宋珈萱，弓虎軍，薛鵬輝，王永東，李源流，張永紅

(1.西北大學(xué) 地質(zhì)學(xué)系/大陸動力學(xué)國家重點實驗室, 陜西 西安　710069;2.延長油田公司 開發(fā)部，陜西 延安　716000;3.延長油田公司 橫山采油廠,陜西 橫山　718000;4.川慶鉆探工程有限公司 長慶井下技術(shù)作業(yè)公司，陜西 西安　710000)

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·地球科學(xué)·

鄂爾多斯盆地白狼城、熱寺灣油區(qū)延長組長2儲層控油因素分析

宋珈萱1，弓虎軍1，薛鵬輝1，王永東2，李源流3，張永紅4

(1.西北大學(xué) 地質(zhì)學(xué)系/大陸動力學(xué)國家重點實驗室, 陜西 西安710069;2.延長油田公司 開發(fā)部，陜西 延安716000;3.延長油田公司 橫山采油廠,陜西 橫山718000;4.川慶鉆探工程有限公司 長慶井下技術(shù)作業(yè)公司，陜西 西安710000)

鄂爾多斯盆地白狼城、熱寺灣油區(qū)位置毗鄰,均為三角洲平原亞相沉積,主力產(chǎn)油層延長組長2儲層單井產(chǎn)油量相差較大。該文通過對白狼城、熱寺灣油區(qū)主力產(chǎn)油層延長組長2儲層薄片鑒定、掃描電鏡、X衍射、壓汞等多種試驗資料的分析研究,探討了白狼城與熱寺灣油區(qū)長2儲層控油因素。研究表明，白狼城油區(qū)長2儲層屬于低孔低滲儲集層,熱寺灣屬于低孔特低滲儲集層。其主要控油因素為儲層的沉積作用及成巖作用。白狼城油區(qū)為近物源沉積,而熱寺灣為中—遠物源沉積。熱寺灣油區(qū)位于三角洲平原的下部,其縱向連通性差。成巖作用造成白狼城與熱寺灣油區(qū)孔隙度損失分別為16.78%和23.39%,使得熱寺灣儲層砂體油氣儲滲能力更差。

白狼城； 熱寺灣； 延長組長2儲層； 控油因素

鄂爾多斯盆地陜北斜坡延長組長2油層組分流河道砂體厚度較大,儲層物性相對較好,是盆地主力產(chǎn)油層段之一[1]。橫山采油廠白狼城與子長采油廠熱寺灣是兩個相互毗鄰的油區(qū),主力產(chǎn)油層均為長2油層組[2-3],白狼城油區(qū)平均單井日產(chǎn)油2.43 t,熱寺灣油區(qū)平均單井日產(chǎn)油0.46 t(2015年5月底),兩油區(qū)平均單井產(chǎn)油量相差較大。前人對兩個油區(qū)的儲層均有研究[1,3-6],但缺乏兩個油區(qū)儲層控油因素的對比分析。該文基于兩個油區(qū)分析化驗資料(X衍射、鑄體薄片、掃描電鏡、常規(guī)壓汞等),對長2儲層的巖性、孔隙特征以及物性進行對比分析,并從沉積作用和成巖作用兩方面對研究區(qū)長2儲層的控油因素開展對比研究。該研究總結(jié)了兩個油區(qū)的儲層特征及控油因素,同時為整個鄂爾多斯盆地長2儲層變化規(guī)律的分析提供依據(jù),從而指導(dǎo)該盆地相似油區(qū)長2儲層的勘探開發(fā)。

