甘谷驿油田北部延长组长6低阻油层成因机理分析

摘 要：甘谷驿油田北部延长组长6储层孔隙结构复杂，储层低电阻率成因。利用测井信息及油田整体油藏分布，对油田南部正常长6油层和油田北部低阻（相对）长6油层的电性特征做了对比研究和评价，分析各种因素对长6储层形成低阻的影响，

关键词：甘谷驿油田 储层特征 低阻油藏

一、储层特征分析

1.岩石学特征

根据岩心观察及室内岩石薄片鉴定结果，油田北部长6储层岩性主要为灰色细粒长石砂岩，占各类储层的57.8%～77.5%，其次为中粒砂岩和粉砂岩，分别占11.8%～37.2%和0.1%～16.5%，粗砂岩极少。储层砂岩碎屑颗粒多呈次棱角状，分选性中等-较好，主要粒级细砂的含量一般在70%以上，杂基含量中等，反映为中等强度水动力条件和中等搬运距离的沉积。胶结类型为孔隙式和孔隙-接触式，颗粒多呈点-线接触，以线接触为主。

2.孔隙结构特征

根据储层岩石铸体薄片、图像孔隙、毛管压力曲线及扫描电镜等资料，本区长6油储层的孔隙结构类型以III类（中孔微细喉型）、IV类（小孔微细喉型）为主，含少量的II类（中孔细喉型）和I类（中孔中细喉型）（图1）。

中孔微细喉型：平均孔隙直径80～50μm，平均喉道半径为0.5～0.2μm。其渗透率为（0.1～0.3）×10-3μm2。

小孔微细喉型：平均孔隙直径10～50μm，平均喉道半径小于0.2～0.5μm。渗透率为（0.1～0.15）×10-3μm2。

3.储层物性特征

3.1 孔隙度、渗透率相关性分析

油田北部长6储层孔隙度与渗透率相关性较差，相关系数不到0.26（图2），说明孔隙度和渗透率的变化一方面受多重地质因素综合影响，另一方面又并非受相同因素控制，而具有并不完全相同的演化轨迹。由于油田北部长6砂岩微孔隙比较发育，其对孔隙度具有重要贡献，但由于多呈孤立分布，因而对渗透率贡献不大。对渗透率贡献较大的主要是成岩作用晚期形成的溶蚀孔隙。因此，在孔隙度小于一定值时，随孔隙度增大，渗透率增加不大，主要贡献来自残余粒间孔和微孔隙；但当孔隙度大于一定值时，渗透率快速增大，其主要贡献来自溶蚀孔的发育。

3.2孔隙度、渗透率分布规律

根据油田北部5口井403块岩心分析资料统计结果，长6孔隙度主要分布在7%～11%之间；渗透率最大值6.77×10-3μm2，最小值0.01×10-3μm2，平均值为0.85×10-3μm2。油田北部长6储层总体表现为特低孔隙度、特低渗透率特征。

二、低电阻率成因分析

储层电阻率是用测井资料判断含油性必不可少的重要参数，电阻率的高低受多种因素影响，如岩性、粘土、导电矿物、地层水矿化度等，明确影响电阻率的主要因素是研究低电阻率成因的基础。

1.粘土作用

在胶结物中，绿泥石在本区长6砂岩中，几乎所有砂岩中都可见到，平均含量达2.5%，占胶结物总量的24%左右；在伊利石和伊/蒙混层粘土矿物较发育的井段，残余粒间孔大多变为晶间微孔，原生孔隙度损失并不大，为0.5%-1%。粘土总含量较低，泥质总含量对电阻率产生影响较小，泥质含量对电阻率影响不是主要影响因素。

2.油水分异作用

甘谷驿油田长6储层主要集中在300～600米范围内，且由于水平缝储层影响，油水无垂向分异，在成藏过程中对含油饱和度降低无影响，因此也不是形成低阻的主要影响因素。

3.导电矿物作用

岩心观察和大量的铸体薄片镜下鉴定结果表明，本区长6储层的岩性主要为灰～灰绿色长石细砂岩，占60%左右，其次为粉-细砂岩和中-细砂岩。砂岩中碎屑颗粒一般占85%～95%，以长石为主，其次为石英、岩屑、云母和少量的重矿物。导电矿物主要为稳定性差的黄铁矿等，其含量小于1%，不能成为形成低阻的因素。

4.钻井液侵入作用

甘谷驿油田主要采用清水钻井，矿化度低，导电性能差，近井地带由于清水侵入，其八测向、中感应均高于深感应。钻井液也不是形成低阻的主要影响因素。

5.边水侵入作用

甘谷驿油田北部接壤青平川油田，青平川油田主力开发油层为长2+3，长6储层基本无形成工业油流含油区，根据对甘谷驿油田长6含油区以外20余口探井测井、试油、岩心、岩屑资料分析整理，区外差6普遍存在砂体，试油结果一般为水带油花或者纯水井。根据地层水化验分析，区外水分析数据与北部储层水分析基本一致。在地层构造方面，延河北部从北向南逐渐变高，北部边水的持续侵入造成含水饱和度增高，对低阻油层的形成起主要因素。

参考文献

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