冷丹鳳，孟旺才，王彩霞，常雪彤.

(延長油田股份有限公司勘探開發(fā)研究中心，陜西延安 716001)

高臺(tái)—毛家河北區(qū)位于子北采油廠北部區(qū)域，為子北采油廠資源接替區(qū)塊。該區(qū)延長組勘探面積約為221 km2，完鉆探井60余口，于長2+3、長4+5、長6均發(fā)現(xiàn)油氣顯示，油層厚度為4～6 m。鉆探揭示主力油層為三疊系延長組長4+5、長6儲(chǔ)層，其中高臺(tái)區(qū)長4+5、長6儲(chǔ)層均有油氣顯示。毛家河北區(qū)以長6油藏為主，顯示了該區(qū)良好的油氣勘探潛力。

前人在鄂爾多斯盆地延長組儲(chǔ)層特征與評(píng)價(jià)方面進(jìn)行過大量研究，取得了一系列重要成果[1-11]。然而，該區(qū)主力油層儲(chǔ)層綜合研究程度低，嚴(yán)重制約了該區(qū)油田的勘探開發(fā)水平，有必要對(duì)該區(qū)開展儲(chǔ)層綜合地質(zhì)研究。本次擬通過對(duì)子北油田高臺(tái)—毛家河北開展儲(chǔ)層特征進(jìn)行系統(tǒng)分析，完善儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià)技術(shù)，明確各層勘探潛力，指導(dǎo)高臺(tái)—毛家河北區(qū)有利勘探進(jìn)程。

1 巖石學(xué)特征

根據(jù)研究區(qū)內(nèi)外11口探井38個(gè)樣品的薄片資料統(tǒng)計(jì)分析(圖1)，長2—長6砂巖類型主要為長石砂巖、巖屑長石砂巖。巖屑成分以長石為主，平均為66.84%；其次為石英，平均為21.44%；再次為巖屑，平均為11.72%。

長2以長石砂巖為主，長石含量為72.15%，石英含量為15.63%，巖屑含量為12.22%。長4+5以長石砂巖為主，長石含量為67.11%，石英含量為21.54%，巖屑含量為11.35%。長6以長石砂巖為主，長石含量為61.26%，石英含量為27.14%，巖屑含量為11.60%。

延長組長2—長6油層組填隙物總體含量均不高，變化不大，最高含量為24.5%，最低含量為4.5%，平均為13.8%。膠結(jié)物主要是石英加大、長石加大以及水云母、綠泥石和方解石，濁沸石僅在長63可見。水云母含量為0～2.45%，平均為1.15%；綠泥石最少，含量為0～1.61%，平均為0.87%；方解石含量為0～2.00%，平均為1.61%；硬石膏含量為0～2.00%，平均為1.00%；硅質(zhì)含量為0～1.69%，平均為1.36%；長石加大含量為0～2.00%，平均為1.00%；泥質(zhì)含量為0～5.00%，平均為2.89%。濁沸石和白云石僅在長6可見，含量分別為3.00%和6.75%。

圖1 高臺(tái)—毛家河北長2—長6碎屑成分三角圖Fig.1 Detrital composition triangle of Chang-2-Chang-6 of north of Gaotai- Maojiahe

2 儲(chǔ)層孔隙類型及孔喉特征

2.1 孔隙類型

據(jù)掃描電鏡及鑄體薄片等大量資料分析，工區(qū)主要發(fā)育有粒間孔、溶蝕孔隙、微裂隙、晶間孔等孔隙類型，具體描述如下：

(1)粒間孔：從鏡下來看，粒間孔多為三角形—多邊形或不規(guī)則形狀(圖2c、2e、2i)。殘余粒間孔隙主要是綠泥石膜形成后或者石英充填后形成的連通較差的孔隙類型(圖2a、2k、2p、2g、2l、2n、2o、2q、2s、2t)，為研究區(qū)普遍存在的孔隙類型。

(2)溶蝕孔隙：是由碳酸鹽、長石等可溶組分溶解形成的溶蝕孔，以及溶解性較差的硅酸鹽礦物早期被易溶礦物交代，后期被溶解產(chǎn)生的次生溶孔(圖2b、2d、2f、2h、2j、2m、2r)。

(3)微裂隙：主要是機(jī)械壓實(shí)及收縮等作用形成的細(xì)小裂縫，主研究區(qū)微裂隙少見。

(4)晶間孔：主要指膠結(jié)物中存在的晶間孔隙，研究區(qū)僅在毛家河北部地區(qū)的長6儲(chǔ)層的個(gè)別樣品中可見。

2.2 孔喉微觀特征

長4+5砂巖儲(chǔ)層共計(jì)26個(gè)樣品。統(tǒng)計(jì)表明，排驅(qū)壓力介于0.14～1.56 MPa之間，均值1.06 MPa；中值壓力0.75～11.06 MPa，均值6.75 MPa；喉道中值半徑0.02～1.27 μm，均值0.59 μm；分選系數(shù)

