鄂尔多斯盆地长6致密储层特征及主导因素

目前，鄂尔多斯盆地内部延长组勘探开发获得了较大的成就，鄂尔多斯盆地在东南边缘呈现出良好的发展前景。

在鄂尔多斯盆地东南部位的正宁地区，位于盆地生中心部位，在此处，含油层系为三叠统长8、长6等层系。

然而，长6油层组是产油的中间位置。

在正宁地区长6油层组埋藏较浅，且储层空间分布繁琐，沉积多样，所以，勘探以及开发受到限制。

在本次研究中分析了鄂尔多斯盆地长6致密储层岩石特点，并以正宁地区为例，研究了储层集性能主要控制因素。

1 鄂尔多斯盆地概述
我国的中部便是鄂尔多斯盆地，地处于中西部，从整体看如同从南向北延伸的矩形盆地，从东部看是有吕梁上至西部抵达贺兰山。

由于鄂尔多斯盆地多年受到构造的运动影响，西部地区相对陡峭，东部地形较为宽缓，在盆地油气中，资源较为丰富，我国不可多得的能源基地。

形容三叠系一般是盆地最为主要的含油层系，都是以岩性油藏以后岩性油藏为主，研究与经济价值不可估量[1]。

2 致密砂岩储层特点
2.1 储层岩石学特征
从分析岩心和岩屑以及薄片可以了解到，位于正宁地区长6致密砂岩岩石中的类型都是以长石岩屑砂岩以及岩屑长石砂岩为主。

在如上砂岩中，石英的含量相对来讲较低，岩屑以及长石等含量高，一些石英、长石和岩屑平均质量值在37.1%，20.11%，23.99%等百分比。

然而，变质岩屑与沉积岩屑的主要材质为岩屑。

含有的火山岩屑相对来讲较少，填隙物质含有量大约在15%左右，物质中有黏土矿物、碳酸盐、硅质等构成。

在研究区域内长6储层碎屑一般颗粒较为小且相对粒度细，颗粒沙度一般是是细砂岩为主要材料，磨圆度是的形状为棱角性状，一些沉积物多半是颗粒作为支撑，能有效看出层积背景下，存在的源垮塌岩石学。

2.2 储层物质存在的特征
从正宁区域长6储层12531致密堆积的砂岩样品中可以看出，长6储层物性不高，在平面上储层的非均质性能强。

如果从纵面看去，3个小层物性整体相差不大[2]。

2.3 储层孔隙结果特点
储集空间发育程度与配置能看出储层能力的大小。

研究区长6砂岩孔隙包含了空隙与裂缝。

而且，孔隙中主要的物质为粒间孔与长石溶孔居多，其中还有一些岩屑溶孔、晶间孔等。

储层孔隙能清楚储集岩孔大小和分布间的关系。

针对低孔低渗致密储层，孔隙应依照压泵曲线以及定量来对其展开评价。

3 储层特征影响因素
3.1 沉积环境
掌握储层性能最根本的地址因素便是沉积环境的好与坏。

鄂尔多斯盆地相对来讲，是非常稳定的克拉通沉积盆地。

运行地质过程中非常弱，延长组通过了很长时间的压实、胶结左右，造成储层发生了底孔与低渗性[3]。

长6储层位于三角洲前缘和浅湖位置，在浊流沉积的位置会发现长6层段的踪迹，在研究储集砂体事，需在三角洲前缘的水下分流河道与浊流沉积地段展开研究。

研究区主要存在于沉积体系的最后，储层的颗粒粗细、大小等都有所区别。

从大方面讲述，沉积微相间的不同和水动力的强与弱都会影响到储层的物性。

位于研究区三角洲前缘水下分流河道，主要要的砂体便是非常粗的碎屑颗粒，而且磨圆度非常良好。

含填隙物少，粒间的空隙发育良好。

水体分流间主要的砂岩都是以泥质粉砂岩和粉砂质泥岩为主，砂体物性非常差。

在重力流沉积体系中，多半的层积物是能快速沉积产物，这样的类型较为繁琐，而且储集性能变化非常大，孔渗分布非常广泛。

另外，含有的填隙物占领的空间非常大，填隙物越多，原生空隙便会有所减少。

根据相关资料显示，当砂岩中填隙物质分数和渗透率出现了突出的负相关性，含有的填隙物也会增多，所持有的渗透率也会逐渐变低。

3.2 破坏性成岩作用
破坏性成岩作用，对于储层致密化拥有很强的控制作用，在压实与胶结的作用下，会破坏性成岩，对储层致密化有非常强的掌握作用。

基于沉积底层的逐渐埋深，压实作用也会不断的增强，颗粒之间的接触会慢慢成为线接触亦或凹凸接触等方式，会增大孔隙损失。

一般在压实作用的影响下，基于埋深的逐渐增加，将会表现成压溶作用。

在正宁地区长6储层颗粒会表现出凹凸接触以及线接触等方式，使得碎屑颗粒变为定向分布形状，压实作用较为剧烈，严重破坏了储层原生空隙。

胶结作用一样是破坏性成岩作用，基于储层温度以及压力的不断变化，孔隙水过饱以后矿物产生沉淀便会生成矿物，来填充颗粒间存在的缝隙，从而减小原生粒间存在的孔隙。

鄂尔多斯盆地长6致密储层特征及主导因素
袁玮1，2 宋小刚 2
1. 西安石油大学 陕西 西安 710065
2. 延长油田股份有限公司富县采油厂 陕西 延安 727500
 摘要：详细分析铸体薄片、扫描电镜以及岩心照片等，有助于研究长6致密储层特征和存在的主控因素进行深入的研究。

