王 偉， 袁曉琪， 李 洲， 熊 濤

(1.西安石油大學(xué) 地球科學(xué)與工程學(xué)院，西安 710065;2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司 第五采油廠(chǎng)，西安 高陵 710021)

鄂爾多斯盆地是我國(guó)重要的含油氣盆地，有著非常豐富的石油和天然氣資源.研究區(qū)隸屬于寧夏回族自治區(qū)東部，與陜西、甘肅、內(nèi)蒙古交界處，在姬塬油田北端(圖1a).研究區(qū)在天環(huán)坳陷東端，呈現(xiàn)向西傾的單斜構(gòu)造，個(gè)別地方出現(xiàn)小型鼻狀構(gòu)造.近年來(lái)，姬塬油田已經(jīng)在西部地區(qū)進(jìn)行長(zhǎng)3以上油藏的生產(chǎn)，鹽池地區(qū)是這幾年油田公司的重點(diǎn)勘探開(kāi)發(fā)區(qū)塊，為滿(mǎn)足后備儲(chǔ)量問(wèn)題和解決增儲(chǔ)上產(chǎn)沖突，迫切要展開(kāi)鹽池西部地區(qū)延長(zhǎng)組淺部長(zhǎng)3以上有利區(qū)優(yōu)選研究.研究區(qū)內(nèi)長(zhǎng)2(圖1b)儲(chǔ)層自東南向西北剝蝕程度逐漸加深，長(zhǎng)1儲(chǔ)層在研究區(qū)內(nèi)基本剝蝕殆盡[1-7].目前研究區(qū)油水關(guān)系比較復(fù)雜，對(duì)儲(chǔ)層特征的研究比較薄弱，難以滿(mǎn)足優(yōu)選有利探區(qū)和經(jīng)濟(jì)開(kāi)發(fā)要求.因此,本文通過(guò)資料調(diào)研和室內(nèi)分析資料，對(duì)延長(zhǎng)組淺層的長(zhǎng)2油層的特征進(jìn)行研究，以便更有效的指導(dǎo)有利區(qū)預(yù)測(cè)，為油區(qū)后面建產(chǎn)提供精確指導(dǎo).

圖1 研究區(qū)構(gòu)造特征

圖2 延長(zhǎng)組長(zhǎng)2儲(chǔ)層三角分類(lèi)圖

1 巖石學(xué)特征

根據(jù)研究區(qū)長(zhǎng)2巖石薄片資料分析，受物源控制，長(zhǎng)2儲(chǔ)層組成主要為長(zhǎng)石砂巖和巖屑長(zhǎng)石砂巖(圖2)，經(jīng)統(tǒng)計(jì)樣品薄片分析資料，長(zhǎng)2儲(chǔ)層石英(34.4%)、長(zhǎng)石含量相對(duì)較高(33%)，巖屑和填隙物含量相對(duì)較低(表1)，填隙物成分總體以高嶺石(4.48%)、水云母(1.32%)、綠泥石(2.8%)、鐵方解石(1.4%)和硅質(zhì)(1.58%)為主(表2).自生粘土礦物主要為高嶺石和綠泥石(表2、圖3).認(rèn)為碎屑成分及填隙物導(dǎo)致儲(chǔ)層微孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜化.

表1 研究區(qū)長(zhǎng)3以上儲(chǔ)層碎屑成分統(tǒng)計(jì)表

表2 研究區(qū)長(zhǎng)3以上儲(chǔ)層填隙物成分統(tǒng)計(jì)表

(a) G90，2 192.3 m，長(zhǎng)21，碎屑顆粒表面發(fā)生溶蝕產(chǎn)生溶孔,溶孔中被高嶺石充填；(b)G90，2 342.36 m，長(zhǎng)23，綠泥石充填殘余孔喉連通形態(tài).試油成果：0.77/27.62；(c) H55，2 078.62 m，長(zhǎng)23，自生石英充填殘余孔喉連通形態(tài)；(d) H20,2 173.19 m，長(zhǎng)2，發(fā)育粒間孔，長(zhǎng)石溶蝕孔、自生高嶺石充填孔隙；(e) H85,2 261.93 m,長(zhǎng)23，云母和塑性巖屑發(fā)生變形，可見(jiàn)石英加大，部分孔隙被高嶺石充填，可見(jiàn)粒間孔、長(zhǎng)石溶孔和晶間孔；(f) G31，長(zhǎng)213，2 048.86 m，鑄?？?/p>

