張三，徐曉東，王慧玲，常森，章輝若

(1.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安710018；2.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西西安710018；3.陜西延安石油天然氣有限公司，陜西西安710018；4.中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，陜西西安710018；5.中國石油長慶油田分公司勘探部，陜西西安710018)

姬塬地區(qū)紅柳溝區(qū)塊長2、長3油藏控制因素分析及有利目標預測

張三1,2，徐曉東3，王慧玲1,2，常森4，章輝若5

(1.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安710018；2.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西西安710018；3.陜西延安石油天然氣有限公司，陜西西安710018；4.中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，陜西西安710018；5.中國石油長慶油田分公司勘探部，陜西西安710018)

近年來，在針對長4+5、長8油藏大規(guī)模提交儲量的同時，姬塬地區(qū)紅柳溝區(qū)塊長2、長3油藏也發(fā)現(xiàn)了多個油氣顯示井點，展示了良好的勘探評價前景。通過收集鉆井、錄井及測井資料，從地層對比、沉積相及儲層特征等方面入手，分析該區(qū)長2、長3油藏控制因素，認為長2、長3儲集層砂巖類型以長石砂巖為主，巖屑長石砂巖次之，儲層物性相對較好；區(qū)內油藏類型可分為構造—巖性油藏和巖性—地層油藏，東西向展布的鼻隆構造與三角洲平原分流間洼地泥巖遮擋是主要的油藏控制因素；優(yōu)選有利目標，開展井位部署，為下一步增儲建產提供依據(jù)。

姬塬地區(qū)；油藏控制因素；儲層特征；儲層孔隙

鄂爾多斯盆地是在克拉通基底上發(fā)育起來的大型坳陷盆地，于晚三疊世延長期主要發(fā)育河流—三角洲—湖泊相沉積，姬塬地區(qū)紅柳溝區(qū)塊位于盆地中西部，隸屬陜西省定邊縣，三疊系延長組是主要的含油層系，縱向上發(fā)育長9、長8、長6及侏羅系等多套含油層系[1-4]。屬多油層復合發(fā)育區(qū)，其中長7段發(fā)育優(yōu)質烴源巖，具備優(yōu)越的成藏條件[5-8]。近年來，隨著姬塬油田長4+5、長8規(guī)模儲量的提交，在長2、長3油藏也發(fā)現(xiàn)多個出油顯示。截止目前，該區(qū)塊內完成鉆探評價井130口，鉆遇長2、長3油層井45口，展示了良好的勘探評價前景。因此，在前人研究的基礎上，從沉積相、儲層特征及油藏控制因素等方面開展研究，優(yōu)選有利目標，為下一步井位部署及增儲建產提供重要依據(jù)。

1 構造背景與地層

鄂爾多斯盆地是華北陸臺解體后獨立發(fā)展起來的一個中生代大型內陸沉積盆地，其現(xiàn)今規(guī)模是在侏羅紀末期燕山運動中期逐步形成的。盆地經歷了早古生代陸緣海、二疊世—早三疊世華北內陸盆地和印支期后的殘延發(fā)展。在晚三疊世延長組早期，印支運動使盆地周緣抬升，形成一個面積大，水域廣、深度淺、基底平的大型淡—微咸水湖泊，沉積了厚達1 000～1500 m的三疊系延長組碎屑巖系。研究區(qū)構造相對簡單，總體呈東西向單斜，發(fā)育自北而南近東西向的局部微弱傾沒的排狀鼻狀隆起（圖1）。

圖1 研究區(qū)長31砂頂構造等值線圖Fig.1 Sand top structural contour map of Chang31formation in study area