1　區(qū)域地質(zhì)背景

白狼城油區(qū)位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡東北部,熱寺灣油區(qū)主要位于陜北斜坡東部中段,構(gòu)造上同受陜北斜坡的控制(見圖1)[2-3]。陜北斜坡最早出現(xiàn)于侏羅世,形成于早白堊世,是一個平緩西傾的大單斜,地層傾角小于l°,平均坡降為6～8 m/km,其上發(fā)育多排近東西走向或北東—南西走向的鼻狀隆起[7-9]。兩個油區(qū)主要產(chǎn)油層為延長組長2油層組,自上而下分為長21，長22，長23三個油層亞組[5],長21，長22為主力含油層,油藏類型為構(gòu)造-巖性復(fù)合油藏,驅(qū)動類型為彈性溶解氣驅(qū)[1,3,10]。

圖1　研究區(qū)位置圖Fig.1　The location of the study area

2　儲層巖石學(xué)特征

據(jù)白狼城油區(qū)36塊延長組長2儲層的樣品巖石薄片、電鏡掃描分析與統(tǒng)計,該區(qū)延長組長2儲層巖石類型主要為長石砂巖、長石巖屑砂巖,其次是巖屑長石砂巖(見圖2)。砂巖成分中石英質(zhì)量百分數(shù)20%～40%,長石質(zhì)量百分數(shù)50%～70%,巖屑含量較高,質(zhì)量百分數(shù)15%～30%(見圖3);填隙物主要為綠泥石、方解石,含少量伊利石,可見片狀云母。巖石顆粒分選中等,磨圓較差,結(jié)構(gòu)成熟度屬于中等—差；由于長期受壓實作用影響,顆粒之間一般為線接觸;膠結(jié)類型為薄膜-孔隙式,次為孔隙式。

圖2　白狼城與熱寺灣油區(qū)長2砂巖分類三角圖Fig.2　Characters and types of sandstone of Chang 2 Reservoir in study area

據(jù)熱寺灣油區(qū)24塊延長組長2儲層巖石薄片、電鏡掃描分析可知,該油區(qū)主要為一套淺灰色含油細粒、細—中粒、中粒長石砂巖,巖屑長石砂巖僅占少部分(見圖2，3)。石英質(zhì)量百分數(shù)30%～40%,長石質(zhì)量百分數(shù)40%～60%,巖屑質(zhì)量百分數(shù)5%～10%;填隙物主要為綠泥石、 高

嶺石、伊利石,含少量云母。巖石顆粒大小相對均一,磨圓中等;膠結(jié)類型主要為壓嵌-孔隙式,次為薄膜-孔隙式和孔隙式。

通過對研究區(qū)長2砂巖組分含量的對比(見圖3)發(fā)現(xiàn),白狼城油區(qū)砂巖巖屑含量較高,分選性以及磨圓度均比熱寺灣要差。巖石的結(jié)構(gòu)成熟度受搬運和沉積作用的控制,沉積物經(jīng)歷風(fēng)化、搬運、沉積作用后向著分選更好、磨圓度更高、巖屑含量更少的方向演化[11]。沉積物搬運距離越遠巖屑含量越少,成熟度越高，因此推測,白狼城比熱寺灣油區(qū)距離物源更近。

圖3　白狼城與熱寺灣長2砂巖組分含量圖Fig.3　Histogram of the percentages of composition of sandstones in study area

3　儲層微觀孔隙特征

3.1孔隙類型

據(jù)白狼城和熱寺灣長2儲層砂巖巖石薄片和鑄體薄片資料觀察分析,兩個油區(qū)長2砂巖儲集層的孔隙類型主要為殘余粒間孔隙、溶蝕粒間孔隙與溶蝕粒內(nèi)孔隙,其次為填隙物內(nèi)微孔隙和微裂縫(見表1，圖4)。

表1　研究區(qū)長2段砂巖孔隙類型百分比

3.1.1殘余粒間孔隙白狼城與熱寺灣油區(qū)內(nèi)長2儲層屬于原生孔隙,殘余粒間孔隙分布非常不均一,常呈三角形或不規(guī)則多邊形(見圖4B,E),多見黏土礦物如綠泥石、高嶺石及伊利石充填,也發(fā)育石英、長石次生加大狀充填孔隙(見圖4A,B,E)。據(jù)鑄體薄片資料,白狼城長2儲層的粒間孔平均面孔率占所有孔隙的66%;熱寺灣長2儲層的粒間孔平均面孔率占所有孔隙的75%(見表1)。