研究區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)2儲(chǔ)層分選級(jí)別以中等為主(圖4)，磨圓以次棱為主(圖5)，說(shuō)明沉積物搬運(yùn)距離較近，以近源沉積為主；儲(chǔ)層巖石顆粒粒徑細(xì)小，以細(xì)砂巖為主，細(xì)?？偭考s占94.5%(表3)。

圖4 長(zhǎng)2分選性統(tǒng)計(jì)直方圖

圖5 長(zhǎng)2磨圓度統(tǒng)計(jì)直方圖

表3 姬塬地區(qū)長(zhǎng)2砂巖粒度分析

2 物性特征

2.1 宏觀(guān)物性特征

儲(chǔ)層物性參數(shù)是表征儲(chǔ)層質(zhì)量?jī)?yōu)劣的重要指標(biāo)，因此,研究清楚儲(chǔ)層物性特征對(duì)于后期儲(chǔ)層評(píng)價(jià)至關(guān)重要，對(duì)研究區(qū)巖心分析資料統(tǒng)計(jì)，延長(zhǎng)組長(zhǎng)2儲(chǔ)層孔隙度主要分布范圍在12%～18%，平均為14.1%；滲透率主要分布范圍在0.5～30 mD，平均值為6.33 mD.與延長(zhǎng)組中下部?jī)?chǔ)層物性相比，物性整體較好，巖心分析孔滲之間具有較好的相關(guān)性.

儲(chǔ)層物性受控于沉積微相展布，分流河道處砂體物性最好.對(duì)各小層物性對(duì)比研究，縱向上層間物性差異明顯，長(zhǎng)2平均孔隙度14.51%，平均滲透率5.01mD(圖6).

2.2 孔隙類(lèi)型

對(duì)目的層巖心通過(guò)鑄體薄片結(jié)合掃描電鏡分析知，工區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層孔隙類(lèi)型主要是粒間孔和溶蝕孔，溶蝕孔主要是長(zhǎng)石溶孔，晶間孔和微裂縫不多見(jiàn)(圖3).其中長(zhǎng)2儲(chǔ)層平均為5.99%.(圖7)

圖6 鹽池西部延長(zhǎng)組長(zhǎng)2小層物性柱狀對(duì)比圖

圖7 研究區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層孔隙類(lèi)型統(tǒng)計(jì)直方圖

剩余粒間孔，主要是在壓實(shí)作用下，巖石顆粒變形，或重新排列使得孔隙空間減小所剩余的空隙，主要體現(xiàn)在石英的次生加大.粒間充填伊利石.外形為三角形或不規(guī)則(圖3).次生孔隙主要為長(zhǎng)石溶孔，還有少量的巖屑溶孔和碳酸鹽溶孔(圖3).長(zhǎng)2次生孔隙占比較高，次生孔隙的連通性差主要是以原生成因?yàn)橹鞯牧ｉg孔隙，且高嶺石占據(jù)長(zhǎng)石溶解形成的次生孔隙使孔隙結(jié)構(gòu)變得更為復(fù)雜.

2.3 微觀(guān)孔隙結(jié)構(gòu)

常規(guī)壓汞作為表征巖石孔隙結(jié)構(gòu)的常用方法和技術(shù)手段，壓汞曲線(xiàn)可以有效地反映不同的孔隙大小與分布.理論上知：儲(chǔ)層巖石的排驅(qū)壓力越小，反映了儲(chǔ)層中孔喉半徑比較大的孔喉數(shù)量較多，孔隙結(jié)構(gòu)較好；反之，儲(chǔ)層中孔隙和吼道半徑細(xì)小，孔隙結(jié)構(gòu)則比較差.孔喉半徑越大且分布越集中，證明儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)越好.根據(jù)砂巖儲(chǔ)層的毛管壓力曲線(xiàn)形態(tài)和壓力曲線(xiàn)的參數(shù)統(tǒng)計(jì)表可知：長(zhǎng)2油層平均排驅(qū)壓力0.76 MPa，平均中值壓力5.55 MPa，最大進(jìn)汞飽和度81.17%，平均退汞效率30.23%，平均中值半徑0.23 μm(表4).