圖2 研究區(qū)儲(chǔ)層孔隙類型Fig.2 Pore types of reservoir in the study areaa.理364(810.10 m)，長4+5殘余粒間孔；b.理451(663.50 m)，長4+5長石溶孔；c.理330(1 039.00 m)，長6粒間孔；d.理329(957.60 m)，長6溶蝕孔；e.理818(773.50 m)，長6原生粒間孔；f.理322(801.54 m)，長6溶蝕孔；g.理331(931.62 m)，長4+5 殘余粒間孔；h.理329(951.31 m)，長6長石溶孔；i.理823(912.32 m)，長6 粒間孔；j.理823(914.58 m)，長6長石溶孔；k.理450(797.31 m)，長6 殘余粒間孔；l.理450(797.31 m)，長6殘余粒間孔；m.理437(656.20 m)，長6長石溶孔；n.理437(656.20 m)，長6殘余間孔；o.理865(835.40 m)，長4+5殘余粒間孔；p.理331(1 007.30 m)，長6 殘余粒間孔；q.理331(1 007.30 m)，長6 殘余粒間孔；r.理330(1 020.45 m)，長6 長石溶孔；s.理329(956.20 m)，長6 殘余粒間孔；t.理329(957.41 m)，長6 殘余粒間孔。

0.09～8.11，均值1.92；歪度系數(shù)0.07～1.94，均值1.20；未飽和汞飽和度11.14%～31.00%，均值25.83%；退汞效率25.21%～38.36%，均值29.95%(圖3)。

圖3 長4+5壓汞曲線特征Fig.3 Characteristics of Chang-4+5 mercury injection curves

長6砂巖儲(chǔ)層共計(jì)75個(gè)樣品。壓汞資料統(tǒng)計(jì)表明，排驅(qū)壓力介于0.19～8.35 MPa之間，均值1.91 MPa；中值壓力1.99～35.36 MPa，均值11.18 MPa；喉道中值半徑0.02～1.47 μm，均值0.57 μm；分選系數(shù)0.06～6.69，均值0.98；歪度系數(shù)-0.55～1.76，均值0.36；未飽和汞飽和度大部分介于11.35%～45.55%，均值30.35%；退汞效率15.21%～78.29%，均值42.48%(圖4)。

圖4 長6壓汞曲線特征Fig.4 Characteristics of Chang-6 mercury injection curves

充分利用汞曲線及儲(chǔ)層發(fā)育特征，將工區(qū)儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)大體劃分為3類(圖5)。

(1)Ⅰ類：中小孔細(xì)喉型。毛管壓力曲線為寬緩平臺(tái)型，孔喉分選較好，較粗歪度，最大進(jìn)汞飽和度一般大于70%，排驅(qū)壓力為0.1～1.0 MPa。主要分布在長6油層，孔隙度大于6%，滲透率大于0.5 mD，占樣品總數(shù)的30%。

(2)Ⅱ類：微小孔微喉型。毛管壓力曲線為斜坡型，孔喉分選較差，較細(xì)歪度，排驅(qū)壓力大于0.8 MPa，最大進(jìn)汞飽和度大于60%。主要分布在長6及長4+5油層，孔隙度大于6%，滲透率一般大于0.1 mD，占樣品總數(shù)的26%。

(3)Ⅲ類：微孔微喉型。毛管壓力曲線為直立型，孔喉分選差，細(xì)歪度，最大進(jìn)汞飽和度小于65%，排驅(qū)壓力大于1.0 MPa。此類儲(chǔ)層物性差，孔隙度小于5.0%，滲透率一般小于0.1 mD，占樣品總數(shù)的44%。

3 儲(chǔ)層物性特征

儲(chǔ)層物性是評(píng)價(jià)儲(chǔ)層特征比較重要的參數(shù)[13-15]。對(duì)比各層位儲(chǔ)層物性特征發(fā)現(xiàn)，各油層組孔滲最小值與最大值變化范圍較大，儲(chǔ)層層內(nèi)孔滲差異性非常顯著(圖6)。

研究發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)各油層組之間孔隙度和滲透率具有一定的差異性，整體上呈現(xiàn)從長2油層組到長6油層組儲(chǔ)層孔隙度、滲透率逐漸降低的趨勢，說明儲(chǔ)層成巖過程中受壓實(shí)作用影響較明顯。

