汞参数表Table 1 Mercury Injection Parameter of Chang 6 reservoir in Wuqi Oilfield

3.3 储层物性特征

依据储层物性统计分析表明，贺阳山油区长6油层组储层孔隙度一般为1.1%～15.4%，平均为8.44%，主要分布在4%～12%（图8a），长6储层渗透率一般为0.01×10-3～5.91×10-3μm2，平均为0.72×10-3μm2，主要分布在0.3×10-3～0.7×10-3μm2区间（图8b），占样品总数71%，属于低孔—特低孔、特低渗储层。

图8 贺阳山油区长6孔渗分布直方图Fig.8 Histogram of porosity and permeability distribution in the Heyangshan area

根据样品实验研究发现，研究区储层物性变化较大，这在很大程度上体现出了储层的非均质性较强。因此，对储层的非均质性进行研究对储层综合评价至关重要。

3.4 储层非均质性

根据裘怿楠对储层非均质性的划分，可以将储层的非均质性分为四级[17]。储层物性的变化体现了其微观非均质性，而储层平面非均质性可以通过对砂体的形态、连续性及孔隙度和渗透率平面展布等等特征来分析[18]。由于研究区砂体分布不均，水下分流河道和分流间湾交错，造成平面上储层渗透率和孔隙度变化较大，在长6划分的四个层中，属长61层砂体发育面积最大，厚度最厚，平面非均质性相对较弱，从长61到长64，砂体面积逐渐萎缩，厚度逐渐变薄，平面非均质性也随之变大。

层间和层内非均质性为储层纵向变化情况，可用渗透率等参数进行评价计算[19-20]，结果表明研究区长6整体层内非均质性较强。此外，储层内泥质夹层多发育，相对比来看长64的夹层频率和夹层密度最大，分别为0.24个/m和0.22，而长62的夹层频率和密度相对较小，分别为0.16个/m和0.14，整个长6段的隔夹层较多，使得纵向上砂体非均质性较强，砂层变化较大，总体来看整个长6储层的非均质性都较强。

4 储层综合评价

4.1 储层评价标准

依据前人研究成果，结合现有研究资料，以沉积微相分布特征为重点依托，结合储层孔隙度、渗透率、平均孔喉半径、孔喉组合等储层物性特征，将研究区长6储层分为三类。

其中Ⅰ类是优质储层，Ⅱ类储层为相对较好储层，Ⅲ类储层为一般储层。其中Ⅰ类储层主要位于水下分流河道，砂体颗粒分选较好，并且储层物性较好，是进一步开发的主要储层，Ⅱ类储层主要存在于分流河道与分流间湾的交界处，具有较低的孔隙度和渗透率，Ⅲ类储层主要位于分流间湾，以泥岩为主，砂泥质混杂，其沉积物颗粒粒度较细，压实程度较大，储层物性较差。

表2 研究区储层分类评价标准Table 2 Reservoir classification criteria of Chang 6 reservoir in the study area

4.2 储层综合评价

贺阳山地区砂岩整体发育较好，优质储层分布位置与砂体所在沉积相带关系较为紧密。由于研究区延长组长6期处于鄂尔多斯盆地湖盆边缘，沉积微相受湖盆变化较大，沉积微相的变化引起水下分流河道的逐渐萎缩，使得长61—长64砂体面积逐渐变小，优质储层也随着砂体面积逐渐变少。相比而言，长6优质储层由长61到长64，优质储层逐渐变少，长61优质储层分布较为广泛，西部、中部东北部和东南部均发育优质储层，且优质储层呈块状分布，整体连通性较好，长64优质储层分布较少，仅在中部和东北部发育（图9-图10）。

图9 贺阳山油区长61储层分类平面图Fig.9 The plane graph of reservoir calssification of chang 61 reservoir in Heyangshan area

图10 贺阳山油区长64储层分类平面图Fig.10 The plane graph of reservoir calssification of chang 64 reservoir in Heyangshan area