唐建云，殷　文，宋紅霞，師　劍，王彥龍

(1．克拉瑪依理工學院，新疆 克拉瑪依 834000；2．中國石油吐哈油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 哈密 839009；3．延長油田股份有限公司，陜西 延安 716005；4．克拉瑪依職業(yè)技術學院，新疆 克拉瑪依 834000)

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子長油田棗灣區(qū)長4+5、長6儲層流體性質與油水分布控制因素

唐建云1，4，殷文1，4，宋紅霞2，師劍3，王彥龍3

(1．克拉瑪依理工學院，新疆 克拉瑪依 834000；2．中國石油吐哈油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 哈密 839009；3．延長油田股份有限公司，陜西 延安 716005；4．克拉瑪依職業(yè)技術學院，新疆 克拉瑪依 834000)

[摘要]通過巖心觀察、測井及各類分析測試資料，對子長油田棗灣區(qū)長4+5、長6儲層流體性質與油水分布控制因素進行了研究。結果表明：長4+5、長6砂巖主要為細-中粒長石砂巖。碎屑成分以長石為主，其次為石英、巖屑和云母。巖石致密程度深，碎屑顆粒主要呈次圓-次棱角狀，分選程度中等～好，接觸關系以線狀接觸為主，膠結類型以孔隙式膠結為主；長4+5、長6孔隙度平均8.32%，滲透率平均0.62×10-3μm2，屬于典型的低孔-低滲儲層；長4+5、長6原油具低密度、低粘度、低凝固點、微含硫等特點且具有較好的流動性，屬于正常的原油；長4+5、長6地層水為弱酸性，水型為CaCl2型水；長4+5、長6儲層油水混儲，縱向分異較差，油水分布受沉積相、微觀孔隙結構、巖性、裂縫與物性、低鼻狀構造等多重因素的控制。

[關鍵詞]子長油田；長4+5、長6儲層；流體性質；控制因素

子長油田塊位于陜西省子長縣棗灣區(qū)王家溝—馬家貶任家溝一帶，地面海拔一般為1 100～1 300 m，地表為第四系黃土覆蓋，地面高差達100～200 m，溝深坡陡，地形復雜，屬黃土高原的侵蝕梁峁地貌。區(qū)域構造上其屬于鄂爾多斯盆地東部二級構造單元—陜北斜坡之上。鄂爾多斯盆地構造形態(tài)總體為一東翼寬緩、西翼陡窄的南北向不對稱矩形大向斜盆地，面積25×104km2，盆地內(nèi)部構造相對簡單，地層平緩，僅盆地邊緣褶皺斷裂比較發(fā)育[1-7]。陜北斜坡為鄂爾多斯盆地的主體部分，形成于早白堊世，為一平緩西傾的大單斜，地層傾角一般小于1°, 平均地層梯度10 m/km左右[8-10]。

圖1　長4+5、長6砂巖成分分類圖

目前，研究區(qū)已進行了大量的研究工作，尤其是在沉積和儲層方而，取得了許多重要的研究成果，但是油氣富集及油水分布規(guī)律一直沒有清晰的認識，導致近年來的勘探未有大的突破。位于盆地東部的子長油田油氣富集及油水分布規(guī)律較為復雜，制約了該地區(qū)油田的開發(fā)水平。

為更加合理、有效地進行該套地層的石油勘探和開發(fā)，本文擬在大量基礎資料分析基礎上，對該區(qū)沉積相演化特征進行研究，并結合實際地質條件對油水分布規(guī)律及主要控制因素進行探討，以期對下一步油氣勘探起到一定的指導作用。

