張金良

（延長油田股份有限公司 杏子川采油廠 陜西 延安 717400）

定邊新安邊油區(qū)長10儲層物性對成藏影響分析

張金良

（延長油田股份有限公司 杏子川采油廠 陜西 延安 717400）

三疊系延長組長10油層組是鄂爾多斯盆地定邊地區(qū)近年來新發(fā)現(xiàn)的深部勘探開發(fā)層系，為了明確長10油層組儲層特征與油藏分布控制因素的關(guān)系，尋找有效的深部儲層潛力開發(fā)區(qū)，為深部儲層勘探開發(fā)提供理論指導(dǎo)，在各類測試分析基礎(chǔ)上、結(jié)合試油試采資料，綜合分析評價長10油層組儲層特征及其油藏分布控制因素，研究表明：長10油層組儲層砂體以河道砂壩沉積為主，橫向變化快，物性差，孔隙度平均8.98%；滲透率平均0.84×10-3μm2，孔隙組合以殘余粒間孔-粒間溶孔組合為主，屬于小孔細(xì)吼型低孔特低滲-超低滲儲層；長10油藏的分布主要受儲層物性控制，宏觀上油藏主要分布在河道砂壩部位，微觀上，油藏分布主要受到喉道大小的控制，尋找河道砂壩主體部位的綠泥石膜發(fā)育帶是該區(qū)長10油層勘探取得突破的關(guān)鍵。

鄂爾多斯盆地；長10儲層；深部油藏；富集規(guī)律

0 引 言

隨著經(jīng)濟(jì)的迅速發(fā)展，能源的短缺問題也越來越嚴(yán)重，而作為重要的能源生產(chǎn)基地，延長油田，伴隨著近幾年的快速開采，位于淺部的油層已勘探殆盡[1]，因此需要盡快的尋找有利的接替層位，進(jìn)一步明確其油藏富集規(guī)律，為下一步的勘探開發(fā)提供有利的資源儲備區(qū)。位于鄂爾多斯盆地的吳起-定邊地區(qū)延長組下組合長8-長10油層組的勘探近年來取得重大突破，其研究受到廣泛關(guān)注，屈紅軍等人認(rèn)為吳定地區(qū)下組合長10期綠泥石膜發(fā)育形成局部高滲儲層，油藏具有“幕式充注、連續(xù)成藏”的特征，油藏分布主要受“近源、低壓、優(yōu)相”三大因素的控制[2]，但由于該區(qū)域長10油層組控制井位少，勘探時間不長，研究程度尚淺，特別是儲層發(fā)育特征及其油藏分布控制因素需根據(jù)大量的分析資料和結(jié)合最新勘探成果進(jìn)行系統(tǒng)分析，因此研究長10油層的賦存規(guī)律，對鄂爾多斯盆地油氣的可持續(xù)開發(fā)具有顯著的價值。

新安邊油區(qū)屬于延長油田定邊采油廠所管轄的油區(qū)之一，其主力開采油層為延長組長6油層組，但是隨著近幾年的勘探開發(fā)，在長10油層組也發(fā)現(xiàn)了較好的油氣顯示，成為新的勘探開發(fā)接替層系。研究區(qū)區(qū)域構(gòu)造位于鄂爾多斯盆地最為寬廣的伊陜斜坡帶北部，整體表現(xiàn)為西傾單斜，坡度僅1°左右，平均坡降6～8 m/km.長10時期代表鄂爾多斯盆地內(nèi)陸坳陷型湖盆發(fā)育的開始，以河流相和濱淺湖相為主，長10沉積期物源主要來自北-東方向，沉積期主要為一套河流相灰褐色中細(xì)粒長石厚層狀長石砂巖夾深灰色泥巖[3]。砂巖中富含濁沸石和方解石膠結(jié)物，表面呈不均勻的斑點狀，似花崗斑巖狀[4]。砂體發(fā)育橫向變化快，物性差，孔隙度平均8.98%；滲透率平均0.84×10-3μm2，屬于中-低孔，特低滲-超低滲儲層，儲層砂體具有類型多、厚度薄且連通性差，油水關(guān)系復(fù)雜等特征，其儲層特征及其油藏分布控制因素一直是制約該區(qū)長10油層組勘探取得突破的關(guān)鍵，因此，論文以沉積學(xué)及油氣成藏地質(zhì)學(xué)理論為指導(dǎo)，利用巖心描述、鉆測井資料、分析測試資料及試油生產(chǎn)資料為依據(jù)，系統(tǒng)開展下組合長10油層組儲層特征評價，分析油層富集控制因素，為下部勘探部署提供依據(jù)。

