馬 騫，周思賓，趙瑞鵬，范久霄

(1.西北大學(xué)大陸動力學(xué)實驗室/西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系，陜西 西安 710069；2.中石化華北分公司研究院，河南 鄭州 450006)

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鄂爾多斯盆地鎮(zhèn)涇地區(qū)涇河2井區(qū)長81儲層特征及成藏模式

馬 騫1，周思賓2，趙瑞鵬1，范久霄2

(1.西北大學(xué)大陸動力學(xué)實驗室/西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系，陜西 西安 710069；2.中石化華北分公司研究院，河南 鄭州 450006)

涇河油田位于鄂爾多斯盆地西南緣的涇川、長武地區(qū)，涇河2井區(qū)地質(zhì)背景復(fù)雜、控藏因素多樣，因而很有必要研究其控藏因素并指導(dǎo)未來開發(fā)井位部署。結(jié)合涇河2井區(qū)內(nèi)的鉆井、測井、錄井、巖心測試和三維地震資料及其研究成果，通過對烴源巖，儲層砂體及源儲配置關(guān)系進行深入解析，探究其成藏模式。JH2井區(qū)烴源巖主要為長73段湖相頁巖，厚度一般在10 m左右，生烴量有限，屬于有限烴源和供烴條件，儲層為緊挨烴源巖的長81分流河道砂巖。JH2井區(qū)雖發(fā)育近直立走滑斷層，但對于成藏并未造成影響，長8砂體成藏受控于源儲之間的比例關(guān)系和空間配置，即源儲配置關(guān)系直接控制著油氣藏的形成與分布。

JH2井區(qū)；源儲配置關(guān)系；成藏模式；控藏因素

涇河油田地處鄂爾多斯盆地西南緣，位于伊陜斜坡、天環(huán)坳陷和渭北隆起交界處，面積約3 011.8 km2。涇河油田屬于典型的低滲油田，烴源巖為長73頂部的暗色頁巖和泥巖，分布廣泛，主力產(chǎn)油層為長81砂巖，儲層物性普遍較差[1]。研究區(qū)內(nèi)控藏因素復(fù)雜，井位部署困難，研究針對于成藏模式中的烴源巖特征，儲層砂體展布與厚度，區(qū)內(nèi)斷裂分布和成藏因素的組合關(guān)系四個方面進行探討，客觀的討論和分析了研究區(qū)成藏模式以及主要的控藏因素。

1 烴源巖特征

涇河地區(qū)烴源巖主要為延長組長73底部的張家灘油頁巖，前人研究表明該層油頁巖厚度及有機質(zhì)豐度分布受沉積環(huán)境的影響較大，不同沉積相帶中的烴源巖中有機碳質(zhì)量分數(shù)和生烴潛量也不同，靠近盆地中央的深湖半深湖相的泥頁巖發(fā)育、有機質(zhì)豐度較高，盆地的邊緣相帶泥頁巖發(fā)育程度低、有機質(zhì)豐度低[2]。

研究區(qū)面積約100 km2,區(qū)內(nèi)長7底張家灘頁巖有機質(zhì)以II類為主，鏡質(zhì)體反射率(Ro)介于0.5～0.9之間，TOC介于1.02%～4.27%，氯仿瀝青A含量為0.32%，埋深2 000 m左右進入生油門限；烴源巖平均厚度為14 m,密度約2.6 g/cm3，平均生烴強度為480×104t /km2，平均排烴強度260×104t /km2(表1)。厚度約8～20 m,且由東北至西北逐漸減薄(圖1b)，烴源巖連續(xù)性較好[3]。

為了研究涇河2井區(qū)供烴是否充足，對該區(qū)排烴量進行了簡單估算。根據(jù)排烴量公式: Q排烴=Q生烴×K排烴，當烴源巖厚10 m，K排烴分別取1%和100%時，排烴量分別為5×106m3和5×108m3，假設(shè)砂巖儲層占研究區(qū)總面積三分之一(33 km2)時可分別形成0.05 m和5 m厚的油層。

2 儲層特征

2.1 儲層巖石特征

涇河油田長7和長8儲層以長石巖屑砂巖和巖屑砂巖為主，石英含量50%左右(圖2)。長7、長8砂巖顆粒直徑小，顆粒次圓-次棱角狀，分選中等-較差，膠結(jié)物以方解石和白云石為主(圖3)，孔隙以殘余孔、溶蝕孔和裂縫為主。