圖2　長4+5、長6巖石組分直方圖

1儲層特征

1.1儲層巖石學特征

根據(jù)巖性觀察和薄片鑒定結果，本區(qū)三疊系延長組長4+5、長6儲層段巖性主要為一套淺灰色細-中粒長石砂巖，其次為少量的中砂巖、粉細砂巖及粉砂巖(圖1)。砂巖儲層中碎屑成分一般約占80%～90%，以長石為主，其次為石英、巖屑和云母。巖石組分中石英含量為25.4%，長石含量為66.8%，巖屑含量為7.9%，主要為中、細粒長石砂巖。膠結物主要為硅質和碳酸鹽，其中方解石占34.4%。該類砂巖分布在研究區(qū)三角洲相的河道型砂巖體中，是構成優(yōu)質儲層的基礎。巖屑以變質巖巖屑為主，含少量巖漿巖、沉積巖巖屑(圖2)。巖石致密程度深，碎屑顆粒主要呈次圓-次棱角狀，分選程度中等～好，接觸關系以線狀接觸為主，也見凹凸接觸，膠結類型以孔隙式膠結為主，也有壓嵌式膠結。填隙物含量一般為4%～10%，平均6%左右，填隙物主要以方解石、綠泥石為主，其次為濁沸石、石英質，具體見(圖3)。

圖3　長4+5、長6砂巖填隙物成分直方圖

圖4　長4+5、長6孔隙度分布直方圖

圖5　長4+5、長6滲透率分布直方圖

圖6　長4+5、長6鈣質含量與滲透率關系圖

1.2儲層物性特征

根據(jù)本區(qū)9口井664塊樣品的巖心分析資料統(tǒng)計，長4+5、長6儲層物性具有以下特征(圖4～6)?？紫抖茸钚?.8%，最大15.1%，平均8.32%，主要分布于7%～11%，占總樣品數(shù)的60.9%。滲透率在0.02～15.33×10-3μm2之間，平均0.62×10-3μm2，主要分布在0.1～0.55×10-3μm2之間，占全部樣品數(shù)的75.8%?？紫抖却笥?.5%樣品平均值為9.5%，占樣品數(shù)的69.6%。滲透率大于0.2×10-3μm2的樣品平均值為0.82×10-3μm2，占樣品數(shù)的71.5%。研究區(qū)長4+5、長6儲層的低孔、特低滲性主要與沉積和成巖作用有關，諸如粒度粗細、分選好壞、膠結物成分和含量、膠結類型、次生孔隙發(fā)育程度等。填隙物中的碳酸鹽類(如方解石等)與孔、滲呈負相關，碳酸鹽含量越高，孔、滲越差(圖7～9)。

圖7　長4+5、長6鈣質含量與孔隙度關系圖

圖8　長4+5、長6巖屑、雜基與滲透率關系圖

圖9　長4+5、長6巖屑、雜基與孔隙度關系圖

2流體性質

依據(jù)棗灣區(qū)內(nèi)油井單井試采資料和單層生產(chǎn)層的油、水樣分析，延長組主要油層組流體性質的基本特征如下：

2.1原油性質

長4+5油層組與長6油層組原油性質相似，具有密度低0.832～0.846 g/cm3(平均0.838 g/cm3)、低動力粘度和低運動粘度，分別為4.05～5.03 mm2/s(平均4.10 mm2/s)和4.41～5.97 mm2/s(平均4.90 mm2/s)、低凝固點-2℃～+3℃(平均-1℃)、較低初餾點(多在65℃～87℃，平均72.6℃)、含鹽量較低(37～290 mgNaCl/L之間，平均96.0 mgNaCl/L)、餾出物含量較高(≥300℃時餾出物含量在19.5%～23.1%之間，平均21.8%)等特點。相比而言，長4+5油層組原油的初餾點(81℃～86.7℃，平均83.9℃)比長6油層組(64.5℃～69.8℃，平均66.9℃)為高；長4+5原油含鹽量范圍較穩(wěn)定(變化于65～70 mgNaCl/L之間)，而長6原油的含鹽量變化范圍較大(變化于37～290 mgNaCl/L之間)。但兩者均屬于較低粘度、流動性較好的原油(見表1)。

表1　研究區(qū)長4+5、長6原油常規(guī)分析測試結果統(tǒng)計表

2.2地層水性質

研究區(qū)內(nèi)三口井的地層水分析結果顯示，棗灣區(qū)延長組長4+5、長6地層水主要為弱酸性，少量為弱堿性，其pH=6.1～7.6，平均pH=7.0，水型均為CaCl2型水。地層水的礦化度較高，總礦化度為78 127.1～105 740.7 mg/L，平均94 475.3 mg/L，其中以Na+(K+)、Cl-為地層水的主要成分，構成地層水中的第一鹽類，占68.0%～80.6%，平均74.6%，而Ca2+、Mg2+、HCO3-含量較低，并偶有SO42-出現(xiàn)，它們構成了第二鹽類，占19.5%～28.0%，平均23.6%。表明長6地層與長4+5地層水的礦化度較高，以第一鹽類占主導，地層水的封閉性比較好(見表2)。

