蔣鈞，肖博文，趙遷，莊騰騰，高曦，羅恒，孫典豪

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川750006）

彭陽長8油層儲層特征研究

蔣鈞，肖博文，趙遷，莊騰騰，高曦，羅恒，孫典豪

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川750006）

彭陽油田位于鄂爾多斯盆地西南部，橫跨西緣斷褶帶及天環(huán)坳陷兩個構(gòu)造單元。自2012年首次在彭陽長8油藏勘探獲得發(fā)現(xiàn)以來，2013-2014年加大勘探開發(fā)力度，通過探評骨架井的實施，控制落實油藏規(guī)模，并已滾動建產(chǎn)2.1萬t。隨著開發(fā)規(guī)模的逐漸加大，各項基礎(chǔ)研究的開展也顯得尤為重要。本文主要闡述在區(qū)域地質(zhì)背景條件下長8油藏的沉積相，并根據(jù)各項資料對長8油藏的儲層特征進(jìn)行研究，分析油藏的主控因素，并結(jié)合當(dāng)年產(chǎn)建實施情況加以驗證，為后續(xù)產(chǎn)建開發(fā)提供基礎(chǔ)資料。

彭陽油田；三疊系；長8

彭陽油田位于鄂爾多斯盆地西南部，橫跨西緣斷褶帶及天環(huán)坳陷兩個構(gòu)造單元，行政隸屬寧夏自治區(qū)彭陽縣，面積為2 523.2 km2。截至2012年底，共有采油井117口，開井90口，產(chǎn)油能力352 t/d，綜合含水53.8%，采油速度2.13%，采出程度8.23%；開注水井15口，日注286 m3，月注采比0.34，累計注采比0.16，但深層系一直未能取得重大突破。

2012年實施探井演78首次在長8試油獲得油田發(fā)現(xiàn)。2013年加大深層系研究勘探實施力度，圍繞演78井重翻該區(qū)所有探評井資料19口，結(jié)合區(qū)域地質(zhì)背景，初步篩選彭陽南部為長8油藏勘探有利區(qū)，實施骨架7口，井均鉆遇砂層23.8 m，油水層9.5 m，3口試油獲得工業(yè)油流，試采效果好（初期單井產(chǎn)量2.4 t/d，含水41.8%），彭陽長8油藏勘探開發(fā)取得突破。

2014年圍繞探評骨架實施滾動建產(chǎn)，動用含油面積4.5 km2，完鉆38口井（含5口骨架），投產(chǎn)17口，初期井均日產(chǎn)油2.5 t，含水61.3%，建產(chǎn)能2.1萬t。

1　長8油層沉積相類型

沉積相是油氣儲層賴以發(fā)育的物質(zhì)基礎(chǔ)，為一個沉積單元中所有原生沉積的總和，是某一特定沉積環(huán)境的產(chǎn)物，因而具有該環(huán)境特有的沉積特征，它不僅決定儲層的巖性特征和原生孔隙的發(fā)育，并且影響儲層的成巖作用與孔隙演化，基于鉆井巖芯巖相及測井相等資料所進(jìn)行的沉積相及其展布的精細(xì)分析，可以宏觀地把握砂體的發(fā)育及空間展布規(guī)律，進(jìn)而為有利目標(biāo)評價提供重要的基礎(chǔ)性依據(jù)。

1.1沉積背景

晚三疊世時鄂爾多斯盆地已進(jìn)入內(nèi)克拉通盆地發(fā)育時期，盆地已經(jīng)完全轉(zhuǎn)變?yōu)殛懴喑练e環(huán)境，中生界上三疊統(tǒng)延長組是一套以大型內(nèi)陸凹陷盆地為背景，以河流和湖泊相為主的陸源碎屑巖沉積，底部與中三疊紙坊統(tǒng)呈假整合接觸，形成了中生界主要的含油層系。直羅組、安定組沉積時，隨著西緣逆沖的加強(qiáng)，在盆地西側(cè)產(chǎn)生巨大的構(gòu)造負(fù)荷，天環(huán)坳陷開始出現(xiàn)雛形。

三疊紀(jì)末的印支運(yùn)動使盆地整體抬升，盆地內(nèi)的上三疊統(tǒng)延長組遭受較長時間的風(fēng)化剝蝕，在鄂爾多斯地區(qū)形成河谷縱橫，殘丘廣布的的古地貌景觀，在這種溝谷縱橫、山高谷深的古地貌背景上開始了侏羅系富縣組和延安組延10填平補(bǔ)齊式的古河沉積。隨著填平補(bǔ)齊沉積作用的完成，鄂爾多斯盆地逐漸形成準(zhǔn)平原化沉積環(huán)境，沼澤發(fā)育，植被縱生，為后期成煤奠定基礎(chǔ)。到延安組的延9期，沉積時幾乎不受這種古地貌的控制，其格局與富縣組明顯不同，主要是平原河流-河沼相沉積，形成煤系地層［1］。

