鮑 鵬.

(延長油田股份有限公司杏子川采油廠，陜西延安 717400)

鄂爾多斯盆地東部梅塔區(qū)長2油層儲層特征研究

鮑 鵬.

(延長油田股份有限公司杏子川采油廠，陜西延安 717400)

梅塔區(qū)長2油層砂體橫向變化快、連通性差，造成儲層空間展布復(fù)雜且非均質(zhì)性強(qiáng)，儲層的儲集性能受多種因素影響，開發(fā)難度較大。針對這一現(xiàn)狀，通過露頭、巖心、測井及多種分析測試資料，對該區(qū)長2油層組沉積相、儲層砂巖的物質(zhì)成分、物性特征及成巖作用進(jìn)行研究，詳細(xì)探討了影響儲層物性的主要因素。研究表明：研究區(qū)長2砂巖儲層孔隙類型以粒間孔為主，占總孔隙的73.6%；儲層孔隙度一般多在10.0%～18.0%，平均孔隙度為13.7%；平均滲透率為2.9 mD。成巖作用對砂巖儲層物性的影響既有建設(shè)性也有破壞性。壓實(shí)作用，碳酸鹽、黏土礦物的膠結(jié)作用是破壞儲層孔隙度、降低滲透率的主要因素；溶蝕作用易產(chǎn)生溶蝕孔隙，改善儲層的物性。研究成果為該區(qū)長2油層的開發(fā)提供了充足的理論依據(jù)。

梅塔區(qū)；長2油層；儲層特征；影響因素

研究區(qū)位于延安市安塞縣坪橋鎮(zhèn)境內(nèi)，處于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡一級構(gòu)造帶上。伊陜斜坡主要形成于早白堊世，呈向西傾斜的平緩單斜，傾角僅為1°～0.5°。主力油層為延長組長2油層，油層埋深小于900 m，物性差，平均滲透率低于10mD，屬于典型的低滲透巖性—構(gòu)造油藏?，F(xiàn)有的勘探開發(fā)資料表明，梅塔區(qū)塊長2油層砂體橫向變化快、連通性差，造成儲層空間展布復(fù)雜且非均質(zhì)性強(qiáng)，儲層的儲集性能主要受沉積相、成巖作用、砂巖物質(zhì)成分的影響，儲層的開發(fā)難度較大。本文通過野外露頭、巖心、測井及多種分析測試資料，對該區(qū)長2油層組沉積相、儲層砂巖的物質(zhì)成分、物性特征及成巖作用進(jìn)行研究，詳細(xì)探討影響儲層物性的主要因素，為該區(qū)長2油層的開發(fā)提供充足的理論依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

梅塔區(qū)主要開發(fā)層位為長2油層，在盆地東部和南部偏北的廣大地區(qū)發(fā)育了以巨厚塊狀細(xì)—中粒長石砂巖為主的河流沉積，具有典型的遠(yuǎn)源砂質(zhì)辮狀河的沉積特征。根據(jù)沉積旋回及標(biāo)志層，長2油層劃分長21、長22、長23三個(gè)亞層組，長21可進(jìn)一步劃分為長21-2、長21-1、長21-3三個(gè)小層(表1)；下部的長21-3砂巖發(fā)育，砂體分布穩(wěn)定，其上長21-1、長21-2分別為一套較細(xì)的泥質(zhì)巖，由此構(gòu)成一個(gè)完整的下粗上細(xì)的正旋回沉積。

長21-3為該區(qū)的主力產(chǎn)層，一般厚度為26～30 m，巖性主要為灰白色砂巖夾薄層泥巖，頂部可見灰色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖，測井曲線以鐘形和箱形為主。

表1 梅塔區(qū)長2油層組小層劃分表Table 1 Small layer partition table of Chang-2 reservoir in Meita exploration block

表2 梅塔區(qū)塊長2辮狀河識別特征Table 2 Recognitional features of braided river in Chang-2 member of Yanchang formation, Meita exploration block

2 沉積相及砂體展布

2.1 沉積微相類型及特征

綜合以上沉積標(biāo)志特征，可判斷出研究區(qū)長21和長22油層組沉積相為砂質(zhì)辮狀河。進(jìn)一步劃為泛濫平原和河道砂壩2類沉積微相(表2)。