表2　研究區(qū)延長組長4+5與長6地層水分析結果統(tǒng)計表

3油水分布規(guī)律及控制因素

根據(jù)宏觀地質特征和微觀地質特征研究，棗灣區(qū)延長組長4+5、長6地層油水分布特征及其控制因素主要有以下幾點：

3.1油水混儲，縱向分異較差

研究區(qū)長4+5與長6油層組具有低含油飽和度、油水縱向分異較差、非均質性較強的特征。長4+5砂巖的含油飽和度在1.7%～45.1%之間，平均22.8%。長6砂巖的含油飽和度在1.7%～58.5%之間，平均24.0%。試油產(chǎn)量一般0.2～1.6 m3/d，含水率36.7～79.5%，平均達到54.3%，一般產(chǎn)出油水層或水層。長4+5與長6油層組，在儲層物性、油藏特征方面基本一致，油層均表現(xiàn)為低滲、特低滲特點。油、水的微觀分布形成復雜的油水關系，油水分異較差，一般無統(tǒng)一的油水界面，多為油、水混儲。當含油砂層較厚時一般油水分異明顯，多存在底邊水，呈現(xiàn)上油下水之規(guī)律。產(chǎn)出情況表現(xiàn)為含水率隨生產(chǎn)期而逐漸下降，證明微觀孔隙結構對油水分布起控制作用。

3.2沉積相與含油性

沉積相不僅控制了砂體的分布和儲層物性與含油性，同時控制了儲蓋層的分布與空間配置關系[11-15]。研究區(qū)沉積相分析研究表明，棗灣區(qū)長4+5、長6油層組為三角洲平原亞相沉積。位于三角洲平原亞相分流河道微相的砂體，具有分布規(guī)模較大、厚度較厚、顆粒較粗、巖性相對均勻等特點，因此，儲層砂巖的物性好，含油性較好；橫向上至河道間微相，砂體減薄甚至尖滅，巖性變細，泥質成份增多，非均質性增強，物性變差，含油性也隨之變差。

分流河道間細粒沉積可作為油氣的有利側向遮擋，使油氣在分流河道砂體中聚集成藏。分流河道砂體的遷移會引起物性在空間上的變化，造成平面和剖面上的分流河道砂體與分流河道間沉積相互疊置，儲集層與非儲集層或較差儲集層相間，從而形成復雜的油水關系。砂體厚度、砂體部位等控制著油、水的分布。因此，沉積相、尤其是沉積微相是控制地層油氣分布的主要作用。

3.3微觀孔隙結構與含油性

孔隙結構與物性對油水分布起明顯的控制作用。通常平面上、剖面上物性顯示好者，其含油性也好，儲層電阻率明顯增加；隨著泥質含量的增加，儲層變?yōu)橹旅軐硬缓突蛭⒑?，其孔隙度與滲透率都有下降，儲層電阻率也略有下降，并可能作為分割層，破壞油層之間的連通性，進而使含油性變差。孔隙結構主要受巖性和成巖作用的影響，因此，油水的微觀分布規(guī)律間接反映了巖性及成巖作用對油水分布的控制。

3.4巖性與含油性

砂巖儲集層的巖性、物性、電性以及含油氣性均具有一定的內(nèi)在聯(lián)系，巖石顆粒粗、砂巖中雜基的含量與塑性碎屑、特別是黑云母碎屑及其蝕變產(chǎn)物的含量、碳酸鹽膠結物含量愈低、薄的綠泥石襯邊愈發(fā)育、石英次生加大愈不發(fā)育，這樣粒間孔被較好地保存下來，則砂巖的物性愈好、含油性愈好、儲油能力愈強、產(chǎn)油能力愈高，反之，則儲油能力差、產(chǎn)油能力低。物性較好的砂巖一般多分布于水動力條件相對較強的三角洲平原亞相分流河道微相，少量為天然堤砂巖，因此，儲層砂巖的巖性主要受沉積微相的制約。