三疊世延長組是盆地形成以后沉積的第一套內陸湖泊沉積，據(jù)其巖性和湖盆演化特征，自下而上劃分為長10至長1共10個油層組[9]。長10—長7為三角洲湖盆形成、擴大和全盛的湖進期，縱向上發(fā)育一套較粗的河流相—湖相泥沉積為主的正旋回沉積，平面上各期湖岸線向外擴展。長6—長1為建設型三角洲發(fā)育期與水退直至消亡的湖退期，縱向上呈湖相—三角洲平原相—河流相反旋回沉積，平面上各期湖岸線向內收斂。由于晚三疊世末期印支運動影響，盆地內延長組遭受不均一抬升剝蝕，盆內主要受侏羅世甘陜、寧陜、蒙陜等古河侵蝕，頂面形成了溝谷縱橫、階地層疊、殘丘起伏、坡凹蔓延的古地貌景觀，使得盆地內長3、長2及長1地層殘缺，遭受不同程度剝蝕。長2沉積期湖盆水體進一步變淺，湖盆收斂，河控性三角洲平原亞相大面積分布，分流河道砂體比較發(fā)育，自下而上可分為長23、長22、長21三個沉積旋回（圖2），其中大部分地區(qū)測井剖面表現(xiàn)為正韻律層序，部分井區(qū)因河流遷移以及相變使長22、長21呈反旋回。長1沉積期湖盆處于衰亡階段，盆地分解，主要發(fā)育深灰色—灰黑色泥巖、炭質泥巖、煤層及泥沼相沉積，成為長2沉積期的有效蓋層。

2 沉積相

沉積環(huán)境與沉積相劃分是一個綜合分析的過程，其中相標志是沉積相識別最直接的依據(jù)，是進行相分析和巖相古地理研究的基礎。本研究沉積相的識別劃分主要是在結合前人研究成果的基礎上，利用巖石顏色、巖性、結構、沉積構造及測井電性特征等資料進行綜合識別，認為該區(qū)長2、長3為三角洲平原相沉積，發(fā)育水上分流河道及分流間洼地。

水上分流河道砂體主要為淺灰綠色—灰綠色塊狀層理細砂巖、楔狀交錯層理細砂巖及平行層理細砂巖（圖3A），砂體常表現(xiàn)為粒度向上變細，由中—細砂巖、粉砂巖組成的正粒序。砂巖中往往含泥質條帶（圖3A），河道底部見沖刷面或突變接觸面。分流間洼地微相主要處于低能環(huán)境，所含化石較豐富，以碳化植物根莖為主（圖3B），沿層面密集分布。此外，蟲孔及生物擾動構造較為發(fā)育（圖3C）。

3 儲層特征

巖心觀察及巖石薄片鑒定表明，紅柳溝區(qū)塊長2、長3油層組砂巖主要為長石砂巖，另有少量巖屑質長石砂巖。輕礦物碎屑主要由三部分組成：長石類含量4.9%～57.0%，平均39.3%；石英含量16.2%～81.7%，平均為33.2%；巖屑含量4.8%～15.2%，平均12.1%。砂巖粒度主要為細粒，分選中等—好，磨圓度多為次棱角狀，以薄膜—孔隙及孔隙式膠結為主。

圖2 研究區(qū)長1－長3地層對比圖Fig.2 Stratigraphic correlation of Chang1－Chang3 in study area

圖3 研究區(qū)長2、長3儲層相標志及孔隙特征Fig.3 Facies marker and pores characteristics of Chang2 and Chang3 reservoirs in study area

紅柳溝區(qū)塊長2、長3油層組儲層填隙物含量總體不高，平均含量約10%左右，填隙物類型主要有高嶺石、綠泥石、伊利石、鐵方解石、白云石及自生石英等?？紫吨刑钕段锖烤愿邘X石為主，含量均大于3%。相對較高的高嶺石含量，主要與晚三疊世末期印支運動有關。由于晚三疊世末期印支運動使盆地內延長組遭受不均一抬升剝蝕，形成不整合面，大氣淡水淋濾作用普遍發(fā)生，使長石溶蝕而形成高嶺石。

成巖作用對碎屑儲集巖的孔隙形成、保存及破壞起著極為重要的作用，對儲層物性起著顯著的控制作用。通過普通薄片和鑄體薄片觀察、陰極發(fā)光、掃描電鏡及X衍射等分析，認為研究區(qū)長2、長3儲層主要的成巖作用類型有機械壓實作用、膠結作用、交代作用和溶蝕作用，其中綠泥石膜膠結成巖相和長石溶蝕成巖相為有利成巖相[10]（圖3D）。機械壓實作用主要發(fā)生于成巖早期，對埋深較淺的砂層作用十分明顯，它是本區(qū)原生孔隙減少的最主要原因之一，使儲層損失的原生孔隙高達12.5%～14.3%[11]。長2儲層膠結物類型主要有碳酸鹽膠物、黏土礦物膠結物、硅質和長石質膠結物及其它自生礦物，膠結作用是導致砂巖孔隙度減小、滲透率降低的主要原因之一。溶蝕作用主要表現(xiàn)為碎屑顆粒(長石、巖屑和云母等)和填隙物(方解石和黏土礦物等)的溶蝕，它是砂巖次生孔隙形成的主要作用，因而成為儲層質量改善的重要因素。