圖6 高臺(tái)—毛家河北區(qū)延長組各層孔隙度和滲透率分布Fig.6 Distribution of porosity and permeability of each layer of Yanchang formation of north of Gaotai-Maojiahe area

長21亞油組孔隙度分布范圍6%～18%，平均為12.8%；滲透率分布范圍1.0～6.0 mD，平均達(dá)3 mD，研究區(qū)長21儲(chǔ)層物性整體較好，有利于油氣成藏。

長22亞油組孔隙度分布范圍4%～16%，平均為12.2%；滲透率分布在0.5～4.5 mD，平均為2.34 mD，滲透率較長21略有變小。

長23亞油組孔隙度分布范圍4%～14%，平均為11.8%；滲透率分布在1.0～4.5 mD，平均為2.09 mD，滲透率與長21、長22變化不大。

長4+51亞油組孔隙度分布范圍2%～12%，平均為7.3%，與長2相比，明顯變低；滲透率分布在0.5～2.5 mD，平均為1.24 mD，滲透率較長2明顯變差，儲(chǔ)層物性明顯較長2更差。

長4+52亞油組孔隙度分布范圍4%～10%，平均為7.01%，分布特征與長4+51大致相同；滲透率分布在0.5～3 mD，平均為1.27 mD。

長61亞油組孔隙度分布范圍3%～11%，平均為6.71%；滲透率分布在0.4～1.6 mD，平均為1.04 mD，高、低值區(qū)交互發(fā)育，物性相對(duì)較好。

長62亞油組孔隙度分布范圍2%～10%，平均為6.45%，較上覆長61變化不大，大面積低值區(qū)則集中分布在研究區(qū)西部；滲透率分布在0.2～1.4 mD，平均為1.03 mD，滲透率較長61無明顯變化。

長63亞油組孔隙度分布范圍2%～9%，平均為6.08%，整體孔隙度變低，區(qū)內(nèi)中北部存在高值；滲透率分布在0.2～1.2 mD，平均為0.81 mD，滲透率較上覆長62減小，高值區(qū)集中在中部一帶。

長64亞油組孔隙度分布范圍3%～9%，平均為6.01%；滲透率分布在0.2～1.2 mD，平均為1.10 mD，滲透率較上覆長63發(fā)育好，滲透率高值區(qū)與河道砂體核心部位一致。

對(duì)高臺(tái)—毛家河北部延長組儲(chǔ)層的孔隙度及滲透率進(jìn)行相關(guān)性分析(圖7)可以看出，各油層組孔隙度與滲透率呈現(xiàn)較好的正相關(guān)性，具體表現(xiàn)為：隨著孔隙度的增加滲透率也逐漸增加；孔滲最大、最小值范圍變化很大，儲(chǔ)層的孔滲差異特征非常顯著。

4 成巖階段劃分

根據(jù)鑄體薄片、掃描電鏡、X-射線衍射分析，工區(qū)長2—長6油層組砂巖的成巖作用類型主要有壓實(shí)作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用以及次生加大等。按照中石油碎屑巖成巖階段劃分行業(yè)規(guī)范(2003版)，制定了子北油田高臺(tái)—毛家河北區(qū)砂巖成巖階段劃分標(biāo)準(zhǔn)(表1)。

依據(jù)鑄體薄片鑒定、掃描電鏡觀察及陰極發(fā)光分析，長4+5、長6儲(chǔ)層中的以亮晶方解石膠結(jié)物為主，局部為鐵方解石；石英次生加大比較普遍，大多都充填于孔隙的自形石英晶體；黏土礦物主要為薄膜狀綠泥石，其次為伊利石和伊/蒙混層。依據(jù)工區(qū)長4+5、長6黏土礦物含量與伊/蒙混層礦物比例、成巖礦物組合等資料分析，工區(qū)長4+5、長6儲(chǔ)層主要為晚成巖階段A期。綜合分析認(rèn)為，粒間溶孔是高臺(tái)—毛家河北區(qū)長2、長4+5、長6儲(chǔ)層的主要儲(chǔ)集空間。

圖7 高臺(tái)—毛家河北延長組儲(chǔ)層孔滲關(guān)系Fig.7 Porosity permeability relationship of Yanchang formation of north of Gaotai-Maojiahe

表1 碎屑巖成巖階段劃分(據(jù)2003石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)簡化)Table 1 Division of diagenetic stage of clastic rock (simplified according to 2003 oil and gas industry standard)

5 儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià)

5.1 儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)

依據(jù)趙靖舟2007年中生界砂巖儲(chǔ)集層分類標(biāo)準(zhǔn)(表2)，將工區(qū)延長組儲(chǔ)層分為Ⅲb類、Ⅳa類、Ⅳb類、Ⅴ類共4類。