3.5裂縫與物性

裂縫及微裂縫的存在使儲層滲透能力提高，非均質性增強。巖心觀察、鏡下統(tǒng)計和物性分析結果均表明，研究區(qū)各油層組中裂縫和微裂縫不發(fā)育。僅局部地段發(fā)育少量微裂縫，裂縫大多為開啟無充填裂縫，少量為半開啟無充填裂縫和充填裂縫。裂縫的分布一方面與構造應力的方向和風化作用的強度有關，另一方面與成巖作用有關。在成巖作用過程中，由于壓實作用及礦物的結晶作用，致使礦物重新組合排列、發(fā)生收縮和膨脹等作用，在此過程中可以產(chǎn)生一些微裂縫。微裂縫的發(fā)育可增大巖石的滲流能力，在一定程度上改善儲集層的滲透率，對油水的運移提供有利的通道，進而使儲層的含油性能提高。同時，微裂縫的存在，加大了儲集層的非均質性和各向異性。

3.6低鼻狀構造對含油性的影響

與鄂爾多斯盆地其它地區(qū)延長組油氣藏類型類似，研究區(qū)長4+5與長6油層在儲層巖性、儲層物性、油藏特征方面基本一致，屬于典型的巖性油藏。下傾方向受低幅度構造鼻狀控制，上傾方向為巖性圈閉[16-19]。

本區(qū)長4+5、長6油層組三角洲平原亞相各沉積期分流河道展布方向與規(guī)模具有明顯的繼承性，各沉積期分流河道砂體在空間上基本上堆疊在主砂體之上，這些砂體可因壓實作用成為鼻狀構造，造成有利的圈閉。試油及初步開發(fā)結果證明，本區(qū)長4+5、長6主要含油層段的含油氣井都處在各油層段的鼻狀構造帶上此外，棗灣區(qū)處于陜北斜坡的東部，地層傾角只有半度，油氣圈閉主要依賴于巖性因素，圈閉的形成主要取決于上傾方向巖性的遮擋條件。分流河道砂體上傾方向的分流河道間細粒沉積可對油氣起到良好的遮擋作用；透鏡狀分流河道砂體向兩側有變薄并相變?yōu)榉至骱拥篱g泥巖的趨勢，砂體邊緣也常因地層水停滯成為膠結致密帶者，可對油氣的聚集起遮擋作用。

4結語

1)研究區(qū)長4+5、長6砂巖主要為細-中粒長石砂巖。碎屑成分以長石為主，其次為石英、巖屑和云母。填隙物主要以方解石、綠泥石為主，其次為濁沸石。巖石致密程度深，碎屑顆粒主要呈次圓-次棱角狀，分選程度中等～好，接觸關系以線狀接觸為主，膠結類型以孔隙式膠結為主。

2)研究區(qū)長4+5、長6隙度最小為0.8%，最大15.1%，平均8.32%，主要分布于7%～11%。滲透率在0.02～15.33×10-3μm2之間，平均0.62×10-3μm2，主要分布在0.1～0.55×10-3μm2之間，屬于典型的低孔-低滲儲層。儲層的低孔、特低滲性主要與沉積和成巖作用有關。填隙物中的碳酸鹽類與孔、滲呈負相關，碳酸鹽含量越高，孔、滲越差。

3)研究區(qū)長4+5、長6原油具低密度、低粘度、低凝固點、微含硫等特點且具有較好的流動性，屬于正常的原油；長4+5、長6地層水為弱酸性，水型為CaCl2型水；長4+5、長6儲層油水混儲，縱向分異較差，油水分布受沉積相、微觀孔隙結構、巖性、裂縫與物性、低鼻狀構造等多重因素的控制。

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[中圖分類號]P618.130.2

[文獻標識碼]A

[文章編號]1004-1184(2016)02-0185-04

[作者簡介]唐建云(1980-)，男，陜西寶雞人，講師，研究方向：儲層地質學研究。

[基金項目]山東省自然科學基金(ZR2010DM016)

[收稿日期]2015-11-08