3.1.2次生溶蝕孔隙白狼城與熱寺灣油區(qū)內(nèi)長2儲層次生溶蝕孔隙主要有粒間溶孔、長石溶孔以及巖屑溶孔(見圖4D,F,G)。粒間溶孔是殘余粒間孔中的碎屑或填隙物發(fā)生溶解而形成,孔隙邊緣呈港灣狀,常見與殘余粒間孔伴生發(fā)育。溶蝕粒內(nèi)孔主要為碎屑內(nèi)部溶蝕后產(chǎn)生的孔隙,與溶蝕粒間孔互相連通的可作為有效的儲集空間。白狼城長2儲層的次生溶蝕孔隙平均面孔率占所有孔隙的30%;熱寺灣長2儲層的次生溶蝕孔平均面孔率占所有孔隙的23%(見表1)。

3.1.3填隙物內(nèi)微孔隙該孔隙類型在兩個油區(qū)長2儲層少量發(fā)育,主要為自生礦物晶體間的微孔隙。在研究區(qū)可見自生石英、綠泥石膜以及伊利石晶間微孔隙(見圖4C,H,K),孔隙極為細小,一般小于0.2 μm,分布不均勻且連通性差。

3.1.4微裂縫白狼城油區(qū)長2儲層可見微裂縫發(fā)育,主要為成巖裂縫，受地應(yīng)力的控制,形態(tài)呈細小片狀(見圖4L)。微裂縫對孔隙度的提升比較有限,但可以極大提升儲層的滲透率,從而改善儲層的物性。

A 顆粒呈凹凸接觸、線接觸，粒間孔，長石溶蝕，Z235井，316.49 m，SEM(×500)；B粒間孔，長石溶孔，巖屑溶孔，鉆247-1井，單偏光，(10×20)；C綠泥石薄膜膠結(jié)，發(fā)育晶間微孔，Z235井，304.07 m，SEM(×4 000 )； D溶蝕粒間孔隙， 鉆310井， SEM (×1 700 )； E長石溶蝕強烈， 形成較多板狀鑄?？?， 粒間斑狀孔隙、 巖屑溶孔以及溶蝕粒內(nèi)孔發(fā)育， Z235井， 312.34 m， 鑄體薄片， (×100)； F 溶蝕粒內(nèi)孔隙發(fā)育， 可見長石溶蝕孔及巖屑溶蝕孔， 鉆71-1井，單偏光， (10×10)； G長石溶孔發(fā)育， 可見伊利石充填孔隙并與長石交代， 晶間微孔， Z235井， 296.75 m， SEM(×2 000)； H發(fā)絲狀伊利石呈搭橋狀充填粒間孔隙， Z235井， 296.75 m，SEM(×8 000)；I次生石英加大充填粒間孔隙，晶間微孔發(fā)育，Z235井，332.1 m，SEM(×2 000)；J 顆粒主要呈線接觸，云母在機械壓實下彎曲，發(fā)育晶間微孔，325.52 m， SEM(×500)； K 綠泥石充填粒間孔隙，發(fā)育晶間微孔，鉆247-1井，SEM(×1 100)；L 微裂縫發(fā)育，鉆192-1井，單偏光，(10×10)圖4　研究區(qū)孔隙類型圖版Fig. 4　Pore types of the study area