表4 研究區(qū)長(zhǎng)3以上儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)表

延長(zhǎng)組長(zhǎng)2儲(chǔ)層孔喉以小孔、微細(xì)喉為主(圖8).非均質(zhì)性強(qiáng)，儲(chǔ)層孔喉半徑較小，絕大部分小于0.375 μm，反映為平均連通喉道的中值半徑小，以微孔隙和滲流孔隙并存，束縛水主要存在微孔隙系統(tǒng)中.

圖8 毛管壓力曲線(xiàn)特征

3 儲(chǔ)層沉積特征

3.1 儲(chǔ)層沉積相研究

在不同沉積環(huán)境下，形成的儲(chǔ)層砂體平面展布和儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能會(huì)有明顯的差別，因而,研究不同類(lèi)型的沉積相特征,不但具有重要的理論指導(dǎo)意義,還能為后續(xù)的勘探與開(kāi)發(fā)工作提供借鑒.

取心井巖心觀(guān)察可知，研究區(qū)長(zhǎng)2、長(zhǎng)3主要發(fā)育三角洲平原亞相，又可以細(xì)分為四個(gè)亞相：分流河道微相、分流間洼地、天然堤和決口扇(圖9).

(a) H34,長(zhǎng)231,2 094.98 m褐色中粗砂巖；(b) H34,長(zhǎng)22，2 096.79 m沖刷泥礫；(c) L179,長(zhǎng)2,2 052.56 m灰褐色細(xì)砂巖；(d) H34,長(zhǎng)2,2 057.86 m淺灰色細(xì)砂巖

利用測(cè)井曲線(xiàn)形態(tài)特征、儲(chǔ)層巖石學(xué)特征、沉積構(gòu)造特征和沉積微相等資料，對(duì)H117井進(jìn)行單井相分析.延長(zhǎng)組長(zhǎng)2砂體較為發(fā)育，有2～3套厚的砂體.長(zhǎng)213和長(zhǎng)222砂巖巖心經(jīng)熒光測(cè)試均有油氣或油斑特征.巖石類(lèi)型組成為中-細(xì)砂巖、細(xì)砂巖、粉砂巖和泥巖.細(xì)砂巖和泥巖薄互層出現(xiàn)，是因?yàn)榉至骱拥篮秃拥篱g洼地微相交替出現(xiàn)的沉積特征，薄層砂反映天然堤微相沉積特征(圖10).

圖10 H117井長(zhǎng)2沉積微相剖面圖

延長(zhǎng)組長(zhǎng)2油層組為河控三角洲平原環(huán)境，河流為北東-南西向，主要沉積微相為：分流河道、分流間洼地、天然堤.河道物源來(lái)自北東方向.

圖11 延長(zhǎng)組長(zhǎng)23期沉積相圖

研究區(qū)長(zhǎng)233小層西南部地層被剝蝕，由圖11地層沉積相平面圖看出，這一時(shí)期發(fā)育5～6條河道，河道呈北東-南西向，條帶狀展布.河道寬度約1～5 km；長(zhǎng)232小層繼承了長(zhǎng)233小層的沉積特征.由長(zhǎng)232地層沉積相平面圖(圖11)可知，剝蝕范圍相比長(zhǎng)233略有增加，這個(gè)時(shí)期發(fā)育6～7條河道，方向?yàn)楸睎|-南西向.河道最寬度1～5 km；由圖11可知長(zhǎng)231沉積時(shí)期研究區(qū)發(fā)育6～7條河道，方向?yàn)楸睎|-南西向，呈條帶狀展布.河道最度為1～5 km.

由長(zhǎng)222沉積相平面圖(圖12)可知，該期工區(qū)內(nèi)發(fā)育5～6條河道，北東-南西向呈條帶狀展布.河道寬度2 km～5 km；由延長(zhǎng)221沉積相平面圖(圖12)可知，該期研究區(qū)發(fā)育5～6條河道，河道方向?yàn)楸睎|-南西向，呈條帶狀展布，延伸.河道寬度2 km～6 km.整體來(lái)說(shuō)整個(gè)長(zhǎng)2期研究區(qū)水動(dòng)力逐漸減弱，河道沉積規(guī)模逐漸減少.

