馮曉偉，時保宏

(1.西安石油大學，陜西 西安710065;2.延長油田股份有限公司靖邊采油廠，陜西 靖邊718500)

1 地質概況

研究區(qū)位于陜西省靖邊縣東坑鄉(xiāng)境內，面積約10km2。構造上位于鄂爾多斯盆地伊陜北斜坡的中東部，區(qū)域構造形態(tài)為寬緩的西傾單斜，坡降5～6 m/km。研究區(qū)延91和延92頂面構造具有良好的繼承性，在單斜背景上發(fā)育若干北東走向的低緩鼻隆。區(qū)內巖石礦物學特征為灰白色、淺灰色長石質石英砂巖為主。延安組為一套含煤巖系，屬于河流沼澤相沉積，在縱向上砂巖、泥巖、煤或炭質泥巖組成的進積型多旋回沉積，沉積初期多為巨厚多階性辮狀河較粗碎屑巖填充沉積，研究區(qū)延9屬于曲流河亞相充填沉積。

2 儲層特征

2.1 巖石學特征

研究區(qū)延9油層組砂巖巖石類型主要為巖屑質石英砂巖，少量長石質石英砂巖及長石巖屑質石英砂巖。砂巖碎屑顆粒含量較高，碎屑成分一般占巖石總體的60%～80%。石英占碎屑總體的50% ～92%，主要集中于75% ～85%之間;長石約占2% ～25%左右，以斜長石居多;巖屑一般介于10% ～20%之間，以隱晶巖、片巖以及千枚巖巖屑為主(圖1)。

圖1 延9巖石類型三角圖

延9油層組砂巖碎屑顆粒粒度一般介于0.15～0.4 mm之間，以0.2～0.35 mm之間最為常見，大多具細?！辛＝Y構，粉砂質結構次之，少量粗粒結構和細粉砂結構;砂巖分選性總體中等～較好，以細～中粒結構為主，夾少量粗粒碎屑和粉砂級碎屑;碎屑顆粒以次圓－次棱角狀為主，磨圓度中等;砂巖結構成熟度中等～較好。填隙物含量一般介于15～25%之間，主要為膠結物;膠結物的成分多樣，膠結物以高嶺石為主;膠結類型以孔隙式為主。

2.2 儲層物性、孔隙類型及結構特征

物性資料統(tǒng)計表明，延9砂巖孔隙度為7.2% ～16.7%，平均 12.2%，滲透率為 2.6 ×10－3～46.7 ×10－3μm2，平均10.7×10－3μm2，根據(jù)《地質礦產(chǎn)行業(yè)標準》中的儲層分類標準，砂巖儲層物性共分為5類儲層(見表1)。本區(qū)儲層具低孔低滲特征。

表1 砂巖儲層物性分類標準

研究區(qū)儲層孔隙類型以原生孔隙為主，即粒間孔隙，次之為粒內溶蝕孔隙和晶間微孔。粒間孔隙基本上是原生孔隙，其含量高低直接決定砂巖的儲集條件，是沉積顆粒經(jīng)過早期成巖作用后保留下來的粒間余孔，這類孔隙在埋深較淺的地層中較發(fā)育。另一類是石英次生加大后保留的粒間余孔，原生粒間余孔多具三角形、多邊形等形態(tài)，好的儲層原生粒間余孔很發(fā)育;粒間溶孔是在原生孔隙基礎上發(fā)育起來的，基本上反映了砂巖中次生孔隙的發(fā)育條件及狀況;組分內孔隙(包括晶間孔、雜基孔和粒內溶孔)，既有原生的也有次生成因的，孔徑較小、連通性較差，造成砂巖孔滲條件變差。粒內溶孔主要分布在長石和巖屑的粒內溶蝕，也可以是沿長石解理縫發(fā)育的微小孔縫，碎屑主體或整體被溶蝕形成的較大的粒內溶孔或鑄模孔。晶間溶孔本區(qū)主要分布在碳酸鹽膠結物內，孔徑一般為0.02～0.15 mm。此外還有長石和云母的解理縫和壓裂縫等，孔徑為0.005～0.11 mm。

本次研究選擇壓汞法研究孔隙結構。研究區(qū)延9砂巖主要屬河流相砂巖儲層，由于非均質性強，具中孔、中—低滲不均勻孔喉型和混雜孔喉特點。根據(jù)區(qū)塊地質特點和固有的孔隙結構，選擇了壓汞排驅壓力(Pd)、飽和度中值壓力(P50)、最小非飽和孔隙體積(Smin)等三項主要參數(shù)以表征孔隙結構特征。借鑒靖邊油田其他區(qū)塊的巖心分析資料可知平均排驅壓力、中值壓力均較低，分別為 0.06 MPa、0.20 MPa，中值半徑為 3.77 μm，平均喉道半徑為 4.61 μm，喉道分選系數(shù)為 3.00，歪度為1.33，壓汞曲線看，儲層排驅壓力低，進汞飽和度大，退汞率低，曲線平坦段明顯。結合李道品對鄂爾多斯盆地低滲透儲層孔隙結構的分類標準，可知本區(qū)延9儲層孔隙結構具有中孔中喉型，表明儲層分選性較好(圖2)。

圖2 靖37171毛管壓力曲線，915.37 m(鄰近區(qū)塊)