研究區(qū)長2、長3儲層孔隙類型以粒間孔為主，其次為長石溶孔，面孔率為8.6%～13.0%，平均9.9%，面孔率較高，體現(xiàn)了較好的儲集性能。粒間孔在沉積期形成并受機械壓實和化學膠結等作用改造填充，但未完全填塞的原生粒間孔隙，它是本區(qū)儲層的主要孔隙類型（圖3E）。溶蝕作用形成的粒間、粒內溶孔孔喉相對較粗大，連通性好，孔隙直徑一般為0.02～0.4 mm，這類孔隙可大大改善儲層物性條件（圖3F、G）。

4 油藏控制因素

姬塬地區(qū)紅柳溝區(qū)塊長2、長3油藏各小層均有分布，分流河道砂體與分流間洼地泥巖間隔發(fā)育，加之成巖致密帶的局部分布，配合西傾單斜背景上存在排狀鼻隆，形成構造—巖性油藏。此外，由于印支期的區(qū)域抬升和寧陜古河、蒙陜古河的下切作用，形成區(qū)域性不整合，這些不整合與分流河道砂體形成了一定規(guī)模的巖性—地層油藏。

4.1 構造控制著油氣的分布

紅柳溝區(qū)塊長2、長3河道砂體為北北東向展布，西傾單斜與北北東向砂體配置，成為構造—巖性油藏的形成基礎。其砂頂構造圖顯示出東高西低的單斜特征，其上傾方向分流間洼地泥巖南北向展布，形成東西向有利遮擋，而近東西向的鼻隆構造造成油藏的南北向封堵，成為有利成藏環(huán)境，并使大部分油藏在鼻隆高部位聚集（圖4）。這充分表明鼻隆構造對油氣分布的控制作用。

4.2 分流間洼地泥巖成為有效遮擋

研究區(qū)長2、長3油層組屬于三角洲平原沉積，分流河道砂體是主要儲集體。在西傾單斜背景基礎上，油氣向上傾方向運移，直到遇到上傾方向的有效蓋層及分流間洼地泥巖遮擋并聚集成藏。分流間洼地泥巖是形成構造—巖性油藏的必備條件。

4.3 成巖作用所形成的致密膠結砂體是泥巖遮擋的重要補充

成巖作用是保證砂體儲集能力的關鍵，特別是建設性成巖作用的發(fā)育有利于油氣的聚集和成藏[12]。研究區(qū)所發(fā)現(xiàn)的油藏，絕大部分都分布在綠泥石膠結成巖相和長石溶蝕成巖相的砂體中。此外，本區(qū)鼻狀隆幅度一般較小，很難形成大型的構造圈閉，圈閉往往要借助于巖性尖滅或巖性致密遮擋，才能擴大圈閉規(guī)模，碳酸鹽致密膠結砂體的發(fā)育，在局部可以封蓋油氣，是分流間洼地泥巖遮擋的重要補充。

4.4 不整合面之上泥巖封堵是形成巖性—地層油藏的基礎

在寧陜古河、蒙陜古河的中心為巨厚的砂體，但在古河邊緣則發(fā)育泥巖沉積，這種泥巖沉積往往對相鄰儲層油氣聚集形成有效封堵，從而形成高產油藏（圖5）。另外，長1沉積期全面平原、沼澤化所發(fā)育的泥質巖類，廣泛分布，除了局部有剝蝕外，厚度可達100～150 m，形成一套較好的區(qū)域性蓋層，因而長2能夠很好聚集油氣。