根据研究结果表示，正宁地区长6致密储层会受到沉积、填隙物含量以及压实等方面影响。

另外，储层物性以及含油性具有较为突出的联系性，如果局部发育较为优质是因为油井高产因素。

关键词：致密储层 储层特征 主控因素 长6油层组
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分析原因：①替注时间过长，该井替注时间20小时，同位素幅度可能因替注时间过长幅度变低。

②替注时间过短，该井最后一级水嘴下有100米左右的测量层段，而且水嘴吸水量小，虽替注时间20小时，但放射源仍未到达吸水层位。

由此可见平常测井替注时间达不到20小时，给测井带来很大难度。

3 问题分析
1）注入水质差：测试中随仪器起下出现杂质堵塞水嘴或全井沾污大引起底部源量不足；配水器与射孔层距离长：导致替注时间延长，按照标准要求当日完成测井难度大；.挡球距离底部射孔层不足10米，导致测井遇阻，底部射孔层测量不全。

2）仪器原因
超声流量计仪器影响流量曲线录取原因
精度：采用的0～300m3/d的仪器测量下限为5m3/ d；对底部低吸水量层段测量受限，通常无流量响应；
重复性：单次测井不同次录取测井曲线显示流量值不一致，重复性不好；
稳定性：在标定周期内出现刻度超差现象，仪器稳定性不够；
扶正器：扶正器片破损缺失导致仪器测量流量值不准确。

3）载体原因
同位素载体密度过大，导致配注段内位于配水器上部的射孔层吸水比例偏低。

原因：当配注段内向上水流速较慢时，注入水的携带同位素能力减弱，无法完全克服同位素载体自重的影响，导致同位素无法到达吸水层段处。

4）工艺原因
替注时间不足，低注井按照注入量及层段长度理论计算替注时间超过4小时，全井测井时间需8小时，单日工作时间内完成难度大，单日测井同位素未达到最佳替注状态。

底部源量不足受到管柱沾污影响，射孔层顶部一次释放同位素后到达底部低吸入量层段源量不足，导致底部同位素显示幅度低或无同位素显示。

4 结论
由于油田的开采方式、开采对象的不断变化，地下情况变得十分复杂，出现测井资料各参数反应井下状况不一致的现象。

但经过长时间的综合分析，有些异常问题完全可以解决。

1）采用合适的同位素，根据方案设计查看管柱结构，配水器位于层段中下部的井，采用悬浮性较好、比重更接近水密度的新型固体同位素。

2）对低注入量井及含低注入层段井采用提前释放或二次释放的测井方式，克服管柱沾污高引起的底部低注入层段同位素用量不足。

井及低注入层段。

3）加大仪器的精度，尤其是对最后一级水嘴吸水量少，流量变化不明显的井有帮助。

4）建议采油厂改善生产工艺，将配水器尽量靠近射孔层，最佳设计位置在配注段上部；如果配注段距离较长，建议选择中间位置；将“口袋”加长1~2根油管，避免挡球遇阻造成射孔层测量不完整的情况发生。

5）对疑难井、各曲线反应异常的井采取其他测井方式验证，如电磁流量测井、氧活化测井、电磁探伤测井等。

3.3 裂缝
发育裂缝对储层性能拥有改善的作用。

通过观察井下岩心可以看到，研究区长6储层虽然看起来非常致密，但是，会发育大批量的原生裂隙和次生裂隙，从而为油气运移提供优良的通道。

致密砂岩中，能很好的改造储层渗透率，根据相关数据可以得知，位于正宁地区四周裂缝发展最为旺盛，主要是以高角度未充填为主，裂缝中能清楚的看到油气。

油气的分布和此区域裂缝发育有非常大的关系，可以有效加强原有砂体中的的孔隙度以及渗透率。

4 结束语
综上所述，位于正宁地区长6储层碎屑颗粒都较为
细腻，含有的石英量低且岩屑和长石等含量高，在岩石类型中，主要的砂岩是长石岩屑砂岩以及岩屑长石砂岩为主。

而且，胶胶结较为强烈，会破坏调储层原生空隙，造成储层更为致密化。

参考文献
[1]谢惠丽，焦养泉，刘章月，等.鄂尔多斯盆地北部铀矿床铀矿物赋存状态及富集机理[J/OL].地球科学，2019，07（17）：1-15.
[2]杨智，邹才能，付金华，等.大面积连续分布是页岩层系油气的标志特征——以鄂尔多斯盆地为例[J].地球科学与环境学报，2019（4）：459-474.
[3]江涧，赵俊峰，李嫄.鄂尔多斯盆地子长地区延长组深水砂岩露头精细解剖[J].地球科学与环境学报，2019（4）：491-504.
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