3 影響油氣富集的主控因素

3.1 沉積環(huán)境對油氣聚集的控制作用

沉積作用是形成儲層的基礎，它直接或間接影響著儲集砂體的時空展布、成巖作用和油氣運移與聚集成藏的規(guī)律。所謂沉積環(huán)境對油氣聚集的控制其實質上為沉積相對砂體類型及其孔滲性特征的控制，因為不同沉積相沉積的環(huán)境不同，其水動力條件有所不同，演化特征也有差異，因而所發(fā)育的砂體在物質成分、粒度、分選性、雜基含量及砂體的組合類型等方面各具特色，時空展布規(guī)律亦不盡相同，結果導致不同沉積微相的砂體有不同的物性特征和分布規(guī)律，形成沉積相對儲層的控制作用，也控制了油氣的聚集和分布(唐民安，2000)。主要體現(xiàn)在以下幾個方面。

1)河流沉積體系是本區(qū)良好的儲蓋組合配置:延9曲流河發(fā)育階段，本區(qū)沉積了較厚的河道砂體，砂體相互疊置，形成了連通性較好的儲層。而到了延9頂部、延8期，河漫灘發(fā)育比較普遍，從而沉積了大面積成片的泥巖、粉砂巖，覆蓋于早期沉積的厚層砂體上，而成為良好的蓋層，研究區(qū)這種有利的儲層和蓋層組合，為該區(qū)形成良好的油藏提供了有利的場所。

2)沉積相對儲層分布的控制:研究區(qū)最有利儲層發(fā)育的沉積相為河道邊灘砂壩，其展布和發(fā)育條件對儲集性能起主要控制作用。據(jù)鉆井資料的統(tǒng)計，研究區(qū)河道沉積區(qū)，在平面上呈帶狀展布，延伸方向為北西－南西向。河道最寬處為1.8 km，最窄處為0.47 km。大部分井砂地比在0.3以上，其中梁30－01井－探150井砂地比在0.1～0.3之間，探276井、探512井和探80井砂地比小于0.1。砂地比小于0.3的區(qū)域發(fā)育漫灘沉積，大于0.3的區(qū)域發(fā)育河道沉積，河道沉積構成了砂體骨架主體，也是主要的有利富集區(qū)。因此砂體的發(fā)育程度和沉積微相類型是成藏的基本條件，沉積砂體最厚，儲層最為發(fā)育。

3)沉積相對儲層儲集性能的控制:不同沉積體系形成時水動力條件強弱的差異，導致不同沉積體系沉積巖石粒度、雜基含量、顆粒的分選和磨圓等巖石成分成熟度和結構成熟度的差異，并對巖石在后期抗壓實能力及膠結作用強弱等成巖變化方面的產(chǎn)生不同程度的影響，最終表現(xiàn)為不同沉積體系巖石物性條件的不同。研究區(qū)延9儲層高滲儲集體分布區(qū)主要為河道砂壩砂體，這些沉積相的儲層物性好，無疑與其沉積環(huán)境水動力條件較強，粒度較粗，分選好一較好，雜基含量低密切相關。而側翼及河漫灘等微相由于水動力強度弱，粒度變細，分選性變差和雜基增多，因此物性變差。由此可見，儲層分類和儲層縱、橫分布明顯受沉積體系控制，有利的沉積體系常發(fā)育有利的儲集類型。

3.2 差異壓實成因的鼻隆構造對油氣富集的控制作用

在三疊系古地貌基礎上衍生而來的差異壓實作用形成的小幅度鼻隆是形成延9油層的最主要的因素。前侏羅系的古地貌正地形與延9頂面構造具有很好的繼承性，但鼻隆構造的圈閉范圍和閉合高度由下而上逐漸減少。延9鼻隆的凹/隆與三疊系侵蝕高地周邊溝梁相間的地形走向一致并且相間分布。這種鼻隆構造使得油氣自下而上垂向運移于這些壓實構造帶中，在合適的蓋層與遮擋條件下，比其他圈閉優(yōu)先捕捉油氣，成為油氣運移的有利指向和油氣富集的良好圈閉條件。目前所有已發(fā)現(xiàn)的侏羅系延9油藏均分布在這些局部構造的高點部位，產(chǎn)量均較高。

4 結語

(1)研究區(qū)延9油層組砂巖巖石類型主要為巖屑質石英砂巖，少量長石質石英砂巖及長石巖屑質石英砂巖，具細?！辛＝Y構，分選性總體中等～較好，顆粒以次圓－次棱角狀為主，磨圓度中等;砂巖結構成熟度中等～較好。膠結物以高嶺石為主，膠結類型以孔隙式為主。

(2)研究區(qū)延9儲層孔隙度平均為 12.2%，滲透率平均為 10.7×10－3μm2，屬低孔低滲特征，孔隙類型主要為粒間孔隙，粒內溶蝕孔隙次之，少量晶間微孔。由壓汞曲線可知，孔隙結構為中孔中喉型，儲層分選性較好。

(3)延9儲層油氣富集主要受沉積環(huán)境與差異壓實成因的鼻隆構造控制，沉積環(huán)境控制砂體類型及其孔滲性特征，進而控制油氣的聚集;差異壓實形成的鼻隆構造是油氣運移的有利指向和油氣富集的良好圈閉。砂體的發(fā)育程度和沉積微相類型是成藏的基本條件，孔隙度和滲透率的大小是油藏富集的決定因素，儲層砂體與構造的合理匹配是油氣富集的重要決定因素。

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