研究區(qū)長2油層組主要為辮狀河沉積體系，具有多河道、低彎度、河床坡降大、寬而淺，側(cè)向遷移迅速、流量變化大，垂向加積快等特點(diǎn)，在河道中常常形成一系列河道砂壩。從垂向上看，砂體由多個(gè)旋回反復(fù)疊置而成，每個(gè)旋回都具有下粗上細(xì)的趨勢，依次發(fā)育粒序?qū)?、槽狀或板狀交錯(cuò)層理、平行層理，以及一些砂紋交錯(cuò)層理。泛濫平原在研究區(qū)不發(fā)育，僅僅在河道間沉積薄層的深灰色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖，因此砂泥比大。在測井曲線上自然電位曲線呈頂?shù)淄蛔兊南錉钬?fù)異常，在對比剖面上，順著河道方向、垂直于河道方向砂體連通性均較好，反映了辮狀河泛連通的典型特征。

2.2 長21-3沉積微相及砂體展布

研究區(qū)主要發(fā)育河道砂壩和泛濫平原微相，河道主要分布在坪171—坪14—坪15—坪36—坪100—坪115—坪133一線，河道寬度大，砂地比值高，河道彎曲度不大。該區(qū)主力油層沉積相及微相平面展布情況如圖1a所示，小層砂體厚度平面展布情況如圖1b所示。

該期砂地比值為30%～80%，以30%～60%為主；研究區(qū)東北部和西南部砂地比和砂厚值較大，中部的坪8—坪38區(qū)值較小。河道砂壩區(qū)砂巖厚度為10～22 m，以10～14 m的砂體連通性最好；東北部砂厚由河道邊部的10 m向河道中部增大為20 m，局部可達(dá)22 m以上。

a.長21-3小層沉積相及微相平面展布 b.長21-3小層砂體厚度平面展布圖1 梅塔區(qū)塊長2沉積微相及砂體厚度Fig.1 Sedimentary microfacies and sand body thickness map in Chang-21-3 member of Yanchang formation, Meita exploration block

3 儲層特征分析

3.1 儲層巖石學(xué)特征

圖2 長2砂巖組分三角圖Fig.2 Triangular chart of sand component of Chang-2 member of Yanchang formation

究區(qū)長21儲層以中砂巖為主，其次為細(xì)砂巖類。利用巖石薄片資料中碎屑巖骨架組分繪制長21成分三角圖(圖2)，其中石英包括石英、燧石和硅質(zhì)巖顆粒，長石包括鉀長石和斜長石，巖屑包括噴出巖、隱晶巖、片巖、千枚巖、石英巖和少量的沉積巖。從圖中可看出，本區(qū)長2段碎屑巖巖石成分比較穩(wěn)定，石英含量集中在30%～40%、長石含量在40%～60%、巖屑含量在10%左右。以長石砂巖為主，少數(shù)巖屑長石砂巖。碎屑顆粒成分成熟度Q/(F+R)為0.38～0.51，為中等成熟度。

該區(qū)X-衍射及掃描電鏡分析顯示，黏土礦物以綠泥石為主，相對含量為61%～78%，其次為伊利石、伊蒙混層及高嶺石，從黏土礦物組成來看，儲層注水過程中發(fā)生酸敏可能性較大(圖3)。

3.2 孔隙結(jié)構(gòu)與類型

對研究區(qū)儲層鑄體薄片觀察與鑒定、圖像分析等的分析研究，本區(qū)長2砂巖儲層孔隙類型主要有粒間孔、粒內(nèi)孔、鑄?？?、長石溶孔和裂隙孔(圖4)。以粒間孔為主，占總孔隙的73.6%；其次為長石溶孔，占總孔隙的9.4%；還有鑄?？缀土?nèi)孔，分別占總孔隙類型的8.7%、8.7%。

圖3 長2填隙物特征Fig.3 Characteristics of interstitial matter of Chang-2 member of Yanchang formationa.坪141，888.78 m，綠泥石;b.化151，955.29 m，針狀綠泥石; c.坪141，888.78 m，蝕變伊利石;d.化151，950.62 m，伊利石的綠泥石化見伊/蒙泥層

a.化151，955.28 m，粒間孔 b.化151，950.62 m，粒間孔、溶孔圖4 孔隙類型及所占比例Fig.4 Pore types and its proportion

3.3 儲層物性特征

根據(jù)梅塔區(qū)塊物性分析資料統(tǒng)計(jì)，作出長2儲層物性頻率圖(圖5)、長21-3孔隙度及滲透率等值線圖(圖6)。結(jié)果表明：本區(qū)長2儲層孔隙度一般多在10.0%～18.0%，平均孔隙度為13.7%、平均滲透率2.9 mD，總體表現(xiàn)為中等孔隙度，低滲透率。

4 儲層影響因素分析

4.1 沉積作用對儲層物性的影響

沉積環(huán)境和水動力條件是影響儲層物性的重要因素，它決定了儲層的規(guī)模、分布、結(jié)構(gòu)及物性構(gòu)架，還直接影響儲層內(nèi)流體的成分及性質(zhì)。