1.2沉積相

一般認(rèn)為不同水動力條件下形成的沉積體、沉積構(gòu)造及沉積序列在測井曲線上具有不同的響應(yīng)形態(tài)。如主河道沉積，由于沉積時水動力較強(qiáng)，細(xì)粒的粘土礦物不易沉積而具有較低的自然伽瑪值；而河漫沉積，由于沉積時水動力較弱，細(xì)粒的粘土礦容易沉積而具有較高的自然伽馬值。又如鐘形反映能量向上減弱，顆粒變細(xì)的特征；箱形反映了沉積充填過程能量一致，物源供應(yīng)充足，是洪水期能量較強(qiáng)的河道充填過程；漏斗形代表砂體向上能量加強(qiáng)，顆粒變粗，反映了上部牽引流流量及攜砂量增大或受波浪改造的特征等。彭陽長8油藏主要以中、粗粒砂巖河流沉積為主，局部有湖泊-河湖三角洲為主的砂泥互層沉積。

1.3砂體展布

彭陽長8油藏位于鄂爾多斯盆地西南部邊緣，且主要為河流相沉積，因此砂體為北東南西向展布，砂體發(fā)育穩(wěn)定，厚度10 m～30 m不等，河道寬度約1 km。構(gòu)造變化較大，其中構(gòu)造高部位為勘探開發(fā)有利區(qū)。

2　長8油層儲層特征

2.1儲層巖石學(xué)特征

巖屑是母巖巖石的碎塊，是保持著母巖結(jié)構(gòu)的礦物集合體。因此，巖屑是提供沉積物來源區(qū)的巖石類型的直接標(biāo)志。但是由于各類巖石的成分、結(jié)構(gòu)、風(fēng)化穩(wěn)定等存在著顯著差別，所以在風(fēng)化、搬運(yùn)過程中，各類巖屑含量變化極大，實際上并不是各類母巖都能形成巖屑。碎屑巖的碎屑成分，除陸源礦物碎屑外，還有各種巖石碎屑。后者是以礦物集合體的形式出現(xiàn)的，其成分反映著母巖的巖石類型。陸源碎屑礦物主要為石英、長石和重礦物。

根據(jù)巖礦資料分析，彭陽長8油藏儲層的砂巖為巖屑長石砂巖，碎屑含量為89.8%，其中碎屑成分以長石為主，占29.5%，巖屑次之，占29.1%，石英含量較少，占22.5%；巖石顆粒分選中等，粒徑0.10 mm～0.35 mm，最大0.5 mm，磨圓度差，以棱-次棱、次棱為主，填隙物以粘土礦物、碳酸鹽巖以及硅質(zhì)為主，總量占整個巖石礦物含量的3.54%，其中粘土礦物含量最多，占1.7%，其次是鐵方解石占1.44%，然后是硅質(zhì)占0.4%（見表1、表2），膠結(jié)類型為薄膜、孔隙-薄膜型。

表1　彭陽地區(qū)長8油層儲層碎屑含量統(tǒng)計表

表2　彭陽長8油層儲層巖石填隙物組成統(tǒng)計表

2.2孔隙結(jié)構(gòu)類型

彭陽油田長8儲層孔隙類型以粒間孔為主，占總孔隙的74.49%，長石溶孔、巖屑溶孔和晶間孔次之，分別占總孔隙的6.82%、6.50%和6.34%；粒間溶孔、沸石溶孔和碳酸鹽溶孔微裂隙較少見，僅占總孔隙的5.85%，面孔率5.13%，平均孔徑37.0 μm。

根據(jù)毛管壓力參數(shù)統(tǒng)計分析（見圖1～圖3、表3），彭陽長8儲層砂巖排驅(qū)壓力（Pd）最低為0.40 MPa，最高為0.50 MPa，平均為0.45 MPa；歪度最低為1.32，最高為1.60，平均為1.14；分選系數(shù)最小為2.33，最大為2.56，平均為2.47；砂巖最大進(jìn)汞量最低為81.0%，最高為84.45%，平均為82.48%；砂巖的中值半徑最小為0.073 5 μm，最大為0.081 7 μm，平均為0.078 μm；砂巖退汞效率最低為21.95%，最高為40.09%，平均為31.47%?？傮w來說，本研究區(qū)儲層孔滲性較好，喉道偏細(xì)，分選中等，整體上顯示出物性較好的特點。

2.3物性特征

根據(jù)已投產(chǎn)井試采動態(tài)數(shù)據(jù)，表現(xiàn)為不同生產(chǎn)特征，結(jié)合測井資料，在前期地質(zhì)認(rèn)識的基礎(chǔ)上，精細(xì)小層對比，將彭陽長8油藏細(xì)分為長811、長812兩個小層，據(jù)487塊彭陽地區(qū)巖石物性分析樣品統(tǒng)計資料，孔隙度主要分布在15%～20%，平均為17.01%，滲透率主要分布在1×10-3μm2～10×10-3μm2，平均為2.69× 10-3μm2。總體來說，彭陽長8油藏儲層物性較好，孔隙度大于10%的儲層達(dá)81.3%；滲透率大于1 mD的儲層為47.2%，長811油飽平均30.1%，水飽平均33.9%，長812油飽平均15.6%，水飽平均40.8%；長811含油性好于長812（見圖4、圖5）。