(1)Ⅲb類儲(chǔ)層：為工區(qū)儲(chǔ)層物性相對(duì)較好類儲(chǔ)層，發(fā)育于三角洲分流河道儲(chǔ)層中，孔隙多發(fā)育粒間孔、粒間溶孔，為中孔—中細(xì)喉型，孔隙間連通較好。壓汞曲線特征表現(xiàn)為最低的門檻壓力、中值壓力、最大進(jìn)汞飽和度最高、進(jìn)汞曲線平臺(tái)較明顯，說明儲(chǔ)層孔喉分選最好、孔喉半徑最大，此類儲(chǔ)層在研究區(qū)相對(duì)優(yōu)質(zhì)。

表2 鄂爾多斯盆地中生界砂巖儲(chǔ)集層分類評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)(趙靖舟等，2007)Table 2 Criteria for classification and evaluation of Mesozoic sandstone reservoirs in Ordos Basin (Zhao Jingzhou et al., 2007)

(2)Ⅳa類儲(chǔ)層：為工區(qū)儲(chǔ)層物性相對(duì)較好類儲(chǔ)層，發(fā)育于三角洲分流河道儲(chǔ)層中，孔隙多發(fā)育粒間孔、粒間溶孔，為中孔—微細(xì)喉型，孔隙間連通性較好。壓汞曲線特征表現(xiàn)為相對(duì)較低的門檻壓力、中值壓力、最大進(jìn)汞飽和度相對(duì)較低、進(jìn)汞曲線平臺(tái)較明顯，說明孔喉分選好、連通喉道比例相對(duì)較多。

(3)Ⅳb類儲(chǔ)層：為研究區(qū)物性相對(duì)較差的一類儲(chǔ)層，孔隙成分復(fù)雜，膠結(jié)物含量大，為中孔—微細(xì)喉型，孔隙間連通中等。壓汞曲線特征以門檻壓力偏高和最大進(jìn)汞飽和度較低為主要特征，反映儲(chǔ)層中不連通孔隙含量多，儲(chǔ)層品質(zhì)相對(duì)較差。

(4)Ⅴ類儲(chǔ)層：為工區(qū)儲(chǔ)層物性相對(duì)較差類儲(chǔ)層，發(fā)育于分流間灣儲(chǔ)層中，孔隙類型多呈孤立狀的殘余粒間孔和雜基溶孔，孔隙連通性較差，主要為小孔—微喉型。

5.2 儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)

根據(jù)上述成果，對(duì)研究區(qū)內(nèi)各油層組的儲(chǔ)層分類進(jìn)行了平面分布預(yù)測，編制了長4+5、長6儲(chǔ)層分類平面展布圖，具體描述如下。

長6儲(chǔ)層：主要發(fā)育Ⅲb類、Ⅳ類儲(chǔ)層，分布在毛家河北部馬鞍山、毛家河?xùn)|部區(qū)域、高臺(tái)王家畔、雙井河及高臺(tái)北部區(qū)域有零散分布(圖8)，Ⅳb類、Ⅴ類儲(chǔ)層則分散分布于整個(gè)研究區(qū)。

長4+5儲(chǔ)層：Ⅲb類、Ⅳa類儲(chǔ)層發(fā)育面積較(圖9)小，集中在毛家河北部宋家卯地區(qū)，Ⅳb類、Ⅴ類儲(chǔ)層則零散分布于研究區(qū)高臺(tái)西部及毛家河?xùn)|部區(qū)域。

由于本區(qū)長2油層組油氣顯示較差，部分點(diǎn)上長3油氣有一定顯示，因此將長2、長3綜合描述儲(chǔ)層分類。長2+3儲(chǔ)層：Ⅳa類、Ⅳb類儲(chǔ)層只在高臺(tái)地區(qū)有零散發(fā)育。

圖8 長6儲(chǔ)層分類平面展布Fig.8 Layout plan of Chang-6 reservoir classification

6 結(jié)論

(1)長2—長6巖石類型為長石砂巖、巖屑長石砂巖，填隙物總體含量均不高(平均為13.8%)，膠結(jié)物主要是石英或者長石加大、水云母、綠泥石和方解石。

(2)長2—長6孔隙類型主要為殘余粒間孔及溶蝕孔隙，孔喉類型主要為小孔細(xì)喉和微小孔微喉。儲(chǔ)層物性較差，孔隙度與滲透率具有正相關(guān)性。

(3)長2—長6儲(chǔ)層主要受壓實(shí)作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用控制，長4+5、長6儲(chǔ)層處于晚成巖階段A期，因此粒間溶孔是主要儲(chǔ)集空間。

(4)長6儲(chǔ)層好于長4+5儲(chǔ)層，長6儲(chǔ)層具有較大勘探開發(fā)潛力。