環(huán)縣地區(qū)長3油藏成藏主控因素研究

王勝華 盧海達 朱曉燕 李文偉 劉麗娜 鎖玉霞

（中國石油長慶油田分公司第二采油廠 甘肅 慶城 745100）

環(huán)縣地區(qū)位于鄂爾多斯盆地陜北構(gòu)造斜坡帶西部。多年來，該區(qū)域地層剝蝕程度較深，大面積長3地層剝蝕，部分井區(qū)剝蝕至長6，造成長3地層對比難度大、油藏試油出水原因、成藏主控因素認識不清。近年隨著勘探程度的加大，在H32、L185、M31等井發(fā)現(xiàn)了長3油流井，顯示出研究區(qū)有一定的油氣勘探前景。筆者在前人研究成果的基礎(chǔ)上，通過沉積微相、儲層、蓋層等對環(huán)縣地區(qū)長3油藏成藏主控因素進行探討，旨在為后期滾動建產(chǎn)提供借鑒。

1 沉積微相及特征[1-2]

結(jié)合區(qū)域沉積背景，通過對環(huán)縣地區(qū)長3的巖礦特征、沉積構(gòu)造、測井曲線、巖芯觀察、薄片鑒定等分析，識別出研究區(qū)長3主要為扇三角洲平原及前緣亞相沉積，并進一步劃分為：分流河道、水下分流河道，分流間洼地、分流間灣四種沉積微相。主要發(fā)育分流河道砂體、洼地或間灣泥巖，河道砂體主要由細粒砂巖組成，沉積物粒度細、厚度薄，泥質(zhì)沉積物較發(fā)育。三角洲由多期砂體與泥巖疊置而成，具有多河道、寬而淺，河水能量弱，垂向加積慢、側(cè)向遷移快等特點，曲線表現(xiàn)為低幅度的箱形特征，河道變化快、穩(wěn)定性差，發(fā)育分流間洼地、分流間灣。其沉積演化過程可分為三期，區(qū)內(nèi)發(fā)育自4-7條西向東古河流，河道的不斷分叉和交匯使砂體在平面上連片性較好，河流最寬處達到15Km，主河道砂厚5-20m，主要分布在10-15m，河道側(cè)翼多為泥巖。

2 砂體展布及儲集砂巖特征

2.1 砂體展布

環(huán)縣地區(qū)長3砂體展布呈自西向東，基本和水下多分流河道的延展方向一致。受沉積環(huán)境控制，砂巖的分布特點具有平面上呈相間帶狀或片狀展布的非均質(zhì)性特征。長3三小期砂體平面分布穩(wěn)定、繼承性較強，河道多為3-5km，單砂體厚3-8m。剖面上多呈頂平底凸或頂凸底平的透鏡體狀。

2.2 儲集砂巖特征

統(tǒng)計環(huán)縣地區(qū)225塊37口井長3的薄片資料結(jié)果表明，砂巖以中-細粒長石巖屑砂巖為主，石英的含量為43.2%～46.7%，長石含量為14.2%～16.8% ，巖屑含量為20.6～27.1%；總體上具有高石英、低長石、高巖屑的特征。填隙物含量為11%～13%，以水云母、白云石、硅質(zhì)為主，水云母平均含量為3.4%；白云石為3.2%；硅質(zhì)為3.5%。膠結(jié)以孔隙式為主，顆粒磨圓相對較差，為次棱狀，分選中等，為點－線狀接觸。

3 儲層物性及含油性

3.1 孔滲特征

統(tǒng)計環(huán)縣地區(qū)225塊37口井長3層巖心分析數(shù)據(jù)表明，平均孔隙度 10.8%，滲透率 0.8×10-3μm2，主要分布在 8.2%-12.5%、0.14-2.1×10-3μm2；其中 17 口低于 0.5×10-3μm2，占 45.9%，5 口高于 1.5×10-3μm2，占13.5%，表明長3儲層物性總體較差。長31、長32、長33儲層孔隙度分別在9.6%～13.6%、9.4%～12.5%、6.3%～13.1%，平均分別為11.8%、10.51%、10.6%； 滲透率分別在 0.11～2.1×10-3μm2、0.06～2.6×10-3μm2、0.03～1.45×10-3μm2， 平均分別為 1.04×10-3μm2、0.73×10-3μm2、0.68×10-3μm2。

3.2 非均質(zhì)性

環(huán)縣地區(qū)長3非均質(zhì)性表現(xiàn)在平面、層間、層內(nèi)及微觀的非均質(zhì)性。

平面非均質(zhì)性表現(xiàn)在平面上砂帶的薄、厚相間分布、巖性組成及物性等分布的不同。在延伸方向砂體連通性較好，向兩側(cè)連通性較差，物性分布方向表現(xiàn)與砂體走向一致。砂體的交匯地帶一般處于分支河道的疊加交匯地帶，不同的沉積環(huán)境造成儲層砂巖在組成和結(jié)構(gòu)等方面的變化，增強了儲層的非均質(zhì)性。

層間非均質(zhì)性表現(xiàn)在長3內(nèi)部相鄰儲層或砂體垂向上巖性、結(jié)構(gòu)、物性等方面的差異及砂體的組合關(guān)系、砂體間泥巖隔層的發(fā)育和分布上。