3.2孔隙喉道特征

孔隙結(jié)構(gòu)是評定一個儲層質(zhì)量的重要指標,孔隙結(jié)構(gòu)定性及定量的研究對儲層油氣的勘探開發(fā)有著指導(dǎo)意義[12-14]。根據(jù)白狼城和熱寺灣兩個油區(qū)的物性參數(shù)、進汞壓力與進汞飽和度參數(shù),并結(jié)合前人對儲層孔隙結(jié)構(gòu)的分類方法[14-16],將研究區(qū)儲層孔喉結(jié)構(gòu)劃分為大中孔隙、細-微喉道型(Ⅰ)，中小孔隙、細-微喉道型(Ⅱ)，小孔隙、微-細喉道型(Ⅲ)，小孔隙、微-吸附喉道型(Ⅳ)4類(見表2)。白狼城油區(qū)長2儲層壓汞曲線(見圖5)特征表現(xiàn)為:排驅(qū)壓力較低(Pd平均0.13 MPa)，進汞曲線階梯特征明顯,歪度略偏粗,以Ⅰ類和Ⅱ類孔喉結(jié)構(gòu)為主,表現(xiàn)為儲層孔喉半徑大、粒間孔較為發(fā)育、分選系數(shù)大、雙孔隙結(jié)構(gòu)特征明顯;熱寺灣油區(qū)長2儲層壓汞曲線(見圖5)排驅(qū)壓力較高，進汞曲線較平緩,以Ⅱ類和Ⅲ類孔喉結(jié)構(gòu)為主,反映其孔喉半徑細小、微孔發(fā)育、雙孔隙結(jié)構(gòu)特征相對弱[14,17]。

表2　研究區(qū)儲層含油砂巖壓汞參數(shù)統(tǒng)計

圖5　長2儲層毛管壓力曲線形態(tài)Fig.5　Typical mercury-injection curves of oil-bearing sandstone of Chang 2 Reservoir in study area

4　儲層物性特征

對白狼城油區(qū)長2儲層12口井68個層點、熱寺灣油區(qū)長2儲層12口井267個層點的物性參數(shù)進行統(tǒng)計分析(見表3),從孔滲頻率直方圖可以明顯看出(見圖6),白狼城油區(qū)長2儲層孔隙度集中分布在12.0%～20.0%,占樣品總數(shù)的94.1%,平均值為17.8%,滲透率集中分布在(1.00～20.00)×10-3μm2,占樣品總數(shù)的95.4%;熱寺灣油區(qū)長2儲層孔隙度集中分布在8.0%～15.0%,占樣品總數(shù)的84.3%,平均值為11.9%,主要滲透率分布范圍在(1.00～15.00)×10-3μm2，占樣品總數(shù)的82.4%。根據(jù)中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標準對儲集層的分類,白狼城屬于低孔低滲儲層,熱寺灣屬于低孔特低滲儲層。

表3　白狼城和熱寺灣油區(qū)長2儲層孔隙度、滲透率統(tǒng)計表

圖6　白狼城與熱寺灣長2儲層物性分布頻率直方圖Fig.6　Histogtram of the frequency distribution of the porosity and permeability in Chang 2 Reservoir in the study area

5　儲層控油因素分析

5.1沉積作用

在一些構(gòu)造比較穩(wěn)定的巖性油氣藏中,沉積相控制了儲層的發(fā)育和演化,是儲層儲集能力的一個重要的內(nèi)在控制因素[18-19]。位于分流河道不同部位的砂體往往厚度和物性均有差異,因此對油氣的儲滲能力也不同[20]。一般來講,分支河道主體的砂體最厚,儲集能力也最好,向河道兩側(cè)砂體逐漸變薄,儲滲能力逐漸變差[20]。

白狼城油區(qū)長2儲層屬于三角洲平原沉積,東北方向的碎屑沉積物是白狼城儲層的主要的物

源[21-22],其沉積特征為單一物源[4-6]、近物源和細碎屑沉積。此沉積模式形成了研究區(qū)長2油層組三角洲平原分流河道的沉積相特征,這些分支河道在縱向上多期繼承,平面上沿河道兩側(cè)疊加連片,砂體厚度較大(見圖7),儲滲能力較好。