坪橋梅塔區(qū)長2油層組沉積物是來自鄂爾多斯盆地北東方向的沉積，沉積物碎屑的顆粒較粗，分流河道微相中含礫細(xì)砂巖較為發(fā)育。碎屑顆粒多以次棱—棱角狀為主，少量次圓—次棱狀，分選較差，磨圓度中等到差，砂巖具有低成分成熟度和低結(jié)構(gòu)成熟度的特點(diǎn)。

圖5 長2儲層物性頻率圖Fig.5 Histograms of sand physical property

分流河道在平面上和垂向上巖性及粒度差別較小，主要為含礫細(xì)砂巖、細(xì)砂巖和粉細(xì)砂巖沉積物。分流河道因盆地應(yīng)力的作用在平水期受到堵塞，沉積細(xì)粒物質(zhì)，但在下一次洪水期又被沖刷；由于沖刷不徹底，不同程度地殘留下細(xì)粒物質(zhì)，使得儲層的孔隙度和滲透率變化較大，導(dǎo)致儲層在平面上和垂向上的非均質(zhì)性較強(qiáng)。

4.2 成巖作用對儲層物性的影響

碎屑巖儲層的成巖演化是一個(gè)復(fù)雜的物理化學(xué)變化過程，尤其是發(fā)生在成巖階段中晚期的化學(xué)變化常對儲層孔隙結(jié)構(gòu)和礦物組成的變化產(chǎn)生重要影響，這種變化通常是由孔隙流體性質(zhì)的改變所引起的。來自于烴源巖的富含有機(jī)酸的酸性流體可改變儲層孔隙中的地球化學(xué)環(huán)境，造成砂巖溶蝕作用的發(fā)生、礦物組成和物性條件的改變。

4.2.1 壓實(shí)作用的影響

研究區(qū)長21-3小層砂巖儲層機(jī)械壓實(shí)作用較強(qiáng)，壓實(shí)作用強(qiáng)度與深度間呈指數(shù)關(guān)系。

根據(jù)掃描電鏡觀察可見，儲層內(nèi)部壓實(shí)作用主要的表現(xiàn)形式有顆粒塑性變形根據(jù)掃描電鏡觀察可見，儲層內(nèi)部壓實(shí)作用主要的表現(xiàn)形式有顆粒塑性變形和脆性變形，早期成巖階段發(fā)生的機(jī)械壓實(shí)作用可導(dǎo)致砂巖顆粒的緊密排列、位移及再分配，云母類及塑性巖屑發(fā)生膨脹及塑性變形，導(dǎo)致粒間孔隙大量喪失。部分石英碎屑的壓溶作用表現(xiàn)為石英邊緣呈現(xiàn)港灣狀溶蝕邊，由此產(chǎn)生的石英次生加大也導(dǎo)致了一部分孔隙的喪失及滲透率的降低；壓實(shí)作用在富含云母和伊利石的砂巖中較發(fā)育，并使儲層物性進(jìn)一步變差。

圖6 長2孔隙度及滲透率等值線圖Fig.6 Contour maps of porosity and permeability of Chang-2 member of Yanchang formation

4.2.2 膠結(jié)作用的影響

儲層內(nèi)膠結(jié)物含量的增加，會導(dǎo)致巖石孔隙度降低。研究區(qū)長21-3小層砂巖儲層的膠結(jié)作用是最主要的成巖作用之一，膠結(jié)作用和壓實(shí)作用是導(dǎo)致儲層物性變差的最主要原因。

儲層膠結(jié)作用非常顯著，主要是碳酸鹽膠結(jié)物充填部分或大部分孔隙空間，使孔隙度進(jìn)一步降低，也導(dǎo)致滲透率大大降低。研究區(qū)長21-3小層砂巖儲層的碳酸鹽膠結(jié)物主要是方解石，為連晶式膠結(jié)，大量的碳酸鹽膠結(jié)物使儲層層內(nèi)非均質(zhì)性大大增強(qiáng)。綠泥石、硅質(zhì)及長石質(zhì)膠結(jié)充填粒間孔，其對儲層的影響與3種膠結(jié)物的發(fā)育情況有關(guān)。選擇鄰區(qū)長2油層組18個(gè)樣品的膠結(jié)物(碳酸鹽礦物、綠泥石膜、硅質(zhì)及長石質(zhì))、粒間孔及面孔率數(shù)值，作散點(diǎn)圖進(jìn)行對比(圖8)。結(jié)果顯示：13～18號樣品膠結(jié)程度弱，粒間孔發(fā)育，面孔率大；11號樣品碳酸鹽礦物膠結(jié)極發(fā)育，巖石致密，粒間孔含量低，面孔率低；1號樣品和5號樣品碳酸鹽、硅質(zhì)及長石質(zhì)膠結(jié)含量很低，而孔隙襯里綠泥石膜較發(fā)育，粒間孔保存較好，面孔率較高。