1 沉積微相特征

圖1 砂巖厚度等值線圖和沉積微相平面分布圖Fig.1 Sandstone thickness isoline and sedimentary micr of tacies

該期研究區(qū)砂體較發(fā)育砂體厚度0～15 m（圖1），砂巖厚度分布主要受沉積微相的控制，河道主流線部位砂巖厚度大于10 m，呈帶狀展布，主要為河道砂壩的沉積，由主流線向兩側(cè)依次變薄，并逐漸過渡為河道砂壩側(cè)緣的沉積微相，河道與河道之間，由于水動力減弱，逐漸過渡為河道間沉積，主要泥巖夾薄層砂巖沉積，砂巖厚度小于4 m.

2 儲層特征研究

2.1 儲層的巖石學(xué)特征

根據(jù)研究區(qū)6358井的巖心化驗分析結(jié)果，長10油層組巖石類型為灰褐色細(xì)、細(xì)-中粒長石砂巖，粒徑一般0.1～0.25 mm，最大粒徑在0.25～0.45 mm.顏色大都呈灰色、灰綠色，褐灰色及灰白色、薄層狀、中厚層狀至塊狀都可見。砂巖中石英碎屑含量平均約為27%，長石含量平均約為40%，巖屑含量平均約為12%.其中石英部分具有波狀消光，見次生加大邊；長石以中酸性斜長石、正長石和微斜長石居多，其它類型少見；巖屑包含黑云母、白云母和泥巖、板巖、石英巖、粉砂巖、白云巖及灰?guī)r等，砂巖的礦物成熟度較低。結(jié)構(gòu)成熟度較好-中，碎屑顆粒大都呈次棱角狀，分選中等-較好，反應(yīng)了低能量下的長物源運輸?shù)奶卣鳌Ｌ钕段镏饕懈邘X石、鐵方解石、方解石、綠泥石、硅質(zhì)等。長10儲層巖性的陸源碎屑成分以長石類為主，平均含量為41.7%，其次為石英類28.7%，巖屑類14.2%，填隙物15.4%，其中填隙物的各組分中，濁沸石含量最高，占到6.0%，其次為綠泥石膜占到4.6%，鐵方解石和石英質(zhì)分別占到1.8%和1.4%（表1）。

表1 新安邊油區(qū)長10砂巖填隙物含量表

2.2 孔隙特征

2.2.1 孔隙類型及組合特征

據(jù)鑄體薄片和掃描電鏡觀察分析，長10儲層的孔隙主要為殘余粒間孔，占總面孔率的32.4%，其次為粒間溶孔占總面孔率的28%，主要孔隙組合為殘余粒間孔-粒間溶孔組合，其次為粒間溶孔-粒內(nèi)溶孔及微裂縫孔隙組合（圖2）。

圖2 長10砂巖孔隙類型頻率分布圖Fig.2 Ore types frequency distribution in Chang 10 reservoir

1）剩余粒間孔隙。是該區(qū)砂巖儲集層的主要孔隙類型，占總面孔率的32.4%，孔隙直徑一般為0.03～0.15 mm.在掃描電鏡觀察分析中，此類孔隙分布很不均一，具有強烈的非均質(zhì)性，大部分孔隙被薄膜式綠泥石和方解石、白云石膠結(jié)，此類孔隙廣泛分布于儲層中，孔隙分布均勻，連通性較好，綠泥石膜是保持儲層物性的重要原因（圖3）；

2）溶蝕粒間孔隙。溶蝕粒間孔隙是該區(qū)儲集層的第二大孔隙類型，占總面孔率的28%，孔隙直徑一般為0.08～0.2 mm,通常長石與方解石容易被溶解，除此之外，在溶蝕孔隙中間，往往存在一些云母、巖屑和綠泥石化的碎屑[5]。溶蝕粒間孔隙通常具有較好的連通性好，通過掃描電鏡的觀察和分析，可清晰見到此類孔隙非常不均勻的分布在巖石中 （圖4）。