熱寺灣油區(qū)同為東北物源的三角洲平原沉積[23-24],但其為中—遠物源沉積。與白狼城相比,熱寺灣更靠近于三角洲前緣沉積,該油區(qū)長2儲集層在沉積過程中河道分叉增多,深度減小,并且遷移頻繁,砂體中側(cè)積交錯層發(fā)育增多,使得單一砂體厚度變薄,縱向連通性變差(見圖7),儲滲能力較差。

圖7　白狼城油區(qū)和熱寺灣油區(qū)延長組長2沉積相圖與沉積相剖面圖Fig.7　Diagram of depositional facies in and the cross-section of the study area

根據(jù)白狼城油區(qū)與熱寺灣油區(qū)長2儲層含油儲層物性及微觀孔隙統(tǒng)計分析(見表4),粗—中粒巖屑長石砂巖儲集能力最好,接下來為中粒長石砂巖與細—中粒長石砂巖,細粒長石砂巖最差,這表明研究區(qū)長2儲層的儲集能力與碎屑顆粒粒徑成呈正相關(guān),而顆粒粒徑又受沉積相空間展布所控制[25],越靠近物源,則分流河道微相儲層沉積物粒度越粗,儲層物性越好;距物源越遠,沉積物的粒度越細、物性也就越差。因此,位于近物源沉積的白狼城油區(qū)長2儲層砂體儲滲能力要優(yōu)于熱寺灣油區(qū)。

表4　白狼城與熱寺灣油區(qū)長2儲層不同砂巖粒度物性分布

5.2成巖作用

白狼城、熱寺灣油區(qū)長2儲層均經(jīng)歷了壓實作用、膠結(jié)作用、溶解作用等成巖作用,逐漸形成鄂爾多斯獨特的低孔隙度、低滲透率的致密砂巖儲層[26]。

5.2.1壓實作用成巖階段早期的壓實作用導(dǎo)致巖石原生孔隙減小,是儲層孔隙空間損失的一個主要因素[11]。兩個研究區(qū)鑄體薄片和掃描電鏡的資料中,均觀察到強烈的壓實作用,顆粒由點接觸轉(zhuǎn)變?yōu)榫€接觸(見圖4A)，顆粒在壓實作用下定向排列及云母彎曲變形擠入粒間孔(見圖4J)。根據(jù)砂巖儲層成巖作用定量參數(shù)模型[27-30]:壓實后剩余粒間孔隙度=膠結(jié)物含量+(原生粒間孔面孔率+碳酸鹽膠結(jié)物面孔率)/總面孔率×物性分析孔隙度，分別對兩個油區(qū)長2儲層孔隙演化進行定量計算(見表5,圖8)。結(jié)果表明，其巖石相對壓實率區(qū)間主要為40.0%～75.0%,壓實過程導(dǎo)致白狼城原生孔隙度原平均損失41.09%,熱寺灣原生孔隙度原平均損失62.36%。因此，壓實作用造成熱寺灣油區(qū)長2儲層孔隙度損失更大。

5.2.2膠結(jié)作用膠結(jié)物含量增大會使得儲層原生粒間孔隙減小,物性變差[21,25]。研究區(qū)長2儲層主要膠結(jié)作用有黏土礦物膠結(jié)，如綠泥石薄膜及綠泥石充填膠結(jié)；硅質(zhì)膠結(jié)，如石英，長石次生加大；碳酸鹽膠結(jié)，如方解石填充孔隙等(見圖4C,F,I)。