圖12 延長(zhǎng)組長(zhǎng)22期沉積相圖

3.2 砂體展布特征

長(zhǎng)2儲(chǔ)層沉積時(shí)期，因構(gòu)造運(yùn)動(dòng)發(fā)生了三期大的沉積旋回，分別為長(zhǎng)23、長(zhǎng)22和長(zhǎng)21.長(zhǎng)23沉積時(shí)候，河流作用比較強(qiáng)，砂巖沉積厚度占整個(gè)地層厚度比例很大，分流河道較寬且河道發(fā)育數(shù)量較少，當(dāng)長(zhǎng)22沉積時(shí)候，河流沉積作用變?nèi)?，分流河道沉積砂體則較窄、且厚度也跟著變??；在長(zhǎng)21沉積時(shí)候，發(fā)育了3個(gè)次一級(jí)旋回，長(zhǎng)213、長(zhǎng)212和長(zhǎng)211，底部為分流河道作用，向上則慢慢變?yōu)榉至鏖g洼地沉積.長(zhǎng)211沉積的地層被剝蝕，現(xiàn)在所保留的地層主要在工區(qū)的東部.砂體厚度較薄，厚砂帶不成規(guī)模(見(jiàn)圖13).

圖13 長(zhǎng)2期各小層砂體厚度圖

4 有利區(qū)預(yù)測(cè)

油氣有利區(qū)帶的預(yù)測(cè)的評(píng)價(jià)依據(jù)主要為成藏條件和勘探程度.通過(guò)對(duì)研究區(qū)地層分層、構(gòu)造的研究、沉積相帶、儲(chǔ)層特征的研究，結(jié)合現(xiàn)有的鉆探資料，最大限度利用已有的信息作為有利目標(biāo)區(qū)優(yōu)選的重要線(xiàn)索，達(dá)到客觀(guān)評(píng)價(jià)的目的.從而對(duì)研究區(qū)長(zhǎng)3以上淺層進(jìn)行綜合的預(yù)測(cè).

在老井復(fù)查的基礎(chǔ)上，綜合姬塬油田鹽池西部長(zhǎng)3以上淺層油藏儲(chǔ)層特征，提出了區(qū)塊有利區(qū)優(yōu)選評(píng)價(jià)準(zhǔn)則：位于有利沉積相帶：砂體為分流河道微相，或位于河道兩側(cè)、砂地比比值較高的地方；物性相對(duì)高孔高滲區(qū)域；位于局部構(gòu)造高的部位；有利區(qū)周邊有油氣顯示的井點(diǎn)且老井有比較好的顯示；老井含油性復(fù)查：通過(guò)對(duì)老井含油性資料的復(fù)查，確定相關(guān)有利區(qū)塊；石油勘探生產(chǎn)動(dòng)態(tài)：根據(jù)石油勘探資料，試油、壓裂資料，為確定有利區(qū)塊的奠定提供指導(dǎo).

以老井復(fù)查結(jié)果為依據(jù)，綜合分析研究區(qū)構(gòu)造特征、儲(chǔ)層沉積相帶展布和儲(chǔ)層分布特征，結(jié)合試油試采資料，對(duì)目標(biāo)區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層進(jìn)行有利區(qū)預(yù)測(cè)，延長(zhǎng)組淺層目標(biāo)區(qū)23個(gè),其中建議目標(biāo)區(qū)8個(gè);預(yù)測(cè)含油面積55.01 km2,其中建議目標(biāo)區(qū)面積24.76 km2(表5).