表1 研究區(qū)烴源巖評價表

表2 研究區(qū)排烴總量估計圖

a為鄂爾多斯盆地延長組鏡質(zhì)體反射率圖(據(jù)雷宇，2011)，b為JH2井區(qū)烴源巖厚度分布與頂面構(gòu)造等值線圖

圖1 工區(qū)位置圖

圖2 涇河地區(qū)長7、長8砂巖分類三角圖(共33個點)

染色的鑄體薄片中方解石為紅色或粉色，鐵方解石為紫色，白云石無色，鐵白云石為藍色，孔隙為不規(guī)則分布的藍色鑄體區(qū)域。圖3為區(qū)內(nèi)采樣井的鑄體薄片顯微鏡照片，顆粒以鑲嵌式接觸為主，粒間孔整體不發(fā)育，鈣質(zhì)膠結(jié)為主，云母假雜基化伊蒙混層等粘土礦物充填孔隙。長石顆粒溶蝕較常見，形成不規(guī)則的凹凸邊緣，溶蝕粒間孔和溶蝕粒內(nèi)孔較為發(fā)育。

長8巖石顆粒鑲嵌式接觸、大小不均一、溶蝕較輕，邊緣清晰容易識別，粒間孔不發(fā)育，少量溶蝕孔被鐵方解石填充。一些樣品照片中可見微裂隙和石英次生加大變，微裂隙的存在能夠有效增大儲層的孔滲，有利于油氣成藏，而石英加大變則使粒間孔減小，降低儲層的孔滲。從鑄體薄片中看，增大儲層物性的成巖作用主要有長石顆粒溶蝕和發(fā)育微裂隙，而方解石填充孔隙、石英次生加大邊則降低了儲層的孔滲。長8顆粒接觸緊密，粒間孔不發(fā)育，且溶蝕孔被方解石填充。

受制于放大倍數(shù)的限制顯微鏡觀察鑄體薄片時無法對孔隙內(nèi)部進行詳細觀察，因而對填隙物觀察主要在掃描電鏡下完成。從掃描電鏡照片上上看，研究區(qū)內(nèi)砂巖整體較為致密，長石溶蝕明顯，孔隙填隙物主要有變形的云母、伊蒙混層、伊利石、高嶺石、綠泥石、次生石英、方解石和黃鐵礦等。假雜基化的云母在掃描電鏡下表現(xiàn)為具有近平行層理的條帶，云母吸水易膨脹堵塞孔隙，不利于油氣在儲層中運移和儲存。

長石顆粒由于溶蝕作用形成不規(guī)則的邊緣，幾乎所有長石溶蝕邊緣被毛發(fā)狀粘土礦物交代，長石顆粒內(nèi)部被溶蝕，形成溶蝕粒內(nèi)孔。長8砂巖中高嶺石異常發(fā)育，幾乎所有的樣品種均可見高嶺石。研究區(qū)內(nèi)粘土礦物的存在方式，伊蒙混層及毛發(fā)狀伊利石以孔隙橋接為主，綠泥石以孔隙襯墊為主，而高嶺石以分散狀為主，分散狀高嶺石的存在不僅填滿孔隙使儲層的孔隙度降低，其在油氣運移的過程中也可能堵塞吼道，使儲層滲透率嚴重降低，填隙物主要填充殘余粒間孔和溶蝕粒間孔，溶蝕粒內(nèi)孔未見填充。

測量得長8儲層的滲透率小于4 md，80%的點位于0～0.4 md之間，孔隙度小于13%，絕大數(shù)位于5%～7%之間。長8孔隙度和滲透率分布直方圖顯示主峰孔隙度6%，主峰滲透率0.2 md。

圖3 研究區(qū)部分井鑄體薄片和掃描電鏡照片

圖4 涇河地區(qū)長8孔隙度分布直方圖(數(shù)據(jù)來源于油開所)

2.2 微觀孔隙特征

微觀孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)表征的非均質(zhì)性可由物性直接體現(xiàn)，因此合理建立微觀孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)和物性間的關(guān)系是表現(xiàn)儲層品質(zhì)的直接手段。毛管壓力曲線是根據(jù)實測的汞注入壓力與相應(yīng)的巖樣含汞體積，和計算求得汞飽和度值和孔隙喉道半徑值之后所繪制的毛管壓力、孔隙喉道半徑與汞飽和度的關(guān)系曲線。通過對研究區(qū)巖心毛細管壓力的各項特征參數(shù)分析，對照各類壓汞參數(shù)與物性資料，將涇河工區(qū)內(nèi)長81儲層孔隙結(jié)構(gòu)劃分為4類(圖6)，第二類B類所占比例最大，其次是A類和C類。

