趙自斌 夏海英 劉佳 曹聰

摘要：本次研究子長油田Y11井區(qū)長2油層組的巖石學特征，為搞清儲層特征打下基礎。研究區(qū)位于陜西省子長縣余家坪鄉(xiāng)境內，主力開發(fā)層系長2油層厚度大，油層埋藏淺，一般埋藏深度在350～550m左右。研究區(qū)長2層段是一個巨大砂體段。巖性以一套淺灰色、灰白色塊狀細砂巖為主，其次為少量的粉細砂巖、中細砂巖及粉砂巖。泥巖均為黑色或灰色。碎屑成分含量從高到低為長石，石英、巖屑、云母、重礦物。填隙物的主要成分是泥質及細粉砂，膠結物主要成分為綠泥石和方解石膠結。該區(qū)砂巖中發(fā)育大量的巖石?？着c溶孔。本次研究將本區(qū)孔隙結構劃分為以下幾種類型分別是I類大孔粗喉型、II類大孔中細喉型、III類中孔中細喉型、IV類小孔中細喉型、V類小孔細喉型。

關鍵詞：鄂爾多斯盆地;長2;子長油田;巖石學特征

1、區(qū)域地質概況

研究區(qū)位于鄂爾多斯盆地東部陜北斜坡帶子長縣境內。陜北斜坡為一向西傾斜的平緩單斜構造，坡降每公里約為7～11m，地層平緩，區(qū)域內受構造作用影響小，基本無斷層，盆地四周是褶皺斷裂帶，圍著中間的大片平緩地層。僅小部分地區(qū)因差異壓實作用形成了典型的鼻狀構造，且幅度較低[1]。

2、地層巖石學特征

2.1 長2油層組地層特征

參考之前學者和油公司的研究成果和地層對比資料，在測井地質學、層序地層學、構造地質學沉積旋回及測井巖石電性關系的指導下，確立以區(qū)域相標志層控制為主，利用沉積旋回，適當?shù)乜紤]砂體厚度和水下分流河道砂體的空間展布的對比原則。依據(jù)旋回的由下到上，最終劃分出長2油層組。

總體來看，長2油層組是一個巨大砂體段。淺灰色、灰褐色細砂巖夾暗色泥巖為該段的主要巖性。該段在區(qū)域內相較其他層段而言測井曲線響應非常明顯，GR和SP曲線呈箱型，高電阻率，同時井徑測井曲線有明顯凸起是識別k9標志層的一個重要標志。長2段巖性為較為簡單為一整段淺灰色中、細砂巖夾灰色泥巖，也是本次研究的主要目的層，有天然良好的蓋層遮擋，是區(qū)域內相對而言理想的油氣儲集層。

2.2 巖石學特征

研究區(qū)長2層段的細砂巖以淺灰色和深灰色為主。泥巖均為黑色或灰色。巖石的深色特征表明在沉積時巖石處于還原作用的水下環(huán)境。長2層段巖性以一套淺灰色、灰白色塊狀細砂巖為主，總量占據(jù)砂巖的80%以上，其后為少量的粉細砂巖、中細砂巖及粉砂巖，占砂巖總量的10%以上。

2.2.1 巖性特征

研究區(qū)長2油層巖性主要為長石細砂巖，其余為中砂巖、粉細砂巖和粉砂巖。砂巖碎屑以長石為主，其次是石英、巖屑、云母和少量的重礦物。碎屑顆粒呈次圓～次棱角狀，分選中等～好，線接觸或點～線接觸，膠結類型為孔隙式或薄膜～孔隙式，偶爾方解石是嵌晶式膠結。填隙物含量一般為4%～12%，成分主要為綠泥石、方解石，其次為少量的鈉長石、石英次生加大，部分砂巖中還可以看到硬石膏、黃鐵礦、伊蒙混層、重晶石、硅質等。

長2段儲層巖石類型主要為細粒長石砂巖。碎屑成分主要是長石，石英和巖屑為次。分析結果顯示巖石成熟度低。填隙物在本區(qū)砂巖中含量接近30%，填隙物碎屑分選性、磨圓性較好，其形狀以次圓-次棱角狀為主，碎屑物磨圓度中等，結構成熟度較高，在本區(qū)中的含量占主導地位;顆粒支撐是巖石的主要支撐類型;碎屑顆粒之間以點-線接觸或線接觸為主，在觀察時凹凸接觸少見;膠結類型以孔隙-薄膜式、孔隙式膠結為主。

2.2.2 巖石碎屑成分

本區(qū)長2油層組砂巖碎屑成分占62.13%-74.65%，礦物含量從高到低為長石，石英、巖屑、云母、重礦物。其中：長石占巖屑總含量的26%-55%，正長石、斜長石兩種類型均在本區(qū)長石中可見，正長石的數(shù)量在掃描電子顯微鏡下少于斜長石。鏡下鑒定結果顯示長石顆粒受到強烈的風化侵蝕，薄片下常見長石云母化;石英相對含量16%-32%;巖屑一般含量為2%-4%，以沉積巖巖屑為主;黑云母含量為2%-28%，常發(fā)生泥化而呈假雜基充填于粒間孔隙中是相較盆地內其他區(qū)域長2段的獨有特點。

2.2.3 填隙物成分

1、雜基

填隙物的主要成分是泥質及細粉砂，分布十分不均勻且范圍差異較大，含量在6%～27%之間。雜基一般堵塞巖石粒間孔，破壞了巖石的孔隙度。鏡下研究顯示礦物中的方解石常常發(fā)生交代作用，會交代部分雜基，使孔隙度略微變好。