3）溶蝕粒內(nèi)孔隙。通過鑄體薄片和掃描電鏡觀察分析，溶蝕粒內(nèi)孔隙多見于長石、云母和部分巖屑內(nèi)，常見溶蝕粒內(nèi)孔隙與溶蝕粒間孔隙連通[6]。溶蝕粒內(nèi)孔隙是本區(qū)砂巖的主要孔隙類型之一，其孔隙半徑大部分為0.03～0.15 mm，常見與溶蝕粒間孔隙伴生分布，但分布很不均勻。

4）自生礦物的顆粒晶間微孔隙：主要有自生綠泥石晶間微孔隙和自生高嶺石晶間微孔隙[7]，孔隙直徑一般為1～5 μm，并且具有一定連通性，此類孔隙是該類砂巖儲層的主要孔隙類型之一。此外粉細(xì)砂巖和部分中粒砂巖中分布有一定量的自生伊/蒙混層、伊利石晶間微孔隙。

5）微裂縫孔隙：主要有3種。一種是顆粒間縫隙和云母碎屑、長石碎屑的解理縫，有些可見被瀝青質(zhì)充填，由于它們形成較早，分布普遍，因此對于粒間孔隙與粒內(nèi)孔隙的連通起了重要作用[8]。另一種是粒內(nèi)裂縫，主要為機(jī)械壓實作用造成的壓實裂縫，此類裂縫主要見晚成巖階段，表現(xiàn)為剛性的碎屑顆粒長石、石英等出現(xiàn)的裂紋或微縫[9]，第三種為切穿顆粒的構(gòu)造裂縫，這些裂縫和裂紋多數(shù)被瀝青和黃鐵礦充填，說明它們的出現(xiàn)早于油的運移或趨于同期[10]。

圖3 綠泥石薄膜膠結(jié)物及粒間孔（定探6343井）Fig.3 Chlorite encapsulated pore formed intergranulary pores（DT6343）

圖4 濁沸石連晶式膠結(jié)物及其溶蝕孔（定探6343井）Fig.4 Laumontite crystal stock cement and solution pore（DT6343）

2.2.2 孔隙微觀結(jié)構(gòu)特征

圖5 定探6358長10毛管壓力曲線Fig.5 Chang10 capillary pressure curve

從壓汞曲線資料分析可以看出（圖5），長10油層壓汞曲線整體表現(xiàn)為排驅(qū)壓力較低<1 MPa，曲線基本上呈緩斜坡型（如42#和38#樣），個別樣品呈現(xiàn)雙斜坡形態(tài)（如36#與44#樣），說明長10儲層孔喉的非均質(zhì)性較強，結(jié)合薄片分析資料可知，42#與38#樣品孔隙類型主要以殘余粒間孔和粒間溶孔為主，儲層分選性較好，綠泥石薄膜發(fā)育，但排驅(qū)壓力較高，退汞效率高；44#樣品，微裂縫連通了粒內(nèi)溶孔與粒間孔，孔喉半徑增大，排驅(qū)壓力降低，孔隙的儲集能力增加，退汞效率低，因此可知微裂縫對儲層孔隙的儲集能力有明顯的貢獻(xiàn)作用。

總體上長10儲層排驅(qū)壓力平均為0.57 MPa，中值半徑為0.73 μm，最大進(jìn)汞飽和度為81.88%，退汞效率為28.36%，孔喉分選系數(shù)2.05，儲層的分選性中等，主要為微-細(xì)喉道。

3 長10儲層油藏分布影響因素分析

圖6 長10儲層孔隙度與油藏分布疊合平面圖Fig.6 Porosity and oil reservoir distribution congruent graph of Chang10 reservoir

圖7 長10儲層滲透率與油藏分布疊合平面圖Fig.7 Permeability and oil reservoir distribution congruent graph of Chang10 reservoir