圖5 涇河地區(qū)長8滲透率分布直方圖(數(shù)據(jù)來源于油開所)

其中A類儲層孔隙度分布范圍8.2%～10.4%，平均值8.93%，滲透率分布范圍0.95×10～3.66×10-3μm2，平均值2.1×10-3μm2；門檻壓力(排驅(qū)壓力)平均值0.419 MPa；最大進汞飽和度平均值為85.647%；退汞效率32.507%；中值孔喉半徑平均值為0.104 μm；分選系數(shù)平均值0.262；結(jié)構(gòu)系數(shù)0.278。毛管壓力曲線向圖左下方靠攏程度高于其他三類，按照李、趙等關(guān)于低滲透砂巖儲集層分類評價標準，該類歸為特低滲-超低滲透層。

B類儲層孔隙度平均值6.21%；滲透率平均值0.404×10-3μm2，相對較差；壓汞實驗結(jié)果顯示，門檻壓力高于A類；中值孔喉半徑平均值為0.055 μm；分選系數(shù)平均值0.052；結(jié)構(gòu)系數(shù)0.165，喉道分布相對分散，屬于超低滲透層。

C類和D類較之A,B兩類孔隙度，滲透率以及分選性等都很差，偏向于坐標區(qū)域右上方，被劃分為無效，無開采價值的儲層。圖6的A到D的孔隙結(jié)構(gòu)逐漸變差，按小層來看，長811孔隙結(jié)構(gòu)以A、B類為主，長812以B、C和D類為主。所以整體來看長811孔喉結(jié)構(gòu)要優(yōu)于長812儲層。

圖6的A到D的孔隙結(jié)構(gòu)逐漸變差，按小層來看，長811孔隙結(jié)構(gòu)以A、B類為主，長812以B、C和D類為主。所以整體來看長811孔喉結(jié)構(gòu)要優(yōu)于長812儲層。

圖6 毛管壓力曲線與孔隙結(jié)構(gòu)分類圖(數(shù)據(jù)來源于油開所)

3 長81沉積相及砂體展布

涇河油田長813基本為河流相沉積，長812砂巖有些地方為河流相沉積，有些地方則為淺湖背景和水下分流河道沉積，平面上水上和水下的界線互相穿插，難以區(qū)分。長811則進入了淺湖-半深湖背景，間夾水下分流河道沉積。整個長81為一個逐漸水進和水體變深的沉積過程。

涇河37井1回次長811—長812取心平行和交錯層理的油斑-油跡細砂巖底部可見沖刷面，砂巖底部緊接為淺湖相沙紋層理泥質(zhì)粉砂巖和半深湖深灰色泥巖相互交錯的地層，粉砂巖中可見垂直生物擾動和鉆孔十分發(fā)育。長81取芯中，淺湖相沙紋層理、生物擾動粉砂巖泥巖與半深湖水平層理泥巖間互，其上覆的具交錯層理水下分流河道底界巖性突變等反映了水下三角洲平原沉積特點。

涇河36井第2回次長811發(fā)育一套厚約10 m的板狀交錯層理油斑-油跡分流河道細砂巖，交錯層厚20 cm，角度約為40°，砂巖中可見長1 m的直立斷層，斷面可見油氣運移痕跡。具交錯層理的水下分流河道砂巖底部沖刷變形，突變?yōu)樯罨疑珘K狀水平層理半深湖泥巖。

圖7 涇河37井1回次長811—長812

圖8 涇河36井第2回次長811水下分流河道底部沖刷

依據(jù)鉆井砂厚繪制涇河2井區(qū)長811和長812砂體等厚圖，長811砂體主要分布于研究區(qū)中部，占研究區(qū)面積的1/2，厚度約4～10 m，其中JH6、JH2和JH36井附近砂體厚度大于10 m。長812砂體主要分布于研究區(qū)西北部和北部，占研究區(qū)面積1/3左右，僅JH35井附近砂體厚度大于10 m，其余井點砂厚均小于4 m。