2、膠結物

膠結物總含量1%-29%，主要成分為綠泥石和方解石膠結，含量分別0.9%-5%、0%-19%;其次為白云石（0-3%）、長石加大（0-7%）和石英加大（0-7%）膠結。鏡下偶見少量硬石膏、伊利石、蒙脫石等。

3、粒度

根據(jù)取心情況進行粒度分析，結果顯示，該區(qū)碎屑顆粒的主要粒級為0.1～0.3mm（2<Φ<3），百分含量9.13%～69.59%之間，其中余34井取樣20塊，0.1～0.3mm粒級其含量最小27%，最大76.89%。

2.2.4 孔隙類型及大小

根據(jù)巖石鑄體薄片及掃描電子顯微鏡的分析，區(qū)域內壓實作用在早期成巖時段作用不明顯，所以該區(qū)砂巖中以發(fā)育大量的巖石粒間孔隙，粒間孔與溶孔是儲集空間的首要方式和類型，這兩種類型的孔隙約占總孔隙的70%以上，微孔隙、裂隙孔等次之，含量較低。多見三角形、多邊形及不規(guī)則狀的孔隙[6]。收集的樣品中孔隙直徑變化較大。

2.2.5 孔吼大小及分布

根據(jù)研究區(qū)8130、8154、8155、余34井挑選的32塊樣品（均為取心井）的毛管壓力分析數(shù)據(jù)，認為長2油層砂巖的排驅壓力、中值壓力、最大連通孔喉半徑、中值孔喉半徑、孔喉半徑均值等是影響孔喉大小及分布的參數(shù)與儲層物性之間的重要因素，其結果真實的反映了區(qū)域內儲層的非均質性（表1）。

從儲層孔隙度與孔隙結構參數(shù)的關系圖中可以看出：

（1）孔隙度排驅壓力有一定負相關關系。即排驅壓力越小，孔隙度越高;中值壓力與孔隙度也呈負相關關系。

（2）孔隙度與平均孔喉半徑均呈正相關關系。即平均孔喉半徑越大，孔隙度越大。

（3）孔隙度與微觀均質系數(shù)呈正相關關系。即微觀均質系數(shù)越大，物性越好。

研究結果顯示，各類參數(shù)變化很大，體現(xiàn)了區(qū)域內各種作用的影響，也直接反映了砂巖中孔喉分布的非均質性。其中排驅壓力為0.005～7.721MPa，最大連通孔喉半徑0.039～19.5310μm;中值壓力0.098～7.632MPa，中值孔喉半徑為0.096～7.687μm;分選系數(shù)為0.010～3.770，一般為2～3;退汞效率較低，一般為16.9～43.7%;孔喉半徑較細?？紫逗淼婪植贾饕幸韵聨追N類型：

①單峰負偏態(tài)微孔喉型：優(yōu)勢孔喉半徑在0.67～24μm之間。此種類型的孔喉常見于研究區(qū)長2油層組內分布多而廣，多發(fā)于粒間溶孔較發(fā)育的細砂巖、中～細砂巖中，物性一般較好。

②分散型：孔喉分布極不均勻，分布廣泛且無規(guī)律，孔喉范圍變化幅度大。此類型砂巖儲集性質變化較大。

2.2.6 孔隙結構類型及特征

根據(jù)本區(qū)實際開發(fā)狀況，以及鄂爾多斯盆地三疊系延長組的先前儲層研究成果，本次研究將本區(qū)孔隙結構劃分為以下幾種類型分別是I類大孔粗喉型、II類大孔中細喉型、III類中孔中細喉型、IV類小孔中細喉型、V類小孔細喉型，其中小孔中細吼型和小孔細吼型因其物理特性，我們認為是非有效含油段和非儲層，大孔粗吼型普遍認為是最佳儲層，大孔粗吼型和大孔中細吼型我們認為是本區(qū)分布最為廣泛的主要儲集層。

研究發(fā)現(xiàn)，本區(qū)長2砂巖孔隙結構有兩種主要特點：

（1）喉道分布方式主要為正相關分布，喉道的粗歪度，數(shù)據(jù)顯示孔隙呈負偏態(tài)細歪度。結果中顯示隨著其物性逐漸變差，喉道主峰值逐漸往細喉道方向移動，而孔隙主峰值普遍處于穩(wěn)定狀態(tài)，說明孔隙在其影響相對較小，滲透率由大喉道的數(shù)量起到了決定性的作用。

（2）鄂爾多斯盆地延長組砂巖的獨有特性之一就是物性隨喉道分選變好成反比，歪度隨粒度變粗而變好。

結論與認識

（1）研究區(qū)長2層段是一個巨大砂體段。巖性以一套淺灰色、灰白色塊狀細砂巖為主，其次為少量的粉細砂巖、中細砂巖及粉砂巖。泥巖均為黑色或灰色。

（2）碎屑成分含量從高到低為長石，石英、巖屑、云母、重礦物。填隙物的主要成分是泥質及細粉砂，膠結物主要成分為綠泥石和方解石膠結。

（3）該區(qū)砂巖中發(fā)育大量的巖石粒孔與溶孔。本次研究將本區(qū)孔隙結構劃分為以下幾種類型分別是I類大孔粗喉型、II類大孔中細喉型、III類中孔中細喉型、IV類小孔中細喉型、V類小孔細喉型。

參考文獻

[1]許建紅，程林松，鮑朋，屈雪峰，王選茹.鄂爾多斯盆地三疊系延長組油藏地質特征[J].西南石油大學學報，2007（05）：13-17+195.

作者簡介：

趙自斌（1990-），男，工程師。畢業(yè)于西安石油大學石油工程專業(yè)，一直從事勘探開發(fā)技術工作。