圖8 梅塔鄰區(qū)長2油層組砂巖膠結(jié)物、粒間孔及面孔率散點(diǎn)圖Fig.8 Sandstone cement, intergranular pore and face rate of Chang-2 member in Meita neighborhood

圖9 砂巖儲層溶蝕作用掃描電鏡Fig.9 Scanning electron microscope images of dissolution of sandstone reservoir

4.2.3 溶蝕作用對儲層物性的影響

砂巖儲層的溶蝕作用可形成各種類型的溶蝕孔隙，作為研究長21-3小層砂巖儲層主要的孔隙類型之一，溶蝕作用產(chǎn)生的各種孔隙對改善砂巖儲層的儲集性能起到了建設(shè)性的作用。砂巖儲層溶蝕作用如圖9所示。

根據(jù)掃描電鏡圖片分析，砂巖儲層溶蝕作用主要發(fā)生在長石顆粒表面及內(nèi)部。顆粒的溶蝕有兩種情況：一種是長石、巖屑等不穩(wěn)定顆粒直接溶蝕形成溶蝕粒內(nèi)孔隙；另一種是長石及巖屑等顆粒先為碳酸鹽礦物交代，再發(fā)生溶蝕而使顆粒間接被溶蝕，常形成溶蝕粒間孔隙及溶蝕粒內(nèi)孔隙。

5 結(jié)論

(1)研究區(qū)長2油層組主要為辮狀河沉積體系，沉積微相類型為河道砂壩和泛濫平原，河道砂壩是主要的儲集砂體，砂體厚度大，橫向上疊置連片，具有多河道、低彎度、河床坡降大、寬而淺，側(cè)向遷移迅速、流量變化大，垂向加積快等特點(diǎn)，在河道中常常形成一系列河道砂壩。

(2)研究表明：梅塔區(qū)長21儲層以中砂巖為主，其次為細(xì)砂巖類。黏土礦物以綠泥石為主，相對含量為61%～78%，其次為伊利石、伊蒙混層及高嶺石。長2砂巖儲層孔隙類型主要有粒間孔、粒內(nèi)孔、鑄?？?、長石溶孔和裂隙孔，以粒間孔為主，占總孔隙的73.6%；其次為長石溶孔，占總孔隙的9.4%；還有鑄?？缀土?nèi)孔，分別占總孔隙類型的8.7%、8.7%。本區(qū)長2儲層孔隙度一般多在10.0%～18.0%，平均孔隙度為13.7%，平均滲透率為2.9 mD。

(3)通過對影響長21-3小層砂巖儲層物性的主要影響因素分析，認(rèn)為成巖作用對砂巖儲層物性的影響既有建設(shè)性也有破壞性。壓實(shí)作用，碳酸鹽、黏土礦物的膠結(jié)作用是破壞儲層孔隙度、降低滲透率的主要因素；溶蝕作用易產(chǎn)生溶蝕孔隙，改善儲層的物性。

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StudyontheReservoirCharacteristicsofChang-2ReservoirinMeitaExplorationBlock,EasternOrdosBasin

Bao Peng

(XingzichuanOilProductionPlantofYanchangOilfieldCo.,Ltd.,Yan＇an,Shaanxi717400,China)

Sand body of Chang-2 reservoir in Meita exploration block varies fast horizontally and connected poor, leading to the complex spatial distribution of reservoirs and strong heterogeneity. Reservoir performance is affected by many factors, and the development is difficulty. In view of this situation, through outcrops, cores, well logging and analysis test data, of Chang-2 deposition phase, storage layer of sandstone material composition, physical characteristics and diagenesis are studied, a detailed discussion of the main factors affect the properties of the reservoir. Research showed that: Chang-2 sandstones reservoir pore types in intergranular pore, accounted for 73.6% of total porosity, reservoir porosity is general in 10.0% to 18.0%, average porosity is 13.7%, and the average permeability is 2.9mD. The effect of diagenesis on the physical properties of sandstone reservoir is not only constructive and destructive. The cementation of carbonate and clay minerals is the main factor to destroy the reservoir porosity and decrease the permeability. The research results provide sufficient theoretical basis for development of Chang-2 reservoir.

Meita exploration block; Chang-2 reservoir; reservoir characteristics; influence factors

TE122

A

鮑鵬(1983—)，男，漢族，陜西安塞人，工程師，主要從事油田開發(fā)方面的研究。郵箱：14063389@qq.com.