a為長811砂體等厚圖，b為長812砂體等厚圖

4 成藏模式

涇河2井區(qū)是典型的上生下儲式配置關(guān)系，長8儲、長7生蓋的“上生下儲”相對來說是一套有利的生儲蓋組合，長7既是優(yōu)質(zhì)的烴源巖又可以充當良好的蓋層[4]。油層的位置緊鄰烴源巖，烴源巖越厚的部位，所對應(yīng)的油層含油氣性越好，如JH2井。區(qū)內(nèi)存在近直立的走滑斷層，對于油氣的聚集起到一定影響，但并不改變整體的油氣藏分布特征。研究區(qū)長8油藏屬于巖性油藏，動力來源于地層壓力，且以近源運移為主，長73底烴源巖最大生烴量僅可形成占研究區(qū)面積1/3的5 m厚油層，尚不足充注滿長811砂巖，在長8砂體未充注滿油氣時，其余層位形成具有工業(yè)價值的油氣藏的可能性較小。

具體的成藏模式見圖10和圖11，將儲層含油氣性歸類為油層與水層，直觀顯示出成藏模式特點。

圖10 涇河油田2井區(qū)長8連井油藏剖面JH37-JH2-JH66剖面位置見圖9b，圖中可見緊挨烴源巖時為油層

圖11 油藏類型示意圖

5 結(jié)語

(1)涇河2井區(qū)長7底張家灘頁巖有機質(zhì)以II類為主，鏡質(zhì)體反射率(Ro)介于0.5～0.9之間，TOC介于1.02%～4.27%，氯仿瀝青A含量為0.32%，埋深2 000 m左右進入生油門限；烴源巖平均厚度為14 m，密度約2.6 g/cm3，平均生烴強度為480×104t/km2，平均排烴強度260×104t/km2[5]。厚度約8～20 m,且由東北至西北逐漸減薄，烴源巖連續(xù)性較好；

(2)涇河油田長813基本為河流相沉積，長812砂巖有些地方為河流相沉積，有些地方則為淺湖背景和水下分流河道沉積，平面上水上和水下的界線互相穿插，難以區(qū)分。長811則進入了淺湖-半深湖背景，間夾水下分流河道沉積。整個長81為一個逐漸水進和水體變深的沉積過程。長811砂體主要分布于研究區(qū)中部，占研究區(qū)面積的1/2，厚度約4～10 m，長812砂體主要分布于研究區(qū)西北部和北部，占研究區(qū)面積1/3左右，僅JH35井附近砂體厚度大于10 m，其余井點砂厚均小于4 m。涇河2長811砂巖儲層以特低滲—超低滲儲層為主，長812砂巖儲層主要為以超低滲儲層；

(3)涇河2井區(qū)是典型的上生下儲式配置關(guān)系，長8儲、長7生蓋的“上生下儲”，長7既是優(yōu)質(zhì)的烴源巖又可以充當良好的蓋層長8油藏屬于巖性油藏，動力來源于地層壓力，且以近源運移為主，長73底烴源巖最大生烴量尚不足充注滿長811砂巖，在長8砂體未充注滿油氣時，其余層位形成具有工業(yè)價值的油氣藏的可行性較小。

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Reservoir Characteristics and the Accumulation Model on Well Area Chang 81 of Jinghe 2 in Zhenjing District of Erdos Basin

MA Sai1，ZHOU Si-bin2，ZHAO Rui-peng1，F(xiàn)AN Jiu-xiao2

(1.Continental Dynamic Laboratory of Northwestern University/ Department of geology, Northwestern University Xi’an 710069, Shaanxi；2.Research Institute of North China branch of Sinopec Zhengzhou，450006 Henan)

Jinghe oilfield is located in the southwest of Erdos basin.It is a typical tight oil and gas reservoirs.Its geology circumstance is complex and accumulation conditions is versatile.It is essential to make sure the accumulation conditions.The research area calls JH2.The project bases on the data from well-log and seismic.The storage pattern feature of this area is taken as a research object.We aim to explore its distribution pattern by studying the source rock, storage sand bodies and tectonical configuration,and which is important to study the river sand distribution,thickness and combinations of source rock.This research have an effect on the output of well in the future.The wreck in this region is not a main factor of oil accumulation.

JH2 well area；relations of source rock and storage rock；the accumulation model and factors of oil accumulation

2016-04-22

西北大學(xué)大學(xué)生創(chuàng)新基金項目(2016149)

馬騫(1996-)，男，陜西榆林人，主攻方向：石油與天然氣工程。

TE122.2+3

A

1004-1184(2016)06-0161-04