層內(nèi)非均質(zhì)性主要表現(xiàn)在各單砂層內(nèi)碎屑顆粒的粒度大小在垂向上的變化稱為粒度韻律或粒序，受沉積環(huán)境和沉積作用的控制，有復(fù)合韻律、均質(zhì)韻律等。

微觀非均質(zhì)性表現(xiàn)在機械壓實作用及粘土礦物的析出，使原生的粒間孔急劇減?。荒z結(jié)作用可導(dǎo)致儲層砂巖孔隙度減小、滲透率降低；溶蝕作用和破裂作用改善儲層的物性。

3.3 含油性

環(huán)縣地區(qū)長3試油42口，平均日產(chǎn)油3.8t，日產(chǎn)水11.5m3，其中13口高于4t，21口產(chǎn)純水。整體上日產(chǎn)油與電阻率無明顯關(guān)系，但出純油井與電阻率有著近似的正向關(guān)系，最低出油電阻率約9?m，在出水井中，電阻率基本無規(guī)律。出水原因分析為:環(huán)縣地區(qū)西部和中部地區(qū)部分長3甚至長4+5、長6地層剝蝕，剝蝕區(qū)的存在不利于油藏的保存；向東部位于湖岸線以下，距離剝蝕區(qū)較遠，保存條件相對較好；巖心薄片觀察如H27、H59、H69發(fā)現(xiàn)，粒模孔被瀝青充填，殘余瀝青的存在可能導(dǎo)致電阻率的升高，在電測中被誤認為是油層或油水層，而試油表現(xiàn)出產(chǎn)水。

4 油藏成藏因素分析[1-4]

4.1 延長統(tǒng)深水相泥巖提供了有利的生油條件

環(huán)縣地區(qū)沉積的長3三角洲河道砂體被周圍泥巖所包圍，其下部的長7油頁巖及其以上延長統(tǒng)深水相泥巖，為長3油藏提供了有利的生油條件，位于深水環(huán)境中的河道砂體與深水泥巖相帶相配置，是成藏的首要因素。

4.2 平原及前緣相河道砂體是主要的儲層

環(huán)縣地區(qū)長3沉積微相對含油氣性的控制表現(xiàn)在生儲蓋的組合、儲層砂體的展布及儲層的儲集性能上。分流河道橫向遷移形成廣闊的河道砂體，是主要的儲集體，而分流間灣和河間洼地微相泥巖包圍了河道砂體，能夠形成良好的巖性油藏圈閉。沉積微相的差異決定了儲集砂體的巖性、厚度、形態(tài)和分布范圍均有較大差異。主體帶砂體最發(fā)育，兩側(cè)邊部砂體不發(fā)育。河道砂體為細砂巖，呈條帶狀展布，延伸遠；分流間灣以泥質(zhì)沉積為主。沉積微相的差異決定了儲集性能具有一定的差異，分流河道相砂體主體部位為粒度較細、分選性好的細砂巖，孔隙度大于10%，滲透率大于1.0×10-3μm2，含油性較好。

4.3 局部發(fā)育的鼻狀小構(gòu)造起到圈閉作用

環(huán)縣地區(qū)長3大多是幅度低于10m的背斜構(gòu)造，由于河道砂體被泥巖所包圍，極易形成差異壓實背斜即鼻狀隆起，同時接受自身或兩側(cè)油源區(qū)輸送來的油氣而聚集成藏，為油氣的富集提供了良好的圈閉條件。

4.4 上傾方向的泥巖或巖性致密帶起到很好的遮擋作用

環(huán)縣地區(qū)長3砂體呈西－東向帶狀分布，砂體間被分流間灣泥巖分隔，它們與區(qū)域西傾單斜的構(gòu)造上發(fā)育的局部鼻隆構(gòu)造相配置，構(gòu)成砂體上傾方向優(yōu)越的遮擋條件，從而使油氣在沿上傾方向運移時遇到泥巖遮擋層，在儲集砂體的有利部位聚集。

4.5 剝蝕面的存在對油氣保存具有一定的破壞作用

環(huán)縣地區(qū)部分長3地層剝蝕，部分井達長4+5甚至長6，剝蝕區(qū)的存在對油藏的保存不利。向東部位于湖岸線以下，離剝蝕區(qū)較遠，保存條件相對較好。

4.6 油藏類型

環(huán)縣地區(qū)長3鼻狀隆起的高部位和河道砂巖巖性圈閉是油氣運移聚集場所，不同沉積相帶砂體展布規(guī)律及儲層物性特征控制著油氣的富集，屬構(gòu)造-巖性油藏。主要類型有砂巖上傾尖滅油藏和砂巖透鏡體油藏，呈條帶狀、片狀、土豆?fàn)罘植肌?/p>

5 結(jié)論

5.1 環(huán)縣地區(qū)長3沉積微相控制著生儲蓋的組合、儲層砂體的展布及儲層的儲集性能。河道砂體為主要儲集層，其主體帶上物性好，非均質(zhì)性弱，含油性較好，是主要的儲油區(qū)。

5.2 環(huán)縣地區(qū)長3層砂巖以中-細粒長石巖屑砂巖為主，碎屑組成為長石、石英、巖屑。填隙物含量較高，以水云母、白云石、硅質(zhì)為主。

5.3 環(huán)縣地區(qū)長3油藏主要受分流河道砂體和鼻隆構(gòu)造兩個因素控制，屬構(gòu)造-巖性油藏。油藏呈條帶狀、片狀、土豆?fàn)罘植肌?/p>

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