圖4 池59－池160長31油藏剖面圖Fig.4 Reservoir profile of Chang31reservoir of well C59－C160

圖5 研究區(qū)長3－長1成藏模式圖Fig.5 Accumulation model of Chang3－Chang1 reservoir

5 有利目標分布

針對研究區(qū)長2、長3油藏受構造控制明顯，在已有鉆井及試油資料的基礎上，開展小層砂體劃分，繪制砂頂構造等值線圖，結合地震構造及含油性預測，尋找構造高點（圖6），開展儲層綜合評價及有利目標預測（圖7），并針對長22、長31小層共建議部署井位11口，進一步擴大含油富集區(qū)面積，落實產建目標：在長22小層優(yōu)選出3個含油有利目標區(qū)，含油面積約28 km2，預計儲量規(guī)模為1 400×104t，可建產能20×104t（圖7a）；在長31小層優(yōu)選出2個含油有利目標區(qū)，含油面積約32 km2，預計儲量規(guī)模為1 600×104t，可建產能24×104萬噸（圖7b），為油田增儲上產提供了現(xiàn)實產建目標。

圖6 建議8井長3層地震測井疊加剖面圖Fig.6 Seismic profile of proposed 8 wells in Chang3 reservoir

圖7 研究區(qū)長22、長31有利目標區(qū)優(yōu)選及井位部署圖Fig.7 Favorable target areas optimization and well deployment of Chang22and Chang31reservoir in study area

6 結論與建議

1）姬塬地區(qū)紅柳溝區(qū)塊長2、長3屬三角洲平原亞相沉積，儲層主要為細粒長石砂巖，孔隙類型以粒間孔為主，其次為長石溶孔，面孔率平均為9.9%，儲集性能較好。

2）研究區(qū)油藏類型分為構造—巖性油藏和巖性構造油藏，西傾單斜及東西向展布的鼻隆構造是構造—巖性油藏形成的基礎，分流間洼地泥巖遮擋及成巖作用形成的致密砂巖封蓋是主要的油藏控制因素。

3）建議進一步加強地質地震相結合，落實砂體展布，精細刻畫構造形態(tài)，尋找構造高點，優(yōu)化井位部署，進而優(yōu)選有利目標。

4）紅柳溝區(qū)塊儲量潛力可觀，建議針對長2、長3低阻油藏的特征開展老井資料復查，重新認識老井儲層條件和測試產量，對老井及其周圍的勘探潛力進行重新評價和認識，落實井位部署，擴大有利目標范圍。

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（編輯：楊友勝）

Analysis of reservoir control factors and favorable target prediction of Chang-2 and Chang-3 reservoir in Hongliugou block of Jiyuan area

Zhang San1,2,Xu Xiaodong3,Wang Huiling1,2,Chang Sen4and Zhang Huiruo5
(1.Nation Engineering Laboratory of Exploration and Development of Low-Permeability Oil and Gas Field,Xi’an,Shaanxi 710018, China;2.Research Institute of Exploration and Development,PetroChina Changqing Oilfield Company,Xi’an,Shaanxi 710018, China;3.Shanxi Yan’an Oil and Natural Gas Company,Xi’an,Shaanxi 710018,China;4.No.5 Gas Recovery Plant of PetroChina Changqing Oilfield Company,Xi’an,Shaanxi 710018,China;5.Exploration Department of PetroChina Changqing Oilfield Company,Xi’an,Shaanxi 710018,China)

∶In recent years,a plurality of oil and gas shows of Chang-2 and Chang-3 oil reservoir which showed good prospects of exploration evaluation were found in Jiyuan area while submitting reserves in Chang-4+5 and Chang-8 oil reservoir.The control factors of Chang-2 and Chang-3 reservoir were analyzed from stratigraphic correlation,sedimentary facies and reservoir character?istics by collecting drilling data and logging data.The results showed that the reservoir-rock types in Chang-2 and Chang-3 reser?voir are mainly arkose and secondly lithic arkose sandstone,so that the reservoir properties were relatively superior.The reservoir types in the area can be divided into structural-lithological and lithological-stratigraphic reservoir.The EW spreading nose-uplift structure and the mudstone screen of delta plain inter distributaries area depression were the main controlling factors for reservoir. Then,favorable target areas were optimized and well deployment were carried out to provide a basis for the next step of increasing reserves.

∶Jiyuan area,reservoir control factor,reservoir characteristics,reservoir pore

TE121

A

2015-01-09。

張三（1982—），男，工程師，碩士，油氣藏綜合地質研究。