綠泥石薄膜膠結(jié)在兩個油區(qū)儲層中普遍發(fā)育,黏土膜厚度3～5 μm(見圖4C,K)。顆粒表面附著的綠泥石薄膜產(chǎn)生了大量微孔隙,縮減孔喉半徑,使孔隙結(jié)構(gòu)變的復(fù)雜;另一方面,綠泥石薄膜可以阻礙碎屑石英的成核作用,對壓實、壓溶以及石英的自生加大有明顯的抑制作用,從而有效保護了儲層的孔隙[25,31-33]。伊利石在熱寺灣油區(qū)長2儲層中大量發(fā)育(見圖4H),常呈發(fā)絲狀、纖維狀賦存于粒間孔中。自生伊利石的細絲與孔隙度、滲透率呈負相關(guān),絲越長,儲層物性受到的影響越嚴重,甚至可能導(dǎo)致砂巖儲集性能完全喪失[34-35]。

兩個油區(qū)長2儲層碳酸鹽膠結(jié)物主要為方解石,常見以粒間膠結(jié)物的形式(見圖4F)充填孔隙,造成喉道堵塞使儲層的孔滲性能變差。硅質(zhì)膠結(jié)作用在兩個油區(qū)內(nèi)普遍發(fā)育,通過掃描電鏡可觀察到自形粒狀晶面的次生加大石英與基質(zhì)顆粒之間存在明顯的黏土薄膜,一般呈六方雙錐充填于原生孔隙中(見圖4I)。早期石英次生加大具有一定抗壓實能力,到中晚期主要表現(xiàn)為充填粒間孔隙,導(dǎo)致儲層孔隙度減小,對小孔及吼道的堵塞作用最為嚴重[14,21]。根據(jù)砂巖儲層成巖作用定量參數(shù)模型[27-30]:膠結(jié)作用后的孔隙度=原生粒間孔面孔率/總面孔率×物性分析孔隙度，可計算出，膠結(jié)過程導(dǎo)致白狼城原生孔隙度平均損失25.01%,熱寺灣原生孔隙度平均損失11.69%。根據(jù)計算結(jié)果可知,膠結(jié)作用對熱寺灣孔隙空間的影響遠遠大于白狼城。

5.2.3溶蝕作用溶蝕作用是形成次生孔隙,改善儲層孔滲條件的主要成巖方式之一[21,36]。根據(jù)兩個油區(qū)長2儲層掃描電鏡與鑄體薄片資料的分析,研究區(qū)長2儲層砂巖在成巖時期溶解作用強烈,導(dǎo)致大量的溶蝕型次生孔隙的形成,增大了砂巖整體的孔隙空間,有效地改善了砂巖儲集層的物性(見圖4G)。白狼城油區(qū)長2儲層大量發(fā)育長石溶孔,長石沿解理縫溶蝕,形成粒間溶孔、柵狀孔或鑄模孔(見圖4F)。溶蝕粒內(nèi)孔隙也發(fā)育在其他不穩(wěn)定礦物如巖屑內(nèi)(見圖4E),在巖石中，溶蝕粒內(nèi)孔隙與溶蝕粒間孔隙連通的情況比較多見。按照砂巖儲層成巖作用定量參數(shù)模型:溶蝕增加的次生孔隙度=溶蝕孔面孔率/總面孔率×物性分析孔隙度，進行計算統(tǒng)計[27-30]，白狼城溶蝕作用使孔隙體積的面孔率增加5.90%,孔隙度貢獻了17.11%;熱寺灣溶蝕作用使孔隙體積的面孔率增加2.73%,孔隙度貢獻了7.73%。兩油區(qū)相比,溶解作用對白狼城儲層孔隙度的貢獻值更大。

表5　白狼城與熱寺灣長2儲層砂巖孔隙度演化定量計算結(jié)果

根據(jù)兩個油區(qū)孔隙度演化定量模型計算結(jié)果(見表5)以及成巖階段孔隙演化模式圖、孔隙演化影響評價圖(圖8)可知,在成巖階段,壓實作用與膠結(jié)作用造成熱寺灣油區(qū)長2儲層孔隙度的損失大于白狼城,使得熱寺灣油區(qū)長2儲層孔隙度損失嚴重。又因為儲層對油氣的儲滲能力主要受控于孔隙度[16],因此成巖作用控制著研究區(qū)長2儲層砂體的儲滲能力,導(dǎo)致熱寺灣油區(qū)比白狼城儲滲能力更差。

