計 紅，趙衛(wèi)衛(wèi)，王乃軍

(西安石油大學，陜西 西安 710065)

鄂爾多斯盆地下寺灣地區(qū)延長組長2油層組儲層特征

計 紅，趙衛(wèi)衛(wèi)，王乃軍

(西安石油大學，陜西 西安 710065)

下寺灣地區(qū)為鄂爾多斯盆地主要勘探區(qū)域。在大量收集樣品孔滲資料的基礎上，對該油區(qū)巖石學特征、成巖作用特征、孔隙結構特征、儲層物性特征進行了分析和評價。研究結果表明:在下寺灣地區(qū)長2油層組儲層中，主要的巖石類型為淺灰色—灰色細粒長石砂巖;成巖作用主要有壓實作用、膠結作用和溶解作用;孔隙空間類型主要為粒間孔和溶蝕孔隙;基于物性分析資料，根據碎屑巖儲集層的劃分標準斷定研究區(qū)主要發(fā)育Ⅱ類儲層，巖性主要為中—細砂巖，屬于中低孔隙度、低—特低滲儲層。研究結論對于研究區(qū)勘探開發(fā)具有十分重要的作用。

長2油層組;儲層特征;孔隙度;滲透率;鄂爾多斯盆地;下寺灣地區(qū)

引言

鄂爾多斯盆地是中國第二大含油氣盆地［1］，位于華北地臺西緣，是1個多構造體系、多旋回演化、多沉積類型的克拉通盆地。下寺灣油田位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡東南部，目前已發(fā)現多套含油氣層系，中生界三疊系延長組油氣儲集最為富集，自上而下細分為長1～長10等10個油層組，主要含油層位為三疊系延長組長2段［2－3］。根據沉積旋回又近一步將長2油層組內部劃分為長21、長22和長233個亞組。

1 巖石學特征

研究區(qū)儲層主要為淺灰色—灰色細粒長石砂巖，其次為中—細粒長石砂巖和粉細—細粒巖屑長石砂巖［4－5］(圖1)，碎屑顆粒含量為74% ～94%，均值為88.24%，以長石為主，其次為石英、巖屑、云母。其中長石含量為 23% ～56%，平均為50.37%;石英含量為 21% ～45%，平均為26.08%;巖屑含量平均為8.5%，以噴發(fā)巖(平均為2.02%)、石英巖(平均為1.92%)、板巖(平均為0.98%)、千枚巖(平均為0.97%)、片巖(平均為0.95%)為主;云母含量一般為1.4%～8.0%，均值為3.2%，且黑云母泥化深;重礦物成分以簾石、榍石、石榴石和磷灰石為主。填隙物的組分以膠結物為主，幾乎不含雜基(表1)。

圖1 下寺灣地區(qū)長2油層組砂巖組分

表1 下寺灣地區(qū)長2砂巖儲層碎屑及填隙物含量分布頻率

2 成巖作用特征

2.1 機械壓實作用

壓實作用在長2油層組砂巖中表現為石英和長石等剛性碎屑顆粒沿其薄弱解理面破裂，泥質、黑云母等塑性碎屑受到擠壓作用發(fā)生彎曲變形、伸長或被硬碎屑嵌入，呈假雜基填塞于孔隙中;云母、長石等片柱狀礦物常沿長軸方向定向排列［6－7］(圖2a、b)。

2.2 膠結充填作用

隨著儲層埋藏深度的增加，溫度、壓力呈上升趨勢，孔隙流體中的自生礦物以膠結作用的方式充填砂粒間孔隙，導致儲層孔滲性降低。該區(qū)長2油層組砂巖中除成巖早期形成的綠泥石黏土薄膜及由壓溶作用形成的石英次生加大外，膠結物主要為方解石、濁沸石、長石質及硅質［8］，部分砂巖中見伊蒙混層、黃鐵礦、重晶石、硬石膏等膠結物，以方解石為主(圖2c、d)。

2.3 溶蝕作用

長2儲層中的溶蝕作用主要表現為碎屑顆粒(長石、巖屑)的溶蝕和填隙物(方解石、黏土礦物)的溶蝕，其中長石溶孔成為該區(qū)的主要次生儲集空間，占總孔隙的80%～90%，使研究區(qū)長2砂巖儲層的孔隙度上升到目前的12%～18%。溶孔直徑從數微米至數十微米，個別可達200 μm以上。溶孔的形成也使孔隙喉道的發(fā)育及孔喉間的連通性得到改善(圖2e、f)。

3 孔隙結構特征

3.1 孔隙類型

(1)粒間孔隙。是儲層的主要孔隙類型，包括原生粒間孔和殘余粒間孔。前者為早期綠泥石黏土襯邊包圍或半包圍的碎屑顆粒之間的原生粒間孔;后者為由石英、長石次生加大，方解石、黏土礦物充填膠結之后形成的殘余粒間孔。

(2)次生孔隙。主要為溶蝕作用產生的溶蝕孔隙(粒間溶孔、長石溶孔、巖屑溶孔)，孔隙類型統計顯示，長2油層組溶蝕型次生孔隙占總孔隙空間的33.2%，次生孔隙對改善本區(qū)長2儲層的物性起著非常重要的作用。

3.2 孔隙結構特征

本文選擇20塊樣品對長2油層組進行孔滲性分析數據統計(表2)。

表2 下寺灣地區(qū)長2儲層孔隙結構參數

3.3 孔喉分類

長2儲層主要粒徑為0.10～0.30 mm，最大粒徑為0.36 mm;孔徑為30.00～100.00 μm，平均孔徑為80.57μm;平均喉道半徑為0.44 μm。據前人對鄂爾多斯盆地三疊系延長組儲層孔隙和喉道的分級標準和命名原則，研究區(qū)長2油層組屬于中孔細喉型。