表5 長(zhǎng)3以上有利目標(biāo)預(yù)測(cè)結(jié)果統(tǒng)計(jì)表

圖14 延長(zhǎng)組長(zhǎng)2儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià)圖

長(zhǎng)213油藏優(yōu)選出有利目標(biāo)區(qū)4個(gè)，預(yù)測(cè)含油面積10.75 km2，其中：建議有利目標(biāo)區(qū)4個(gè)，預(yù)測(cè)含油面積5.75 km2，謹(jǐn)慎目標(biāo)區(qū)2個(gè)，預(yù)測(cè)含油面積5 km2(圖14).長(zhǎng)221油藏優(yōu)選出有利目標(biāo)區(qū)4個(gè)，預(yù)測(cè)含油面積9.12 km2，其中：建議有利目標(biāo)區(qū)1個(gè)，預(yù)測(cè)含油面積3.69 km2，謹(jǐn)慎目標(biāo)區(qū)3個(gè)，預(yù)測(cè)含油面積5.43 km2.

長(zhǎng)222油藏優(yōu)選出有利目標(biāo)區(qū)7個(gè)，預(yù)測(cè)含油面積14.27 km2，其中：建議有利目標(biāo)區(qū)4個(gè)，預(yù)測(cè)含油面積9.3 km2，謹(jǐn)慎目標(biāo)區(qū)2個(gè)，預(yù)測(cè)含油面積4.97 km2.長(zhǎng)231油藏優(yōu)選出有利目標(biāo)區(qū)3個(gè)，預(yù)測(cè)含油面積7.37 km2.其中：建議目標(biāo)區(qū)2個(gè)，預(yù)測(cè)含油面積5.06 km2；謹(jǐn)慎目標(biāo)區(qū)1個(gè)，預(yù)測(cè)含油面積2.31 km2.長(zhǎng)232油藏優(yōu)選出有利目標(biāo)區(qū)4個(gè)，預(yù)測(cè)含油面積11.67 km2.其中：建議目標(biāo)區(qū)2個(gè)，預(yù)測(cè)含油面積5.55 km2；謹(jǐn)慎目標(biāo)區(qū)2個(gè)，預(yù)測(cè)含油面積6.12 km2.長(zhǎng)233僅優(yōu)選出有利區(qū)1個(gè)，預(yù)測(cè)含油面積1.83 km2.

H353位于研究區(qū)西北部，砂層厚度29.9 m，原測(cè)井解釋7.8 m含油水層，二次測(cè)井解釋油水同層，該井長(zhǎng)233小層試油日產(chǎn)油21.93 t，不產(chǎn)水.該井區(qū)位于砂巖主體帶上，構(gòu)造位置位于鼻狀隆起的前緣，屬于構(gòu)造高部位.預(yù)測(cè)含油面積2.22 km2.

H301位于研究區(qū)西北部，砂層厚度18.4 m，原測(cè)井解釋11.3 m含油水層，二次測(cè)井解釋油水同層，老井含油氣顯示油侵，該井長(zhǎng)232小層試油日產(chǎn)油5.7 t，日產(chǎn)水7.5 m3.該井區(qū)位于砂巖主體帶上，構(gòu)造位置位于鼻狀隆起的前緣，屬于構(gòu)造高部位.預(yù)測(cè)含油面積2.22 km2.

5 結(jié)論

(1)延長(zhǎng)組長(zhǎng)2主要為長(zhǎng)石砂巖和巖屑長(zhǎng)石砂巖，填隙物成分以自生黏土礦物為主，主要以高嶺石、綠泥石為主,伊利石等含量少.認(rèn)為碎屑成分及填隙物對(duì)儲(chǔ)層影響主要是導(dǎo)致微孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜化.

(2)延長(zhǎng)組長(zhǎng)2平均孔隙度14.51%，平均滲透率5.01 mD.中值為14.1%；滲透率主要分布范圍在0.5～30 mD，縱向上層間物性差異明顯.

(3)儲(chǔ)層儲(chǔ)集類(lèi)型主要為粒間孔和溶蝕孔，溶蝕孔中長(zhǎng)石溶孔最為發(fā)育，長(zhǎng)2為5.99%.延長(zhǎng)組長(zhǎng)2孔隙結(jié)構(gòu)以小孔、微細(xì)喉為主.非均質(zhì)性強(qiáng)，儲(chǔ)層孔喉半徑較小，絕大部分小于0.375 μm.

(4)篩選出23個(gè)目標(biāo)區(qū)，建議8個(gè)，面積24.76 km2.