從圖6，圖7中可以看出，長10油藏的分布主要受到2個因素控制，第一,油藏宏觀分布受到沉積微相的控制，含油區(qū)大面積分布在分流河道砂壩部位，局部分布在分流河道的側(cè)緣部位；第二，從微觀上來看，油藏分布與孔隙度的相關(guān)性小于與滲透率的相關(guān)性，說明油藏的分布主要受到滲透率的控制，而滲透率的大小受控于喉道的大小分布，研究區(qū)長10油藏在分流河道部位孔隙度與滲透率的相關(guān)性較好，說明主河道部位孔隙類型以剩余粒間孔為主，大部分的孔隙由綠泥石膜環(huán)包圍著，通常綠泥石膜發(fā)育程度與剩余粒間孔隙發(fā)育程度具有一定的相關(guān)性，綠泥石膜發(fā)育的部位，成巖作用相對比較弱，主要以壓實作用為主[11]，因而剩余粒間孔也比較發(fā)育，通常此類孔隙類型的儲集空間比較大，喉道大小分布比較均勻，喉道連通性也強；而在河道側(cè)緣部位孔隙度與滲透率的相關(guān)性較差，說明此處孔隙受后期的成巖作用影響較大，尤其是后期的碳酸鹽膠結(jié)作用較強，破壞了前期形成的孔隙，也有一些巖屑和粘土填隙物經(jīng)后期改造溶蝕形成[12]，膠結(jié)物晶間孔也比較發(fā)育，該類孔隙孔喉半徑極小，所以它們面孔率很小，所提供的儲集空間甚微，主要儲集不能流動的殘余油，但是如果微裂縫發(fā)育連通粒內(nèi)孔隙，同樣可以起到較好的儲集能力。

4 結(jié) 論

1） 新安邊地區(qū)長10儲層主力含油層位為長101-2小層，該小層砂體較發(fā)育，砂體厚度0～15 m，河道主流線部位砂巖厚度大于10 m，呈帶狀展布，主要為河道砂壩的沉積；

2）長10油層組巖石類型為灰褐色細(xì)、細(xì)-中粒長石砂巖；填隙物主要有高嶺石、鐵方解石、方解石、綠泥石、硅質(zhì)等；主要孔隙組合為殘余粒間孔-粒間溶孔組合，其次為粒間溶孔-粒內(nèi)溶孔及微裂縫孔隙組合；微裂縫對儲層孔隙的儲集能力有明顯的貢獻(xiàn)作用；

3）長10油藏的分布主要受到以下2個因素控制，第一，油藏宏觀分布受到沉積微相的控制，含油區(qū)大面積分布在分流河道部位，局部分布在分流河道的側(cè)緣部位；第二，從微觀上，油藏的分布主要受到喉道大小的控制，尋找河道砂壩主體部位的綠泥石膜發(fā)育帶是該區(qū)長10油層勘探取得突破的關(guān)鍵。

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Influence of Chang 10 reservoir physical property onoil layer formation of Xinanbian oil region in Dingbian

ZHANG Jin-liang

（XingzichuanOilProductionPlant，YanchangPetroleumCo．,Ltd．,Yan’an717400，China）

Chang 10 reservoir of Triassic system was a new deep exploring and development reservoir.In order to research the mechanism of deep oil reservoir in Ordos Basin,find effective deep oil reservoir potential area, provide theoretical guidance to the exploration and development,based on test analysis, combined with well testing and early production test data, the lithologic characteristics and the distributions of Chang 10 reservoir was analyzed and evaluated. The results showed that the main sand of Chang 10 reservoir lies in distributary’s channel, changed drastically in lateral direction with poor physical property,average porosity 8.98%, and average permeability 0.84×10-3μm2.Main types of pores was dominated by residual inter-granular space with partial grain solutional voids, which belongs to low porosity, special to super-low permeability reservoir. The distributions of Chang 10 reservoir was controlled by 2 reasons,that is in microcosmic was sedimentary micro-facies,most of oil bearing area lies in distributary channel,partial in lateral border; in macroscopic the distribution relativity with porosity is less than permeability.A conclusion is drawn that the distribution was controlled by the size of throat.In order to improve the success rate of exploration,the key factor for deep hydrocarbon accumulation was to find the development zone of chlorite membrane in the main part of the sand dam.

erdos basin; Chang 10 reservoirs; deep reservoirs; enrichment regularity

2014-05-12 責(zé)任編輯：李克永

陜西省教育廳專項科研計劃項目（2010JK919）

張金良（1984-），男，陜西靖邊人，工程師，E-mail:zhajl55@163.com

10.13800/j.cnki.xakjdxxb.2015.0518

1672-9315（2015）05-0638-06

TE 122

A