圖8　研究區(qū)孔隙演化及影響評價圖Fig.8　Pore evolution and the influential factors of Chang 2 sandstones in study area

6　結(jié)　論

1)鄂爾多斯白狼城油區(qū)與熱寺灣油區(qū)均為三角洲平原沉積,其主產(chǎn)油層長2儲層砂體油氣儲滲能力差異明顯：白狼城油區(qū)長2儲層屬于低孔低滲儲集層,熱寺灣屬于低孔特低滲儲集層。

2)兩個油區(qū)長2儲層砂體油氣儲滲能力的主要控制因素為沉積作用與成巖作用。白狼城長2儲層屬于近物源沉積,巖石顆粒粒徑較大,巖石類型主要為長石砂巖、巖屑長石砂巖,儲層砂體厚度大,油氣儲滲能力較好;熱寺灣長2儲層屬于中—遠物源沉積,巖石顆粒粒徑較小,巖石類型主要為長石砂巖,儲層砂體相對較薄,縱向連通性較差,油氣儲滲能力較差。

3)兩個油區(qū)的成巖作用主要包括壓實作用、膠結(jié)作用以及溶解作用。成巖作用導(dǎo)致的孔隙演化差異是兩個油區(qū)儲層油氣儲滲能力不同的重要原因。根據(jù)砂巖儲層成巖作用的定量參數(shù)模型,成巖作用造成白狼城油區(qū)長2儲層孔隙度損失為16.49%,熱寺灣油區(qū)孔隙度損失23.59%,使熱寺灣儲層砂體的油氣儲滲能力差于白狼城油區(qū)。

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(編輯雷雁林)

Oil-controlling factors analysis of Chang 2 reservoir of Bailangcheng and Resiwan Oilfield in Ordos Basin

SONG Jia-xuan1， GONG Hu-jun1， XUE Peng-hui1， WANG Yong-dong2，LI Yuan-liu3， ZHANG Yong-hong4

(1.Department of Geology/State Key Laboratory for Continental Dynamics， Northwest University， Xi′an 710069, China;2.Development Department， Yanchang Oilfield Co. Ltd.， Yan′an 71600， China;3.Hengshan Oil Production Plant, Yanchang Oilfield Co. Ltd.， Xi′an 718000， China;4.Changqing Downhole Technology Company of CCDC， Xi′an 710000， China)

Bailangcheng and Resiwan are two close Oilfields which deposited in delta plains environment in Ordos Basin. They have been found great different in properties in Chang 2 reservoir. The main aim of this study is to analyze the oil-controlling factors of the Chang 2 reservoir in the two oilfields based on electron microscope (SEM), casting thin-sections and X-ray diffraction dataset. The study suggests that Chang 2 reservoir of these two oilfields is the low-porosity and low-permeability reservoir type, but the reservoir property in Resiwan Oilfield is poorer. The main controls of reservoir characteristics are sedimentation as well as digenesis processes. Bailangcheng oilfield deposited near the sediment source while Resiwan is relatively far. Resiwan Oilfield deposited at the lower part of the delta plain which caused a poor vertical connectivity. The diagenesis had caused the decrease of porosity in Bailangcheng and Resiwan Oilfields by 16.49% and 23.59% respectively, making Resiwan Oilfield Chang 2 reservoir a poorer reservoir.

Bailangcheng Oilfield; Resiwan Oilfield; Yanchang Formation Chang 2 Reservoir; oil-controlling factors

2015-04-26

國家自然科學(xué)基金資助項目(41372036)

宋珈萱，女，陜西延安人，從事石油地質(zhì)研究。

TE122.2

A

10.16152/j.cnki.xdxbzr.2016-02-019