4 物性特征

長22儲層孔隙度最小為 4.6%，最大為18.3%，平均為13.91%，中值為14.2%;主要孔隙度為10%～18%;滲透率最小為0.02×10－3μm2，最大為9.35×10－3μm2，主要滲透率為0.5×10－3～5.0×10－3μm2，平均為1.73×10－3μm2，中值為0.9×10－3μm2，為中低孔隙度、低滲透率儲層。

長23儲層孔隙度最小為 2.8%，最大為18.6%，平均為14.85%，中值為15.2%;主要孔隙度為12%～18%;滲透率最小為0.02×10－3μm2，最大為85.87×10－3μm2，主要滲透率為0.5×10－3～10.0×10－3μm2，平均為9.06×10－3μm2，中值為2.3×10－3μm2，滲透率分布很不均勻，呈跳躍式分布，為中低孔隙度、低滲透率儲層。

長2儲層孔隙度最小為 2.7%，最大為18.5%，平均為14.11%，中值為14.4%;主要孔隙度為12%～18%，滲透率最小為0.02×10－3μm2，最大為85.83×10－3μm2，主要滲透率為0.5×10－3～10.0×10－3μm2，平均為3.86×10－3μm2，中值為1.0×10－3μm2，為中低孔隙度、低滲透率儲層。

5 儲層評價

為了綜合全面地評價下寺灣地區(qū)三疊系延長組儲層，本文參考趙靖舟等關于低滲透碎屑巖儲集層的劃分標準，該劃分方案已在鄂爾多斯盆地中生界油氣儲層評價以及勘探選區(qū)方面得到了較好的應用。

由樣品孔隙度和滲透率的分布情況可知本區(qū)主要發(fā)育Ⅱ類儲層，巖性主要為中—細砂巖，屬于低—特低滲儲層。

6 結論

(1)鄂爾多斯盆地下寺灣地區(qū)長2油層組儲層主要為淺灰色—灰色細粒長石細砂巖，碎屑顆粒含量以長石為主，其次為石英、巖屑、云母和少量的重礦物及火山碎屑。

(2)研究區(qū)長2油層組儲層孔隙度為12% ～18%，滲透率為0.5×10－3～10.0×10－3μm2，為中低孔隙度、低滲透率儲層。

(3)研究區(qū)長2油層組孔隙類型以粒間孔為主，溶蝕型次生孔隙占總孔隙空間的33.2%，主要包括粒間溶孔、長石溶孔、巖屑溶孔。

［1］楊縣超，李旦，康立明，等.鄂爾多斯盆地韓渠—張?zhí)烨貐^(qū)長2油層沉積相及儲層特征［J］.吉林大學學報:地球科學版，2010，40(1):38－47.

［2］白玉彬，趙靖舟，章愛誠，等.蟠龍油田三疊系長2油組油氣富集規(guī)律［J］.西南石油大學學報:自然科學版，2010，32(4):68－71.

［3］向連格，等.靖邊油田延長組長2油層組儲層特征及影響因素［J］.地質學刊，2010，34(2):141－143.

［4］戴勝群，等.下寺灣地區(qū)油氣富集特點及勘探方略［J］.斷塊油氣田，2009，16(4):43－44.

［5］金祥純.陜北油區(qū)豐富川油田長2油層油氣成藏規(guī)律研究［J］.特種油氣藏，2007，14(1):45－48.

［6］吳少波，趙靖舟，羅繼紅，等.子長油田上三疊統長2油層組儲層成巖作用及物性的影響因素［J］.西安石油學院學報:自然科學版，2003，18(4):8－11.

［7］馮娟萍，李文厚，歐陽征健，等.河流相和三角洲相儲層成巖作用及其對儲層的影響——以青化砭油田長2油層組和長6油層組砂巖為例［J］.地球學報，2008，29(2):190－198.

［8］朱廣社，李相明，別旭偉，等.安塞油田長2油層儲層特征［J］.石油天然氣學報，2005，27(6):857－858.

Reservoir characteristics of the Chang－2 oil unit in Yanchang formation of Xiasiwan area in Ordos basin

JI Hong，ZHAO Wei－wei，WANG Nai－jun
(Xi’an University of Petroleum，Xi’an，Shaanxi710065，China)

The Xiasiwan area is an important exploration region in Ordos basin.Based on an enormous amount of poroperm data，this paper analyzes and evaluates the petrology，diagenesis，pore structure and reservoir physical property of this area.The results show that，in the Chang－2 oil unit of Xiasiwan area，the dominant rock type is light grey－grey fine arkose;the diagenesis mainly involves compaction，cementation and dissolution;the pore space types mainly are intergranular pore and dissolved pore.Based on physical analysis data and the classification criteria for clastic reservoirs，it is determined that ClassⅡreservoirs are dominant in the study area，with medium－fine sandstone as the major lithology，belonging to mid－low porosity，low－ultra low permeability reservoirs.The study result is of significant importance to exploration and development in Xiasiwan area.

Chang－2 oil unit;reservoir characteristics;porosity;permeability;Ordos basin;Xiasiwan area

TE122.3

A

1006－6535(2012)03－0043－03

10.3969/j.issn.1006－6535.2012.03.010

20111008;改回日期:20111205

國家自然科學基金項目“鄂爾多斯盆地延長組連續(xù)型巖性油藏成藏機理與地質特征(41102083)

計紅(1987－)，女，2009年畢業(yè)于中國石油大學(華東)應用物理學專業(yè)，現為西安石油大學礦產普查與勘探專業(yè)在讀碩士，專業(yè)方向為油氣成藏地質學。

編輯林樹龍