2.4儲層電性特征

彭陽長8油藏探井、評價井、重點骨架井全部采用陣列+密度測井組合，開發(fā)井全部實施陣列測井，資料品質(zhì)較好，能較好的反映儲層的性質(zhì)，滿足了儲層研究的需要。

彭陽長8油藏儲層具有低電阻率、高時差特點，油層的含油飽和度較高，電阻率曲線與試油結(jié)果之間有比較好的一致性，高阻出油低阻出水的特征比較明顯，使有效厚度下限圖版有較高的符合率。根據(jù)2014年產(chǎn)建實施效果，礦場統(tǒng)計：長811油藏受構(gòu)造控制程度低，為巖性油藏，判定該層出油下限，電阻≥9.0 Ω·m，聲波時差≥240 μs/m；長812油藏主要受構(gòu)造控制，該油藏為構(gòu)造-巖性油藏，判定層出油下限，油水界面-793 m，電阻≥9.0 Ω·m，聲波時差≥250 μs/m。

圖1　演77，長8，2 392.55 m壓汞曲線

圖2　演78，長8，2 359.0 m壓汞曲線

圖3　彭293-73，長8，2 256.0 m壓汞曲線

表3　彭陽地區(qū)長8儲層壓汞數(shù)據(jù)表

3　勘探效果及評價

根據(jù)地質(zhì)認(rèn)識及儲層特征研究結(jié)論，2014年在該區(qū)落實有利區(qū)面積4.5 km2，完鉆38口井（含5口骨架），建產(chǎn)能2.1萬t。其中長811層：鉆遇井：31口，井均鉆遇油水層：10.3 m，完試14口，井均試排油8.1 m3，水16.6 m3，投產(chǎn)13口，井均日產(chǎn)油2.8 t，含水65.4%，初期4口，井均日產(chǎn)油2.5 t，含水60.9%；長812層：鉆遇井：38口，井均鉆遇油水層：9.6 m，完試9口，井均試排油3.0 m3，水21.2 m3，投產(chǎn)4口，井均日產(chǎn)油2.3 t，含水72.4%，初期1口，井均日產(chǎn)油2.6 t，含水65.9%。落

圖4　彭陽長8油藏儲層孔隙度柱狀圖

圖5　彭陽長8油藏儲層滲透率柱狀圖

圖6　孟39-85區(qū)長811層Rt-Ac交匯圖

圖7　孟39-85區(qū)長812層Rt-Ac交匯圖

實有利區(qū)面積4.5 km2，完鉆38口井（含5口骨架），建產(chǎn)能2.1萬t，并為2015年落實有利區(qū)面積4.0 km2，預(yù)計可建產(chǎn)能2.1萬t。

4　結(jié)論及認(rèn)識

本文結(jié)合前人對寧夏彭陽地區(qū)區(qū)域地質(zhì)背景及特征的研究結(jié)果，通過統(tǒng)層分層，并對區(qū)域內(nèi)老井資料進(jìn)行重新認(rèn)識，優(yōu)選滾動建產(chǎn)有利目標(biāo)區(qū)塊，并結(jié)合產(chǎn)建實施效果進(jìn)行評價，取得了以下認(rèn)識：

（1）該區(qū)長811、長812疊合發(fā)育，主要為三角洲平原分流河道沉積，砂體厚度大（長811層10.3 m，長812層9.6 m），物性好（孔隙度18.3%，滲透率3.46 mD），含油性好（長811油飽平均30.1%，水飽平均33.9%，長812油飽平均15.6%，水飽平均40.8%。長811含油性好于長812）。

（2）長811油藏構(gòu)造控制程度低，為巖性油藏，判定該層出油下限，電阻≥9.0 Ω·m，聲波時差≥240 μs/m；長812油藏主要受構(gòu)造控制，該油藏為構(gòu)造-巖性油藏，判定層出油下限，油水界面-793 m，電阻≥9.0 Ω·m，聲波時差≥250 μs/m。

（3）儲層沉積規(guī)律和構(gòu)造展布分析認(rèn)為，演78-演215一帶砂體厚度大，發(fā)育一系列低緩的隆起構(gòu)造，相互匹配成藏，預(yù)測有利區(qū)面積8.5 km2，地質(zhì)儲量415× 104t，演237以北、彭300-77東北為下步勘探開發(fā)的有利方向。

（4）建議在演78外圍加快實施骨架井10口，進(jìn)一步落實油藏規(guī)模，油藏成因尚不明確，需要進(jìn)一步開展區(qū)域性評價。

［1］彭陽地區(qū)石油成藏條件研究及勘探突破［G］.內(nèi)部資料.

［2］長慶油田石油地質(zhì)志編寫組.中國石油地質(zhì)志（卷12）［M］.北京:石油工業(yè)出版社，1992.

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.04.022

TE122.23

A

1673-5285（2015）04-0079-05

2015－03-02

蔣鈞，男（1985-），2009年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（華東），石油工程專業(yè)，現(xiàn)為采油九廠產(chǎn)能建設(shè)項目組地質(zhì)技術(shù)員，從事石油地質(zhì)工作。